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  • Francesa CGG evaluará potencial petrolero en Colombia

    OperadoresEl grupo francés de servicios petroleros realizará el mayor estudio sísmico jamás efectuado frente a las costas de Colombia.

    La compañía francesa CGG anunció este jueves que ha obtenido "un importante contrato" con la estadounidense Anadarko Petroleum.

    El programa de investigación permitirá determinar el potencial petrolero de una zona de más de 16.000 km2 en las costas del Caribe colombiano, precisó CGG en un comunicado. El texto no precisa el monto del contrato.

    Los datos serán recabados por dos buques de la flota de CGG, el "Oceanic Sirius" y el "Oceanic Vega", y procesados en su centro de Houston (Texas, sur de Estados Unidos).

    El estudio comenzará en el segundo trimestre del año. CGG ya firmó con Anadarko un contrato menor en Colombia, que concernía 5.500 km2, y que según recuerda fue llevado a cabo "con éxito" en 2013.

    Fuente: Portaflio.co / AFP

  • Ganancias de Ecopetrol repuntan pese a caída en producción

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Eltiempo.co / Reuters

     

     

     

  • Generar inversión y focalizar contratos vigentes, entre los retos de Mauricio de la Mora

    Anh LogoBogotá_Para nadie es un secreto que la situación del sector de hidrocarburos no tiene una muy buena perspectiva y que la Agencia Nacional de Hidrocarburos necesita un gran gerente que promueva la exploración de más áreas del país con el fin de que en el futuro se logre mejor producción de petróleo y gas.
     
    Es así como para algunos analistas, las aptitudes del ingeniero de petróleos con 25 años de experiencia en áreas de perforación y producción, Mauricio de la Mora, soportan la elección del profesional como director, una decisión que es calificada como “la más inteligente” para la entidad encargada, fundamentalmente, de promover inversión en actividades de exploración y explotación de hidrocarburíferos.
     
    Sin embargo, antes de empezar con esta tarea, el primer reto al que se enfrenta De la Mora es “solicitar a las empresas a las que se les asignaron bloques en la Ronda 2012 que realicen las inversiones a las que se comprometieron (US$2.600 millones), pues hasta ahora no han cumplido”, explica Amylkar Acosta exministro de Minas y Energía. Además, agrega que tendrá que velar por el cumplimiento de US$1.400 millones a los que se comprometieron las empresas que recibieron bloques en 2014.
     
    Después de realizar este proceso se espera que De la Mora muestre mejores resultados en la siguiente ronda de oferta de áreas que se haga en el país, ya que en la anterior Ronda Colombia 2014 sólo 20 de las 58 áreas presentadas para la exploración de hidrocarburos convencionales costa adentro fueron asignadas a empresas interesadas.
     
    Siendo así, se espera que el nuevo presidente “proponga esquemas operativos o contractuales que equilibren la pérdida de competitividad en el país derivada de los precios internacionales y la percepción de inseguridad jurídica y física”, comenta Luis Ernesto Mejía, exministro de Minas y Energía. Y agrega que no se debe limitar a la entrega de contratos sino que debería hacer un acompañamiento a los inversionistas en los temas de licenciamiento, comunidades y seguridad para la ejecución.
     
    Finalmente, Mejía señala que es necesario que el encargado tome decisiones técnicas y no políticas y mejore la eficiencia de la Agencia.
     
    Más retos que le encargan al nuevo presidente
    Adicionalmente, varias empresas expresan que el nuevo presidente deberá “interceder ante el Gobierno para que los costos ambientales, de comunidades, impuestos, regalías y demás, que hacen que los costos de producción sean muy altos, se reduzcan; si esto no ocurre, la industria tiene el riesgo de sufrir mucho en el país”, explica el experto financiero del sector Santiago Suárez.
     
    Hasta ahora no se ha hecho el nombramiento oficial del directivo y los funcionarios dentro de la Agencia están a la espera de como será en adelante la operación con el nuevo dirigente.
     
    Las opiniones
     
    Luís Ernesto Mejía
    Exministro de minas y energía
    “El reto es que acompañe a los inversionistas en los temas de licenciamiento, comunidades y seguridad, pero además que procure el cumplimiento de las obligaciones exploratorias contenidas en los contratos vigentes”.
     
    Amylkar Acosta
    Exministro de minas y energía
    “Es prioritario requerir las inversiones a las que se comprometieron las empresas que recibieron rondas en 2012 y 2014, ya que ahora las petroleras están recortando sus presupuestos de inversión”.
     

    Lilian Mariño Espinosa

    Fuente: LaRepublica.co

  • Geopark anunció un nuevo hallazgo de crudo ligero en los Llanos

    Colombiablocks GeoPark, empresa latinoamericana de exploración, operación y consolidación de petróleo y de gas con operaciones en Colombia, Chile, Brasil, Argentina y Perú1, anunció  hoy el descubrimiento de un nuevo yacimiento  de petrolero  como resultado de la perforación  del pozo  exploratorio Chachalaca 1, ubicado en el Bloque Llanos 34, en Colombia. GeoPark opera y tiene una  participación   de un 45% de en este bloque
     
    GeoPark perforó y completó el pozo exploratorio Chachalaca 1 a una profundidad total de 12,270 pies.  
     
    Como resultado de un ensayo realizado con una bomba eléctrica sumergible en la formación Mirador, a  11,606 pies aproximadamente, que dio como resultado un índice de producción de 1,100 barriles de  petróleo diarios de 30 grados API, con un corte de agua aproximado del 6%. Se necesita estudiar más  en profundidad el historial de la producción para determinar los caudales estabilizados del pozo y el  La campaña de perforación de GeoPark se reinició en junio de 2015 con dos (2) equipos de perforación  (rigs) actualmente operando en Colombia. En la fecha de esta publicación, la Compañía está perforando  el pozo exploratorio Jacana 1 y el pozo de evaluación Tilo 2, ambos en el Bloque Llanos 34. Se espera 
    realizar los ensayos de estos pozos en las próximas semanas. 
     
    Para el año 2015, la Compañía implementó un programa de trabajo flexible y con financiación propia que  puede ajustarse a diferentes escenarios de precio del petróleo para hacer coincidir los flujos de caja de  James F. Park, Director Ejecutivo de GeoPark, expresó: "Felicitaciones a nuestro equipo que continua  encontrando petróleo en el Bloque Llanos 34 de Colombia – siendo Chachalaca nuestro séptimo descubrimiento de un pozo petrolífero desde que entramos en el Bloque en 2012. El Bloque Llanos 34– particularmente los campos petrolíferos Tigana y Tua – representa áreas atractivas, de riesgos y costos  bajos y un alto “netback”, proporcionando una base productiva rentable durante períodos de precios 
    bajos del petróleo como el que estamos experimentando actualmente.”
     
    Geopark - paisminero.co
  • Grandes petroleras se vuelcan al gas

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

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

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

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

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

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

    ‘El enemigo’

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

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

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

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

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


    Fuente: Dinero.com

  • Grandes productores de petróleo negocian en Doha congelar la producción

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

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

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

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

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

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

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

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

    UN ACUERDO POSIBLE

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co

  • Gremio petrolero colombiano espera caída de inversión extranjera hasta US$4.720 millones

    Foto ecopetrolFoto ecopetrolBogotá. La Inversión Extranjera Directa (IED) en el sector petrolero caerá este año 42% a US$4.720 millones, esto tomando como base un precio promedio por barril de US$41, junto con un ritmo de producción de 885.000 barriles/día (proyección de este gremio para el presente año) y usando como referente estadístico la Balanza Cambiaria del Banco de la República, dice un informe revelado por la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol).
     
    Una caída de estas magnitudes no se veía desde el año 2007, época en la que la inversión foránea para el sector petrolero se ubicó en los US$4.156 millones, resalta el gremio petrolero.
     
    La proyección estimada a la baja se generaría por la compleja situación por la que está atravesando el sector petrolero. Esta situación es derivada por el descenso de las cotizaciones del crudo, así como por la inseguridad jurídica que se ha generado debido a las revocatoria de licencias por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) y a las decisiones de la Corte Constitucional que ha ordenado el cese de operaciones de pozos productores por presuntos problemas en el desarrollo de la consulta previa.
     
    A panorama se suman los constantes paros y bloqueos de las comunidades: entre enero y mayo de 2016 ya van 37. Estos bloqueos frenan las operaciones en los campos, incrementando los costos, tambié contempla la contratación local de bienes y servicios que en ocasiones ha elevado hasta en 500% la tarifa de mercado. Otro ingrediente desfavorable a la industria petrolera son los elevados niveles de tributación en Colombia; todos estos factores han incidido en la reducción de la participación de los inversionistas que ven un país poco atractivo para la inserción de sus recursos.
     
    Campetrol estima un repunte en la inversión extranjera para el sector petrolero para 2017 hasta por US$6.115 millones por un alza esperada en el precio promedio anual del barril de crudo de US$50. A partir de 2018 y hasta 2020 se registraría un nuevo descenso de estos recursos a niveles promedio de US$5.700 millones anuales, si de aquí a estos años las condiciones internan no varían.
     
    Según este pronóstico, a Colombia ingresarían únicamente US$22.000 millones en los próximos cuatro años, un 54% menos que durante el período 2012-2015 cuando el país recibió cerca de US$48.000 millones.
     
    Los resultados del modelo muestran que los flujos mensuales de inversión externa se mantendrán por debajo de los US$600 millones hasta el segundo semestre de 2018. Sin embargo, el sector tendría que esperar hasta principios de 2020 para recibir inversiones cercanas a los US$800 millones mensuales. Es fundamental trabajar en la recuperación de la confianza inversionista, para ello se deben dar mensajes positivos en el exterior sobre la seguridad jurídica y económica del país, lo cual permita un desarrollo óptimo de los negocios.
     
    Se requiere que Ecopetrol, empresa líder del sector de hidrocarburos del país, incremente su presupuesto anual para exploración y producción (E&P) a US$1.500 millones y US$3.000 millones, respectivamente. La compañía informó que su Plan de Inversiones de 2016 contempla recursos por US$282 millones para el primer rubro y de US$1.116 millones para el segundo, los más bajos desde hace 6 años.
     
    ElEspectador.com
     
  • Gremio petrolero de Colombia preocupado por rechazo popular a proyectos de extracción

    Colombia vio reducidas sus reservas de crudo en 337 millones de barriles al cierre de 2016Colombia vio reducidas sus reservas de crudo en 337 millones de barriles al cierre de 2016BOGOTÁ (Sputnik) — La industria petrolera colombiana se mostró preocupada luego de que en la víspera dos consultas populares votaron en contra de la extracción minera y de hidrocarburos en sus territorios, según confirmó a Sputnik una fuente del sector.
     
    "Las consultas populares empiezan a agudizar aún más la situación extractiva y de exploración en Colombia, lo que puede tener un efecto retroactivo muy perjudicial para la economía nacional e impactar el costo de los combustibles", dijo a esta agencia el director de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco Lloreda.
     
    El funcionario hizo esas declaraciones luego de que los municipios de Pijao (centro-oeste) y Arbeláez (centro) se mostraron en contra de la explotación minera y petrolera mediante referéndums.
    La consulta en Pijao se hizo con carácter preventivo, ya que en ese municipio no existe aún la explotación minera, pero sí seis títulos mineros vigentes y 18 solicitudes.
     
    En esa región el "No" ganó con el 97,76% de los votos (2.613), mientras que el "Sí" obtuvo el 0,97% (26) de los sufragios, revelaron las autoridades locales.
     
    Por su parte, la población de Arbeláez votó para que no continúen los procesos de sísmica, exploración y explotación de hidrocarburos que realizan dos empresas desde el 2010.
     
    En ese municipio el "No" obtuvo 4.312 votos (98,5%) y el "Sí" consiguió 38 (0,87%), señalaron las autoridades de esa región.
     
    Al respecto, Lloreda —cuyo gremio reúne entre sus afiliados a Chevron, ExxonMobil, Repsol, Oxy y Shell, entre otras— dijo a Sputnik que en la actualidad existen 44 consultas populares previstas para llevarse a cabo, 20 de ellas relacionadas con el sector de hidrocarburos, lo que "podría paralizaría alrededor de 115.000 barriles diarios de petróleo".
     
    Según consideró, de no regularse las consultas populares, "se haría más difícil explorar para incluir nuevos barriles en la reserva y tener de dónde producir a mediano plazo".
     
    Después de Pijao y Arbeláez ya está programado otro referéndum en Pasca (centro) para el próximo 6 de agosto, con un potencial electoral de 7.686 y un umbral ganador de 2.562, y esta semana se anunciarán otros en el estado de Tolima (centro-occidente) y en el de Antioquia (noroeste).
     
    Promesas incumplidas
     
     
    De acuerdo con las comunidades, las promesas incumplidas por las compañías y el Estado en cuanto a la calidad de vida, así como el desmejoramiento del medio ambiente por las labores de extracción y explotación, han motivado las consultas a fin de ponerle freno a tales actividades.
    El 4 de junio la población de Cumaral (centro) se opuso a que se explote crudo en la región tras alegar que esa actividad contamina las fuentes hídricas y podría llevar en un futuro a la escasez del líquido.
     
    Asimismo, el 26 de marzo, a través de otra consulta popular, la población de Cajamarca (noroeste) impidió la explotación minera a la multinacional Anglo Gold Ashanti por motivos similares, lo que marcó un referente para que otras regiones del país recurrieran a estos mecanismos de participación ciudadana para proteger sus suelos.
     
    En diálogo con la emisora local Caracol Radio, el director de la estatal Agencia Nacional de Hidrocarburos, Orlando Velandia, advirtió que si las consultas populares impiden la minería en el país se tendrán que subir los impuestos para reemplazar los recursos que produce el sector.
     
  • Hallazgos petroleros bajaron 39 % en 2015

    ThxEn un año marcado por el fuerte declive de los precios del petróleo, que hoy están aún más deprimidos, los descubrimientos de nuevos recursos de hidrocarburos también sintieron, como era de esperarse, el efecto de la fuerte contracción que se dio en la actividad de exploración petrolera.
     
    Datos revelados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) señalan que durante el 2015 las compañías operadoras hicieron 17 avisos de descubrimiento, cifra que, frente a los 28 anuncios registrados en el 2014, evidenció un descenso del 39 por ciento, porcentaje inferior a la caída en el número de perforaciones realizadas.
     
    Los datos hacen parte de la información técnica del estado final de los pozos, varios de los cuales fueron perforados en el 2014 y que surtieron el tiempo necesario para la realización de pruebas.
     
    De los 17 hallazgos del año pasado, cuatro correspondieron a recursos de gas (seco, no asociado y húmedo), mientras que los 13 restantes fueron de petróleo.
     
    En medio de la contracción que vivió toda la industria, la petrolera Pacific Exploration and Production (Pacific E&P) fue la que más anuncios de descubrimientos hizo, gracias a los cinco hallazgos reportados por la firma Petrominerales (que adquirió) en los bloques Chigüiro Oeste, Guatiquía (hubo dos), Río Ariari y Corcel, así como al que tuvo su filial Pacific Stratus Energy, en el bloque Llanos-19, a través del pozo exploratorio Langur-1X.
     
    El 2015 comenzó con el hallazgo de gas en el bloque Tayrona, en aguas frente a La Guajira, que a través del pozo Orca-1 hizo la brasileña Petrobras, operadora del área, en compañía de la española Repsol, la estatal noruega Statoil y Ecopetrol.
     
    Este descubrimiento tuvo inicialmente reservas probadas iniciales calculadas en 264 millones de barriles equivalentes (crudo y gas), según la firma Wood Mackenzie.
     
    Y el año cerró también con otro hallazgo de gas, correspondiente al que hicieron la compañía estadounidense Anadarko y la colombiana Ecopetrol con el pozo Kronos-1B, ubicado en el bloque Fuerte Sur, en aguas profundas frente a las costas del departamento de Montería.
     
    Este descubrimiento fue reportado el 3 de diciembre, y correspondió a gas seco.
     
    El área es compartida en partes iguales por las dos petroleras.
     
    En un reciente reporte de actividades del cuarto trimestre, publicado el 1.° de febrero, Anadarko reveló que el hallazgo permitió encontrar entre 130 y 230 pies netos de gas natural, lo que demostró la presencia de un sistema petrolero en la zona.
     
    Previamente, el pozo Kronos-1, que también había sido perforado por esta firma, fue taponado finalmente, según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
     
    Sin embargo, el pozo Calasú-1, que probó una gran estructura ubicada a unos 160 kilómetros del pozo Kronos, no encontró cantidades comerciales de gas.
     
    De otra parte, según la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), con los 25 pozos exploratorios que se perforaron en el 2015, el país regresó a niveles de hace 10 años en este frente, mientras en pozos de desarrollo, que se hacen para incrementar la producción de crudo, las 710 perforaciones ejecutadas implicaron regresar a niveles del 2010.
     
    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
    Subeditor Economía y Negocios
    ElTiempo.com
  • Incentivos para Exploración Costa Anuncio el Ministro Tomàs Gonzàlez

    Gonzalez TEl Ministerio de Minas y Energía presentó tres nuevas medidas que fortalecen las zonas francas  costa afuera, e incentivan a inversión en el país. El objetivo, según manifestó el Ministro Tomás González es aprovechar el potencial que representan las actividades de exploración y producción en aguas profundas y ultra profundas. Esta iniciativa, que busca aumentar las reservas de gas y crudo a mediano plazo, suma a las acciones de corto plazo que ya implementa el Gobierno Nacional para garantizar el abastecimiento de combustibles y energía eléctrica en todo el país.
     
    “Hemos visto el potencial del Caribe colombiano en el futuro de los hidrocarburos del país con el descubrimiento de los pozos Orca-1 y Kronos-1. Por eso estamos haciendo más atractiva la inversión costa afuera, tomando medidas que nos permitan incentivar la exploración y producción, buscando garantizar a mediano plazo  una producción cercana al millón de barriles, y lograr autosuficiencia de gas”, afirmó Tomás González Estrada, Ministro de Minas y Energía.
     
    Las siguientes son las medidas anunciadas tras la publicación del decreto 2129 de 2015, con el que se reglamentan las facilidades para la gestión y administración zonas francas permanentes costa afuera: 
     
    1.    Condiciones más atractivas para la inversión: se estimulará la inversión permitiendo al operador solicitar una zona franca con varios bloques costa afuera. Dichos contratos gozarán de una reducción en la carga tributaria del 25% en el impuesto de renta, exención del pago de IVA y beneficios aduaneros.
     
    2.    Mayor facilidad para acceder a las zonas francas: la inversión comprometida no será un valor fijo, sino que dependerá de lo comprometido inicialmente en el contrato con la ANH. De esta forma se logra ajustar las inversiones requeridas a la realidad de los contratos vigentes.
     
    3.    Se mantiene impulso al empleo: se deberá mantener la dinámica de generación de empleos directos por cada Zona Franca Permanente Costa Afuera. Pasados seis años los operadores estarán obligados a mantener dichos empleos. Con el incentivo a las operaciones costa afuera se lograrán mayores inversiones y mayores oportunidades de empleo.
     
    “Estamos generando las condiciones que nos permitan fortalecer la inversión y continuar estimulando el desarrollo económico y social del país a través de esta industria”, concluyó Tomás González.
     
    MME- paisminero.co
  • Inicia operación unidad que produce diésel limpio y otros productos valiosos en la Refinería de Cartagena

    Reficar Coque• Ya están operando 32 de las 34 unidades de la nueva refinería.

    Cartagena, mayo 12 de 2016.- La unidad de Hidrocraqueo, planta que produce diésel de la mejor calidad mundial, gasolina para avión (Jet) y otros productos de alto valor, entró esta semana en operación en la nueva refinería de Cartagena. Su arranque se produce con una carga de 23 mil barriles diarios de los 35 mil de su capacidad total.

    La función principal de esta planta, que utiliza tecnología de punta, es convertir productos pesados, como los gasóleos de la sección de vacío de la Unidad de Crudo y de Aceite Liviano de Ciclo (ALC), en productos de mayor valor comercial, como el diésel de bajo contenido de azufre, el combustible de aviación JET A1, nafta y butano (materia prima para la unidad de alquilación). Con un catalizador e hidrógeno, la planta remueve el alto contenido de azufre de los gasóleos para obtener productos limpios de alta demanda en el mercado.

    Esta es la primera unidad de hidrocraqueo que tiene Colombia. Es una de las plantas clave para aumentar la eficiencia y rentabilidad de la nueva refinería, que podrá convertir el 97% del crudo en productos valiosos que se comercializan por encima del valor del petróleo. Anteriormente este factor era del 74%. 

    La Refinería de Cartagena continúa con el aumento progresivo de sus niveles de procesamiento para llegar a su máxima capacidad de 165.000 barriles día.  Ya están operando 32 de las 34 unidades. En las próximas semanas se espera la puesta en marcha de las Unidades de Alquilación e Isomerización de Butano.   

     

    Por: Paisminero.co / CP Ecopetrol

     
  • Internacional - ¿Por qué las petroleras rusas crecen más que las occidentales pese a la caída del precio del crudo?

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: rt.com

  • Internacional - Hacia un nuevo orden petrolero global

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: americaeconomia / Xinhua

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  • Internacional - Opep podría reducir meta de producción petrolera

    PetroleoUn anuncio del secretario general del cartel de productores indicó que espera que al final de noviembre se dé el recorte.
     
    Los precios del crudo en los Estados Unidos y en Londres rompieron su tendencia de depreciación ayer tras las declaraciones del secretario general de la Organziación de Países Exportadores de Petróleo, Opep, Abdalla El-Badri.
     
    Tras reunirse con el ministro de Petróleo de Rusia, Alexander Novak, el líder del cartel de productores anunció que en el 2015 la producción de la Opep podría ser 29,5 millones de barriles y no los 30 millones de barriles promedio por día que producen en la actualidad.
     
    Esta reducción se daría ante la reducción de la demanda esperada por la misma organización para el próximo año ante el aumento de la producción en los Estados Unidos y una menor necesidad de este país de las importaciones de crudo.
     
    Los delegados de la Opep se reunirán el 27 de noviembre para revisar su política de producción de petróleo. Sería la primera vez, desde la crisis financiera del 2008, que la organización tomara la decisión de disminuir su expectativa de producción.
     
    Los analistas consideraron que los comentarios de Badri equivalen a una señal de que algunos miembros de la Opep están empezando a preocuparse. “Es una señal y es bastante significativa”, dijo el analista de Swedish Energy Agency Samuel Cizsuk. “Es probable que algunos de los miembros de la Opep estén preocupándose un poco por los precios potencialmente más bajos”, afirmó.
     
    El martes, tras las declaraciones, la cotización para los contratos futuros del petróleo Brent, para noviembre, subió 1,17 dólares a 99,05 dólares por barril.
     
    La posición octubre expiró el lunes y se transó por última vez en 96,21 dólares. El crudo Brent acumula pérdidas del 11 por ciento en el tercer trimestre, su mayor caída desde el segundo trimestre del 2012.
     
    Mientras tanto, el petróleo en los Estados Unidos para octubre ganó 1,96 dólares a 94,88 dólares por barril. El secretario general de la Opep le restó importancia a la caída de los precios.
     
    “Todos saben que el precio ha estado cayendo en los últimos dos meses, no creo que esta tendencia continúe. Prevemos que el precio subirá a fin de año”, afirmó. “He visto mucho como los precios suben o bajan y creo que es una fluctuación estacional”, agregó.
     
    DOS RAZONES MÁS
     
    Además de las declaraciones de la Opep, los futuros fueron impulsados, además, cuando la estatal libia National Oil Corp dijo que el yacimiento El Sharara de 340.000 barriles por día redujo levemente su bombeo luego de que misiles impactaron un área cercana a la refinería Zawiy.
     
    Los ejercicios militares de la Otan cerca a la frontera entre Ucrania y Polonia también impulsaron el precio.
     
    ARABIA YA HA PARADO
     
    Arabia Saudita recortó su producción en 400.000 barriles promedio diario en agosto a cerca de 9,6 millones de bpd cuando pareció aplacarse la preocupación por la oferta inmediata de crudo.
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co
     
     
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  • Internacional - Rusia, otro en crisis por petróleo

    PutinLas reservas del gobierno ruso se redujeron casi en un 10% en términos de dólar en febrero después que el estado trató de llenar un hueco en su presupuesto causado por la baja de los precios del petróleo.


    El Fondo de Reserva se emplea para apuntalar las finanzas públicas en momentos de precios bajos del petróleo y el gas y se mantiene en dólares, euros y libras británicas. Cayó a US$77.050 millones de los US$85.090 millones de enero, dijo el ministro de finanzas. La caída en rublos (moneda oficial rusa) fue más aguda, de casi 20%, desde que el rublo ganó terreno frente al dólar y otras divisas el mes pasado.

    El ministerio de finanzas dijo que el gobierno usó 500.000 millones de rublos (US$8.000 millones) del fondo para suplementar una baja en los ingresos del presupuesto. Eso sucedió a otro retiro de 50.480 millones de rublos en enero.

    El otro fondo soberano ruso, el Fondo de Riqueza Nacional, subió en 900 millones en febrero a 74.920 millones de dólares, informó el ministerio el martes, aunque bajó su valor en rublos.

    El gobierno ruso planea reducciones del 10% en la mayoría de los rubros de gastos este año en reacción a la caída de los precios de los combustibles, con la excepción de defensa e infraestructura. La mitad de los ingresos del gobierno ruso provienen de impuestos a las industrias del petróleo y el gas.

    A partir del 20 de febrero el Banco Central ruso dijo tener 364.600 millones de dólares en reservas en monedas extranjeras.

    Fuente: Dinero.com - AP/D.com

  • Inventarios de petróleo en EEUU suben a récord en la última semana: EIA

    PlataformaNueva York - Los inventarios de petróleo en Estados Unidos subieron de forma inesperada la semana pasada al nivel más alto del que se tenga registro en diciembre, por mayores importaciones y porque las refinerías mantuvieron su producción, mostró el miércoles un informe de la Administración de Información de Energía.
     
    Los inventarios de crudo en Estados Unidos subieron en 7,3 millones de barriles en la semana finalizada el 19 de diciembre a 387,2 millones, frente a expectativas de analistas de una caída de 2,3 millones de barriles, según datos de la gubernamental EIA (iniciales de la agencia en inglés).
     
    Las importaciones de crudo de Estados Unidos subieron la semana pasada en 1,174 millones de barriles por día.
     
    El inesperado aumento se sumó a las preocupaciones sobre un creciente exceso de suministros globales, dado que se produce en un momento del año en que los inventarios a menudo caen por un repunte en la demanda de combustible para calefacción.
     
    Tras los datos, los futuros del crudo en Estados Unidos CLc1 ampliaron levemente sus pérdidas, con una caída de más de US$2 por barril a poco más de US$55 en una sesión con escaso volumen antes de Navidad.
     
    En 387 millones de barriles, las existencias de crudo a nivel nacional son las más altas para esta época del año en base a registros que datan de 1982. El superávit en relación al año pasado ha aumentado por varias semanas y los inventarios están un 5% por encima de los niveles de 2012 y 2013.
     
    Las existencias de crudo en Cushing, en Oklahoma, el punto de entrega de los contratos en Estados Unidos, subieron 973.000 barriles, dijo la EIA.
     
    Las tasas de refinación subieron 40.000 barriles por día, mostraron los datos de la EIA. Las tasas de utilización en refinerías se mantuvieron sin cambios.
     
    Los inventarios de destilados -que incluyen diésel y combustible para calefacción- crecieron 2,3 millones de barriles a 123,8 millones, frente a expectativas de una caída de 900.000 barriles, dijo la EIA.
     
    Las existencias están aumentando rápidamente en la costa estadounidense del Golfo de México y han subido 1,6 millones de barriles a 44,3 millones la semana pasada, su nivel más alto para esta época del año desde el 2010, mostraron los datos.
     
    Las existencias de gasolina subieron 4,1 millones de barriles, a 226,1 millones, frente al incremento de 600.000 barriles previsto por analistas en un sondeo de Reuters.
     
     
    Fuente: Larepublica.co / Reuters
     
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  • Japón ofrecerá a Brasil superplataforma petrolera Durante su inminent

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

    La caída en la cotización del crudo impactó a una cadena de indicadores de la economía colombiana. Esto la puso en una posición más vulnerable que a otros emergentes.
     
    Así como el precio del petróleo fue por algunos años uno de los grandes dinamizadores de la economía colombiana, la destorcida de los últimos meses ha tenido un ‘efecto dominó’ que está dejando al país en una posición vulnerable.
     
    Y si se compara con la situación de otros países emergentes que tampoco la están pasando bien, el resultado es que Colombia entró a la lista de los más frágiles.
     
    Así se desprende de un análisis cuantitativo realizado por JP Morgan Asset Management, con el cual cada trimestre revisa el perfil de riesgo de 20 economías emergentes y las clasifican en cinco grupos.
     
    Mientras que a comienzos del 2013 Colombia estaba entre los segundos de menor vulnerabilidad, ahora está en el combo de los más riesgosos, junto a México, Brasil y Rusia.
     
    La explicación a este salto no es otra que el golpe que ha tenido la caída en los precios del crudo en los indicadores económicos claves que son analizados.
     
    “El hecho de que el petróleo bajara de más de 100 a 40 dólares el barril le cambió totalmente el panorama a Colombia, pues los ingresos fiscales se ven afectados y de ahí se desprenden otras cosas” explica Andrés García-Amaya, analista macro de la firma.
     
    Añade que esta situación ha repercutido en 3 de las 5 categorías que se revisan en el estudio. La primera corresponde a los desbalances externos, es decir, al déficit en cuenta corriente (que pasó de 3,2 % en 2013 a 7 % en el primer trimestre de este año), así como las reservas internacionales y la inversión extranjera comparadas con ese desbalance y la deuda externa de corto plazo.
     
    Mientras que en países como Chile o Rusia esa cobertura es de 7 veces y en Brasil es de 5, en Colombia es de apenas 1,8 veces.
     
    El segundo indicador es el riesgo soberano, en donde se analiza el déficit fiscal y de la deuda frente al PIB.
     
    Aquí también se observa un deterioro, pues el descuadre pasó de 2,4 por ciento del PIB en el 2013 a un estimado de 3 por ciento para este año.
     
    El tercero tiene que ver con la estabilidad económica, que incluye la concentración de las exportaciones (en Colombia el 65 % de las ventas del 2014 correspondió al sector minero-energético) y la desaceleración de la economía. En este frente, el grueso de las expectativas está alrededor del 2,8 y el 3,1 por ciento, luego de haber crecido 4,6 en el 2014 y 4,7 en el 2013.
     
    De hecho, la razón por la cual países como Chile o Perú están mejor clasificados que Colombia es que cuando les llegó el golpe, tenían indicadores más saludables de deuda y déficit, entre otros.
     
    El cuarto indicador, que nada tiene que ver con el petróleo pero en donde tampoco se ha visto grandes avances, es el de índices y percepciones de corrupción, tomando como referente los análisis de Transparencia Internacional.
     
    El quinto indicador, que según el analista es mucho más local y que no ha sentido una desmejora, es la situación del crédito, pues el crecimiento de la cartera no fue excesivo y además el saldo como proporción del PIB es relativamente bajo.
     
    Aunque todo esto sugeriría que la única forma de que Colombia mejore su perfil es que aumenten los precios del crudo, y se hagan grandes ajustes estructurales para bajar la fragilidad, a juicio de García-Amaya “no se necesitan demasiados cambios, sino hacer uno o dos muy bien hechos”.
     
    En ese sentido, señala que “uno de los temas más importantes en los que se está trabajando es que el Gobierno diversifique más sus fuentes de ingreso. El petróleo es cíclico y las finanzas no deben depender mucho de un solo producto”, dice.
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Juan Carlos Echeverry nuevo Presidente de Ecopetrol

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

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

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

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

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

    Ecopetrol - paisminero.co

     



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

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

    El título ha estado por debajo de los 3.200 pesos. Hay grandes retos para que la cotización se recupere.
     
    Ecopetrol REste no ha sido un buen año para la acción de Ecopetrol, pues hasta el viernes pasado acumulaba una caída de 13 por ciento.
     
    La situación ha generado inquietudes entre muchos de los 414.000 accionistas que tiene la compañía, pues la acción de la petrolera fue su primer y tal vez único acercamiento con la bolsa.
     
    La situación no es tan sencilla como en años anteriores, cuando la acción alcanzó a superar los 5.800 pesos y, por eso, para levantar el título de los 3.190 pesos en que cerró el viernes, hay enormes retos.
     
    Uno de los temas que más ha golpeado a la empresa este año, es el de los atentados contra la infraestructura de transporte, pues “afectan los márgenes de rentabilidad porque tiene que mover el crudo por vía terrestre y es más caro. Eso, a su vez, genera cuellos de botella en la producción”, explica Ómar Escorcia, administrador de portafolios en la comisionista Asesores en Valores.
     
    A diferencia de los atentados, otro tema en el que hay margen de maniobra es el del bloqueo de las comunidades, que también limita las operaciones.
     
    Sin embargo, destaca que la compañía tiene capacidad técnica para aumentar la producción, bien sea en los campos Castilla y Chichimene, así como en proyectos de recuperación primaria.
     
    La meta de producción de la compañía para este año son 819.000 barriles en promedio diario que, en opinión de los analistas, es poco probable que se cumpla.
     
    Otro de los temas clave será que la empresa anuncie éxitos exploratorios importantes, pues de 11 pozos que exploraron en el primer semestre, solo uno fue exitoso, dice Edgar Romero, especialista en Renta Variable de Corredores Asociados.
     
    A esto añade que el precio del petróleo en la referencia Brent ha caído en los últimos meses y el panorama aún no es del todo claro, en la medida en que la oferta de crudo en el mundo se mantiene fuerte, pero la demanda sí se ha visto afectada.
     
    En un plazo más largo, se espera que la entrada en operación de la Refinería de Cartagena, prevista para el año entrante, permita aumentar la capacidad de refinación y fabricar productos con mayor valor agregado.
    De todas maneras, expertos coinciden en que la acción ya asimiló todos los factores negativos que se han presentado.
     
    Adicionalmente, recuerdan que las acciones deben verse con una visión de largo plazo y que quienes guían sus inversiones en un horizonte amplio, pueden encontrar precios atractivos.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • La ANH en el Australasian Oil and Gas Conference 2015

    Planner AOG Exhibition SOCIALNicolás Mejía Mejía, Vicepresidente de Promoción y Asignación de Áreas de la Agencia Nacional de Hidrocarburos viajó a Perth, Australia para participar en la Australasian Oil and Gas Conference 2015 que se llevará a cabo del 11 al 13 de marzo. La conferencia, uno de los más importantes eventos de la industria internacional de petróleo y gas, es una plataforma de discusión y análisis sobre los nuevos mercados y tendencias que rodean la actividad exploratoria.

    Nicolás Mejía Mejía también será panelista en el taller previo Austrade Briefing on Latin America: Oil & Gas, del Australia-Latin America Business Council –ALABC, que se realizará del 9 al 10 de marzo en The University of Western Australia - UWA, y cuyo tema central será la creación de capacidades para la industria de petróleo y gas en alta mar. Dicho taller contará con la participación de delegados de la industria y universidades en Brasil, Colombia, México y Perú, quienes podrán intercambiar experiencias y necesidades con los expertos internacionales en el sector de hidrocarburos. Mejía realizará una presentación sobre el panorama de petróleo y gas en la región y la visión de Colombia sobre las posibilidades actuales.

    Adicionalmente, el Vicepresidente de Promoción y Asignación de Áreas de la ANH se reunirá con compañías como Woodside, Australian Trade Commission y con altos funcionarios del gobierno australiano con el fin de revisar el alcance de un MOU (memorándum de entendimiento) a firmarse entre Colombia y Australia, cuyo objetivo principal será el de facilitar y promover la cooperación entre ambos países en materia de petróleo y gas.

    “La participación de la ANH en este tipo de eventos nos permite analizar las tendencias y perspectivas mundiales del sector e interactuar con nuevos y potenciales inversionistas, con el fin de seguir promocionado los recursos hidrocarburíferos de nuestro país, que es finalmente el objetivo primordial de la Agencia Nacional de Hidrocarburos”, concluyó Nicolás Mejía Mejía.

    ANH / paisminero.co

  • La caída del precio del petróleo, un enemigo del Estado

    Una de las máximas de la geopolítica dice que el enemigo de mi enemigo es mi amigo. Algo de eso se aprecia en la forma en que la caída de los precios del petróleo afecta a las petroleras occidentales.
     
    Precios BajanEl mercado alcista del crudo de los últimos 15 años alimentó un nacionalismo de los recursos, en el que gobiernos de países ricos en materias primas impiden el acceso de las empresas extranjeras, expropian activos o imponen condiciones e impuestos más severos. Últimamente, sin embargo, algunas banderas se han bajado a media asta, y la pronunciada caída de los precios del petróleo en meses recientes debería alentar más de eso. Las grandes petroleras privadas occidentales no eludirán la caída completamente, pero sí deberían beneficiarse de una disminución del nacionalismo de los recursos.
     
    El ejemplo más obvio hasta la fecha es México, que está abriendo su sector energético a operadores extranjeros en un intento por detener una caída en la producción. Roseanne Franco de Wood Mackenzie lo califica como un punto de inflexión que debería animar a otros gobiernos en la región a dejar el nacionalismo a favor de la “maximización de recursos”. De hecho, en Argentina, que nacionalizó YPF en 2012, el Senado acaba de aprobar un paquete de reformas con el apoyo de la industria petrolera para promover la perforación en formaciones de esquisto. Medidas similares se han puesto en marcha o son evaluadas en otros países, entre ellos China, Indonesia y Argelia.
     
    El ímpeto para el cambio es el repunte de la producción de crudo y gas de Estados Unidos y Canadá. Los barriles extra deprimen los precios, lo que pone presión sobre los presupuestos de grandes países exportadores de petróleo. La presión también afecta los precios de las acciones de las petroleras estatales.
     
    En el último mes, conforme el crudo Brent cayó alrededor de 10%, las acciones de la rusa Rosneft y PetroChina se derrumbaron en cerca de 13%. En comparación, los títulos de Exxon Mobil bajaron menos de 5%. Además, muchas petroleras respaldadas por gobiernos, especialmente en Rusia, Venezuela y México, tienen altos niveles de deuda. En conclusión, eso podría terminar siendo un problema para los gobiernos. Después de todo, las grandes petroleras estatales son en realidad demasiado importantes para quebrar.
     
    La riqueza de hidrocarburos de esquisto de América del Norte también representa un desafío para el nacionalismo de los recursos al competir por inversión. Cerca de 38% del gasto incremental en la exploración y producción de crudo y gas entre 2009 y 2013 se destinó a la región, según IHS Herold.
     
    Las grandes petroleras privadas de Occidente pueden aprovechar esto. Su búsqueda desesperada de reservas alcanzó su nadir con la segunda ronda de licitaciones otorgadas por Irak en 2009, cuando muchos aceptaron una comisión fija por cada barril producido. Esto contribuyó a una caída constante del retorno sobre el capital, que ahora ha provocado que las grandes petroleras reduzcan tanto su gasto como sus metas de crecimiento.
     
    Esa es una respuesta racional al acceso limitado, en gran parte facilitada por el aumento de oportunidades en recursos no convencionales como el esquisto. Las grandes petroleras privadas han tenido dificultades para reemplazar su producción en los últimos años, al menos en términos de reservas comprobadas. Pero los recursos no convencionales, incluso si no son clasificados estrictamente como comprobados, tienen un aceptable historial de producir barriles reales.
     
    Fraser McKay, analista de Wood Mackenzie, dice que para las cuatro mayores petroleras —Exxon, Chevron, Royal Dutch Shell y BP— los descubrimientos no convencionales han sido de lejos la principal fuente de nuevas adiciones de recursos en los últimos cinco años. También subraya el tiempo relativamente corto que toma obtener gas y crudo de esas prospecciones y cómo esto encaja con la mantra actual de los accionistas de que los yacimientos generen flujo de caja en lugar de que sólo reciban inversiones indefinidamente.
     
    Todo esto hace que las grandes petroleras privadas sean apuestas más seguras en el actual entorno energético. Su escala y modelos integrados significan que no tienen la misma exposición a los precios del crudo como las firmas de exploración y producción.
     
    Esto tiene un beneficio adicional: hace que los potenciales blancos de adquisición sean más baratos. Por otra parte, los gobiernos ricos en recursos preocupados por la caída de los precios del petróleo deben también recordar que las grandes petroleras privadas siempre pueden ir en busca de barriles en Wall Street.
     
    Por Liam Denning
     
    Por : WSJournal.com
  • La cátedra y el off-shore en Colombia

    La Facultad de Minas U.N. Sede Medellín elaboró un mapa de ruta que construye una normativa ambiental para la explotación de hidrocarburos en el mar.
     
    De esta manera, se busca evitar inconvenientes como algunos de exploraciones petroleras marinas que han afectado toda una cadena de especies.De esta manera, se busca evitar inconvenientes como algunos de exploraciones petroleras marinas que han afectado toda una cadena de especies.Con el documento, que ya fue entregado a las autoridades ambientales y está en proceso de discusión, se fortalece en Colombia la información sobre cómo identificar o aplicar licenciamientos ambientales de explotaciones petroleras en altamar. 
     
    La iniciativa nace debido al creciente interés de empresas internacionales sobre esta práctica en algunas áreas marítimas del país. En consecuencia, la U.N., lideró el proceso para ajustar los diferentes lineamientos en aspectos ambientales y sociales. 
     
    Conocer la información sobre estas prácticas puede llevar al Gobierno nacional a tomar políticas acertadas y a garantizar, con estándares de calidad, la protección del medioambiente marino. 
     
    De esta manera, se busca evitar inconvenientes como algunos de exploraciones petroleras marinas que han afectado toda una cadena de especies entre las que se encuentran los peces y los corales en el mundo. 
     
    Muestra de ello ha sido la catástrofe ambiental ocurrida el 20 de abril de 2010, en el Golfo de México, cuando 4,4 billones de barriles de crudo fueron expulsados al mar durante 87 días, amenazando la existencia de aproximadamente 400 especies de flora y fauna. Este desastre superó el de Alaska en 1989, cuyo resultado fue la devastación total de la fauna de la región, con 11 millones de galones derramados.
     
    La información suministrada por la oficina de comunicaciones de la Universidad Nacional señaló que Carlos Zárate, secretario académico de la Facultad de Minas de la U.N. Sede Medellín, dijo, que la institución contribuyó significativamente a señalar los criterios para que el sector marino en Colombia puedan identificar o aplicar al momento de un licenciamiento ambiental en explotaciones petroleras en altamar.
     
    Asimismo, comentó que se definieron los términos de referencia para ese tipo de explotaciones y para el diagnóstico ambiental de alternativas en una de sus fases.
     
    Para el profesor Zárate, los resultados fueron los ajustes en los lineamientos y criterios para elaborar los términos de referencia al igual que en la información existente para la explotación petrolera en altamar. 
     
    También se analizaron los lineamientos para el diagnóstico ambiental y sus alternativas, lo cual constituye un importante referente para la gestión empresarial y la gestión de las autoridades ambientales en Colombia.
     
    El profesor Zárate, quien fue uno de los ponentes invitados al IV Seminario “Las ciencias del mar en la Universidad Nacional de Colombia, una mirada desde los Andes”, recalcó que el estudio fue muy importante para el desarrollo del país y al mismo tiempo para la conservación de ecosistemas estratégicos marinos hacia el futuro, en los próximos 20 ó 30 años. 
     
    Fuente: Dinero.com
  • La decisión que afectará el futuro del petróleo nacional

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

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

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

    Pacific PtogaitanA partir de hoy Puerto Gaitán, Meta, cuenta con una dotación de equipos médicos de alta calidad que beneficiará a los más de 25 mil habitantes de este municipio petrolero. Los equipos médicos fueron entregados por Pacific Rubiales, en cumplimiento de los acuerdos de la Mesa Social Sostenible, acuerdo tripartita firmado entre la comunidad, la empresa petrolera y las autoridades municipales desde 2011.

    Con una inversión inicial de $700 millones de pesos, la Unidad de Atención de Salud - hospital de Puerto Gaitán, Meta, recibió hoy de Pacific Rubiales la dotación representada en 437 equipos e implementos médicos. El monto total de la inversión de la petrolera en el mejoramiento del Hospital Nivel I de Puerto Gaitán, es de 2 mil millones de pesos representados en los equipos entregados hoy y en obras para el mejoramiento a la infraestructura, fase con la cual continuará el proceso.

    Además de la entrega de la dotación, Pacific realizó un acuerdo con la Fundación Santa Fe, para la capacitación del personal de salud, y se espera poder avanzar en la instalación de un sistema de Telemedicina con el Hospital de este municipio. “Este sistema de transferencia de conocimiento y acceso a atención especializada es ideal para brindar atención básica a los pacientes, pero requiere gran estabilidad en la conexión de internet”, dijo el director de la Unidad de Urología de la Fundación Santa Fe, Doctor Juan Ignacio Caicedo, quien se hizo presente en Puerto Gaitán en la entrega de la dotación de equipos al hospital.

    La dotación incluye desde camillas, implementos para atención en consulta externa ybalas de oxígeno, hasta equipos sofisticados para ayudas diagnósticas, pediatría, neonatología, radiografía y laboratorio. “La comunidad va a tener un alto beneficio con esta dotación para el hospital, y realmente esperamos que esta capacidad instalada, más el soporte que nos va a brindar la Fundación Santa Fe, permitan disminuir algunos indicadores de mortalidad que se vienen presentando en el municipio”, señaló la directora de la ESE Departamental, Dra. Sandra Milena Buitrago, al referirse

    “Es una tarea de tres años, y este es un fruto que finalmente se ve, uno de los más importantes”, dice la vocera de la Mesa Social Sandra Bernal, recordando cada paso del proceso que permitió hacer realidad la dotación del hospital, uno de los puntos de los Acuerdos de la Mesa Social, una manera sui generis como el municipio ha logrado estabilizar su economía, mejorar sus indicadores de inversión social y mantener la paz.

    La Mesa Social

    “No hemos tirado una sola piedra, y es mucho lo que hemos logrado. Si todos ponemos, vamos a lograr grandes cosas”, dice el cura párroco de Puerto Gaitán, Eison Barrios, el líder más relevante detrás de los Acuerdos de la Mesa Social de Puerto Gaitán, firmados el 30 de septiembre de 2011.

     
    Y si, es mucho lo que ha logrado este municipio, que hoy tiene más de 25 mil habitantes que hace 10 años era un caserío y, en 2011, apenas un pueblo con gran circulación de dinero por el auge petrolero, pero sin vías, sin infraestructura y con una población “verraca” por la actitud arrogante y lejana de la petrolera que había llegado a instalarse en su municipio.

    Fue entonces cuando la gente se levantó en paro, y la dirigencia de Pacific Rubiales empezó a reconocer sus errores, a facilitar un diálogo con la comunidad y a buscar métodos para darle continuidad y estructura a las relaciones de la empresa con la comunidad. “El diálogo social sostenible consistió en debatir y acordar qué corresponde al gobierno municipal, qué al gobierno nacional y cómo pueden participar las empresas. De las 9 empresas con presencia en la zona, solamente Pacific Rubiales y Ecopetrol se vincularon para la construcción de tejido social en un municipio azotado por la presencia de guerrilla, narcotráfico y grupos paramilitares”, recordó hoy en el evento de entrega de la dotación hospitalaria, William Jaimes, de Pacific Rubiales.

    Lo cierto es que en solo tres años la comunidad de Puerto Gaitán, incluso los más escépticos, reconocen la dimensión del cambio que han tenido en su calidad de vida. La carretera que comunica a este municipio con Villavicencio, que era una trocha en la que llegaban a demorarse hasta 8 horas, hoy es una autopista casi toda de doble calzada, que lleva en menos de tres horas a la capital del departamento. Las calles están pavimentadas, se están construyendo viviendas por la comunidad y para la comunidad, se asignan presupuestos de manutención a deportistas de alto rendimiento. Se dota gratuitamente con baños a las casas de las familias más pobres.

    Estos son solo algunos ejemplos de los 115 puntos de los Acuerdos firmados en 2011 y que hoy siguen vigentes, y cumpliéndose en esta alianza comunidad – empresas petroleras, que ha permitido que Puerto Gaitán se sienta orgullosa de su capacidad de organizarse, trabajar por el bienestar general y mantener la paz adentro de sus fronteras. Como dice Hernando Angarita Figueredo, quien ha sido facilitador de la Mesa Social desde 2011, con este proceso se comprende que “a través de la razón se puede lograr más que a través de la violencia”.


    Fuente: Confidencialcolombia.com

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  • La minería es el sector llamado a ser el gran jugador en el posconflicto

    Vice Minminas Diaz Así lo aseguró durante la pasada feria minera el viceministro de Minas, César Díaz Guerrero, quien afirmó que la minería puede ser "el gran jugador en el posconflicto" en el país como generador de empleo y de recursos para las regiones.
     
    "El sector llamado a ser el gran jugador en el posconflicto se llama la minería", declaró el funcionario al intervenir en un coloquio en la X Feria Internacional Minera, que tuvo lugar en la ciudad de Medellín.
     
    El viceministro consideró que el aporte minero se reflejará "con salarios, con proyectos a largo plazo y obviamente con proyectos con el acompañamiento social en diferentes regiones".
     
    "No hay un municipio de Colombia donde no tengamos minería, eso nos permitiría desarrollar actividades mineras en todo el territorio para incorporar seguramente algunos reinsertados en la región", señaló.
    Díaz recordó que el sector genera "buenos ingresos" para los trabajadores, ya que "generalmente paga 1,5 veces más que cualquier otra industria".
     
    Cifras de la Asociación Colombiana de Minería (ACM) indican que la actividad de este sector representa cerca del 2,5 % del producto interior bruto (PIB) en Colombia.
     
    La Feria Internacional Minera reunio hasta este viernes en Medellín a altos funcionarios,expertos de 30 países y representantes gremiales que analizaron la situación del sector en momentos en que afronta una caída de los precios internacionales de las materias primas, con una diversa muestra comercial que presento maquinaria equipo y soluciones para la industria extractiva.
     
     
    Por: Paisminero.co
     
     
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  • La ola de tutelas es otro golpe al negocio petrolero en Colombia

    Campo Petrolero - EcopetrolCampo Petrolero - EcopetrolA las continuas preocupaciones que tiene la industria petrolera por los efectos que puedan ocasionar en su actividad los bloqueos de comunidades, los cuales solo bajaron hacia el final del año pasado (en total fueron 473) se suma ahora un nuevo motivo de angustia, que puede tener un efecto mayor en el desempeño del sector.
     
    Se trata de las acciones de tutela que cursan ante diferentes tribunales y despachos judiciales, incluidas las que estudia la Corte Constitucional, cuyo número ya llega a 11 casos, de los cuales unos siete se concentran en el departamento del Putumayo. (Lea también: Corte frena proyecto petrolero en Orito, Putumayo)
     
    El año pasado, la producción de crudo de este departamento cayó 20,6 por ciento por factores sociales y de seguridad (bloqueos más ataques), al producirse 39.980 barriles por día en promedio, según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
     
    Aunque la decisión que tomó hace dos semanas la Corte Constitucional, al fallar en favor de una comunidad indígena awá de Orito, tiene una incidencia que puede verse pequeña, porque se trata del cierre de dos pozos de un campo de producción de Ecopetrol y Pacific (antes Petrominerales) que produjo el año pasado 2.980 barriles diarios, la preocupación de las empresas del sector es más de fondo.
     
    Fuentes conocedoras de los procesos ante los tribunales le dijeron a EL TIEMPO que las tutelas han sido presentadas entre el 2013 y el 2015, y que en todos los casos las compañías cumplieron con las normas sobre consulta previa vigentes cuando emprendieron los proyectos de exploración y luego de producción. Incluso, en varios de estos las autoridades certificaron que para el momento de solicitud de la licencia ambiental no había presencia de comunidades dentro de los límites del proyecto.
     
    En otros casos, las petroleras involucradas hicieron la consulta previa a los grupos étnicos que fueron certificados en sus áreas de influencia, por lo que, a juicio de las firmas, no es viable la consulta con aquellos grupos étnicos que no se ven impactados en su territorio por las actividades operacionales, pues a ello se llegó tras las visitas de verificación del Ministerio del Interior.
     
    El punto es que en las demandas se pide suspender las operaciones hasta que se hagan las consultas previas, lo que no solo frenaría la producción sino que implicaría un golpe financiero fuerte para las firmas, incluida Ecopetrol, que –como se sabe– han resultado fuertemente afectadas por el desplome en los precios del petróleo. Además, el temor es que estas acciones jurídicas se masifiquen en otras zonas de producción.
     
    Según la ANH, además de la estatal petrolera, las otras firmas que operan en el Putumayo son Gran Tierra Energy, Petrotesting, la china Emerald Energy y Vetra, de inversionistas venezolanos, que sería otra de las demandadas.
    Se prevé que la Corte Constitucional aborde y falle otros casos similares, toda vez que cuatro han surtido la primera y segunda instancia y fueron admitidos por el alto tribunal para revisión.
     
    Freno en seco
     
    Dentro de la industria petrolera se comenta que si crece el número de fallos que ordenan realizar las consultas previas, se frenarían inversiones que vienen de varios años atrás por un tiempo considerable.
     
    De hecho, un estudio de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), realizado a mediados del año pasado, arrojó que llevar a cabo una consulta previa en comunidades puede tomar casi un año (359 días) en promedio, pero hay casos en los cuales los tiempos han superado los 800 días.
     
    El análisis, fechado en mayo del 2015, se hizo con una muestra de 52 firmas afiliadas al gremio y Ecopetrol (no es afiliada), entre julio del 2013 y diciembre del año pasado.
     
    El análisis mostró que, en promedio, el Instituto Colombiano de Desarrollo Rural (Incoder, en liquidación) tardaba 37 días en responder las solicitudes, mientras que las certificaciones del Ministerio del Interior, con verificación en campo, se tomaban 137 días, tiempo que sin verificación bajaba a 40 días.
     
    “Cada proceso es particular; se encontraron tanto procesos cuya duración fue de 78 días, como otros que tardaron 838 días. Desde diciembre del 2013, el desarrollo de estos ha venido reduciendo su tiempo de duración”, señala el documento.
     
    Y si bien el Ministerio del Interior ha señalado que entre el 2010 y el 2014 el proceso ha mostrado un mejoramiento del 71 por ciento en su ejecución, al pasar de un promedio de 24 a 7 meses, para el estudio del año pasado, que abarcó 94 procesos identificados, el promedio fue de 12 meses, lo que implica un avance de solo el 5 por ciento frente al estudio anterior.
     
    Caso atípico en Casanare
     
    Además de los casos que cursan ante la Corte Constitucional, en las regiones se han dado polémicos fallos que incrementan la incertidumbre en el sector por la inseguridad jurídica. Uno de estos es el proceso identificado con el expediente 2013-106, el cual se tramitó ante el Juzgado Promiscuo Municipal de Aguazul (Casanare). 
     
    Allí, el demandante interpuso una tutela en la que in- voca su derecho fundamental a la salud por el ruido generado por un taladro. Aunque la compañía demostró que la distancia entre la máquina y la casa era la reglamentaria y los niveles de ruido estaban dentro de lo permitido por las normas vigentes, el juez falló a favor del demandante, señalando que así el ruido no excediera los topes, sí perturbaba al accionante y ordenó implementar medidas de mitigación, que llevaron a la petrolera a construir mamparas para aislarlo.
     
    Asimismo, el año pasado, el juez Cuarto Civil Municipal de Barrancabermeja le ordenó a Equión, filial de Ecopetrol, entregar la copia de un contrato a una firma que prestó servicios a un contratista de la petrolera, que le había incumplido pagos. Lo anterior a pesar de estar de por medio el secreto comercial.
     
    Las tutelas contra la industria petrolera se dan en las mismas regiones con mayor número de solicitudes de consultas previas, como Putumayo, La Guajira y Meta, en los que hubo 24, 26 y 8 solicitudes en el estudio realizado por la ACP
     
    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
     
    ElTiempo.com
     
  • La OPEP confía en EE.UU. para aumentar la demanda mundial de petróleo

    Plataforma GolfoLONDRES (EFE Dow Jones)--El incremento del consumo de crudo en Estados Unidos revertirá el descenso de la demanda de los últimos cuatro años en los países ricos y activará una recuperación a escala mundial en 2015, aseguró el jueves la Organización de Países Exportadores de Petróleo.
     
    Esta valoración --la primera que hace el grupo de productores de petróleo para 2015-- muestra que Estados Unidos está utilizando más petróleo propio ante su boom de la producción.
     
    Esta previsión podría suponer un soporte para los precios del crudo, que se han visto afectados en las últimas sesiones por las perspectivas de un incremento de la producción en Libia.
     
    En su informe mensual sobre el mercado petrolero, la OPEP anunció que el crecimiento de la demanda de crudo mundial se intensificará en 2015 por el sólido crecimiento económico. El consumo mundial aumentará en 1,21 millones de barriles diarios en 2015, frente al incremento de 1,13 millones de barriles al día previsto para este año, dijo la OPEP.
     
    La aceleración del crecimiento de la demanda se deberá en parte al incremento del consumo en las naciones industrializadas por primera vez desde 2010.
     
    La tendencia se ve apuntalada por el auge de la demanda de crudo en Estados Unidos, que subirá en 180.000 barriles al día en 2015.
     
    En los últimos años, India y China han sido los motores del crecimiento de los mercados de crudo. Sin embargo, los datos de la OPEP muestran que el crecimiento de su consumo será inferior al de Estados Unidos.
     
     
    Por Benoît Faucon
    Fuente: WSJournal.com
     
     
     
     
     
  • La OPEP cree que el mundo necesitará menos petróleo en 2015

    PlataformasVIENA (EFE Dow Jones)--La Organización de Países Exportadores de Petróleo señaló que la demanda del crudo que produce será inferior a lo esperado el próximo año, ante la desaceleración de la demanda y la amplia oferta que ya han reducido los precios mundiales del petróleo.
     
    En su informe mensual sobre el mercado petrolero, la OPEP dijo que había revisado la demanda estimada de su crudo a la baja en 200.000 barriles diarios para 2015 y en la misma cantidad para este año. En consecuencia, los mercados necesitarán 300.000 barriles diarios menos de crudo de la OPEP el próximo año, señaló.
     
    El comunicado de la OPEP se conoce después de que el contrato del petróleo Brent --la referencia internacional más negociada-- perdiera el nivel de US$100 por barril el martes por primera vez en 16 meses.
     
    El grupo atribuyó el escaso apetito por su petróleo a la creciente competencia de los productores rivales y la baja demanda de los países industrializados.
     
    Estados Unidos, que está en pleno florecimiento de sus yacimientos no convencionales, aumentará su producción de petróleo en 780.000 barriles al día en 2015, dijo la OPEP.
     
    La organización rebajó también su previsión de demanda de crudo mundial en 20.000 barriles al día para el próximo año. Aunque la revisión es pequeña en comparación con las expectativas de la OPEP de que el consumo aumentará en 1,19 millones de barriles diarios, el grupo dijo que refleja un menor crecimiento del consumo en los países industrializados.
     
    Pese a la menor demanda de su crudo, la OPEP dijo que su producción aumentó en 231.000 barriles diarios en agosto, tras la reapertura de los yacimientos y los puertos petroleros en Libia.
     
    Por BENOÎT FAUCON
     
    Fuente: WSJournal.com
  • La Opep prevé para 2018 un menor repunte de la demanda mundial de crudo

    Opep1309x630La organización prevé un aumento de 1,26 millones de barriles diarios, equivalente a una subida de 1,29%, frente al 1,31% estimado en 2017
     
    La Opep difundió hoy por primera vez cálculos sobre la demanda mundial de crudo en 2018, con un incremento esperado de 1,26 millones de barriles diarios (mb/d) hasta un total de 97,6 mb/d, equivalente a una subida del 1,29 %.
    Este aumento es ligeramente inferior al que se espera este año, de 1,27 mb/d hasta los 96,4 mb/d, y que equivale a 1,31 %, indica la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) en su último informe mensual sobre el mercado del petróleo.
     
    Los países en desarrollo consumirán la mayor parte del aumento de producción en 2018, con 1,06 mb/d, mientras que los países ricos, pertenecientes a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), aumentarán su consumo sólo en unos 200.000 barriles diarios, señalan los analistas de la OPEP.
     
    El incremento del consumo en 2018 será cubierto en su mayor parte por países ajenos a la OPEP, que aumentarán su bombeo en 1,14 mb/d, con una expansión de la producción en Estados Unidos, Brasil, Canadá, Rusia y Kazajistán.
     
    En 2018 liderará el aumento de producción EEUU, donde el petróleo de esquisto sigue en auge, con 860.000 barriles más por día, seguido de Brasil, con 220.000 barriles más por día; por el contrario, México producirá 170.000 barriles diarios menos, según los cálculos publicados hoy por la OPEP.
     
    Con estos datos, el grupo petrolero prevé perder algo de mercado en 2018 respecto a 2017.
     
    “La demanda de crudo de la OPEP en 2017 se estima en 32,3 mb/d, lo que representa un aumento de 0,3 mb/d respecto a 2016. En 2018, la demanda de crudo de la OPEP se proyecta en 32,2 mb/d, alrededor de 100.000 barriles menos que este año”, señala el informe.
     
    La expansión de la demanda petrolera se sustenta en el “sólido” crecimiento económico mundial que se prevé tanto este año como el que viene en un 3,4 %.
     
    Este crecimiento refleja, según los expertos de la OPEP, “un continuo fortalecimiento de la recuperación global que se está volviendo más equilibrada, con la estabilidad en el mercado petrolero como un elemento clave”.
     
    Los países industrializados crecerán en 2018 un 1,9 %, algo por debajo del 2 % previsto este año.
     
    Entre los países en desarrollo destaca el crecimiento de India en 2018, con un 7,5 %, mientras que China avanzará ese año un 6,2 %.
     
    Rusia, con un crecimiento estimado el año próximo del 1,4 % y Brasil con el 1,5 % apuntalarán su recuperación después de una recesión, vaticina la Opep.
     
    Fuente: Larepublica.co
  • La Producción Promedio Anual fue de 1.005.400 barriles de crudo por día (bpd) en el año 2015

    Campo Ecopetrol WEl Ministerio de Minas y Energía informó que el país alcanzó una producción promedio anual de 1.005.400 barriles de crudo por día (bpd) en el año 2015.

    "Ante las coyunturas que vivimos en 2015 el sector de los hidrocarburos nos demostró el valor y el impacto positivo que tiene para nuestro país. El sector trabajó para mantener la producción lo más cercana al millón de barriles y es sobre esta meta con la que podemos asegurar los recursos que se necesitan para financiar programas de infraestructura y de desarrollo social que tanto necesita nuestro país”, afirmó el Ministro de Minas y Energía Tomás González Estrada
     
    En el mes de diciembre de 2015 el promedio de producción de crudo mensual se ubicó en 993.800 bpd, lo cual significa un 0,46% más que la registrada en noviembre del mismo año, cuando se produjeron 989.000 bpd.
     
    “Recordemos que un millón de barriles promedio mes es un billón de pesos para el país”, dijo el Ministro, quien agregó que los recursos provenientes del sector durante los últimos cuatro años son los equivalentes para la financiación de 2,5 veces la primera etapa del  programa de vías de cuarta generación o a la construcción de 1,5 millones de viviendas de interés social.
     
    Por otro lado, la producción promedio mensual de gas correspondiente al mes de diciembre del 2015 fue de 1035,2 Mpcd (millones de pies cúbicos por día) un volumen mayor en 0,08 por ciento al del mes de noviembre. Las cifras reflejan el comportamiento de la demanda en los campos Bullerengue (Sinú, San Jacinto) y Toposí, además de la entrada en producción del campo Clarinete.
     
    *Este reporte contiene datos de producción estimada que serán sometidos a procesos de validación.

     

    MME- paisminerro.co

     

     

  • La propuesta de Pacific para quedarse en campo Rubiales

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

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

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

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

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

    LA OFERTA

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

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

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

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

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

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

    EN QUÉ VA LA DECISIÓN

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

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

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

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

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

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

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

    LOS DETALLES DE LA PROPUESTA DE PACIFIC RUBIALES

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co /Nohora Celedón

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  • La Rivalidad Petrolera Entre Arabia Saudita E Irán Se Intensifica

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


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

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

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

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

    No se prevé un  acuerdo de congelación

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

     

    Fuente: Larepublica.co

  • Las 5 estrategias para que Ecopetrol recupere el ritmo de crecimiento

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Deudas Petrol

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     

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

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

    Crudo 2016Bogotá- La locomotora minero energética parece estar avanzando hacia un abismo y nadie se ve realmente interesado en poner el freno para que en 2022 las refinerías, en las cuales se invirtió más de US$9.000 millones en los últimos años, no se queden sin barriles que refinar.
     
    Las últimas proyecciones que hacen Campetrol y la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) muestran que este año la producción llegaría en promedio a solo 885.000 barriles, es decir 12% menos que el promedio de 2015, y en 2022 estaría por debajo de 600.000 barriles. 
     
    La realidad del sector petrolero, como explicó el presidente de la ACP, Francisco José Lloreda, es que la actividad exploratoria y de producción está prácticamente paralizada. Según las cifras de las empresas, en el año solo se han realizado 42 pozos de desarrollo de 450 proyectados por la ANH para mantener la producción por encima de los 900.000 barriles. Estos son los que permiten extraer más barriles de las zonas de producción, que en Colombia tienen un promedio de declinación en el mediano plazo de 15%, según un estudio de la ACP. 
     
    Siendo así, para este año,  “solo un repunte continuo en el precio, sumado al éxito exploratorio en tierra y mar, permitiría que la producción se estabilice alrededor de los 600.000 barriles promedio diarios (bpd) en los próximos años”, explicó Lloreda.
     
    De no ser así, y de continuar el precio en los niveles actuales y la perforación, ACP estima que la cifra llegaría hasta 400.000 bpd para 2022. En cualquiera de los dos casos “la autosuficiencia (cargar las refinerías con crudo colombiano) se perdería para la fecha”, explica el informe. 
     
    “Y esto sería desafortunado ya que, seguramente, el país quedaría expuesto a precios de mercado spot y le tocaría incurrir en costos de transporte y, probablemente, de pago de aranceles, lo que haría el crudo más caro”, aseguró Lloreda.
     
    Ahora, además de los niveles de los precios del crudo “que no han permitido la viabilidad económica de algunos proyectos, la conflictividad social presente en las regiones extractivas ha dificultado la normal operación de las empresas, por lo que la tendencia a la baja se intensifica”, explicó, Rubén Darío Lizarralde, presidente de Campetrol.
     
    Con los bloqueos que tiene Ecopetrol desde el 7 de julio en  Acacías se suman 36 bloqueos a la infraestructura petrolera en el año. Esto ha perjudicado también la exploración y perforación y ha dejado pérdidas por daños de $11.329 millones. 
     
    Según las cifras de los bloqueos que han reportado empresas de bienes y servicios esto ha generado que los taladros y equipos, que cuestan entre US$1 millón y US$5 millones por día el alquiler, hayan estado frenados por 206 días en 2016. 
     
    Siendo este el panorama, el llamado de los gremios es a que el Gobierno tome las decisiones que se requieren para recuperar el dinamismo, “impulsar la exploración, aumentar las reservas, y recuperar la producción”. 
     
    Los daños a infraestructura de Ecopetrol
    Ecope trol envió un comunicado en el cual rechaza los actos de violencia presentados el 7 de julio por “20 desconocidos encapuchados que ingresaron al taladro PX44, en El Triunfo, y ocasionaron daños a los equipos de la localización y pusieron en riesgo la vida de las personas”. Según cuenta la empresa, que aún no ha calculado los daños, los delincuentes lanzaron botellas de gasolina al contenedor de elementos químicos del taladro y ocasionaron un incendio que fue controlado  por el equipo de brigadistas en sitio y bomberos de la empresa.
     
    La opinión
     
    Francisco José Lloreda
    Presidente de la ACP
    “Solo un repunte continuo en el precio, sumado al éxito exploratorio, permitiría que se estabilice cerca de 600.000 bpd en los próximos años”.
     
    Fuente: Larepublica.co
  • Las petroleras ceden 67.000 millones en bolsa desde los máximos del crudo

    A pesar de que ayer remontó un 1%, el 'oro negro' pierde un 10% desde junio
     
    La demanda de petróleo cayó en el último trimestre al nivel más bajo desde 2012
     
    Precios BajanQue el precio del crudo suele subir en verano es un mito que se ha roto y con fuerza este año. Desde el 20 de junio, cuando marcó sus máximos del año, el barril Brent, de referencia en Europa, se ha derrumbado desde los 115,06 a los 104,09 dólares -ayer por fin subió un 1%-. En total, acumula ya un descenso del 9,5%, convirtiéndose en el peor verano para esta materia prima desde 2008. El mismo camino bajista está viviendo el crudo americano, el West Texas, que cede un 9,2% en el mismo periodo.
     
    Quienes más están sufriendo ese descalabro en bolsa son las compañías del sector. Las 20 mayores por capitalización acumulan un descenso medio en bolsa en el mismo periodo que se acerca al 4%. Esto, en cifras, se traduce en que han visto volar unos 67.000 millones de euros en conjunto de su valor bursátil.
     
    El desplome del oro negro tiene mucho que ver con la nueva práctica de extracción -el fracking- que se ha convertido en el argumento por el que muchos creen que en poco tiempo EEUU se convertirá en independiente energéticamente. Además, la Agencia Internacional de la Energía ya ha rebajado sus expectativas de consumo de petróleo para este año y el próximo, después de que se haya constatado que el crecimiento de la demanda cayó al nivel más bajo desde 2012 en el último trimestre. "Norteamérica está produciendo una increíble cantidad de petróleo que antes solía importar. El mundo no necesita tanto", apunta Ed Morse, jefe de análisis de materias primas en Citigroup, en declaraciones a Bloomberg. El experto hacía referencia a que Estados Unidos está bombeando el mayor volumen de petróleo de los últimos 27 años, según esta agencia.
     
    Así, las compañías relacionadas con el crudo no están viviendo su mejor momento en bolsa. Las caídas que sufren desde que el precio del oro negro tocó máximos van desde el entorno del 10% -que sufren Eni o Total- hasta pérdidas nimias de alrededor de un 1%, como es el caso de Royal Dutch Shell. Pero la otra cara de la corrección en bolsa, menos amarga, es que ese descenso ha servido para abaratar al sector. Las 20 mayores petroleras occidentales se cazan ahora un 5,4% menos caras que el 20 de junio. Entre las europeas, la británica BP se ha abaratado un 9,7% -hoy el inversor paga 9,7 veces por los beneficios previstos para este año, frente a las 10,8 veces que debía desembolsar cuando el petróleo estaba en máximos anuales-; y Total y Repsol son ahora en torno a un 7% más atractivas por precio. El PER -número de veces que el beneficio se recoge en el precio de la acción- de la española ha caído hasta las 13,3 veces, desde las 14,3 veces anteriores.
     
     
     
  • Las Reservas De Petróleo Bajan En EE.UU. En 200.000 Millones Barriles

     

    Reservas OilLas reservas de petróleo de Estados Unidos bajaron la semana pasada en 200.000 millones de barriles y se situaron en los 528,2 millones, informó hoy el Departamento de Energía.

    Washington, (EFE).- Las reservas de petróleo de Estados Unidos bajaron la semana pasada en 200.000 millones de barriles y se situaron en los 528,2 millones, informó hoy el Departamento de Energía.

    La cifra es menor que la pronosticada por los analistas, que estimaban un alza de 2 millones. Las existencias de crudo se encuentran en récord histórico para esta época del año, según las cifras oficiales.

    Tras conocerse estos datos, el precio del barril de petróleo West Texas (WTI) para entrega en abril subía un 1,80 por ciento, hasta 48,57 dólares.

    Las importaciones diarias de crudo alcanzaron en la semana que terminó el 10 de marzo una media de 7,2 millones de barriles al día, un descenso de 565.000 barriles respecto de la semana precedente.

    La media de las últimas cuatro semanas en las importaciones de crudo se ubicó en 7,6 millones de barriles diarios, un 4,4 % por debajo del mismo periodo el pasado año.

    Las reservas de gasolina para automoción bajaron en 3,1 millones de barriles, hasta los 246,3 millones, y siguen en la banda más alta de la media histórica.

    Por otro lado, las reservas de combustibles destilados, como el diesel y gasóleo de calefacción, bajaron en 4,2 millones de barriles y se situaron en 157,3 millones.

    Las refinerías operaron a un 85,1 % de su capacidad instalada, por debajo del 85,9 % de la semana anterior.

    El total de existencias de crudo y productos refinados en Estados Unidos, incluida la Reserva Estratégica que se redujo en 800.000 barriles hasta los 694 millones de barriles, bajó en 8,6 millones hasta los 2.033 millones de barriles.

     

    Fuente: wradio.com.co / EFE


     

  • Las reservas probadas de petróleo de Colombia bajaron un 13 % en 2015

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Elcolombiano.com

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

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

    Reservas Probadas Grupo Ecopetrol a Diciembre 31 de 2016

     
             

    Reservas Probadas (1P)

    Millones de barriles de petróleo  equivalente (MBPE)

     
     
             

    Reservas probadas a Dic 31 de

     

     

         1.849

     

    Producción 2016

     

     

    -       235

     

    Efecto Precio de Hidrocarburos

     

     

    -       202

     

    Optimización de costos, gestión y otros

     

            186

     

    Reservas probadas a Dic 31 de 2016

     

     

                 2

     
      
     
     
  • Lecciones para una inversión social exitosa

    Orlando CabralesHace unos días la Agencia Nacional de Hidrocarburos publicó el libro “Siete lecciones aprendidas para una inversión social exitosa en el sector de hidrocarburos”, el resultado de más de seis meses de trabajo que realizó la entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía con el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (Pnud), en busca fortalecer las capacidades institucionales para la planificación, seguimiento y evaluación de los programas en beneficio de las comunidades.
     
    Entre las buenas prácticas encontradas por este trabajo investigativo sobre inversión social y responsabilidad corporativa, el lector puede atender y sorprenderse con las labores que hace la industria extractiva para generar confianza, resolver conflictos al interior de las comunidades y hacer crecer personalmente a los individuos en áreas de influencia. En la mayoría de casos, la responsabilidad social se fundamenta en la honestidad, transparencia y respeto,  para luego entrar a producir acciones que generen trabajo, educación y protección ambiental.
     
    La inversión para el desarrollo -y esto es un llamado para la industria del sector minero energético- debe partir del entendimiento de las necesidades de las comunidades, no de las ayudas que son efectistas y que no aportan socialmente al progreso de las familias. Cito para explicar mejor mi punto de vista la definición que el Instituto Ethos de Empresa y Responsabilidad Social de Brasil hace sobre la responsabilidad social “(…) es la forma de gestión definida por la relación ética y transparente de la empresa con todos los públicos con los cuales se relaciona (…) preservando recursos ambientales y culturales para futuras generaciones, respetando la diversidad y promoviendo la reducción de las desigualdades sociales”.
     
    La clave del éxito para que la responsabilidad social en este sector se transforme en desarrollo verdadero está en articular las inversiones con proyectos a largo plazo, haciendo convenios con aliados locales, con transparencia, información y partiendo de las necesidades reales básicas que las comunidades deben satisfacer.
     
    La responsabilidad social no debe ser vista como mera filantropía, paternalismo o caridad; tampoco como la solución para evitar conflictos. Las acciones de responsabilidad social deben ser prácticas, en una perspectiva de derechos, que impliquen la voluntariedad de las empresas y la articulación de los esfuerzos del gobierno nacional con los locales para emprender un cambio social.
     
    En el sector hidrocarburífero no debemos conformarnos con el gran aporte que hacemos al país en temas de inversión extranjera directa, aporte al PIB, empleo y recursos para educación, trabajo e infraestructura a través de las regalías y el aporte a los ingresos corrientes de la Nación. Debemos seguir avanzando en el crecimiento de programas de responsabilidad social que aporten directamente al desarrollo de las comunidades y que, como finaliza el libro investigativo, originen programas eficaces, sostenibles y de calidad para la inversión social.
     
    Orlando Cabrales
     
    Viceministro de Energía
     
    Fuente: Larepublica.co
     
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  • Lista la interconexión eléctrica de Hidrosogamoso

    Linea EnergiaBogotá - La conexión que permitirá unir a Hidrosogamoso, que está siendo construida por Isagen, con el Sistema de Transmisión Nacional (STN) de energía eléctrica, ya entró en operación comercial.

    Esta conexión, que será operada por Intercolombia, una filial de ISA que además mantendrá la subestación y las líneas asociadas, le generará a la compañía ingresos por US$4,8 millones anuales, según cálculos de 2010.

    La energética, que puso ayer en marcha la interconexión eléctrica, manifestó que con este proyecto “brindará una mejor atención a la futura demanda energética del país y mejorará la calidad y confiabilidad del sistema”. Agregó que gracias a esto se disiparán las restricciones, disminuyendo el costo operativo.

    El proyecto consistió en el diseño, construcción y montaje de una subestación a 230.000 y 500.000 voltios y tres líneas de transmisión que buscan dar salida a los 820 megavatios de energía que producirá la Central Eléctrica de Sogamoso.

    Isagen tiene tres escenarios para la entrada en operación de la hidroeléctrica. El primero, que es el más optimista, proyecta que comenzará a trabajar el primero de diciembre, cumpliendo con el compromiso al que se llegó con la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg).

    El segundo escenario, es que entre a finales de diciembre, dependiendo de las lluvias de los próximos meses y el tercero, que es el más pesimista, es a finales de enero. Este último se hizo proyectando el comportamiento hidrológico que se ha tenido en los últimos meses.

    Y es que lo que le ha afectado a la puesta en marcha de Hidrosogamoso ha sido la sequía, el gerente de Isagen, Luis Fernando Rico, explicó que el último junio fue el segundo más seco desde que se hacen registros hidrológicos de más de 50 años, lo que ha demorado el llenado del Proyecto Sogamoso, que se tenía previsto entregar en octubre. Si el fenómeno de El Niño llega a hacerse realidad, la demora podría ser mayor.

    ISA informó que para la puesta en marcha de la interconexión del proyecto, se construyó la subestación Sogamoso, se amplió la Subestación Guatiguará de la compañía y se tuvieron que adecuar las subestaciones de Barrancabermeja y Bucaramanga de la Electrificadora de Santander (Essa).

    Así mismo, fue necesario construir la línea Sogamoso-Guatiguará a 230.000 voltios y reconfigurar las líneas Primavera-Ocaña a 500.000 voltios y Barranca-Bucaramanga a 230.000 voltios.


    María Alejandra Sánchez


    Fuente: Larepublica.co


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  • Los estímulos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos para que petroleras inviertan en el país

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

    La caída de los precios del crudo internacional sorprendió a la economía mundial desde mediados del año pasado. Sin embargo, no solo los precios han afectado la producción nacional. El fenómeno no deja de ser preocupante.
     
    Campo ThxLa producción del petróleo en el país comenzó a incidir significativamente en variables de estabilidad económica como los ingresos del estado, la inversión extranjera directa y las exportaciones del país. 
     
    El informe de coyuntura petrolera de Fedesarrollo de julio de este año, muestra la magnitud de la incidencia del petróleo en las cuentas nacionales, pues entre 2008 y 2014  el aporte del petróleo al ingreso corriente del Gobierno Nacional ascendió hasta un 18,9%, mientras que a la inversión extranjera directa (IED) aporta cerca del 30% del total que recibe el país. 
     
    De acuerdo al informe, la participación de las exportaciones de crudo dentro del total de las ventas externas se dobló entre el 2007 y el 2014, pasando de representar un 24,4% de las exportaciones totales a un 54,7% el año pasado. 
     
    De las anteriores cifras radica la importancia de la evolución del sector petrolero y de la preocupación que no cesa por los precios del crudo internacional. 
     
    Sin embargo, según el investigador Asociado de Fedesarrollo, Mauricio Reina, la producción en Colombia es más crítica que la disminución en los precios, pues estos podrían estabilizarse levemente en el mediano plazo por lógica económica. 
     
    El investigador resalta que “la caída de precio deja por fuera una serie de proyectos no convencionales principalmente en Estados Unidos y esto empieza a contraer tarde o temprano la oferta”, para finalmente inducir un incremento en los precios.
     
    Es tan así que, según Reina, “la situación de las reservas de Colombia para garantizar la sostenibilidad de la producción en el futuro es crítica”, pues solo se cuenta con “más o menos 7 años de estas y no ha habido grandes hallazgos recientemente”, sin mencionar que las perspectivas de nuevos hallazgos son precarias.
     
    Durante el 2014 la actividad petrolera del país, se contrajo como resultado de un periodo prolongado de precios bajos y un estancamiento en los niveles de producción del crudo. 
     
    De acuerdo con el informe los desafíos en materia de licenciamiento ambiental, las consultas previas con las comunidades y la seguridad de la infraestructura petrolera, han sido factores determinantes que también han afectado la producción de crudo.
     
    Estas dificultades se evidenciaron tiempo atrás en la ronda en Colombia, en el primer trimestre del 2014, cuando aún los precios estaban alrededor de los US$100 y los resultados fueron desalentadores pues “la tasa de adjudicaciones en el 2013 había sido 42% y el año pasado fue del 27%”.
     
    A pesar de que el sector pasa por este mal momento, la producción volvió a alcanzar el nivel de 1 millón de barriles diarios (mbd) en los últimos meses. Sin embargo, el informe estadístico petrolero de la Asociación Colombiana de Petróleos (ACP) muestra que la actividad exploratoria presentó una fuerte contracción en los primeros meses del año frente al mismo periodo del 2014, lo que constituye una caída del 82,6%. 
     
    De acuerdo con Reina, la cantidad de producción depende de nuevos hallazgos, y estos son posibles a través de nueva inversión. Sin embargo, “atraer inversión extranjera para el sector de hidrocarburos ha sido un reto”. 
     
    Colombia no es el único 
     
    Para Reina resulta importante resaltar que atraer inversión extranjera no ha sido solo un problema para Colombia.
     
    México, el gran competidor del país, “cuando abrió su primera ronda hace algunos días apenas pudo colocar el 14% de los proyectos que ofreció, entonces la situación es compleja para todo el mundo” concluye el economista. 
     
    Al parecer, los países emergentes son los llamados a jalonar los crecimientos de la demanda en los próximos años, luego de que Arabia Saudita, uno de los países más poderosos de la OPEP, tomara la decisión de dejar de restringir sus exportaciones, propiciando así la caída de los precios desde mediados del año pasado.
  • Los Precios del Petróleo y la Economía Mundial: Una Relación Complicada

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

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

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

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

     

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

    Oferta y demanda

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

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

    SPA Oil  Chart2

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

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

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

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

    La demanda interna en los países exportadores de petróleo

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

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

    Demanda interna en los países importadores de petróleo

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

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

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

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

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

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

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

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

    El camino por delante

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

    Fuente: Elespectador.com

  • Mala hora para las petroleras y un buen viento para el sector financiero y retail

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

    GolfoLas compañía angloholandesa Shell, socia de Ecopetrol y de la estadounidense Nexen en el bloque Mississippi Canyon 525, en el Golfo de México, anunció este martes un importante descubrimiento petrolero luego de perforar el pozo Rydberg, ubicado 120 kilómetros mar adentro en aguas profundas.
     
    Aunque está completando la evaluación de los resultados, la firma Shell Exploration, operadora del campo, estima que la base inicial de recursos de este reservorio sea de aproximadamente 100 millones de barriles de petróleo equivalente (crudo y gas), lo que lo convierte en su tercer descubrimiento más importante en las aguas profundas del Golfo de México y el primero del consorcio que tiene con Ecopetrol y Nexen.
     
    De acuerdo con la participación actual de cada compañía en el bloque, Shell tiene una cuota del 57,2 por ciento, Ecopetrol America Inc, filial de Ecopetrol, tiene una participación del 28,5 por ciento, y Nexen (firma controlada por la compañía china CNOOC), el 14,3 por ciento.
     
    Es decir, que los recursos inicialmente estimados que le corresponderían a Ecopetrol superarían los 28 millones de barriles, una cifra comparable con las reservas probadas iniciales al momento de declarar la comercialidad del campo Akacías el año pasado, en el bloque CPO-09, las cuales fueron estimadas en 35 millones de barriles.
     
    El pozo Rydberg está ubicado 120 kilómetros mar adentro en el bloque, y fue perforado a una profundidad total de 26.371 pies (un poco más de 8 kilómetros del fondo del mar), encontrando 122 metros de arena neta petrolífera.
     
    Junto con los descubrimientos de Appomattox y Vicksburg, los hallazgos de la compañía en el área Norphlet (en la que se ubica el bloque Mississippi Canyon 525) llegan a más de 700 millones de barriles de petróleo equivalente desde que la firma hace presencia en esta amplia región de exploración y producción de hidrocarburos.
     
    “El descubrimiento de Rydberg se basa en nuestra posición de liderazgo en el golfo oriental de México, y su proximidad a nuestros otros descubrimientos en la zona lo hace particularmente emocionante”, indicó Marvin Odum, director de Exploración de Shell para las Américas, quien agregó que los hallazgos representan el surgimiento de otro centro de actividades en aguas profundas para Shell, lo que debe generar valor para los accionistas.
     
    Aunque Ecopetrol no se ha pronunciado oficialmente sobre el hallazgo, se conoció que dentro de la compañía hay una gran satisfacción por este logro obtenido como parte de la diversificación de su portafolio de exploración.
     
    Hay un bloque produciendo en el área
    Actualmente Ecopetrol, en la costa del Golfo de México, en Estados Unidos, tiene en producción el bloque K2, operado por Anadarko, el cual le aporta 1.800 barriles por día al tener una cuota del 9,2 por ciento en el área.
     
    En esta zona también se han hecho los descubrimientos Parmer, Dalmatian Sur y ‘Logan’, todos en delimitación para explotación comercial.
     
    En el 2008, Ecopetrol adquirió el 31,5 por ciento que tenía la inglesa BP en el descubrimiento Gunflint, y se estima que su producción entrará en el 2016.
     
    ECONOMÍA Y NEGOCIOS - ElTiempo.com
  • Más de $800 mil millones invirtió Ecopetrol en medio ambiente durante 2014

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

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

    Ecopetrol invertirá US$200 millones en exploración offshore

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Dinero.com

  • Materias primas enfrentan escenario incierto ante caída del petróleo y aumento del valor del oro

    Petroleo ExtLas materias primas han enfrentado el segundo trimestre del presente año con rendimientos dispares entre si. Sin embargo, el índice de materias primas de Bloomberg, se contrajo por segunda semana consecutiva ante las fuertes pérdidas en cultivos como el maíz y la soja, además de las materias primas básicas, como el azúcar y el café Arábica.
     
    Misma situación ocurre con el precio de los metales preciosos, el cual operó con repuntes pese a la adversidad ocasionada por el relevante dato entregado por el informe de empleo en los Estados Unidos, el que fortaleció al dólar y al mismo tiempo incrementó el rendimiento de las acciones y los bonos.
     
    La energía cayó por tercera semana consecutiva a medida que las preocupaciones relativas a Irak se diluyeron y, en paralelo, dos importantes puertos de exportación libios reiniciaron sus tareas comerciales después de un bloqueo que se extendió por un año.
     
    Por su parte, las materias primas industriales, encabezadas por el níquel y el cobre, fueron las principales ganadoras. Este comportamiento representó un incremento del cobre por tercera semana consecutiva. Las señales continuadas de mayor crecimiento para los principales consumidores mundiales, China y Estados Unidos, coincidente con un momento de caída de inventarios, lograron la ruptura de la resistencia técnica para lograr un máximo de cuatro meses.

    En tanto, el paladio fue otra materia prima beneficiada ya que su cotización aumentó a un máximo de trece años, lo que se debió a altas expectativas de fuerte demanda continua por parte de la industria automotriz. Todo ello después de una huelga de cinco meses en Sudáfrica, el segundo productor más grande de paladio tras Rusia. Según fuentes de confianza y alta credibilidad, el déficit en la oferta llegaría a una cifra récord este año, debido a una combinación de la fuerte demanda industrial por convertidores catalíticos y la demanda en la inversión a través de fondos que cotizan en bolsa, respaldados en el metal, los que han logrado nuevos máximos.
     
    Así también, la oferta de futuros de ganado en los Estados Unidos continúa en alza debido a la escasez. Los estadounidenses pagaron el precio más caro de la historia por su parrillada del Día de la Independencia. El incremento de las sequías en Texas, el máximo productor junto con California, forzó a los productores a reducir la dimensión de sus hatos. Además, el duro invierno de este año redujo los pastos disponibles y obligó a la eliminación de ganado en las zonas afectadas.
     
    En los metales, el oro consiguió durante la semana pasada un repunte de varios meses, ya que continuó reaccionando a las noticias de los EE.UU., donde la creación mensual de empleo mantiene su ritmo e invita a especular acerca del comienzo de un ajuste de tasas antes de lo previsto.
     
    En el buen dato de empleo dado a conocer el jueves, se observó que los títulos variables lograron un nuevo récord, mientras que el rendimiento de los bonos y el dólar aumentó. Todo ello podría llevar finalmente a una obstrucción del progreso del oro. No obstante, hasta ahora, la demanda por oro parece seguir aumentando ya que las tenencias de productos negociados en bolsa respaldados por oro físico, (CFDs y ETFs) observan varios días de entradas sólidas, mientras que los traders especuladores como los hedge funds aumentaron recientemente sus posiciones largas netas en futuros de oro a su mayor grado desde 2007.

    Por ahora, el metal dorado se mantiene dentro del rango de US$1.300 y US$1.331 por onza, y a medida que los traders se olviden de los monitoreos de trading y se vayan de vacaciones, el oro empezará a caer. No obstante, esta no es una circunstancia que calmará necesariamente al mercado con un rendimiento medio del oro durante julio y agosto, ya que los últimos cinco años mostraron un 3% y 5,5%, respectivamente. Es así como un cierre por sobre los 1.331 dólares por onza facilitaría un repunte hacia zonas de US$1.370 por onza, seguido por el máximo de marzo visto en US$1.392 la onza.
     
    El petróleo en sus referenciales Brent y WTI cayó por segunda semana consecutiva a medida que disminuía el riesgo por dificultades para conseguir crudo irakí y, el dato más importante, noticias acerca de la reapertura comercial de dos de las terminales más importantes de petróleo en Libia, Es Sider y Ras Lanuf, tras un año de bloqueo. Todo ello desvió en parte la atención de las dificultades de suministro, las que causaron un repunte en la cotización del petróleo durante junio. Estas dos terminales presentan una capacidad combinada de enviar crudo de cerca de 560.000 barriles al día.
     
    La liberación de estos puertos representa la posibilidad de una esperada y pronta reanudación de las exportaciones libias en el corto plazo (lo que previene un retroceso), y las exportaciones se incrementarían a más de 800.000 barriles por día, la cifra más alta desde julio de 2013.
     
    En este escenario, el petróleo de Brent superó la línea de soporte en US$112 por barril, y el crudo WTI, en US$104 por barril. Ambos están ahora en riesgo de una corrección mayor hacia niveles de US$109,40 y US$103, respectivamente. La importante demanda estacional de las refinerías en los Estados Unidos y la nueva reducción en el inventario en Cushing, el punto de entrega del crudo WTI, beneficiarían un rendimiento excepcional del WTI sobre el referencial Brent.

    Finalmente, los precios de los cultivos clave como el maíz y la soja en la Cámara de Comercio de Chicago (CBOT) se desplomaron el lunes tras la entrega de dos informes del Departamento de Agricultura de los Estados Unidos. El informe de títulos para el trimestre y la última actualización de la superficie sembrada sorprendieron a los mercados con un informe de acciones que muestra que las reservas internas de granos son considerablemente más importantes que lo previsto. La soja recibió más presión para la venta debido a una actualización en la superficie de siembra, la que ayudará a quitar el ajuste que mantenía los valores de cotización durante el inverno y la primavera pasados.
     
     
    autor: Sala de Inversión
  • Mauricio de la Mora fue designado como el director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos

    Foto de LaRepublica.coFoto de LaRepublica.coMauricio de la Mora Rodríguez fue designado como el nuevo director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, y reemplazará a Javier Betancourt, quien había renunciado a dicho cargo en enero.
     
    Este ingeniero de petróleos es egresado de la Universidad de América y en el momento se desempeña como el gerente de Interoil Colombia Exploration and Production, compañía que lleva estudios geológicos, levantamientos geofísicos, exploración, perforación, operación de producción, transporte y venta de petróleo y gas en algunas zonas del país en asociación con distintas entidades.
     
    En su nuevo cargo, Betancourt será la cabeza de la ANH y asumirá los retos de producción y explotación de petróleo en momentos en el que el sector enfrente la inestabilidad de los precios internacionales. 
     
     
    Nicolás Arias
     
    Fuente: LaRepublica.co
  • Meta de producción petrolera embolatada

    Amylkar Acosta 0El Gobierno reconoció que será difícil lograr su meta de producción de petróleo este año, pero aseguró que está tomando medidas para tratar de alcanzar el objetivo de bombear al menos 1 millón de barriles diarios.
     
    Además, el ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, dijo en entrevista con Reuters que Colombia busca aumentar la inversión en exploración en nuevos bloques que serán subastados. "No hemos querido revisar a la baja la meta del millón 40.000 barriles" promedio diario (bpd), sostuvo el funcionario en una entrevista en su oficina del occidente de Bogotá. "No está fácil, pero mantenemos el propósito de alcanzar esa meta".
     
    Colombia, el cuarto productor latinoamericano de crudo, bombeó 981.000 bpd en el primer semestre. El Gobierno dice que no logró la meta debido a los ataques de la guerrilla contra oleoductos, las protestas de las comunidades y las demoras en la expedición de licencias ambientales.
     
    El funcionario dijo que junto con otras dependencias como el Ministerio de Defensa, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Autoridad de Licencias Ambientales se adoptarán medidas para subir la producción y alcanzar el millón de barriles diarios.
     
    Entre ellas, figuran el aumento de los efectivos militares en las zonas más conflictivas y el uso de aviones no tripulados para proteger la infraestructura petrolera, además de agilizar los trámites de las licencias sin reducir los requisitos y mantener diálogos con las comunidades para evitar protestas. "Vamos a establecer estrategias para que en lo resta del año podamos sobrepasar y superar los obstáculos y alcanzar al final una producción por encima del millón de barriles diarios", dijo.
     
    SUBASTA DE BLOQUES PETROLEROS
    El funcionario reveló que en la Ronda 2014, que se cerrará la próxima semana, 46 empresas petroleras compraron los pliegos para participar en la subasta de 95 bloques, un proceso en el que el Gobierno espera inversiones en exploración de al menos 2.600 millones de dólares.
     
    Acosta dijo que entre las empresas interesadas en bloques para exploración de crudo están Exxon Mobil, Shell y Statoil de Noruega y precisó que alrededor de 30 clasificaron para la subasta. "La gran apuesta que tenemos es la Ronda 2014 que está abierta y se cierra la próxima semana. Tenemos unas expectativas muy halagüeñas y lógicamente en la medida en que Colombia siga siendo tan atractiva a la inversión y a los inversionistas vamos a lograr mayor inversión en exploración", explicó.
     
    La subasta de los bloques es parte de la estrategia del Gobierno para incrementar sus reservas que al cierre del 2013 se ubicaron en 2.445 millones de barriles y que busca incrementar con nuevos hallazgos y el mejoramiento de la recuperación con modernas tecnologías en los campos en producción. El ministro informó que el interés de las empresas se concentra en un 40 por ciento del total de los bloques ofrecidos, la mayoría offshore o costa fuera. Acosta descartó que el Gobierno del presidente Santos, que comienza su segundo periodo el 7 de agosto, presente al Congreso un proyecto de ley para aumentar las regalías y los impuestos a las petroleras en momentos en que compite con otros países de la región para atraer más inversión.
     
    "No (...) Lo que no podemos es matar la gallina de los huevos de oro", dijo.
     
    El petróleo es el principal generador de divisas para la cuarta economía de América Latina y, según Acosta, la estabilidad fiscal y las reglas de juego claras son el mayor atractivo para los inversionistas que en 2013 trajeron al sector de hidrocarburos más de 4.900 millones de dólares.
     
  • México ofrece a las multinacionales la región petrolera más rica

    Mexico Pet La joya de la corona petrolífera en México se llama Chicontepec. Una región de 3.800 kilómetros cuadrados en el norte de los estados de Veracruz y Puebla cuyo subsuelo alberga el 40% de las reservas de hidrocarburos del país.
     
    Tras la aprobación de la reforma energética, que permite por primera vez en 76 años la inversión privada en la industria petrolera de México, esta zona estará disponible casi en su totalidad para la instalación de compañías privadas en su suelo. De los 169 campos energéticos que la Secretaría de Energía de México ofrecerá a los nuevos participantes de la industria a partir del próximo año, 90 están localizados allí.
     
    Chicontepec podría considerarse el tesoro de 139.000 millones de barriles de crudo que más dolores de cabeza ha dado al Gobierno mexicano. Una mina de petróleo descubierta desde 1926, en la que se comenzó a trabajar 30 años después, y de la que nunca se han podido obtener significativas cantidades de hidrocarburos por su complejidad geológica. Petróleos Mexicanos (Pemex), como antiguo encargado de toda la industria petrolífera del país, se encontró con un enorme yacimiento donde el crudo se hallaba en rocas con poca porosidad y permeabilidad, en un suelo con poca presión para extraer numerosos barriles de petróleo. Hasta 2012, la petrolera mexicana logró allí una inestable producción de 74.000 barriles diarios, cuando yacimientos estrella como Cantarell o Ku Maloob Zaap, en el golfo de México, han conseguido más de 800.000 barriles al día.
     
    La administración del expresidente Felipe Calderón intentó en su mandato (2006-2012) dar un empuje a la región con una tímida reforma energética que apenas permitió a las empresas privadas intervenir en la industria como proveedoras de servicios. “Chicontepec es un proyecto exitoso, que le está dando viabilidad al futuro de la industria petrolera de México”, dijo el exmandatario el 25 de noviembre de 2012, cinco días antes de dejar la presidencia. Esos planes jamás se cristalizaron. “Son reservorios muy pequeños que requieren nueva tecnología, muy probablemente fracking (fracturación hidráulica). El reto y el riesgo tecnológico son altos y sólo una compañía con experiencia y conocimiento del tema podría arriesgarse y participar”, explica Dante San Pedro, abogado energético que participó en la redacción de la reforma de 2008.
     
    Pemex puso, en 2013, a disposición de las grandes petroleras seis campos en la zona y les ofreció contratos incentivados, donde por cada barril de crudo extra que obtuvieran conseguirían una tarifa de hasta 6,5 dólares. La oferta solo interesó a tres compañías: Baker Hughes, Weatherford y Halliburton. Esta última redujo su pago a un centavo de dólar por barril y tres campos quedaron desiertos. Los rumores de que el presidente, Enrique Peña Nieto, presentaría pronto la iniciativa de reforma energética hicieron retroceder a varias compañías bajo la esperanza de obtener mejores condiciones contractuales en el futuro. Ahora es un negocio que puede convenir a todas estas compañías. “Por los retos tecnológicos de Chicontepec pensaría que la reforma energética podría crear mejores condiciones para que las empresas existentes migren a los nuevos tipos de contratos”, señala Miriam Grunstein, académica del Centro de Investigación y Docencia Económicas (CIDE).
     
    La complejidad del yacimiento de Chicontepec no es un secreto, en 2010 la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) elaboró un polémico informe sobre la región donde apuntaba que no sólo las dificultades técnicas eran un problema sino también los altos costos de indemnización para la población que allí vive, así como el riesgo medioambiental que corre la región cuando la intervención que se necesita es sumamente agresiva. En el mismo reporte, la Comisión criticaba duramente a Pemex por no cumplir con las expectativas: “Pemex decidió implementar un programa de perforación de pozos en distintas partes del paleocanal de Chicontepec, a pesar de que contaba con un conocimiento limitado de las características y de la dinámica de los yacimientos en el proyecto. Esa decisión de inversión careció de mecanismos oportunos de control para corregir su implementación”, expone el texto.
     
    El error de Pemex, según el abogado San Pedro, fue la confianza que sus antiguos directivos tuvieron en que el futuro los alcanzaría para tener la capacidad de explotación de Chicontepec. “El yacimiento se desarrolló pensando en que con las nuevas tecnologías que se fueran incorporando lo iban a hacer más rentable. La realidad es que los números no mienten, Chicontepec no deja dinero. Para Pemex ha sido más un gasto que una utilidad”, señala. La actual subsecretaria de Hidrocarburos, Lourdes Melgar, ha reconocido en encuentros con la prensa internacional que el trabajo en este yacimiento “no ha sido exitoso”. Ahora la petrolera mexicana se quedará en una pequeña porción del yacimiento a la espera de una alianza con una compañía con la capacidad técnica para trabajar allí.
     
    Puestas las esperanzas en que la reforma energética será clave para el despegue de la economía mexicana —el Gobierno calcula un crecimiento del 1% del PIB nacional para 2018 e inversiones de 50.000 millones de dólares— queda pendiente que la administración de Peña Nieto diseñe los contratos con las condiciones legales y económicas para que las compañías interesadas en Chicontepec levanten la mano.
  • México saldría del monopolio estatal de petróleo y gas

    El Senado reglamentó la reforma energética. El debate se traslada ya a la Cámara de Diputados.
     
    Pemex RefEl Senado mexicano terminó ayer en la madrugada la votación de las leyes reglamentarias de la histórica reforma constitucional energética, aprobada el año pasado y que abre por primera vez el sector a inversionistas extranjeros.
     
    Con 85 votos a favor y 26 en contra, los senadores aprobaron el último de cuatro debates que comprenden las reglas de la reforma que pone fin al monopolio ostentado por Petróleos Mexicanos (Pemex) durante 75 años en la exploración y explotación de recursos energéticos.
     
    Lo aprobado, pese al intento de la izquierda por modificar algunos de sus artículos, deberá ser votado ahora en la Cámara de Diputados.
     
    “La reforma energética es la más importante y de mayor calado”, festejó el presidente Enrique Peña Nieto, haciendo referencia a otras recientes modificaciones constitucionales que propuso al inicio de su mandato y que fueron aprobadas ya en medio de multitudinarias manifestaciones de rechazo de varios sectores.
     
    Durante maratónicas discusiones iniciadas el jueves de la semana pasada, “se han expuesto las ideas de todos, muestra de la civilidad y madurez política”, destacó Peña Nieto al finalizar una gira nacional. El dictamen aprobado incluye la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, que, entre otros puntos, crea una entidad integrada por siete comisionados que serán seleccionados por el Presidente y aprobados por el Congreso.
     
    “Queremos árbitros más fuertes que no cedan a los intereses de los más ricos”, dijo tras la votación la legisladora y vicepresidenta del Senado, Ana Lilia Herrera, del oficialista Partido Revolucionario Institucional (PRI), que junto con el Partido Acción Nacional (PAN, conservador) tiene la mayoría de los escaños en el Congreso.
     
    Sin embargo, para la senadora del izquierdista Partido de la Revolución Democrática (PRD) Dolores Padierna, la ley facilitará “en todo lo necesario a las empresas privadas para que puedan hacer sus negocios”.
     
    Legisladores del PRD y el Partido del Trabajo (PT) rechazaron las leyes, así como la reforma aprobada en diciembre porque consideran que el país será despojado de sus recursos naturales, sobre todo el petróleo.
     
    Los dictámenes establecen reglas para que Pemex –hasta ahora la mayor empresa estatal que aporta la tercera parte de los ingresos fiscales del país– y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) funcionen como empresas productivas del Estado, con autonomía.
     
    Otra ley aprobada abre a particulares la generación y suministro de electricidad en el país centroamericano.
     
    AFP
     
    Fuente: Portafolio.co
     
  • Minería e hidrocarburos, el sector con los mejores sueldos

    Geologo1La Federación Colombiana de Gestión Humana (Acrip) presentó los resultados de la Investigación Nacional de Salarios y Beneficios en Colombia 2014 – 2015. Según el estudio, el sector de hotelería y turismo registra los salarios más bajos.

    La 39ª Investigación Nacional de Salarios y Beneficios en Colombia 2014 – 2015 contó con la participación de más de 750 empresas de 9 ciudades del país (Bogotá, Cali, Medellín, Barranquilla, Cartagena, Armenia, Pereira, Manizales y Bucaramanga) y fue patrocinado por la firma SQL Software.

    Según el informe presentado, que analizó 74 mil registros salariales de los 24 sectores económicos de mayor contribución al PIB del país y homologó 792 cargos a través de las variables de tamaño, región y sector económico, el sector de minería e hidrocarburos es el sector con los mejores salarios de Colombia, y servicios temporales y hotelería y turismo son los menos competitivos, señala el informe.


    Así mismo, el análisis mostró que el incremento salarial en Colombia en el 2014 fue de 4,05%, 2,11 veces el IPC (Índices de Precios del Consumidor) del año 2013. El año anterior el incremento fue de 5,4%, 1,4 veces el IPC del 2012.

    “Estas cifras nos muestran que aunque el incremento salarial fue menor este año en relación al anterior, la tendencia fue positiva, ya que duplicó el IPC del año en curso”, explicó Iván Arenas, Presidente de la Junta Directiva de la Federación Colombiana de Gestión Humana (Acrip).Sectores Menores Pagadores

    El estudio también reveló que los sectores de cauchos y plásticos fueron los que mayor aumento salarial obtuvieron, seguidos de construcción e insumos, y químico farma. Los que menos aumento de salarios registraron fueron las cajas de compensación, hotelería y turismo, y logística y transporte.

    De igual forma, la investigación concluyó que las únicas ciudades que superaron el promedio nacional del incremento salarial fueron Bogotá y Barranquilla, seguidas de Cali y Medellín, las demás ciudades estuvieron cercanas al 3,90%. Sin embargo, los resultados arrojaron que en todas las ciudades los incrementos salariales estuvieron por encima del IPC.

    Por otro lado, uno de los datos más destacados del estudio tiene que ver con el tipo de contrato que emplea a los colombianos. La investigación arrojó que la contratación directa disminuyó, en relación con el año pasado, del 65% al 55% y la contratación tercerizada incrementó del 14% al 22%.

    “Uno de los posibles factores que explican el incremento de la tercerización en relación a las cifras del año pasado, es el aumento de la generación de empleo en el país” Afirmó Lorenzo Ruíz, Director de la Investigación Nacional de Salarios de ACRIP.

    foto

    La investigación reunió estadísticas en cuanto al tipo de contratación, porcentaje de aumento en la remuneración de los colombianos por cargo, ciudad y sector, los beneficios que ofrecen las empresas a sus empleados, prácticas de remuneración fija, variable, bonos, incentivos y beneficios.


    Fuente: Dinero.com


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  • Minhacienda espera producción de 1.062.000 barriles diarios

    Petroleo 332La noción sísmica y el conocimiento geológico que se poseen apuntan a que es posible aumentar las reservas de este recurso.

    La industria de los hidrocarburos a futuro tiene grandes desafíos, como los de hallar nuevos pozos, con el fin de aumentar las reservas de petróleo, las cuales están calculadas para tan solo siete años.

    Según el Marco Fiscal de Mediano Plazo (MFMP) 2014, del Ministerio de Hacienda, en los próximos diez años se espera un promedio anual de producción diaria de petróleo de 1’062.000 barriles.

    “Para alcanzar esta senda se debe hacer un importante esfuerzo exploratorio entre 130 y 340 pozos, promedio, por año en la próxima década, en áreas con potencial de crudos convencionales y pesados. Del mismo modo, hay que propiciar las condiciones para que la inversión en campos existentes pueda aumentar su producción”.

    Esta es una de las conclusiones de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) en su último Informe Especial sobre Perspectivas Petroleras y Marco Fiscal 2014.

    Además, señala que para lograr este nivel se requiere incorporar un volumen de reservas adicionales estimada del orden de los 4.000 millones de barriles, porque la producción de los campos existentes (reservas probadas) declinará a tasas anuales promedio del 17% y, de otro lado, el pronóstico del informe de reservas probables de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en campos existentes sigue siendo insuficiente para hacer posible la proyección del Gobierno Nacional.

    Del mismo modo, la ACP recomienda ajustar el modelo de licenciamiento ambiental para reducir tiempos de trámite; mejorar el procedimiento de consultas previas; reglamentar el uso del suelo; ofrecer incentivos para la exploración costa afuera; completar el marco regulatorio pendiente para yacimientos no convencionales; coordinación de la Industria y el Gobierno, para la prevención y atención de bloqueos a las operaciones y esfuerzos en seguridad para evitar ataques a la infraestructura.

    BUENAS EXPECTATIVAS

    El Gobierno Nacional confía en que existen grandes posibilidades de encontrar importantes yacimientos en el offshore (costa afuera) y los no convencionales van a dar también la oportunidad de incorporar nuevas reservas.

    Del mismo modo, cree que existen excelentes probabilidades en el corto plazo en hidrocarburos pesados, en contratos previamente celebrados.

    “Somos optimistas, porque la geología ya corrió millones de años. Lo que necesitamos son compañías que sean capaces de encontrar si ese recurso existe. Pero la información sísmica que se tiene y todo el conocimiento geológico que se posee apuntan a que hay posibilidades de incrementar las reservas”, dice Javier Betancourt Valle, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

    Con respecto al estimativo que hizo el Ministerio de Hacienda en el MFMP, que para este año el país tendría una producción diaria de crudo de 981 mil barriles por día (bpd), el funcionario observó que “esta cifra es un buen guarismo. Obviamente, la ANH confía en que si no volvieran a haber interrupciones en Caño Limón Coveñas y restricciones en Castilla y Chichimena, se podría mantener la meta del millón de barriles. En la Agencia siempre queremos que se produzca más y tener mayores reservas”.

    ENCONTRAR NUEVAS RESERVAS

    Los integrantes del Comité Interinstitucional de Hidrocarburos observan que el objetivo primordial de la industria es la consecución de nuevas reservas de petróleo (convencionales, no convencionales y costa fuera), por lo menos de 5.000 millones de barriles en los próximos 4 o 5 años y seguir aumentando esas reservas en una cifra igual o superior en los siguientes dos lustros.

    Esto permitiría asegurar un autoabastecimiento de combustibles para la demanda interna y la exportación de los excedentes hacia un futuro.

    La Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) coincide con esta cifra, pero en los próximos 10 años. Para que esto suceda se requieren altos niveles de capital de riesgo en exploración de nuevas áreas y en campos existentes. De ahí que es necesario mantener las reglas de juego estables y competitivas que permitan atraer dichas inversiones.

    Eduardo Pizano, presidente de Naturgas, al respecto indica que “a medida que el país va consumiendo sus reservas de gas, tiene que ir sustituyéndolas. Por eso, tiene que impulsar la exploración en yacimientos convencionales (caso La Guajira o Cusiana) o en no convencionales (gas metano asociado al carbón y gas de esquisto). El descubrimiento de nuevas reservas le permitirá a la Nación y a las autoridades territoriales contar con regalías por la explotación de este recurso”.

    INDUSTRIA SALUDABLE

    Las compañías son conscientes de la disminución en la producción y advierten que esta se debe a varios problemas, entre ellos las razones de seguridad que afectan más a unas petroleras que a otras, pero también hay coyunturas asociadas a las demoras en las licencias que impiden el cumplimiento de los programas exploratorios que se tenían previstos para este año.

    “Sin embargo, los operadores confiamos en que los procesos asociados a las licencias se agilicen, porque esto es controlable. Sobre eso se puede trabajar y con eso se solucionarían por lo menos algunos de los pozos que están pendientes y algunos de los miles de barriles que debemos producir para cumplir con la meta”, señala Marcela Vaca, directora General de Geopark.

    Entre tanto, la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo (ACGGP) considera que Colombia necesita un horizonte más amplio de autosuficiencia energética y, por ende, una industria petrolera saludable.

    “Para ello se requiere el concurso decidido de variados sectores como el gobierno nacional y local, el Congreso, los medios de comunicación, los entes reguladores, la academia, las comunidades y, por supuesto, las empresas operadoras y de servicios. Quizás el reto mayor sea crear esta conjunción de esfuerzos en torno a un objetivo común que es mejorar el nivel de vida de los colombianos garantizando sostenibilidad ambiental”, precisa Jaime Checa, presidente de la ACGGP.

    Igualmente, considera que el desafío inmediato de la industria es construir confianza y ayudar a crear un espacio libre de especulación para abordar de manera técnica las preocupaciones de las comunidades.


    Fuente: Portafolio.co /

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  • Molusco, el pozo ‘offshore’ con sello de Ecopetrol

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

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

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

    Pet CasanareEl sector petrolero colombiano considera que existe una enorme desinformación técnica acerca de  la actividad petrolera, en especial en su efecto sobre el entorno socio-ambiental, que adicional a los desastres ecológicos ocasionados por las acciones terroristas a través de las voladuras de oleoductos, derrames intencionales de petróleo por descarga de tracto-camiones que contaminan las quebradas y los ríos, ataques a los campamentos de trabajadores y comunidades y el secuestro de trabajadores del gremio están deteriorando las oportunidades laborales, en especial de zonas con comunidades a beneficiar. Dicha situación está incrementando los riesgos del ejercicio profesional, generando desempleo a recién egresados y promoviendo la desconfianza con la comunidad. El escenario impacta negativamente sobre las oportunidades económicas que sustentan el desarrollo social y ambiental de importantes regiones del País.
     
    Ante esta situación, las Organizaciones Profesionales del Sector, a saber: la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos - ACIPET, la Sociedad Colombiana de Geología - SCG, la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo – ACGGP y la Asociación de Evaluación de Formaciones - CAFE, que por Ley de la República son cuerpo técnico consultivo del Gobierno Nacional, se han constituido en el “Comité Interinstitucional de Hidrocarburos” con el objeto de servir como entidad consultiva de los diferentes estamentos del Estado y de la opinión pública, así como de los medios de comunicación, para hacer claridad sobre los diferentes aspectos técnicos relacionados con las operaciones del sector petrolero y su interacción con el medio ambiente y las comunidades.
     
    El Comité está en condiciones de opinar, informar y aclarar sobre los diferentes tópicos técnicos del sector a los entes del Gobierno, tales como la Agencia Nacional de Hidrocarburos, el Ministerio de Minas y Energía, el Congreso de la República, las autoridades municipales y departamentales, así como a los medios de comunicación y a la opinión pública en general. Para esto se tendrá abierto el correo electrónico Esta dirección de correo electrónico está protegida contra spambots. Necesita activar JavaScript para visualizarla.
     
    Así mismo, el Comité Interinstitucional de Hidrocarburos convoca a la industria petrolera, al Gobierno Nacional, a las autoridades regionales, a todos los medios de comunicación y a todas las instancias que representan a la sociedad civil, para incorporar como práctica permanente el pronunciamiento franco, sincero y respaldado siempre por el conocimiento técnico.
     
    De este modo, el Comité Interinstitucional de Hidrocarburos se consolida como un organismo técnico y permanente, sin ánimo de lucro, que propende por el desarrollo de la Nación desde perspectivas del conocimiento hidrocarburifero del territorio y su entorno socio-ambiental.
     
    ACIPET - Paisminero.co
  • No habrá paro de trabajadores del sector petrolero

    WorkersEste miércoles vencía el plazo para llamar al cese de actividades. Según la USO, la venta de Ecopetrol era uno de los puntos por lo que se decretaría el paro.
    La USO decidió no llamar al cese de actividades a los trabajadores petroleros, luego de que en una  
     
    reunión, realizada este miércoles, el Gobierno Nacional, en cabeza de los ministros del Trabajo, Luis Eduardo Garzón, el de Minas, Tomás González, el viceministro de Hacienda, Andrés Escobar, y el director de Planeación Nacional, Simón Gaviria, afirmara que no existen planes de vender a Ecopetrol.
     
    “La decisión de irnos a un paro ahora solo depende del Gobierno Nacional. Si vemos que hay asomo de venta de activos de Ecopetrol, pondremos sobre la mesa el escenario del paro. Esperamos que se cumpla la palabra de lo que se habló. Sobre el proceso de la modernización de la refinería de Barrancabermeja, esperamos mirar bajo qué escenario se dará esa discusión, nosotros esperamos que ese trabajo se haga de forma directa, y no tercerizada”, dijo Edwin Castaño, presidente de la sindical obrera.
    En la reunión, el director de Planeación Nacional, Simón Gaviria, afirmó que “en el Plan Nacional de Desarrollo no tenemos previsto ninguna venta de la participación del Estado en la empresa Ecopetrol, esto no solo iría en contravía de las decisiones estratégicas de la nación sino que sería un mal negocio para los colombianos”, y agregó que el Gobierno considera a Ecopetrol como un activo de suprema importancia para la nación, por lo que no está buscando la venta de sus acciones en la empresa.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Noruega dice que el mundo debe olvidarse del crudo a US$100

    Plataforma JaponEl colapso en los precios del crudo ha puesto a Noruega, el mayor productor de petróleo y gas de Europa occidental, en una encrucijada.

    El crudo Brent ha repuntado más de 70 por ciento con respecto al mínimo en 12 años de principios de este año en tanto un exceso de oferta da indicios de aflojar, brindando un alivio a las compañías petroleras y países productores como Noruega, que han sido golpeados por la peor recesión en una generación. Si bien es “bastante obvio” que el mercado de petróleo se reequilibrará, esto no significa que Noruega esté planeando –o incluso deseando– que los precios vuelvan a lo que eran, dijo Tord Lien en una entrevista con Bloomberg TV en las oficinas del ministerio en Oslo.

    “Es mejor planear para US$60 y dejar que la gente que quiera desear US$100 desee US$100”, dijo. “Vimos los precios llegar a US$140 el barril, y eso no contribuye al crecimiento económico. Por eso es que no deseo que ocurra”.

    El colapso en los precios del crudo ha puesto a Noruega, el mayor productor de petróleo y gas de Europa occidental, en una encrucijada. Las inversiones en su industria offshore cayeron más que nunca desde 2000 y el gobierno dio uso a su fondo de riqueza soberana de US$850.000 millones por primera vez para superar déficits presupuestarios.

    A pesar de que se eliminaron 40.000 puestos de trabajo en dos años, el país nórdico se resistió a instrumentar medidas drásticas como las exenciones tributarias para el sector petrolero que adoptó el Reino Unido. El sistema noruego de impuestos al petróleo, que incluye un impuesto máximo de 78 por ciento pero ofrece generosas deducciones por exploración y gasto en desarrollo, es “el mejor” que hay y permanece atractivo debido a su propia estabilidad, dijo Lien.

    Territorio virgen

    En su lugar, Noruega ha continuado ofreciendo nuevas superficies a exploradores, como nuevas licencias en un área virgen en el Mar de Barents en el Ártico a lo largo de la frontera marítima con Rusia la semana pasada. Fue la primera vez que Noruega abrió nuevos bloques completamente al sector en más de 20 años. Luego de que la producción cayó a la mitad desde el máximo de 2000 y que los resultados de exploraciones fueran los menores en casi 10 años el año pasado, el país nórdico apuesta a que el Mar de Barents contribuya a mantener la producción durante las próximas décadas.

    Tanto las autoridades noruegas como las compañías involucradas “creen en la posibilidad de encontrar recursos significativos en el Mar de Barents”, dijo Lien el martes.

    Grupos ambientalistas

    El ministro de petróleo de Noruega, un nativo del norte del país, respondió a las críticas de organizaciones ambientalistas sobre que era imprudente abrir nuevas franjas del Ártico para exploración porque el petróleo y gas offshore de esta región, normalmente más caro para extraer que en otras áreas, deberá permanecer bajo tierra si el mundo quiere tener éxito en limitar el calentamiento global a menos de 2 grados Celsius.

    “Declarar que los recursos de petróleo y gas en el Mar de Barents no son rentables no tiene ningún fundamento científico”, dijo Lien. “Una gran parte de la oferta proviene hoy de recursos offshore y grandes pozos que ya se encuentran en declinación”. Tan solo mantener la producción en los niveles de hoy durante 10 o 15 años “demanda grandes inversiones en la producción de petróleo y gas”.

    Si bien el gobierno ha estado dispuesto a aceptar posponer los nuevos proyectos fuera de Noruega continental durante la actual crisis, como el pozo de petróleo Johan Castberg en el Mar de Barents, continuará exigiendo que las compañías petroleras mantengan las inversiones designadas para maximizar la producción de depósitos existentes y allí donde las decisiones son sensibles al paso del tiempo debido a la infraestructura existente, dijo Lien. Un ejemplo es el proyecto Snorre 2040 de Statoil ASA, designado para extraer un adicional de 200 millones de barriles de petróleo del pozo Snorre en el Mar del Norte.

    Los productores en Noruega deben “asegurarse de que no se desperdiciarán recursos de la placa continental noruega debido a las decisiones de corto plazo”, dijo. “Las compañías involucradas en Snorre 2040 saben muy bien qué se espera que hagan. Como siempre, yo espero que las compañías cumplan con el mensaje claro que les hemos dado”.

    Fuente: Elespectador.com

  • Nuevas pistas sobre garantías falsas en la Agencia Nacional de Hidrocarburos

    Extraccin PetEl consorcio Optima-Range, con raíces angloaustralianas, fue el que presentó las 6 pólizas que resultaron falsas cuando la ANH quiso cobrarlas al GNB Sudameris. Ahora, el reto es averiguar si los petroleros fueron engañados o están implicados en el fraude.
     
    Comienzan a aparecer las pistas para desenredar uno de los escándalos que desde esta semana pusieron en entredicho a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, a la que primero se le perdió información sobre estudios sísmicos de las zonas con mayor prospectividad de Colombia y a la que luego le salieron falsas 10 de las garantías de tres empresas involucradas en la producción petrolera.
     
    Aunque ni la ANH, ni las autoridades investigadoras han dado mayores detalles sobre este último tema, El Espectador estableció que las garantías falsas corresponden a documentos aportados por el consorcio Optima-Range, al que se le había autorizado actividades en el Valle Superior del Magdalena, el Valle Medio del Magdalena y en el Putumayo.
     
    Optima-Range, incumplió con los compromisos de inversión y cuando la ANH quiso hacer efectivas las pólizas, por US$12 millones, se encontró con que no eran válidas.
     
    Todo iba bien para este consorcio y sus negocios en Colombia hasta que la ANH le inició proceso interno el 10 de marzo, al detectar las inconsistencias en las citadas garantías. ¿Qué fue lo que pasó?
     
    Este diario estableció que Optima Range está conformado por Optima Oil Corporation y Range Resources Limited. Esta última es una empresa angloaustraliana con operaciones en Colombia, Guatemala, Puntlandia (un pequeño estado separado hace 17 años de Somalia, en el Cuerno de África) y Georgia.
     
    La ANH adelantó el proceso normal de citación al banco GNB Sudameris, responsable de la garantía, para que asumiera su responsabilidad. Sin embargo, se llevó una gran sorpresa cuando la institución financiera se negó a pagar, argumentando que no había expedido esos documentos.
     
    Aunque el ministro de minas Tomás González, explicó inicialmente que se trataba de diez garantías valoradas en US$40 millones, en la denuncia solamente se habla de seis que no superarían los US$12 millones.
     
    Lo más curioso del caso es que fuentes cercanas a la investigación e incluso actores importantes del sector petrolero en el país, sospechan que detrás del sonado caso de las garantías falsas puede existir un interés por desviar la atención del foco más preocupante: el de la fuga de información y el robo de estudios sísmicos realizados por Repsol y Canacol Energy.
     
    En su defensa, el consorcio interpuso una demanda contra un tercero que se encargó del trámite y quien habría falsificado las garantías, que le habrían costado $2 mil millones.
     
    Para la Unidad Anticorrupción de la Fiscalía, se trataría de un caso típico de estafa a una empresa privada, pero si se llegara a establecer que el consorcio estuvo detrás de la maniobra, la situación sería distinta, pues sus miembros podrían ser imputados por falsedad en documento privado, celebración indebida de contratos y peculado. En todo caso, ya pesa una responsabilidad civil sobre Optima-Range por no haberse cerciorado de la legitimidad de los papeles. El tema ya está en manos de un grupo especializado de la Fiscalía que adelantarán las pesquisas necesarias.
     
    Ahora, el reto es para Mauricio de la Mora, quien preside la entidad no hace más de dos meses, pues le toca limpiar el nombre de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, una de las instituciones modelo del país e inspiradora de entes semejantes en países como México.
     
    Por: Óscar Guesgüan Serpa
     
    Fuente: ElEspectador.com
     
     
  • Obama quiere impuesto de 10 dólares por barril de petróleo

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     

    Fuente: 20minutos.com / AFP

  • Objetivo: mantener la producción de petróleo

    Pet CasanareEl ministro de Minas y Energía de Colombia, Tomás González, declaró que el objetivo de su país es mantener en 2015 la producción de petróleo en 1 millón de barriles, así como la de carbón y oro, a pesar de la caída de los precios de las materias primas.
     
    González, que se encuentra en Toronto (Canadá) para asistir a la PDAC, la mayor feria de la minería del mundo, reveló que varias empresas importantes del sector han expresado su interés en invertir en el país y que el fin del conflicto armado beneficiará especialmente al sector.
     
    El ministro colombiano declaró que hay que "mantener al máximo la producción, esa es la consigna. Y lograr que la exploración se mantenga. La exploración es la producción de mañana, es la manera que vamos a tener la producción más o menos estable".
     
    González señaló que la inversión extranjera en el sector minero-energético, y el rápido desarrollo del sector en los últimos años, ha financiado el progreso económico de Colombia, por lo que es fundamental para Bogotá fomentar la explotación minera. "Con los ingresos que ha ido generando este sector, para que se den una idea de su importancia, se pueden pagar más o menos el 60 % de la inversión que hace el Gobierno federal. Es un sector muy importante" explicó.
     
    "De manera que mantener un sector robusto y dinámico en este momento de precios bajos, es muy importante. Esperamos mantener la producción de carbón y oro este año", continuó. "Y vemos también que la producción petrolera debe mantenerse alrededor de 1 millón de barriles. Con estas dos cosas, vamos a tener los recursos que necesita Colombia para pagar el desarrollo" añadió.
     
    En este sentido, González reconoció a Efe que importantes grupos inversores y empresas presentes en la feria PDAC han expresado interés en la política del Gobierno colombiano para el sector. "He tenido muchas reuniones privadas. Varias compañías grandes han expresado su interés en estar en Colombia aunque no podemos hacer anuncios concretos porque así nos lo han pedido. Pero creo que pronto podremos ver los anuncios de algunas compañías que quieren estar activamente en Colombia", reveló el ministro colombiano.
     
    González explicó que están trabajando "en varios frentes" para aumentar la competitividad de Colombia en el contexto de reducción de recursos por la caída de los precios de las materias primas. "El primero es todo el tema de licenciamiento, permisos y acompañamiento a las relaciones con las comunidades. Esto es importante porque le da competitividad y facilidad a los proyectos de realizarse" dijo. "Además, hemos presentado en el Congreso un proyecto de ley en el que se da flexibilidad en el pago de las regalías a los proyectos por producción incremental" continuó.
     
    "En ese mismo proyecto, también estamos flexibilizando los compromisos explotatorios y los proyectos que hemos declarado de interés nacional, que es una nueva categoría de proyectos" concluyó.
     
    Finalmente, González se refirió al proceso de paz, que cree que está permitiendo a los colombianos a "por fin ver ese fin del conflicto", y sus efectos positivos en el sector minero-energético. "Ningún sector como el minero-energético se beneficiará tanto" del fin del conflicto, razonó González.
     
    "Porque primero, se van a abrir nuevas áreas a la exploración, áreas potencialmente muy ricas. Segundo porque vamos a tener un sector que va a generar empleo para el post-conflicto. Y lo tercero porque las compañías van a tener toda la tranquilidad operativa que necesitan" terminó señalando. 
     
    Dinero.com
     
  • Ola de atentados pone en riesgo la inversión petrolera

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Elespectador.com

  • OPEP eleva ligeramente estimación de demanda mundial de crudo para los próximos años

    Barriles 1La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que en el 2014 se rehusó a recortar los suministros pese al exceso de oferta en el mercado.
     
    La demanda global de petróleo de la OPEP subirá en los próximos tres años, de acuerdo a proyecciones del grupo, lo que sugiere que la decisión del 2014 de permitir una caída de los precios para reducir los suministros de productores rivales como Estados Unidos está resultando en una mayor participación de mercado.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que en el 2014 se rehusó a recortar los suministros pese al exceso de oferta en el mercado, dijo en su Proyección Mundial del 2016 que la demanda de su crudo alcanzaría 33,70 millones de barriles por día (bpd) al 2019, lo que representa un alza de 1 millón de bpd respecto a este año.
     
    El reporte muestra que las proyecciones del mercado para los próximos años - desde el punto de vista de la OPEP en su calidad de tercer mayor abastecedor de crudo del mundo - ha mejorado. En el informe del 2015, se esperaba que la demanda por suministros del cartel cayera a 30,70 millones de bpd al 2020.
     
    Sin embargo, la demanda esperada de crudo de la OPEP en 2019 es de apenas 300.000 bpd más de lo que el grupo está bombeando actualmente, en base a las cifras relativamente conservadoras de la organización. La demanda de crudo de la OPEP - aunque subiría en el largo plazo - se mantendría sin cambios entre 2019 y el 2021.
     
    "Se espera que el ambiente de menores precios lleve a un declive generalizado de los suministros de países fuera de la OPEP en el periodo 2016-2017, antes de empezar a subir lentamente de nuevo en el 2021", dijo en el reporte el secretario general de la OPEP, Mohammed Barkindo.
     
    Los precios del petróleo, que ahora se sitúan cerca de US$46 el barril, han caído a más de la mitad desde mediados del 2014. Ya que los ingresos de los productores se han visto diezmados y el exceso de oferta persiste, la OPEP se está volcando a una estrategia de limitar los suministros a fin de apuntalar los valores del barril.
     
    Sólo se prevé una sutil recuperación de los precios del petróleo. La cesta de crudo de la OPEP se calcula en el reporte en 65 dólares por barril para el 2021. El año pasado, la estimación llegaba a 80 dólares para el 2020.
     
    La OPEP indicó además que el petróleo de esquisto de Estados Unidos seguiría siendo la mayor fuente del crecimiento de los suministros fuera de la OPEP hasta el 2030.
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
  • OPEP prevé una menor demanda de su petróleo y apunta a un mayor superávit de suministros

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: americaeconomia.com / Reuters

  • OPEP revisa a la baja las previsiones de la demanda para 2014

    En total, la demanda global de crudo será en 2014 de 91,11 mb/d, 25.000 barriles diarios menos que el pronóstico del mes anterior, mientras queb/d.

     
    Plataforma Golfo
    Coloca la subida de la demanda este año en 1,1 millones de barriles diarios (mb/d) y la mantienen en el 1,21 mb/d para el año 2015.
     
    En total, la demanda global de crudo será en 2014 de 91,11 mb/d, 25.000 barriles diarios menos que el pronóstico del mes anterior, mientras que en 2015 la demanda estimada será de 92,32 mb/d.
     
    Viena. La OPEP revisó marginalmente a la baja su pronóstico de demanda petrolera mundial para este año, debido a un ligero frenazo del consumo energético en los países industrializados en el segundo trimestre.
     
    En el más reciente informe mensual del mercado petrolero, emitido en Viena por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), coloca la subida de la demanda este año en 1,1 millones de barriles diarios (mb/d) y la mantienen en el 1,21 mb/d para el año 2015.
     
    En total, la demanda global de crudo será en 2014 de 91,11 mb/d, 25.000 barriles diarios menos que el pronóstico del mes anterior, mientras que en 2015 la demanda estimada será de 92,32 mb/d.
     
    Por su parte, la demanda por petróleo de la OPEP, una organización con doce países miembro, también fue revisada a la baja, en 100.000 barriles diarios, hasta 29,6 mb/d.
     
    Eso debe a una subida de la demanda petrolera proveniente de los productores no miembros de la OPEP, reconoce el informe.
     
    Para el año que viene, los analistas de la OPEP incluso prevén una demanda inferior de sus productos, con sólo 29,4 mb/d.
     
    En cuanto a la economía mundial, los expertos de la OPEP mantienen su pronóstico de un crecimiento del 3,1% este año y del 3,4% en 2015.
     
     
    EFE - Americaeconomia.com
  • Opinión - El enigma de Pacific Rubiales

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Los vigilantes

    Gerardo Hernández - Superintendente Financiero

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

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

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

    Francisco Reyes - Superintendente de Sociedades

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

    Respuestas de Pacific Rubiales

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Elespectador.com / Norbey Quevedo Hernández

     

  • Opinión – Minería y petróleo: oportunidad de desarrollo

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

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

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

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

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

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

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

  • Opinión: 'Petróleo y buenas prácticas'

    La conflictividad social en las zonas ricas en hidrocarburos ha generado costos tanto a las localidades como a las empresas del sector.La conflictividad social en las zonas ricas en hidrocarburos ha generado costos tanto a las localidades como a las empresas del sector.La conflictividad social en las zonas ricas en hidrocarburos ha generado costos tanto a las localidades como a las empresas del sector, reflejados en la reducción de la producción y del resto de actividades de la industria, como también a los gobiernos locales, en términos de ingresos fiscales, y, sobre todo, a los trabajadores, en cuanto a sus posibilidades de acceso al mercado laboral. Una problemática estrechamente asociada con causas laborales: según la Asociación Colombiana de Petróleos de los 473 bloqueos del 2015, 43 por ciento así corresponderían, de acuerdo con el PNUD, los costos de la conflictividad social entre el 2010 y el 2014 habría ascendido a más de 217 mil millones de pesos.
     
    Infortunadamente, los bloqueos y sus costos habrían sido sustancialmente menores si las empresas petroleras desde un principio hubieran enfocado sus esfuerzos a articularse adecuadamente con la institucionalidad en todos sus ámbitos. Sin embargo, en muchos casos primó el afán de entrada a los territorios, soslayando las buenas prácticas para las actividades de intermediación laboral, la socialización de proyectos, la producción de bienes y servicios, la aplicación de medidas ambientales y la inversión social. 
     
    En el caso de la intermediación laboral ilegal, se han reportado prácticas no deseables como la venta de cupos laborales, falsificación de certificados de residencia y manipulación de vacantes. Una problemática asociada a la cultura de la ilegalidad e insuficiencia normativa, distorsión de salarios, heterogeneidad en los requisitos entre empresas para un mismo cargo y desprotección de la mano de obra local ante la llegada de trabajadores foráneos.
     
    En este contexto, el Servicio Público de Empleo (SPE) es el facilitador del desarrollo económico en las zonas petroleras, pues su uso por parte de las empresas, como una buena práctica, redundaría en la disminución de la conflictividad al permitir que la intermediación laboral sea transparente en el sector, disminuiría la vulnerabilidad frente a los actores irregulares que cobran porcentaje del salario y fomentaría el cumplimiento de las normas laborales. Las cifras muestran que en esta materia, las empresas tienen una gran tarea, si comparamos dos sectores no intensivos en empleo como minas y canteras e intermediación financiera, las vacantes inscritas en el SPE para el primero en el 2015 fueron 5.907, y para el segundo, 13.145. 
     
    Al respecto, el Ministerio del Trabajo ha desplegado una estrategia sin precedentes para enfrentar intermediación laboral ilegal. Mediante la Resolución 2616 de 2016 se estandarizaron 109 perfiles para actividades de exploración y producción de hidrocarburos, y definiéndose de manera transparente las reglas de juego entre trabajadores y empresas, en términos de conocimientos, habilidades y actitudes requeridas para aplicar a las vacantes. Asimismo, se identificaron las brechas de formación entre la vacante y el aspirante, haciendo que la capacitación en competencias pueda ser más ágil y efectiva, y por ende su impacto sobre la productividad laboral.
    La aplicación de estas buenas prácticas en la intermediación laboral por parte de empresas, gobiernos locales y las diferentes entidades del sector trabajo potenciarían el desarrollo de las zonas donde yace la industria petrolera a través del aumento de la productividad y el ahorro de costos asociados a la conflictividad.
     
    Nuestro reto está en fortalecer la presencia del Estado para garantizar y restablecer el orden social, pero sobre todo que los ciudadanos y las empresas se apropien y utilicen el SPE, como instrumento de intermediación laboral universal, transparente, gratuito, reglado y democrático, que permita el acceso y desarrollo de la actividad laboral en condiciones de dignidad y decencia.
     
    Francisco Javier Mejía
    Viceministro de Empleo y Pensiones
     
    Portafolio.co
  • Opinión: Colombia y la cuestión del petróleo

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

    Extrayendo PetEs cierto que la inseguridad en Colombia pesa mucho a la hora de atraer más inversiones en el negocio de los hidrocarburos. Los atentados guerrilleros, los secuestros de ingenieros, las peticiones de las comunidades, las trabas ambientales y la demora en las licencias, solo son algunas cargas adicionales en el rosario de problemas que arrastra uno de los sectores menos competitivos en nuestro país. Pero más allá de esos lamentos crónicos, que solo son puntos de negociación por parte de las multinacionales petroleras, subyace el asunto de la competencia abierta en México que se está llevando a muchas empresas multinacionales a trabajar en su país, que recientemente abrió su economía del crudo a inversionistas de todo el mundo.
     
    El problema del orden público en Colombia ya está descontado en los modelos de negocios y en las cuentas de las mismas aseguradoras y hay muchas empresas que han trabajado en medio de esas vicisitudes por décadas. Es más, un barril de petróleo en Colombia siempre será más barato extraerlo que en países también ricos en hidrocarburos como Siria, Irak, Venezuela, Nigeria y Rusia. Si nos comparamos con petroleros emproblemados, nuestros asuntos subnormales serán ‘casi juegos’ si nos comparamos con situaciones de países altamente peligrosos. Colombia es un país con petróleo, más no es un país petrolero y eso hace la diferencia en términos de políticas públicas encaminadas al desarrollo del sector.
     
    Los últimos reportes de la producción industrial, que sorprenden hasta a los más incrédulos y pesimistas, nos muestran que la dinámica industrial está creciendo a ritmos sostenidos de 3% y 4%, eso sin contar con una dinámica petrolera elocuente. La Refinería de Cartagena no está en su operación óptima desde enero, dado que adelanta trabajos de puesta en marcha óptima y cuando este aparato industrial entre en operación el aporte del sector será enorme para la economía. Pero más allá de hacer las cuentas de la lechera debemos apuntar que el sector petrolero debe garantizar estabilidad jurídica a las empresas multinacionales que se hicieron con 29% de los bloques ofertados en la Ronda Colombia. No podemos estar cambiando las reglas de juego al ritmo de la política interna y nos debemos dar cuenta que la renta petrolera es una de las alarmas en naranja de la economía.
     
    Hay un claro coletazo de la liberalización del sector petrolero mexicano que lo debemos sumar a la innegable inseguridad de Colombia, pero también a los riegos en materia de seguridad jurídica. Este es el nuevo marco en el sector de los hidrocarburos que debemos potenciar y para ello no sobran las argumentaciones y explicaciones sobre el valor que esta industria representa para el país. Es clave que el Gobierno Nacional tenga una norte en este asunto.
     
    Fuente: LaRepublica.co/editorial.
  • Opinión: Ronda 2014 ---¿Cuál Fracaso?

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

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

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

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

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

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

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

    Recorte en expectativas de gastos

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

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

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


    Fuente: Larepublica.co / Andrea Carranza Garzón

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  • Pacific Rubiales propondrá a Ecopetrol extender uso de Star

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

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

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

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

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

    CAYERON LAS GANANCIAS

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Portafolio.co / Reuters

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  • Pacific Rubiales y Ecopetrol abren en México

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

    Federico RestrepoLa decisión conjunta de Ecopetrol y Pacific Rubiales de apagar el proyecto piloto Star que aplicaba la multinacional canadiense en el campo Quifa, en Puerto Gaitán, Meta, con el que buscaba incrementar el factor de recobro secundario —tratar de sacar la mayor producción posible de crudo—, no significa la salida de la compañía de Colombia. Por el contrario, se convierte en un reto para impulsar esta y otro tipo de tecnologías que desarrollarán solos y con Ecopetrol. Esta es la postura de la compañía, a través del vicepresidente de Asuntos Corporativos, Federico Restrepo, con quien dialogamos en El Espectador.
     
    - ¿Apagar el piloto Star de Quifa significa que se van del país?
     
    - No. Para nada. No solo no nos vamos del país, sino que nos quedamos en Quifa. Todavía continuamos en Rubiales hasta el año 2016. El piloto necesariamente hay que apagarlo para seguir tomando la información de cómo se comporta durante todo el proceso. Esta información es la que le vamos a entregar a la comisión de expertos, para que nos hagan las recomendaciones de cómo se puede implementar la tecnología.
     
    - ¿Cree que alguien esté buscando que la compañía deje el país?
     
    - No. A nosotros nunca se nos ha pasado por la cabeza que exista algún tipo de acuerdo para que un grupo o personas quieran que la compañía salga. Durante el tiempo que llevamos en Colombia, hemos logrado superar muchas metas. Hemos logrado llevar los campos de producción de 16 mil a 200 mil barriles diarios y eso ha hecho que campos como Rubiales, que antes eran pequeños, sean hoy muy importantes y a cualquiera le gustaría estar como operador de este campo.
     
    "México es la nueva frontera de los hidrocarburos en este sector de América. Con una ventaja, y es que tiene una geología bastante estudiada, con un potencial muy alto, y que luego de superar el problema que impedía las inversiones de compañías extranjeras, se convirtió en un lugar ideal para estar allí y Pacific está interesada.
    - ¿No sirvió el proyecto Star?
     
    - El proyecto Star ha sido un éxito hasta ahora. Lo que se mandó a cerrar fue el piloto para poder recuperar la información. Una vez se complete y se analice cómo se comporta durante el proceso de apagado del piloto, le entregamos la información a una comisión de expertos que la van evaluar. El proyecto Star continúa con una segunda etapa, que es de análisis y evaluación, y en esta también estará Ecopetrol.
     
    - ¿Van a insistir para quedarse con Rubiales luego del cierre de Star?
     
    - Nosotros hemos presentado a Ecopetrol una solicitud para que nos permita seguir como operadores de Rubiales. El proyecto Star no tiene nada que ver con la continuidad en Rubiales. Lo que esperamos es que los resultados sean positivos en la recuperación de crudo en el campo, y de ser así, no solo se podría aplicar en Quifa, sino en Rubiales, Sabanero, CP6 y cualquier otro campo, independientemente de si en este tenemos asociación con Ecopetrol o no.
     
    - ¿En dónde están hoy?
     
    - Estamos en 42 campos en el país. Tenemos en Meta, Arauca, Putumayo, Bolívar, Sucre y La Guajira, donde hay más de 2.000 pozos.
     
    - ¿Colombia sigue siendo atractiva para ustedes y otros inversionistas?
     
    - Sí. Colombia es un país que representa para la industria petrolera internacional dos cosas muy importantes: su ubicación, pues Colombia esta localizada geográficamente en un sitio que facilita que los hidrocarburos que encontremos aquí se puedan extraer y exportar, y una seguridad jurídica que permite que los inversionistas internacionales la vean con muy buenos ojos. Sigue siendo importante para nosotros.
     
    - Ustedes son la petrolera privada más grande, en un país que no es petrolero, ¿por qué siguen aquí?
     
    - Colombia es un país que tiene petróleo, no ha llegado a ser petrolero todavía, ya que las reservas que tiene no dan para atender la demanda por más de siete años, por ello tenemos que seguir haciendo inversiones fuertes en exploración para aumentarlas. Creemos que hay más hidrocarburos en Colombia, tanto en el Putumayo como en los Llanos Orientales, y hay que recuperarlos.
     
    - ¿Cuál es el reto de Pacific?
     
    - El principal reto en estos campos, que nos ha entregado la Agencia Nacional de Hidrocarburos, es demostrar reservas comprobadas y aumentar el factor de recobro de reservas existentes ya probadas, por eso estamos en el análisis para la implementación de otro tipo de tecnología como la de Star.
     
    ¿Qué significa México para ustedes? ¿Tienen algún proyecto allí?
     
    - México es la nueva frontera de los hidrocarburos en este sector de América. Con una ventaja, y es que tiene una geología bastante estudiada, con un potencial muy alto, y que luego de superar el problema que impedía las inversiones de compañías extranjeras, se convirtió en un lugar ideal para estar allí y Pacific está interesada.
     
    - ¿La baja participación en la Ronda Colombia obedeció a la apertura que se está dando en México?
     
    - No. Yo lo que creo es que en la Ronda había bloques de hidrocarburos no convencionales, que no despertaron interés, pero hay mucho por descubrir.
     
    - ¿Cuánto producen hoy?
     
    - Hoy estamos produciendo 200 mil barriles diarios en Rubiales y 60 mil en Quifa. En La Creciente tenemos unos 60 millones de pies cúbicos diarios de gas y en CP6 trabajamos en la implementación de la infraestructura para el campo operativo.
     
    autor: ELESPECTADOR.COM
  • Pacific se prepara para 2015

    Analistas revisaron la actualización hecha por la petrolera de cara al próximo año considerando el nuevo escenario que se vive con precios bajos del petróleo.
     
    Ronald PantinPacific Rubiales realizó una actualización de sus metas para el próximo año, además del inicio de un joint venture con la mexicana Grupo Alfa. Valores Bancolombia revisa el presente de las empresas del sector, pero hace un breve análisis de la canadiense y sus metas.
     
    Para los analistas de la entidad la actualización de Pacific Rubiales revela las condiciones desafiantes que genera el nuevo escenario de precios del crudo sobre la industria de petróleo y gas, particularmente en jugadores que realizan exploración y producción.
     
    Por lo tanto, señala el estudio de Bancolombia, aunque ven esta actualización como una muestra de cautela y prudencia financiera por parte de la compañía no se puede excluir el hecho de que se trata también de una redefinición agresiva de los objetivos corporativos y por esto mismo un motivo para revisar sus proyecciones y recomendación de inversión.
     
    Es por ese motivo que están poniendo bajo revisión las compañías de petróleo y gas mientras actualizan sus modelos con el nuevo entorno y escenario corporativo.
     
    Pacific espera para 2015 un precio de realización de US$70 por barril que en opinión de Bancolombia es consistente con las nuevas expectativas después del descenso observado los últimos dos meses y con la decisión de la OPEP de mantener los objetivos de producción sin modificar. Este hecho explica el direccionamiento cauteloso que la compañía reveló en varios de sus frentes estratégicos pero principalmente en Capex y producción.
     
    Capex:
     
    La compañía anunció que el capex para 2015 será US$1.500 millons, un 35% menos al de 2014. Este valor resulta de un descenso del 10% en desarrollo de perforaciones, una reducción del 56% en gastos de exploración, un declive del 31% en instalaciones de producción, y una caída del 90% en otros proyectos a US$768 millones, US$226 millones, US$484 millones y USD23 millones respectivamente. Este descenso material en el Capex es consistente con el menor precio de realización esperado por la compañía y una priorización del uso de los recursos en aquellos proyectos con menor riesgo e iniciativas de reducción de costos.
     
    Producción:
     
    La compañía anunció un nuevo objetivo de producción para 2015 de 155-160 kboed, el cual representa un incremento aproximado del 5% al 8% sobre los niveles de producción esperados para 2014 (148kboed).
     
    Este nuevo objetivo para 2015 es significativamente menor que la meta inicial de aproximadamente 200 kboed entregada por la compañía con anterioridad este año. Aunque la compañía no suministró un detalle especifico por campo con el nuevo objetivo, tomando en cuenta este anuncio, y dado que el inicio de operaciones de Agrocascada permite anticipar un aumento en la producción de campo Rubiales en una magnitud similar al crecimiento que se espera en las metas de producción total; Bancolombia considera que implícitamente la compañía estaría anticipando una producción casi estable en otros campos.
     
    Consideran los analistas que, esto significa que la meta inicial para el cierre de 2015 en CPE-6 (33-43 kboed) y Rio Ariari (33-47 kboed) no será alcanzada. Además, estas nuevas metas de producción no dan claridad sobre cómo la compañía reemplazará la producción del campo Rubiales en 2016 ya que los campos mencionados eran los pilares para el reemplazo de la producción del campo.
     
    Joint venture con Alfa y México:
     
    La petrolera informó haber alcanzado un acuerdo con el grupo mexicano Alfa para entrar en un joint venture (50%/50%) para desarrollar proyectos de crudo y gas en México. Aunque la compañía no dio muchos detalles sobre el acuerdo mencionado se trató de algo que no sorprendió a los analistas dado el interés creciente que mostró Alfa en Rubiales durante 2014, el cual como es bien sabido derivó en la compra de una participación del 19% de la canadiense por parte del grupo mexicano.
     
    De la sesión de preguntas y respuestas resaltamos que la compañía mencionó que 2015 no será un año intensivo en Capex en México dado que se va a concentrar en las rondas de subastas de tal forma que el desarrollo de los intereses eventualmente adquiridos junto con sus inversiones probablemente vendrá de 2016 en adelante.
     
    Fuente: Dinero.com
  • Pacific, estable a pesar de Star

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

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

    ProveedoresEl Programa de Proveedores Locales de Pacific fue destacado por Pacto Global, capítulo Colombia, como una experiencia exitosa de liderazgo para la construcción de desarrollo sostenible, luego de un proceso de convocatoria pública en el que fueron evaluadas 133 postulaciones del sector público, privado y la academia, por parte de un jurado de reconocidos expertos en Responsabilidad Social Corporativa.
     
    El Programa de Fortalecimiento de Proveedores Locales de Pacific, fue seleccionado entre las 9 iniciativas con las más altas calificaciones. Por esta razón, la experiencia fue incluida en la publicación “Casos de Liderazgo Para La Construcción De Desarrollo Sostenible” que comenzó a circular en Colombia con el fin de divulgar buenas prácticas en materia de sostenibilidad.
     
    “Pacific ha encontrado una oportunidad de innovación y una ventaja competitiva en la implementación del concepto de valor compartido, especialmente con las comunidades de las áreas de influencia directa. Bajo esta premisa, la compañía está comprometida a asegurar que su visión corporativa a largo plazo esté en línea con las necesidades de su entorno, en especial en el desarrollo de sus proveedores, y así conseguir la prosperidad colectiva", afirmó Federico Restrepo-Solano, Vicepresidente de Asuntos Corporativos y Sostenibilidad de Pacific.
     
    Enmarcada en su política de Responsabilidad Social Corporativa, a través del Programa de Fortalecimiento de Proveedores Locales, Pacific capacita y acompaña a pequeños y medianos empresarios en sus zonas de influencia para volverlos competitivos y abrirles oportunidades de negocio no sólo en la cadena de valor de los hidrocarburos, sino además en la dinámica económica de las regiones.
     
    Actualmente más de 200 empresas de Meta y Casanare hacen parte de este programa que sólo el año pasado realizó compras por cerca de 14 millones de dólares a proveedores locales en el Meta.
     
    Esta iniciativa compitió con 36 postulaciones en la categoría "Alianzas Transformadoras e Inversión Social", al lado de empresas como Nutresa, Fundación Saldarriaga Concha, Argos, Terpel, Empresas Públicas de Medellín y Fedepalma, entre otras. Los criterios de selección fueron, la congruencia con los ejes temáticos establecidos, el nivel de aporte, la innovación y creatividad para contribuir a solucionar la situación planteada.
     
    Pacto Global es la iniciativa de ciudadanía corporativa más grande del mundo. "Las empresas que adhieren a este pacto comparten el objetivo de llevar a cabo acciones que apoyen los objetivos de desarrollo de Naciones Unidas como por ejemplo los Objetivos de Desarrollo del Milenio. Además se actúa bajo el convencimiento de que las prácticas empresariales basadas en principios universales, contribuyen a la construcción de un mercado global más equitativo e incluyente",  explicó Restrepo-Solano.
     
    Pacific Rubiales - Paisminero.co
  • Paficic aumenta sus reservas

    Ronald PantinLa petrolera canadiense anunció que sus reservas probadas certificadas aumentaron un 45% frente a la medición previa de hace dos años, las cuales se encuentran en Perú, Colombia y Guyana, impulsadas por recientes adquisiciones y descubrimientos de hidrocarburos.
     
    De acuerdo con el Reporte de Recursos del 2014, los estimados del mejor caso de 36 bloques de exploración que totalizan los recursos prospectivos brutos certificados pasaron a 6,2 barriles de petróleo equivalente por día, desde 4,3 en el 2012.
     
    La certificación de las reservas fue realizada por Petrotech Engineering Ltd, precisó Pacific Rubiales, el mayor productor privado de crudo en Colombia.
     
    El informe reveló que un 40 por ciento de los recursos está concentrado en Perú, un 25 por ciento en Colombia, un 21 por ciento en Guyana, un 12 por ciento en Brasil, un 1 por ciento en Papúa Nueva Guinea y el restante 1 por ciento en Guatemala.
     
    "El Reporte de Recursos del 2014 certificado demuestra el éxito continuo de la compañía en el crecimiento y expansión de su portafolio de recursos en América Latina", dijo José Francisco Arata, presidente de Pacific Rubiales, citado en una comunicación a la Superintendencia Financiera. "El acceso a una base de recursos grande y diversificada alimenta el crecimiento de las reservas futuras las cuales a su vez suministran la producción futura de una compañía de energía y petróleo exitosa como Pacific Rubiales", agregó.
     
    La acción de Pacific Rubiales subía un 4,7 por ciento en la primera mitad de sesión de la bolsa colombiana, a 37.040 pesos.
     
    Pacific Rubiales opera dos de los principales campos en Colombia, el Rubiales, que entregaría en el 2016 a la estatal Ecopetrol y el Quifa, que va hasta el 2031.
     
    Fuente: Dinero.com
  • Países petroleros se reúnen nuevamente para concretar su reducción de producción

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

    Acpt Petr• Del 26 al 28 de agosto, Corferias se transforma en el espacio de oportunidades para el sector petrolero, ya que será la plataforma del XVI Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, que mostrará el futuro tecnológico de la industria al país.
     
    Bogotá, agosto de 2015. El futuro del sector hidrocarburos está determinado por los recursos que hay por explorar y producir, pero estos requieren de ciertas tecnologías para su aprovechamiento. Hoy en día, la mayoría de los campos petroleros del país están en fase de alta madurez, los cuales sumados a la actual crisis del precio del barril de crudo, generan una zozobra económica que lleva ya más de un año.
     
    Sin embargo, en medio de la coyuntura se vislumbra la oportunidad, y es por eso que del 26 al 28 de agosto, el Congreso Colombiano de Petróleo y Gas organizado por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Acipet en alianza con Corferias, llega para generar significativos aportes a esta situación, y abrir oportunidades a un nuevo panorama hacia el desarrollo del sector.
     
    Colombia es un país que tiene un factor de recobro bajo respecto al promedio mundial, es decir que no se extrae lo necesario de los campos existentes. “Estamos entre el 18 y el 20 por ciento, cuando el promedio mundial está alrededor de un 30 por ciento, es decir estamos 12 puntos aproximadamente por debajo de lo que podemos producir a través de tecnologías de recobro  mejorado” lo que abre una gran ventana a las compañías de servicio para apoyar a la industria, afirmó Carlos Leal, director ejecutivo de Acipet.
     
    Por tanto, los recursos no convencionales, que son los que se encuentran en formaciones geológicas muy diferentes a los convencionales y que requieren de tecnologías especializadas, tendrán un renglón especial en el congreso, puesto que deben ser manejados con un tratamiento especial.
     
    En materia offshore, Leal precisó que también será uno de los ejes de discusión del Congreso, en vista de las necesidades que se generarán de “tecnologías de punta, operaciones robotizadas, grandes campañas de prospectividad, métodos satelitales; aplicaciones que en otros lugares están siendo utilizadas y que se deben tener el país. En tal sentido este evento será importante para que la academia, las comunidades, los gremios, la industria y el sector público entren en sinergia con las oportunidades para salir de la crisis.
     
     
    Por: Paisminero.co / CP - ACIPET
  • Paros y bloqueos incidirían en la caída de la inversión extranjera en el sector petrolero

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

    Plataforma UsaDe acuerdo con la petrolera estatal, la rentabilidad de los proyectos gasíferos se sustenta en las reservas de 197 billones de pies cúbicos de este hidrocarburo con que cuenta la nación y que la sitúan en octavo lugar en el mundo.
     
     
    Petróleos de Venezuela (Pdvsa) y el Consorcio chino HG Tech iniciaron un encuentro que tiene como finalidad intercambiar conocimientos y proyectos para impulsar el desarrollo gasífero costa afuera de Venezuela.
     
    El evento, denominado Oportunidad de Negocios, que se realizará hasta este viernes 4 en la sede de Pdvsa, en Caracas, "tiene como objetivo mostrar el panorama de desarrollo gasífero en el país a un grupo de empresarios chinos, y así acordar el financiamiento, la inversión y el acceso a ingeniería requerida por la nación para los desarrollos de gas costa afuera, tanto en el oriente como en el occidente venezolano", refiere una nota de prensa de la estatal.
     
    on este encuentro, la dirección ejecutiva Costa Afuera de Pdvsa espera impulsar un modelo de equilibrio, "que permita desarrollar la infraestructura nacional, garantizar la capacidad de suministro en el país y ampliar las oportunidades de exportación, por medio de tuberías directas o a través de la licuefacción del gas para su transporte en buques".
     
    De acuerdo con la petrolera estatal, la rentabilidad de los proyectos gasíferos se sustenta en las reservas de 197 billones de pies cúbicos de este hidrocarburo con que cuenta la nación y que la sitúan en octavo lugar en el mundo y en el primer puesto en América Latina y el Caribe.
     
    "El gas, como recurso energético, atrae la inversión del consorcio chino que ve el potencial de nuestras reservas, tanto de gas como de crudo, Costa Afuera y las facilidades que se tienen en estas latitudes por tratarse de una zona tropical, con aguas relativamente tranquilas", señaló el director ejecutivo Costa Afuera de Pdvsa, Douglas Sosa.
     
    Al respecto, indicó que el consorcio chino HG Tech cuenta con amplios conocimientos que facilitan la construcción de infraestructura costa afuera.
     
    "Esta cooperación conjunta se apoya en las condiciones naturales donde se encuentra el recurso, con yacimientos entre 7 mil a 10 mil pies de profundidad, que hacen el proyecto rentable", dijo al ser citado en la nota de prensa.
     
    Asimismo, Sosa destacó que el gigante asiático requiere de gas para sustituir el carbón como fuente energética.
     
    La rueda de negocios incluye exposiciones por parte de directivos de Pdvsa, de especialistas en la producción de gas y gas costa afuera, mesas de trabajo multidisciplinarias y una visita a las áreas, específicamente a Güiria, estado Sucre, donde se encuentra localizado el gasoducto nororiental José Francisco Bermúdez.
     
    Pdvsa anunció que se prevé que durante la clausura del encuentro se firmen acuerdos y compromisos entre ambas naciones.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / ELMUNDO.COM.VE
  • Pérdidas por derrame de crudo ascienden a $1.834 millones

    CarrotanquesLa Asociación Nacional de Empresas Transportadoras de Carga por Carretera (Asecarga) denunció que un grupo armado obligó a los conductores de 23 camiones cisterna a derramar el crudo que transportaban, contaminando el medio ambiente y las fuentes hídricas.
     
    Las pérdidas por este hecho y actividades conexas en el Putumayo ascienden a los $1.834 millones. Igualmente, por el derrame de crudo, resultaron afectadas más de 500 personas de las veredas aledañas. 
     
    En un comunicado de prensa Asecarga reclamó ante las autoridades militares y de policía mayor protección para prestar el servicio de transporte de crudo en los Llanos Orientales, debido a que los casos de robo de mercancías y saqueo se han incrementado en los últimos dos meses.
     
    “Los conductores de vehículos son obligados a parar los automotores y arrojar el petróleo a las carreteras, afectando enormemente el entorno ambiental”, afirma el Jairo Herrera Murillo, presidente ejecutivo del gremio.
     
     
    Fuente: Dinero.com
  • Petróleo cierra bajo los US$ 100 en Nueva York

    Bolsa PujaLos precios del petróleo cotizado en Nueva York terminaron bajo la barra psicológica de los 100 dólares el martes, por primera vez en dos meses, afectados por un alza del dólar luego de las declaraciones de la jefa de la Fed.
     
    El barril de "light sweet crude" (WTI) para entrega en agosto cedió 95 centavos en el New York Mercantile Exchange (Nymex), cerrando a 99,96 dólares.
     
    El WTI no cerraba bajo la barra de los 100 dólares desde el 9 de mayo.
     
    El barril de Brent del mar del Norte para entrega en agosto terminó a 106,02 dólares en el Intercontinental Exchange (ICE) de Londres, en baja de 96 centavos en relación al cierre del lunes. Se trata de su nivel más bajo desde el 7 de abril. El Brent llegó a caer incluso a 104,39 dólares, su piso desde el 2 de abril pasado.
     
    Después de tres semanas consecutivas de bajas, los precios del crudo neoyorquino estuvieron fragilizados por nuevas presiones en la mañana "cuando los precios pasaron bajo niveles técnicos importantes, (...) lo que precipitó su retroceso", explicó Bob Yawger, de Mizuho Securities.
     
    Según el experto, el mercado de la energía estuvo afectado principalmente por las dudas de los inversores de Wall Street, luego de declaraciones de Janet Yellen, la presidenta de la Reserva Federal, sugiriendo una eventual alza de la tasa directriz del banco central "antes" que lo previsto "si el mercado laboral continúa mejorando más rápidamente que lo anticipado".
     
    Los corredores temen un ajuste anticipado de la política de dinero "fácil" mantenida por la Fed desde fines de 2008, con tasas de interés cercanas a cero.
     
    Esos comentarios también tienen por efecto fortalecer el valor del dólar, porque un incremento de las tasas haría más atractivas las inversiones en dólares, divisa en la que se comercializa el crudo, acentuando la presión sobre los precios del oro negro, encarecido para quienes detentan otras monedas.
     
    Los precios también fueron afectados por la perspectiva de un retorno masivo al mercado mundial del crudo de Libia, país conmocionado por importantes perturbaciones que afectaron la producción.
     
    "Actualmente, la producción petrolera libia está cerca de los 500.000 barriles diarios, contra un nivel de 200.000 a 300.000 barriles diarios en los últimos meses", comentaron economistas de Commerzbank.
     
    Los operadores esperan también la publicación de los datos semanales de reservas en Estados Unidos el miércoles, por parte del departamento de Energía.
    "Se espera un alza de las existencias en Cushing", una terminal clave en Oklahoma (Centro-sur) donde se almacenan los stocks que sirven de referencia al WTI, recordó Yawger.
     
    Fuente; ElEspectador.com
  • Petróleo no ha superado el millón de barriles

    Petroleo SuministroEl Ministerio de Minas y Energía informo ayer,  que la cifra preliminar de producción promedio de crudo en Colombia en el mes de julio fue de 968.000 barriles por día (BPD), disminuyendo 4,16% con respecto a junio de este mismo año. Con esto, la producción diaria estimada, promedio anual de crudo, alcanza los 979.000 BPD en lo que va de 2014.
     
    Durante el mes de julio la producción se vio afectada principalmente por atentados en el oleoducto Caño Limón-Coveñas, así como por fallas en el sistema eléctrico y operaciones de mantenimiento en los campos de Rubiales,  Quifa,  Chichimene y Castilla.                                                              
     
    Por otro lado, la producción de gas promedio mensual de gas durante el mes de julio 2014, alcanzó los 1.072 millones de pies cúbicos por día (MPCD), lo que representa una disminución del 3,27 por ciento con respecto al mes de junio (1.108 MPCD), con lo cual la producción diaria estimada promedio anual se mantuvo en 1.118 MPCD. La variación en el volumen de gas comercializado se debe al comportamiento de la demanda.
     
    MME - 
  • Petróleo y combustibles impulsaron una caída del 36,6% en las exportaciones de enero

    Petroleros26Las exportaciones del país siguen cediendo. De acuerdo con el Departamento Administrativo Nacional de Estadística (Dane), en enero las ventas externas se redujeron 36,6%. Productos de la industria extractiva y los combustibles tuvieron una caída del 69,9% en sus operaciones comerciales en el exterior. 
     
    De acuerdo con el informe de prensa, hubo una bajonazo en “las ventas de petróleo, productos derivados del petróleo y productos conexos con -48,3 % y carbón (hulla, coque y briquetas) con -43,0 %, que aportaron en conjunto -45,1 puntos porcentuales a la variación del grupo. Las toneladas exportadas de petróleo, productos derivados del petróleo y productos conexos disminuyeron 8,1%. El volumen exportado de carbón también registra una variación negativa de 21,8%”.
     
    Pero si en el sector petrolero llueve, en el agropecuario no escampa. Durante el primer mes del año, las exportaciones de ese sector, junto con el de las bebidas, reportaron una disminución del 30% cuando se comparan con el mismo periodo del año pasado. 
     
    El comportamiento de las relaciones comerciales con Estados Unidos, China y Aruba influyeron en un desplome del de 17,2 % de las exportaciones.
     
     
    ElEspectador.com
  • Petróleo y gas: oportunidades para las compañías extranjeras

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

    El grupo yihadista Estado Islámico (EI), que domina amplias zonas de Siria e Irak, se financia en buena parte con la venta de crudo. La coalición se concentra en bombardear su fuente de recursos.
     
    Estado IslamicoLa coalición liderada por Estados Unidos, que lanza ataques aéreos contra los islamistas del Estado Islámico, es cada vez más amplia. A Emiratos Árabes, Arabia Saudita, Bahréin, Qatar y Jordania, se sumaron Francia y el Reino Unido. El objetivo, además de frenar el avance de los yihadistas que ya controlan amplios territorios en Irak y Siria, es atacar su fuente de financiación. Y aquí es donde los ataques comienzan, pues en la última semana han sido 12 refinerías controladas por los yihadistas. Preguntas y respuestas del lucrativo negocio.
     
    ¿Que cantidad de petróleo produce el EI?
     
    El EI produce más petróleo que el gobierno sirio. El ministerio sirio de Petróleo estima que los yihadistas extraen 80.000 barriles diarios (bd), mientras que la producción gubernamental cayó a 17.000 bd. Sin embargo según Valérie Marcel, investigadora del instituto Chatham House de Londres, el EI produce solamente 50.000 bd en Irak y en Siria.Desde julio el EI controla la mayoría de la provincia petrolera de Deir Ezzor, según el Observatorio sirio de Derechos Humanos (OSDH).Expertos opinan que el EI controla siete campos petroleros y dos refinerías en el norte de Irak, y seis de los 10 campos de Siria.
     
    ¿Cuales son las refinerías atacadas?
     
    Las 12 refinerías atacadas en bombardeos aéreos son artesanales, ya que las dos principales de Siria están en zonas controladas por el régimen, en Homs (centro) y Banias (oeste). Para Valérie Marcel, hay multitud de refinerías que producen entre 5 y 50 bd, y las que fueron bombardeadas solamente producen en total 500 bd.Pero según el militante Leith al Deiri, de Deir Ezzor, "la extracción en los campos petroleros ha cesado casi totalmente desde el inicio de los bombardeos". Otro militante, Rayan al-Fourati,huido recientemente de Deir Ezzor, indica sin embargo que los yihadistas mantienen en actividad los campos petroleros y gasíferos, las centrales eléctricas y las represas que controlan, al pagar un suplemento de salario a los empleados de estas infraestructuras, que siguen además recibiendo dinero del gobierno sirio. Algunos empleados decidieron quedarse en sus puestos después de "haber recibido garantías (del EI) de que no se les haría daño".
     
    ¿Cuánto dinero aporta al EI?
     
    Es difíciI responder, ya que no se sabe el precio al que el EI vende el barril, aunque éste es seguramente inferior al precio de mercado, que oscila en torno a los 100 dólares. Según una portavoz del ministerio sirio de Petróleo, el principal cliente es Turquía, que compra ese petróleo a través de intermediarios. Las tarifas oscilan entre 20 y 55 dólares el barril, lo que supondría unos ingresos de entre 1 y 3 millones de dólares diarios, según las estimaciones.El rey Abdalá II de Jordania afirmó recientemente que los yihadistas de EI podían "producir en un año hasta 1.000 millones de dólares en productos petroleros derivados, lo que significa que podrán pagar a muchos combatientes extranjeros y adquirir armas". A fines de julio, los 15 países del Consejo de Seguridad advirtieron contra cualquier compra de petróleo a grupos con el EI, o el Frente Al-Nosra (rama siria de Al Qaida), ya que podría acarrear sanciones. "Tales operaciones constituyen un apoyo financiero a los terroristas y podrían generar sanciones", advirtió el Consejo de Seguridad.
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • Petróleo: Un crudo futuro

    Durante agosto de este año la producción petrolera llegó a un promedio diario de 999.000 barriles. 
     
    Los analistas creen que el barril WTI, referente para Colombia, puede transarse a US$85 en 2018. Ante la perspectiva de menores recursos para el país, las firmas comisionistas piden un mayor dinamismo en la productividad empresarial.
     
    Petroleo OxyLos días del dólar barato y del barril de petróleo por encima de los US$100 están a punto de acabarse. Ese es el futuro que señalan los analistas económicos al mirar las fuerzas del mercado: por un lado, la revolución del shale oil de EE.UU. ha hecho que la oferta de crudo esté por las nubes; por el otro, la débil recuperación de Europa y la transformación de la economía china, que de un monstruo industrial evoluciona a un prestador de servicios, han debilitado la demanda.
     
    Y eso se traduce en menores precios. El barril de petróleo WTI, de referencia para Colombia, ha perdido alrededor de US$14 en el último año. La tendencia en el mediano plazo tampoco es halagüeña: según cálculos del Citibank, el precio promedio de US$99,50 para 2015 se irá encogiendo a US$85 hasta 2018. “El impacto no será inmediato, pero nos acercamos a un ciclo bajista en los precios de los commodities”, indica Munir Jalil, director de Investigaciones Económicas de ese banco en Colombia.
     
    La mala noticia ha hecho que los jugadores del mercado, reunidos desde ayer en Cartagena en el sexto congreso organizado por la Asociación de Comisionistas de Bolsa de Colombia (Asobolsa) y la Bolsa de Valores de Colombia (BVC), planteen alternativas de cara a un eventual coletazo.
     
    Porque Colombia está en una posición de alta vulnerabilidad si se tiene en cuenta que el 57% de las exportaciones dependen del sector de hidrocarburos y que en él se origina alrededor del 20% de los ingresos de la Nación. El principal afectado, por supuesto, sería Ecopetrol, que por si fuera poco es la acción más transada del mercado (comprende el 15,7% —la participación más alta— del índice Colcap).
     
    A pesar del anuncio de Arabia Saudita, de intervenir en la producción mundial de crudo para evitar que los precios sigan cayendo, las perspectivas se mantienen pesimistas. “Es posible que el barril de petróleo WTI se ubique en un rango de precio de entre US$90 y US$95, mucho más bajo de los US$100 que calculábamos a inicios de año. Creemos que el Brent operará entre los US$100 y US$103”, explica Alejandro Reyes, director de Investigaciones 
    Económicas de la firma Ultrabursátiles.
     
    Este futuro ha hecho que los actores del mercado hagan un llamado al Gobierno para impedir que el choque afecte a toda la economía. El momento es oportuno, si se tiene en cuenta que en el último año la capitalización del mercado ha disminuido 2,36% (en agosto ascendió a $437,7 billones).
     
    “Sería una mala noticia no tener un producto suplementario con el que podamos cumplir las proyecciones macroeconómicas”, comentó Jaime Humberto López, presidente de Asobolsa, quien insistió en que hay que trabajar más allá que simplemente atraer nuevas inversiones. “Hay que desarrollar la agricultura, la industria, muchas cosas. Le pedimos al Gobierno que incentive la creación de nuevas empresas”.
     
    A pesar de que el Citibank mantiene sus proyecciones de crecimiento del PIB colombiano en los próximos años (de 5% para 2014 y 5,5% para 2015), el nerviosismo en el mercado de valores es latente. “Al afectarse una acción tan vital para el mercado como Ecopetrol, se va a reducir el volumen de negociación y se afectaría el mercado. A las firmas que tengan la posibilidad de llegar al mercado externo y direccionar recursos hacia allí, les irá mejor”, apunta Reyes.
     
    D- Mayorga
     
    Fuente: ElEspectador.com
     
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