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  • Petroleras buscan un ‘salvavidas’ de la ANH

    IMG 5984 JpgYa son 27 las compañías que pidieron aplazar la ejecución de sus compromisos de inversión. La autoridad del sector petrolero ha recibido diversas solicitudes para acogerse al Acuerdo 02, que les permite ampliar los términos de duración de los contratos.
     
    El salvavidas que lanzó la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, a las empresas petroleras en marzo de este año, con el Acuerdo 02, ya tiene acogida entre las operadoras.
     
    De acuerdo con los datos suministrados por la entidad, a corte del 17 de junio de este año, ya había 47 solicitudes de 27 compañías que pidieron aplazar la ejecución de sus compromisos de inversión, según las condiciones que se fijan en el Acuerdo 02.
     
    Este beneficio les permite a las empresas trasladar inversiones de un campo a otro, para lo que ya se han presentado 12 solicitudes, según los datos de la entidad.
     
    Entre los contratos para los que se ha requerido extensión en los plazos de inversión, no hay ninguno de los fijados en la Ronda Colombia 2014.
     
    Los principales argumentos que han expuesto los operadores para acogerse a este ‘salvavidas’ son cuatro. En primer lugar, argumentan que la coyuntura de precios actuales ha obligado a que se hagan ajustes a los modelos financieros para los proyectos exploratorios, que a precios de hoy no son viables.
     
    En segundo lugar, aseguran que es necesario hacer actividades adicionales para el descubrimiento de nuevas áreas prospectivas en el tiempo solicitado. También sustentan que la prioridad de capital disponible de las empresas es para incrementar la producción y, por último, las operadoras argumentan que deben implementar nuevos procesos con mayor eficiencia de costos en el desarrollo de las operaciones.
     
    El presidente de la ANH, Mauricio De la Mora, aseguró que la presentación de las solicitudes por parte de las empresas no implica una inmediata aceptación de la autoridad. Así que la tarea de la Agencia ahora es analizar una por una las solicitudes y verificar que cumplan con los requisitos para acogerse a los beneficios del acuerdo.
     
    “Vemos que hubo una buena reacción por parte de las empresas”, señaló el funcionario público.
     
    EL EFECTO COLATERAL
     
    Como toda acción tiene su reacción, si bien para las empresas es un alivio el hecho de que puedan aplazar las inversiones en exploración durante un año, también es cierto que eso implica un mayor retraso en la tarea de agregar nuevas reservas al país.
     
    Sin que se haya oficializado ningún acuerdo para atrasar inversiones, las cifras de exploración en el país van en picada.
    De acuerdo con el último reporte de la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, de enero a mayo de este año se han hecho menos de mil kilómetros equivalentes de sísmica, actividad con la que se identifican los yacimientos de petróleo.
     
    El año pasado se ejecutaron 40.000 kilómetros equivalentes.
     
    En el mismo periodo (de enero a mayo del 2015) se perforaron solo nueve pozos de exploración.
     
    Así que aplazar las inversiones significa también aplazar nuevos proyectos de perforación, pero la idea de hacerlo es que si no se aplazan, se pueden cancelar. pues las empresas pueden no cumplir sus compromisos y atenerse a las cláusulas del contrato.
     
    “Hay que tener claro que si yo pido una prórroga en un contrato, y pido un aplazamiento de un año, es porque ese alivio me va ayudar a dar cierto tiempo, a tener más flexibilidad económica hoy, pero también me da la obligación de cumplir.
     
    Es decir, no será este año, pero sí es claro que el año entrante vamos a tener esas inversiones. Así que en el 2016 tendremos la exploración de ese año y la que es de este año que estaba aplazado”, señaló De la Mora.
     
    A pesar de eso, con estos nuevos retrasos en los contratos, lo que no es claro es que se pueda cumplir este año con la meta de perforar 35 pozos de exploración en el 2015, como se lo había planteado el Gobierno Nacional.
     
    SOLUCIONAR CUELLOS DE BOTELLA ES CADA VEZ MÁS URGENTE 
     
    La industria se podría colgar en las metas exploratorias del Gobierno si no se logran solucionar los cuellos de botella, plenamente identificados, que están en el sector.
     
    Demora en las licencias ambientales, conflictos con las comunidades y los crecientes problemas de seguridad para la infraestructura del sector, podrían frenar aún más la actividad.
     
    Justo ayer en Nariño, hubo un nuevo atentado contra el oleoducto Trasandino, y un derrame en la quebrada Pianulpí, que surte al río Guisa y este a su vez al río Mira, de donde toma agua el acueducto de Tumaco.
     
    Aunque este tipo de atentados no frena directamente la exploración, si obliga a las empresas a destinar más recursos a atender reparaciones y contingencias ambientales y esto quita tiempo y recursos para la actividad en general.
     
    Nohora Celedón - Portafolio.co
  • Petroleras Le Apuestan A La Ronda Frecuente De La ANH

    Pet CasanareHoy será socializada por el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

    La apertura de la ronda frecuente de hidrocarburos crea gran expectativa sobre el futuro de la operación petrolera del país. Los presidentes de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros(Campetrol) y la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet), le explican a Portafolio por qué se debe apostar por este mecanismo.

    Francisco José Lloreda

    Presidente ACP

    “Las expectativas de la industria con el nuevo mecanismo de asignación de áreas se centran en la flexibilización de los procedimientos, así como la facilitación de procesos y requisitos para acceder a áreas bajo la nueva realidad de precios y mayor competencia internacional por recursos de capital”.

    “Aún no sabemos cuál es el tipo de asignación que se realizará con las 15 áreas de la ronda en la cuenca Sinú- San Jacinto, una vez conozcamos los detalles de la misma,podremos dar un análisis a profundidad sobre el proceso”.

    Julio César Vera
    Presidente Acipet

    “El mecanismo que permite la asignación frecuente de áreas favorece la operación para la búsqueda de reservas. La eficacia de la fórmula dependerá de los bloques a ofertar. La cuenca Sinú-San Jacinto tiene un potencial interesante, más en gas”.

    “Esto genera compromisos exploratorios y de inversión, y para nuestro sector, se ampliarán las oportunidades laborales. Entre más áreas se oferten, se abren más espacios”.

    “Lo fundamental, es lograr que los contratos se logren con empresas que tengan la capacidad de inversión y de trabajo”.

    La efectividad de la ronda se sustentará en la precisión de la información de cada área".


    Germán Huertas
    Presidente Campetrol

    “La ronda frecuente llega en un momento en que el sector reclama la necesidad inaplazable de explorar, descubrir e incorporar nuevas reservas, ante la precaria autosuficiencia que en crudo y gas tiene el país”.

    “El mecanismo brinda la posibilidad de definir el potencial petrolero de las áreas, reactivará procesos como la adquisición sísmica, perforación de pozos exploratorios y de delimitación”.

    “La prospectividad en la operación mejorará en la medida en que se potencie la perforación de un número significativo de pozos exploratorios por año. El mecanismo ayuda, pero hay que aumentar el número de taladros”.

    Orlando Cabrales 
    Presidente Naturgas

    “Los procesos de asignación de áreas, incluyendo las rondas, son fundamentas para asegurar el abastecimiento de hidrocarburos y la seguridad energética”.

    “Sin embargo, hay que seguir trabajando en que los compromisos de inversión de rondas anteriores se puedan ejecutar resolviendo los múltiples obstáculos en el entorno que enfrentan las compañías. No sacamos nada si asignamos más áreas si las empresas no pueden ejecutar las inversiones”.

    “Esta, es la primera ronda que se hace en el segundo gobierno Santos, que está enfocada en una cuenca (Sinú-San Jacinto) con gran potencial de gas natural”.

    “Y supone que la información de prospectividad geológica en este lugar es suficientemente buena para que sea la primera que abre el nuevo mecanismo de subasta del Gobierno”.

    Fuente: Portafolio.co 

  • Petroleras rusas piden pista en el país

    Para participar en la subasta de los 95 bloques, 53 compañías adquirieron paquetes. Sin embargo, esto no significa que se hagan presentes en la puja.
     
    Diálogo con el presidente de la ANH, Javier Betancourt Valle
     
    Javier BA menos de un día para que venciera el plazo para que se habilitaran las empresas que compraron paquetes para participar en la Ronda Colombia 2014, en la que se ofertarán 95 campos, el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Javier Betancourt Valle, se entera de que dos compañías acaban de adquirir paquetes para pujar por estos campos, y extrañado se levanta de su silla para preguntar a su asistente si los comparadores conocen que solo hasta el jueves pueden habilitarse, ya que los costos de los paquetes van desde 40 mil hasta 100 mil dólares.
     
    Ya con tranquilidad, al conocer que las empresas están enteradas de las reglas del juego, atiende a El Espectador, para explicar que mientras Colombia tiene 95 bloques por ofertar, en el resto del mundo hay 3.000 bloques que se pelean a los inversionistas y que es por ello que durante su administración se ajustaron los valores, para ser competitivos frente a otros países. Un ejemplo claro es que explorar y explotar resultaba más costoso en Colombia que en el Golfo de México, una cuenca con alta prospectividad petrolera.
     
    ¿Cómo va el negocio petrolero?
     
    En términos generales va bien, pero tenemos muchos retos y cuando yo digo va bien es que en los últimos cinco años el país ha logrado incrementar en un 80% sus reservas. Hoy somos el 35% de la inversión extranjera directa y podemos ser el 25% de los ingresos fiscales del país, pero tenemos muchísimos retos.
     
    ¿Cuáles son esos retos?
     
    Hemos sido exitosos en el tema de promoción, estamos bien posicionados a nivel internacional, pero uno no puede vivir de esas calificaciones, ya que estas son una foto de un momento, y la competitividad es algo permanente. Nosotros tenemos que estar monitoreándola, ser claros que en el mundo la competencia es actual y permanente.
     
    ¿Cómo se puede plasmar este tema con cifras?
     
    Hoy hay más de 3.000 bloques en el mundo en oferta. Uno piensa que los bloques se colocan fácilmente, pero no es así. El mejor índice en las rondas de nuestro país fue en 2012, con el 43%. En la Ronda 2014 tendremos 95.
     
    ¿Y en la Ronda 2014 a cuánto le apunta?
     
    Nosotros, con que pongamos 30 bloques, pasamos. Los queremos poner todos, pero con 30 pasamos.
     
    ¿Cuántos paquetes han comprado?
     
    Son 53. Algunos pidieron, pero aún no han pagado. Porque una cosa es pedir y señalar que les pasen la factura y otra es ofertar. El 23 de julio sabremos cuántos realmente están interesados.
     
    ¿De esos cuántos han pagado?
     
    Pueden ser unos 50, y ese es el reto mayor, pues cuando nosotros miramos lo que estamos ofreciendo, la mayor parte son en cuencas fronteras, offshore y no convencionales.
     
    ¿Cuál es la perspectiva de los no convencionales?
     
    En no convencionales no tenemos exploración y en offshore solo se han perforado tres pozos en los últimos 10 años y con no muy buenos resultados. Por eso estamos apostando por Chocó y el resto del Pacífico, donde no ha existido perforación. Cuando decimos que con 30 bloques estamos tranquilos, es porque estamos yendo a fronteras, que son bloques más difíciles de colocar, porque no hay actividad de perforación. A diferencia, cuando uno ofrece en los Llanos, donde hay producción y mayor prospectividad, allí la incertidumbre para el inversionista es menor que en los otros campos.
     
    ¿Por qué en los últimos 10 años tan solo tres pozos en ‘offshore’?
     
    Primero porque los términos económicos del offshore para explotación, en caso de ser exitoso, no eran atractivos. Contratamos un estudio con Wood Mackenzie, que nos hizo una comparación de nuestros costos y nuestra situación a nivel mundial y el resultado señaló que explorar y explotar en Colombia era más costoso que en el Golfo de México, siendo este una cuenca absolutamente productora, entonces no tiene mucho sentido para un inversionista decidirse por Colombia cuando puede ir al Golfo de México.
     
    ¿Cómo está hoy ese comparativo?
     
    Estamos en una buena situación competitiva, producto de unas modificaciones contractuales a la cláusula de precios altos, lo que nos permitió ser más competitivos, pero todavía hay posibilidades de mejorar.
     
    ¿Ya están dadas las reglas para la explotación de no convencionales?
     
    Le preparamos un resumen a la Cepal de todo lo que hemos hecho en no convencionales. Le mostramos que hemos traído a los expertos del mundo en este tema para aprender de las mejores experiencias. Recientemente el Banco Mundial hizo una conferencia en la que analizaron las experiencias de no convencionales de América y nos pusieron de ejemplo como en Colombia se ha realizado un trabajo juicioso, analizando, llenándonos de argumentos, de análisis y estudios para producir unas regulaciones adecuadas. Y estas son desde el punto de vista técnico, contractual y ambiental. Las técnicas ya las emitió el Ministerio de Minas, y las contractuales las tenemos desde el 2012 para los contratos previamente celebrados y el Ministerio del Medio Ambiente está preparando la expedición de la reglamentación desde el punto de vista ambiental.
     
    ¿Se demora mucho esa reglamentación ambiental?
     
    Ya está próxima a emitirse. El documento se ha analizado y para ello se ha traído a los mejores expertos interinstitucionales, entre ellos a David Nestlé, presidente de Misión de Conservación de Petróleo y Gas de Colorado (EE.UU). Él nos ayudó a preparar los borradores de la reglamentación, los cuales se sometieron a los comentarios del público, por parte del Ministerio del Medio Ambiente, y recibieron cerca de 1.200 comentarios que se resolvieron.
     
    ¿En esta Ronda ustedes van a adjudicar bloques sin conocer esta norma?
     
    Normas hay. Falta determinar el comportamiento de la extracción no convencional frente al medio ambiente. Es muy importante que se emita esta reglamentación. Consideramos que ya está rayada la cancha, como dijo el ministro Amylkar Acosta, para entrar en el ambiente mundialista, lo que facilitará que vengan los jugadores a meter los goles.
     
    ¿Le preocupa la situación de los ambientalistas?
     
    No debe ser motivo de preocupación. Por el contrario debe ser un insumo para que las cosas salgan mejor. Esta es una actividad que fue incluida en el Plan Nacional de Desarrollo, y no es que no se haga, sino que se haga con altos estándares. Esta actividad realizada adecuadamente no debe afectar el agua. Además, a las profundidades a las que se irá no son acuíferos, son aguas profundas, que además no son aptas para el consumo humano.
     
    ¿Qué pasa con la meta del millón de barriles diarios?
     
    Cada día es más difícil lograrla. Se tienen que dar varios supuestos para poder mantenerla, como que no se afecte Caño Limón-Coveñas, por la contribución que tiene a la producción del país. Durante los dos meses que estuvo por fuera se dejaron de percibir entre 50 y 60 mil barriles diarios y eso añadido con otros campos afectados incidió en la caída de la producción. Que no se expandan los bloqueos y las protestas de las comunidades. El promedio año, hoy es de 975 mil barriles diarios.
     
    ¿Cómo estamos en infraestructura para mover el petróleo?
     
    La producción es casi equivalente a la capacidad de transporte en oleoducto. Pero tenemos circunstancias puntuales que nos afectan, como cuando atacan los oleoductos, esto nos obliga a usar vehículos para transportarlo. En el futuro, en la medida en que crezcamos será necesario ampliar los oleoductos; sin embargo, ya se está trabajando en el proyecto del Oleoducto del Pacífico, el cual estaría para 2018.
     
    ¿Estamos lejos de un gran yacimiento?
     
    Eso es incierto. Una mala situación puede dañar una buena geología, pero una buena situación no puede crear la geología, ya que esta se dio hace millones de años, y está o no está. Lo que se necesita es perforar más en aquellos sitios con prospectividad y adquirir mayor conocimiento geológico para ir a nuevos cuencas a perforar. Para este año se tienen previstas 135 perforaciones y eso, independientemente de que sea positivo o no, contribuye al país con la información que se obtuvo.
     
    ¿En el país están las grandes ligas petroleras?
     
    Hay muchas que están y muchas que no están. Cuando usted piensa en empresas grandes, piensa en Esso Mobil, Shell, ConocoPhillips o Repsol, y ellas están en Colombia.
     
    ¿Cuál empresa le gustaría tener en el país de las que hacen falta?
     
    Pues todas. En el Congreso Mundial del Petróleo que se celebró en Rusia, tuvimos acercamientos muy interesantes con las empresas rusas, especialmente con Gazprom y Rosneft, que me manifestaron su interés de venir al país, y como estas hay varias compañías que están poniendo sus ojos en Colombia. Solo tendrán que seguir trabajando.
     
    Por: Jairo Chacón González

    Fuente: ElEspectador.co

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  • Petroleras: las comisionistas las prefieren pequeñas

    De las que operan en Colombia, las de menor tamaño son las mejor valoradas por los inversionistas.
     
    Trabajdores  EcopetrolLa caída del precio del crudo golpea a todas las empresas petroleras del mundo. Pero a unas más que a otras.
     
    Compañías como Ecopetrol y Pacific Exploration & Production registran acentuadas caídas de sus títulos tanto en Colombia como en Nueva York y Toronto, donde cotizan, mientras que algunas compañías de menor tamaño, que también concentran sus operaciones en Colombia, como Canacol y Parex Resources, han logrado aumentar su valor este año aunque el precio del barril de petróleo se mantiene por debajo de los 50 dólares.
     
    Otras empresas júnior como Amerisur (que cotiza en la bolsa de Londres), Geopark (que se tranza en Nueva York) Gran Tierra Energy (Toronto) y Maurel et Prom (París) han tenido fuertes pérdidas en el mercado este año en sus respectivas plazas, que van desde los 23 hasta el 43 por ciento.
     
    Sin embargo, según los datos de Bloomberg, a diferencia de las grandes, estas generan mayor confianza de los inversionistas, que en sus recomendaciones sugieren comprar o mantener, al considerar que tienen más potencial que el que les reconoce el mercado.
     
    Así que, en materia de empresas petroleras, ser ‘pequeña’ tiene sus ventajas.
     
    LA ESTRATEGIA
     
    El experto en el sector de petróleo y gas y socio de la firma consultora Deloitte, Andrés Roa, explica que, según el criterio que se utilice, una empresa petrolera júnior es aquella que produce desde 500 barriles al día hasta 10.000 o 25.000 barriles al día.
     
    Con este último criterio Parex Resources puede considerarse una empresa júnior, que el año pasado tuvo una producción promedio de 22.526 barriles diarios.
     
    Lo interesante de esta empresa, que basa sus operaciones de exploración y producción principalmente en los Llanos Orientales colombianos, es que este año, en medio de una caída en el precio del barril de crudo de 51% en los últimos doce meses, amplió su meta de producción de los 26.500 barriles, a los 27.400, un crecimiento del 22 por ciento.
     
    La razón, tres nuevos descubrimientos en los bloques LLA-26 y LLA-34.
     
    En este último bloque, el socio de Parex Resources es Geopark, otro caso llamativo de petroleras júnior en Colombia.
     
    Geopark tiene operaciones en Colombia, Chile, Brasil, Perú y Argentina y produce en los cinco países cerca de 20.000 barriles diarios. Este año la compañía ha sido castigada en la bolsa de Nueva York, su valor cayó de 5,13 dólares a finales del 2014, a 3,9 dólares el viernes pasado, una pérdida de 24 por ciento.
     
    Sin embargo, en Colombia los resultados de la empresa son llamativos: mientras en Brasil y en Chile la producción cayó 7 y 43 por ciento respectivamente, en Colombia aumentó 22 por ciento. Gracias a los resultados del país, la empresa espera cerrar este año con una producción de 30.000 barriles promedio diarios.
     
    En el caso de Canacol, la única petrolera que ha logrado ganar valor en la Bolsa de Valores de Colombia en lo que va del año, la estrategia se ha centrado en atar sus operaciones a el gas, un combustible cuya cotización en Colombia no está ligada a la del petróleo y en aumentar la producción en Ecuador, donde también hay una tarifa fija para el barril.
     
    GRANDES Y CHICAS
     
    Si hay algo que tienen en común tanto grandes como chicas es que ante la caída de los precios del petróleo todas ven una reducción en sus ingresos (pues el barril que antes se vendía por encima de los 100 dólares hoy se vende por debajo de los 50) y, por lo tanto, todas quieren aumentar la producción.
     
    Una de las ventajas de ser una empresa de menor tamaño es que hay mayor flexibilidad. “Nos sentimos grandes con barriles producidos pero funcionamos como una empresa muy ágil, nosotros resolvemos incorporar un nuevo tipo de perforación o darlo de baja si es necesario con una llamada telefónica y eso, en tiempos de crisis, tiene un valor agregado para una empresa muy grande”, señaló Juan Carlos Ferrero, director de operaciones en Colombia de Geopark.
     
    Para el experto de Deloitte, Andrés Roa, además de la flexibilidad estas empresas tienen estructuras de costos más eficientes, lo que les hace posible rentabilizar proyectos que no son productivos para compañías grandes. No hay que olvidar, por ejemplo, que el desarrollo de los yacimientos no convencionales en Estados Unidos fue liderado por empresas pequeñas.
     
    Las otras dos ventajas, explica Roa, están relacionadas con que estas firmas se enfocan en exploración y tienen una especialización en ciertos campos específicos: “esto les permite tener la solución perfecta para un campo determinado”.
     
    Pero como toda moneda tiene dos caras, ser pequeña también trae sus desventajas: “Estas empresas tienen una dependencia grande de los hallazgos, su éxito depende de encontrar hidrocarburos para garantizar la continuidad de la operación. Si no hay un descubrimiento o perforan una seguidilla de pozos secos, se debilita enormemente el flujo de caja”, señaló el analista.
     
    Por ahora, estas pequeñas empresas han contado con la “suerte” de encontrar nuevos recursos, y la mayoría de ellas ha mantenido sus planes para seguir explorando.
     
    ¿POR QUÉ SON IMPORTANTES?
     
    Pese al poco peso que tienen las empresas júnior en el volumen de producción nacional, en el contexto colombiano juegan un rol importante.
     
    “El 75 por ciento de los hallazgos de los últimos años han sido de campos medianos y pequeños, campos que no le interesan a las compañías independientes grandes, pero sí a las júnior”, explica Andrés Roa.
     
    Pero además, su enfoque en la exploración permite mantener las reservas.
     
    “Se han reducido las inversiones de todo tipo en las empresas, fundamentalmente en exploración, nosotros tenemos una visión completamente opuesta, de hecho los cinco pozos que exploramos en Colombia en lo que va del año son 3 pozos exploratorios y 2 de evaluación, y el 100 por ciento de la exploración en pozos es en zonas de riesgo”, señaló el Director Operativo en Colombia de Geopark.
     
    Nohora Celedón . Portafolio.co
  • Petroleras: las comisionistas las prefieren pequeñas

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

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

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

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

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

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

    LA ESTRATEGIA

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

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

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

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

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

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

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

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

    GRANDES Y CHICAS

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

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

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

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

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

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

    ¿POR QUÉ SON IMPORTANTES?

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

  • Petroleros no esperan que el precio del crudo suba

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

    Ministerios de Minas y Energía, y de Ambiente y Desarrollo Sostenible, determinaron darle vía libre al tercer uso del agua de los campos petroleros. El recurso hídrico se podrá aprovechar para irrigar cultivos.
     
    TanquesMME. Cartagena, julio de 2014. El Ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta Medina, anunció en el VI Colombia Oil And Gas Invesment Conference, en Cartagena, que junto con el Ministerio de Ambiente y la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla), se determinó darle vía libre al tercer uso del agua de los campos petroleros, de tal manera que el recurso hídrico se pueda aprovechar para irrigar cultivos.
     
    "Ahora se abre la posibilidad de que esa agua pueda ser reutilizada para riego en el sector agrícola, y vamos a empezar con dos proyectos piloto ubicados en los Llanos Orientales, uno de ellos liderado por Ecopetrol, los cuales sirven de referente para un mejor aprovechamiento del recurso hídrico", agregó el titular de la cartera minero energética.
     
    Señaló el Ministro que en las circunstancias que determina el cambio climático y el fenómeno de El Niño al que se enfrenta el país, esta iniciativa se convierte en una alternativa de gran utilidad para aliviar la demanda de agua en las zonas donde existe actividad petrolera. "La industria petrolera va a constituirse en un importante aliado para el suministro de agua al darle un adecuado aprovechamiento a este recurso", puntualizó.
     
  • Petroleros: dos caras de la crisis laboral

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

     

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

     

    La crisis es relativa

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

     

    Fuente: Elespectador.com

     

  • Piden subasta de bloques petroleros con licencias

    Petroleo 1La Sociedad Colombiana de Geología dice que hay muy poca información de las áreas que se ofrecen.

    Los conflictos con las comunidades y las demoras para los trámites ambientales son dos de los mayores obstáculos para avanzar en la exploración de los recursos minerales y de hidrocarburos que tiene el país.

    Así lo considera la Sociedad Colombiana de Geología, cuyo presidente, Carlos Alberto Vargas Jiménez, sostuvo que este problema se podría superar si las autoridades entregan mayor información socioambiental de las áreas asignadas para la actividad extractiva.

    De hecho, el gremio propuso durante el II Simposio de Exploradores, organizado por la Sociedad, que para la próxima Ronda Colombia, la Agencia Nacional de Hidrocarburos subaste los bloques con las licencias ambientales aprobadas.

    “El Gobierno Nacional debe realizar el licenciamiento ambiental de los bloques antes de que se asignen en cualquier proceso competitivo, no solamente en el tema social, sino también en lo ambiental. Que le digan a las empresas todas las restricciones en todas las áreas, cuáles son los inventarios de especies, para licencia ambiental y de comunidades”, explicó.

    Actualmente, en los bloques que asigna la Agencia, se otorga información básica sobre las comunidades que están en los bloques y los ecosistemas sensibles.

    Sin embargo, de acuerdo con el presidente de la Sociedad Colombiana de Geólogía, lo que sucede en la práctica es que cuando se llega a la zona de la operación, la información ha cambiado.

    Dentro del foro empresarios del sector también resaltaron la importancia de crear una ley que regule las consultas previas y una normativa más clara acerca de los requisitos que deben exigir las corporaciones autónomas regionales para la exploración.

    “No hay un vínculo entre las corporaciones y la Anla. Sabemos de corporaciones que están pidiendo unas exigencias muy parecidas a las que se piden para una licencia ambiental, para autorizar actividades de sísmica, por ejemplo”, explicó Vargas Jiménez.

    El vocero gremial destacó la importancia de destrabar los procesos de exploración en el país para lograr incrementar las reservas, en particular de hidrocarburos.

    ALERTA POR RETIRO DE INVERSORES

    Una de las mayores preocupaciones del sector es que la incertidumbre en los procesos de licenciamiento y de exploración está haciendo retirar a las empresas del sector.

    De acuerdo con la Andi el año pasado, cerca de 40 empresas exploradoras se retiraron del país por falta de claridad en torno al desarrollo de los proyectos mineros que tenían planeados en el país.


    Fuente: Portaflio.co


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  • Plan de inversiones de Ecopetrol 2015

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

    La Asociación Colombiana de Petróleos reveló que a agosto de este año las pérdidas económicas por los ataques guerrilleros ya suman un billón de pesos.
     
    Oleoducto RotoUn saldo rojo por un billón de pesos dejaron a la industria petrolera los atentados perpetrados en lo que va del año por grupos al margen de la ley.
     
    Así lo dio a conocer ayer el presidente ejecutivo de la Asociación Colombiana de Petróleos, ACP, Francisco José Lloreda, quien agregó que en lo corrido del año se han dejado de producir 5 millones de barriles por cuenta de ataques de las Farc y el Eln.
     
    El líder gremial reconoció que frente al año pasado se ha reducido el número de atentados. Sin embargo, el impacto de estos eventos en la industria ha sido mayor.
     
    Y es que en todo el 2013 la industria tuvo pérdidas de 700 mil millones de pesos por cuenta de este tipo de contingencias. Así que, sin que se haya terminado el 2014, ya ha superado la cifra del año pasado en un 30 por ciento.
     
    Lloreda agregó que el billón de pesos que se dejan de ganar las empresas al dejar de producir es solamente una parte de las pérdidas del sector y de las regiones productoras por cuenta del conflicto.
     
    “Lo que no está en esa cuenta son las pérdidas por los daños ambientales, los costos de seguridad y las afectaciones a las comunidades que están en las zonas”, señaló el presidente ejecutivo.
     
    ESTÍMULO A LA EXPLOTACIÓN 
     
    Ante la escasez de reservas petroleras del país, que tienen recursos disponibles hasta por seis años, Francisco Lloreda señaló que el Gobierno Nacional debe pensar en un plan a largo plazo para fomentar la exploración.
     
    “Si no se hace esto, no se podrán incrementar las reservas que se necesitan para alcanzar la estabilidad fiscal del país”, señaló.
     
    De acuerdo con los cálculos del gremio, el país necesita explorar 230 pozos al año, durante los próximos cinco años, para incrementar la probabilidad de lograr los hallazgos suficientes para garantizar la meta fiscal de mediano plazo.
     
    Sin embargo, el año pasado, la industria logró perforar solamente 115 pozos y en el primer semestre del año se perforaron 71 pozos.
     
    LOS CUATRO DESAFÍOS DEL SECTOR
     
    De acuerdo con el presidente ejecutivo de la ACP son cuatro los desafíos que tiene el sector petrolero.
     
    El primero de ellos es incrementar las reservas de hidrocarburos; el segundo, aumentar la producción por encima del millón de barriles; el tercero, modernizar y garantizar la seguridad de la infraestructura del sector y por último, tomar medidas efectivas para el control del contrabando de combustibles.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Por costos de exportación y los nuevos clientes, llegó el cuarto de hora del carbón

    Carbon 201Por la nueva demanda de países y los buenos costos de exportación en barco, parece indicar que llegó el cuarto de hora para la venta del commodity.

    Hace un año se hablaba del mal momento que vivía el carbón debido a los paros que duraron 77 días y que le costaron al país, según la Asociación de Instituciones Financieras (Anif), $900.000 millones.

    También la crisis estuvo atada al cese de operación de las minas, y a la suspensión de las licencias ambientales de algunas compañías mineras.

    Para el segundo semestre de este año el panorama podría ser distinto pues lo que han reportado las empresas como Drummond, Cerrejón, y Prodeco a la Agencia Nacional de Minería (ANM) es que la producción del mineral ya llegó a 47,3 millones de toneladas mientras que en 2013 la cifra solo alcanzó 40,5 millones de toneladas. De continuar sin ningún percance, podría cumplirse la meta de 89 millones de toneladas.

    Incluso, Drummond le aseguró a Wall Street Journal que su producción este año iba a aumentar 19% y llegaría a 27,2 millones de toneladas. Y la de Cerrejón estaría por encima de 32 millones de toneladas. Estas dos compañías representan 65% de la producción total.

    En los últimos tres años han aparecido en el panorama de principales compradores del mineral nuevos mercados como Turquía, Israel, Países Bajos, Reino Unido, Canadá, que se suman a los tradicionales como Estados Unidos y China.

    Los nuevos han reemplazado la baja demanda de China, que debido a su desaceleración ha perdido participación de mercado pasando de 5% en 2012 a 1%, este año según las cifras de Anif.

    Luis Ferney Moreno, director del departamento mineroenergético de la Universidad Externado, explica que esta nueva demanda se debe a un tema coyuntural. “Se habla del cuarto de hora porque hay países como Israel, Reino Unido, Turquía o países al norte de Europa que compran carbón gracias a una coyuntura específica que varía en producción o reservas para cuando llegue el invierno”, dice.

    Cerca de 90% de la producción anual de carbón es exportado y convierte a Colombia en el cuarto vendedor mundial del commodity. En los primeros seis meses, las ventas externas del mineral han crecido 3,7% con respecto a 2013 a pesar de la caída que ha tenido el precio internacional y que sería el lunar de las cifras. En lo que va corrido del año, el precio más bajo fue de US$55,75 por tonelada y el más alto de US$64,75.

    Los buenos resultados en producción y exportaciones, son según, Andrés Pardo, director de investigaciones económicas de Corficolombiana, una respuesta a las malas cifras que presentó el commodity el año pasado.

    “El carbón tiene un tema positivo y es que como el año pasado fue tan malo, entonces eso está ayudando a los resultados actuales. Hoy hay superávit comercial del producto”, explica el experto.

    En un comentario, Anif agrega que la buena hora del mineral se da gracias a la continuidad de demanda de los países europeos pues para Colombia juega a favor que la tecnología del shale gas-oil esté causando daños en múltiples fuentes de agua así como “las deficiencias en la infraestructura de transporte y almacenamiento de gas líquido.

    Además se sumarían la llegada de dos nuevos mercados. África que inició sus importaciones de carbón colombiano este año e India que aunque el primer semestre no ha sido alentador, se espera que para finales de 2014 juegue un papel importante.

    La Asociación no descarta la menor dinámica de China, y expertos como Pardo también consideran que su demanda no va aumentar, lo que traerá como efecto una estabilidad en el precio.

    “No obstante, a pesar de que el precio está mal, es importante la estabilidad de la demanda, que hace que la actividad del carbón sea sostenible”, asegura Carlos Ronderos, exministro de Comercio.

    Si bien hay un buen escenario para que se mantenga el resultado de las exportaciones y de la producción en general, Anif destaca que existen problemas internos que podrían reducir la oferta del mineral.

    Los que menciona en su comentario son los procedimientos de consulta previa con las comunidades, “los cuales se han convertido en verdaderos vetos a numerosos proyectos y han generado significativas tardanzas en otros”; demoras en licencias ambientales; y sobrecostos de transporte por las deficiencias de la infraestructura férrea.

    Competitividad en estados unidos
    A pesar de la desaceleración del consumo de carbón colombiano debido a la nueva tecnología de shale gas-oil, el commodity es competitivo en Estados Unidos. El bajo costo de transporte por barco y el gran volumen de producto que se puede llevar en uno de ellos (50.000 toneladas) lo hacen atractivo.

    Un informe que presentó el Wall Street Journal indica que el costo de transporte por tonelada del mineral desde los Montes Apalaches a una planta de Florida está en US$26, mientras que importarlo desde Colombia a la misma planta cuesta US$15.

    Junto al precio se suma el volumen de producto que se puede transportar en tren, cada vagón puede llevar solo 100 toneladas y un tren está conformado por 100 vagones, es decir 10.000 toneladas mientras que en barco se llevan 40.000 adicionales.

    Además, está el costo de la mano de obra del sector pues los costos laborales son más bajos en Colombia que en Estados Unidos.

    Aunque el país norteamericano solo consume 3% de la producción mundial, Colombia tendría una gran oportunidad de aumentar sus ventas por estos factores.

    Nuevo gremio jalonará la producción
    La Asociación Nacional de Minería (ACM) tiene buenas expectativas sobre el futuro del sector. Su presidente, Santiago Ángel, señaló recientemente que esperan ser un articulador entre la minería y las comunidades, para evitar que las diferencias entre las zonas productoras y las compañías, traben la actividad y recorten la meta de producción, como ocurrió el año pasado. Ángel también le apostará a que las carboneras fortalezcan la inclusión de los pequeños mineros.

    Las opiniones

    Luis Ferney Moreno
    Director del departamento mineroenergético de la universidad externado
    “Se habla del cuarto de hora porque hay países como Israel o al norte de Europa que compran carbón gracias a una coyuntura específica que varía en producción o reservas para el invierno”.

    Andrés Pardo
    Director de Investigaciones Económicas de Corficolombiana
    “El carbón tiene un tema positivo y es que como el año pasado fue tan malo, eso está ayudando a los resultados actuales. Hay superávit comercial”.


    Cinthya Ruiz Granados


    Fuente: Larepublica.co


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  • Por Coveñas sale el petróleo colombiano

    Coveñas. El golfo de Morrosquillo se consolidó como el principal puerto para exportar petróleo del país. El 96 % de las exportaciones salen de esa zona, el otro 4 % se mueve por Tumaco. 
     
    CoveasEste año, al cierre de este mes, se calcula que las exportaciones asciendan los 246 millones de barriles y se estima que esa cifra puede alcanzar los 270 millones al terminar el año.
     
    Sandra Milena Orozco, jefe del departamento de operaciones y mantenimiento de Ecopetrol y encargada del Terminal Marítimo de Coveñas, afirmó que cada año las exportaciones son mayores, con una rata de crecimiento de 144 %.
     
    Estados Unidos y Canadá son los principales compradores del crudo que sale de Colombia. Aunque otra parte tiene como destino China, India y África, en menores cantidades.
     
    En el complejo petrolero del golfo de Morrosquillo operan Ecopetrol, Cenit, Bicentenario, Ocensa y Oleoductos de Colombia. 
     
    Ecopetrol y su aliado Cenit operan las monoboyas TLU 1 y TLU 3, con una capacidad de 8 tanques que almacenan un millón 700 mil barriles. La TLU1 tiene una capacidad de bombeo de 48 mil  barriles por hora y recibe buques con capacidad de cargue de un millón de barriles. La  TLU 3 tiene una capacidad de bombeo de 20 mil barriles por hora. Oleoducto Central (Ocensa) opera la TLU 2.
     
    Actualmente la capacidad de almacenamiento en el complejo es de 6.5 millones de barriles, pero con los nuevos tanques que instalan se espera completar los 7.5 millones de barriles de almacenamiento. 
     
    Orozco informó que la idea es tener más alternativa para adecuar los crudos. "Eso hace referencia a preparar crudos con condiciones específicas que requieran las refinerías que están comprando para procesar. En este momento en el puerto hay en construcción cuatro tanques se almacenamiento nuevos. Reemplazamos cuatro tanques de 110 mil barriles por cuatro tanques de 440 mil. Dos de ellos entran en operación en diciembre y los otros dos en 2015", anotó.
     
    Orozco señaló que Ecopetrol, en sociedad con otras empresas, trabaja en proyectos de exploración a nivel marino fuera del Golfo, en mar adentro, en el caribe colombiano. 
     
     El golfo de Morrosquillo se ha vuelto un punto estratégico para el almacenamiento en caso de que se presente alguna eventualidad. El coletazo por los bajos precios del petróleo a nivel internacional aún no se siente en las exportaciones que salen del Golfo. 
     

     

    La jefe del departamento de operaciones y mantenimiento de Ecopetrol advierte que en consecuencia de eso las empresas petroleras podrían ser más prudentes en las inversiones y nuevos proyectos de desarrollo. "La idea es conservar y optimizar al máximo todo lo que tenemos", dijo. 
     
     
    Fuente: elmeridianodecordoba.com.co/
  • Por cuenta de las consultas, Colombia terminará importando petróleo y gas en 5 años: ACP

    Petroleros TexasEl presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda, advirtió que en gran parte, las consultas populares harán que en un tiempo de entre 4 o 5 años, el país tenga que comenzar a importar petróleo.

    Según el dirigente gremial, “en el gremio vemos con preocupación esta situación, porque Colombia no es un país petrolero pero tiene petróleo y gas y queremos que siga autosuficiente, pero al paso que vamos, a la vuelta de 4 o 5 años terminaremos importando petróleo y gas” dijo en RCN Radio.

    Sostuvo que “la principal mentira que se la ha dicho a los colombianos es que tienen que escoger entre petróleo y agua, lo que es un falso dilema, porque el uso de las fuentes hídricas por parte de la industria es bajísimo”.

    Señaló que el 57% del recurso hídrico se destina a la ganadería y la agricultura, le sigue con el 15% las hidroeléctricas, luego con el 9% el consumo humano y con el 1,6%, la industria hidrocarburífera.

    “La industria está seriamente amenazada por distintos factores; lo primero es por las consultas populares porque se está interpretando, de forma equivocada, que el dueño del subsuelo es el municipio, cuando lo que no se dice es que con estas decisiones se le causa perjuicio a otros municipios y al Estado porque no puede compensar las pérdidas derivadas de la suspensión de estas operaciones”, afirmó.

    Señaló que por cuenta de estas consultas se está afectando la inversión extranjera, ya que otras empresas lo piensan dos veces antes de invertir en el país.

    Sostuvo que incluso compañías como Ecopetrol, han comenzado a invertir y explorar en otros países, porque en Colombia hay trabas y problemas como los atentados a las infraestructura petrolera, la carga tributaria y ahora las consultas populares.

    Consultas

    Dos municipios del país le dijeron NO a la explotación minera en sus territorios. En Pijao, Quindío, con un total de 2.613 votos, ganó el NO, mientras que en Arbeláez, Cundinamarca fueron 4.312 personas quienes votaron negativo a la explotación de Hidrocarburos

    Fuente: rcnradio.com

  • Por dos años consecutivos Pacific hace parte del Índice de Sostenibilidad del Dow Jones

    Pacific Pozos
     Este índice es uno de los principales referentes internacionales para monitorear el desempeño  financiero de compañías líderes en términos de sostenibilidad corporativa.
     
     Pacific ingresó al Índice de Sostenibilidad Dow Jones en el año 2013 y este año se mantiene, tras mostrar una mejoría en todos los indicadores evaluados.
     
    Por segundo año consecutivo Pacific ingresó al índice de sostenibilidad  Dow Jones Sustainability Index North America –DJSI- destacándose por su desempeño  sostenible en asuntos ambientales, impacto social, indicadores económicos y buenas prácticas de Gobierno Corporativo.
     
    Pacific ingresó al DJSI en 2013 y para 2014 fue ratificado, mostrando una mejoría en todos los aspectos evaluados. El DJSI fue creado en 1999 y destaca a las empresas con mejores estándares de sostenibilidad en el mundo, luego de verificar el cumplimiento de más de 50 requisitos.
     
    "Este reconocimiento es el producto del gran esfuerzo que viene haciendo la compañía para mantener los altos estándares que hemos logrado alcanzar a través de un trabajo comprometido con el desarrollo sostenible en nuestras áreas de interés. Vale la pena destacar que todo esto le hemos hecho a partir de nuestra filosofía de Valor Compartido, eje transversal de todas las actividades de la compañía", señaló Federico Restrepo, Vicepresidente de Asuntos Corporativos y Sostenibilidad de Pacific.
     
    Adicionalmente en 2014 fue destacada por la firma Suiza SAM (Sustainable Asset Management) como una de las empresas más sostenibles del mundo en la industria de petróleo y gas, en el Sustainability Yearbook. Este reconocimiento a la gestión en sostenibilidad se suma al certificado EO100, primera certificación mundial de producción petrolera responsable, otorgada por la firma Equitable Origin, EO.  La certificación reconoce que la operación de Rubiales y Quifa, cumple con los estándares más altos de la industria en materia social, ambiental, de salud, de seguridad y de comportamiento ético.
     
    Pacific Rubiales
  • Por qué las predicciones sobre el cénit del petróleo no se han hecho realidad

    Petroleo Ext¿Hemos derrotado a la teoría del “cénit del petróleo”?
     
    Durante décadas, un escenario sombrío ha estado al acecho en la imaginación popular: la producción mundial de crudo llega a su techo y luego comienza una caída inexorable, lo cual elevará los costos y obligará a los países al estricto racionamiento y a pelear por las menguantes reservas.
     
    La producción petrolera de Estados Unidos de hecho alcanzó un máximo en los años 70 y cayó en las décadas posteriores, exactamente como predecía la teoría. Pero luego ocurrió algo que la teoría no vaticinó: comenzó a subir de nuevo en 2009, y no se ha detenido, gracias a los grandes avances en la tecnología para yacimientos petroleros.
     
    Para quienes adhieren a la teoría del cénit de la producción de crudo, esto es sólo un respiro, y el descenso es inevitable. No obstante, un creciente grupo de expertos sostiene que la situación se ha planteado de forma errónea. Las verdaderas restricciones que enfrentamos son tecnológicas y económicas, señalan. Estamos limitados no por la cantidad de petróleo en el suelo sino por cuán inventivos seamos para explotar nuevas fuentes de combustible y cuánto estemos dispuestos a pagar para acceder al crudo. “La tecnología avanza con tanta rapidez hoy en día que cualquier inminente límite de recursos no será más que un obstáculo pasajero”, afirma Phil Verleger, economista especializado en petróleo. “Nos adaptamos”.
     
    La existencia o no de un techo es más que un tema de debate intelectual. La pregunta también tiene un importante impacto potencial sobre gobiernos, empresas petroleras y personas de todo el mundo, todos los cuales dependen de los caprichos de la producción y se verían amenazados por el alza de los costos y situaciones de escasez.
     
    Los que promueven la teoría sostienen que, en lugar de invertir dinero en nuevas formas de hallar crudo, deberíamos estar conservando lo que tenemos e invertir en fuentes alternativas de energía para que estemos preparados para cuando los suministros escaseen y los costos aumenten. La mayoría de los que se oponen concuerdan en que no deberíamos apostar al petróleo para siempre. No obstante, creen que es mejor invertir en tecnología para seguir incrementando la oferta, hasta que se vuelva demasiado costoso. En ese momento, confían, podremos encontrar una alternativa económica.
     
    La teoría del cénit de petróleo fue popularizada por M. King Hubbert, un geólogo que trabajó en Shell Oil. En un ensayo de 1965, predijo que la producción de EE.UU. alcanzaría un tope, probablemente a comienzos de los años 70, y luego caería. Se parecería a una curva de distribución normal.
     
    La idea se volvió muy popular cuando la producción petrolera estadounidense de hecho alcanzó su techo a principios de los años 70. Era un momento propicio para que el país temiera lo peor: los conductores hacían largas filas para conseguir combustible y EE.UU. sentía que estaba bajo el yugo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).
     
    La popularización de la teoría ayudó a justificar mayores inversiones en energía alternativa. Hace unos años, la idea volvió a recibir atención cuando los precios del petróleo estaban altos y parecían atascados en ese nivel.
     
    Luego los datos se desviaron de la curva. EE.UU. produjo cinco millones de barriles diarios en 2008. Al año siguiente, su producción petrolera comenzó a aumentar y sigue subiendo hasta hoy. En el primer semestre de 2014, promedió 8,3 millones de barriles al día.
     
    ¿Qué cambió? Una innovación en la tecnología para yacimientos, que la teoría no anticipaba. Las empresas energéticas combinaron la fracturación hidráulica y la perforación horizontal para extraer petróleo de densas formaciones rocosas en EE.UU. y Canadá.
     
    Al principio, los perforadores apuntaron al gas natural porque pensaban que las moléculas de crudo eran demasiado grandes para ser extraídas. Sin embargo, la fracturación hidráulica también funcionó con los pozos petroleros. Otros países comienzan a aplicar las mismas técnicas y podrían obtener resultados similares.
     
    Ahora, aunque los analistas digan que sería difícil replicar las condiciones geológicas, económicas, regulatorias y de infraestructura que propiciaron el boom del esquisto en EE.UU., otros países están comenzando a usar las mismas técnicas. En Argentina, por ejemplo, la estatal YPF estableció sociedades con la malasia Petronas y la estadounidense Chevron Corp. CVX -0.46%  para explorar su inmensa formación de Vaca Muerta. Con 22,7 billones de metros cúbicos de gas de esquisto potencialmente recuperables, ese país tiene la segunda mayor reserva después de China, según la Administración de Informaciones de Energía de EE.UU. (EIA por sus siglas en inglés).
     
    Con el reciente auge llegaron quienes argumentan que el techo petrolero subestima la capacidad de innovación. La industria, dicen los expertos, tiene una historia de conseguir nuevos suministros cuando las perspectivas parecen sombrías.
     
    Hace un siglo, la industria energética encontró enormes yacimientos en Texas y California, cuando crecían los temores de que la producción había alcanzado su máximo. Cuando la producción en EE.UU. comenzó a declinar, otras regiones tomaron la posta: el mar del Norte, Nigeria y Arabia Saudita. Las innovaciones impulsaron un auge de la perforación en aguas profundas.
     
    Más en general, sostiene esta corriente, la teoría enfoca mal el problema: se centra en el suministro físico en lugar de nuestro ingenio para poder alcanzarlo. “Tiene que haber un límite finito” de petróleo y gas, dice George King, consultor global de tecnología de Apache Corp. APA -2.54%  Sin embargo, considera que la restricción sobre el crudo se puede producir no es geológica. “Enfrentamos límites técnicos y económicos más que otra cosa”, dice.
     
    Los que no creen en la teoría no consideran que debamos limitarnos al crudo para siempre, sino acelerar una transición a alternativas en anticipación a una escasez. Una política desacertada, después de todo, puede tener resultados muy negativos. Por ejemplo, en los años 70, cuando EE.UU. pensó que se agotaba el gas natural, se construyeron muchas plantas a carbón, que dejaron el legado de aire contaminado en algunas ciudades.
     
    Además, concuerdan en que sí hay límites económicos, pese a que no creen que los problemas de suministro sean inminentes. Cuando la industria petrolera supera un obstáculo y eleva la producción, los costos suelen aumentar. Entonces, en algún momento, el costo de obtener más crudo probablemente suba tanto que los compradores no podrán —o no querrán— pagarlo.
     
    Pese a la abundancia de crudo que generó la fracturación, los precios globales siguen altos. Esto abrió la puerta a fuentes alternativas y al gasto en eficiencia energética. El cambio climático ha alterado el cálculo. Más activistas presionan para que se adopten combustibles alternativos que detengan el creciente nivel de dióxido de carbono en la atmósfera y combatan el cambio climático. “Habrá un tope petrolero, pero será (por un) tope de consumo”, dice Michael Shellenberger, presidente del Breakthrough Institute, un centro de estudios sobre energía y clima. “Lo que queremos es adoptar fuentes de energía mejores, más baratas y más limpias”.
     
    Si Hubbert estuviera vivo —murió en 1989—, ¿admitiría la derrota? Probablemente no, dice Mason Inman, quien escribió una biografía del geólogo que será publicada el próximo año. Sostiene que el reciente auge del esquisto es sólo un respiro temporal en una larga marcha descendente.
     
    Hubbert, que proponía adoptar la energía solar y la eficiencia energética para quebrar la dependencia del crudo, creía que la tecnología ayudaría a extender los límites de la producción petrolera, pero pensaba que su impacto era exagerado, dice Inman. Con el tiempo, los retornos disminuirán, agrega, ya que el crudo es un recurso finito, aunque no conozcamos sus límites.
     
     
    Fuente: online.wsj.com/
     
     
  • Por robo de crudo se han derramado 6,5 millones de barriles

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

    Petroleo ExtEl Ministerio de Minas y Energía informa que la producción promedio de crudo en noviembre de 2014 fue de 1.002.000 barriles por día (BPD/información preliminar). Esta cifra fue similar a la registrada en octubre pasado y es el resultado del trabajo conjunto de Gobierno y compañías para mantener los más altos volúmenes de producción.
    Entre tanto, el promedio anual de producción de crudo con corte a noviembre alcanza los 988.000 BPD, superior en mil barriles frente al mes anterior.
     
    Por otro lado, la cifra preliminar de producción de gas promedio durante el mes alcanzó 1.092 millones de pies cúbicos por día (MPCD). En este caso, la cifra fue 1,76% inferior a octubre (1.112 MPCD), disminución que refleja el comportamiento de la demanda para los campos Chuchupa y Ballena.
     
    MME - paisminero.co
  • Precio del petróleo sacude acciones canadienses en BVC

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

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

    GraficopetroleoEl ministro de Energía saudí, Jaled al Faleh, estimó el domingo que el ciclo bajo de los precios del crudo está llegando a su fin, gracias a una coyuntura de mercado más favorable. Lea también: La lucha del petróleo por salir del pozo de malos precios
     
    “El actual ciclo a la baja de los precios está llegando a su fin. Y las condiciones del mercado en términos de oferta y demanda mejoran”, declaró Al Faleh en una rueda de prensa en Riad, en la que también estaban presentes sus homólogos ruso, Alexander Novak, y catarí, Mohamed ben Saleh al Sada, presidente de la OPEP. 
     
    Por su parte, el presidente de Venezuela, Nicolás Maduro, que efectúa una gira por Oriente Medio, mantuvo entrevistas  en Riad con responsables saudíes. 
     
    Venezuela, miembro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), enfrenta una grave crisis económica y política, agravada por la caída de los precios del crudo. 
     
    En una anterior etapa de su gira, el presidente venezolano había instado, el sábado en Irán, a reforzar la cooperación entre los países productores de petróleo, miembros o no de la OPEP, para estabilizar los precios.
     
     “Para estabilizar los precios del petróleo, hay que reflexionar [...], aumentar las consultas entre los países productores, OPEP y no OPEP”, declaró Maduro durante un encuentro con el presidente iraní, Hasan Rohani, según el sitio de la presidencia iraní.
     
     “Los países productores deben buscar un acuerdo justo para estabilizar los precios”, agregó. 
     
     'Optimismo' sobre los precios
     
      El ministro saudí Faleh, cuyo país es jefe de fila del cártel exportador, se mostró  “optimista” sobre la evolución de los precios del crudo. 
     
    Destacó al respecto: “la caída de las reservas de Estados Unidos continúa desde hace siete u ocho semanas”. 
     
    Faleh destacó también “las sólidas relaciones” entre el reino saudita y Rusia, primer productor de crudo del mundo, pero no miembro de la OPEP, al aludir a un “acercamiento” entre las posiciones de los dos países sobre el tema del petróleo. 
     
    “Hemos llegado a un nivel inédito en nuestras relaciones y en nuestra cooperación”, se congratuló por su lado el ministro ruso, que se refirió a “una asociación tecnológica sobre nuevos proyectos que serán implementados en un futuro próximo”, según informó la agencia Novosti. 
     
    Novak anunció además una reunión hoy entre la OPEP y Rusia antes de que se celebre la próxima cumbre del cartel, prevista para fines de noviembre en su sede de Viena.
     
     La OPEP reactivó a fines de septiembre el mercado al anunciar un principio de acuerdo sobre un recorte de la producción de crudo por parte de sus miembros, que deberán concretar la medida en esa reunión del cartel petrolero. 
     
     Los precios del crudo, que superaban los US$100 por barril a mediados de 2014, llegaron a caer por debajo de los US$40  a principios de este año. Actualmente oscilan en torno a los US$50 el barril.
     
    La cumbre de Viena buscará un acuerdo entre los principales productores de petróleo para que se recorte la producción diaria en al menos dos millones de barriles.
     
    Irán es el único país que se apartará de este recorte tras argumentar que un alza en los precios es un aliciente para la recuperación de su economía, tras años de crisis y guerra.
     
     
    Fuente: Elpais.com.co
  • Precios del petróleo baja por pesimismo en acuerdo con Irán

    Saudita PetroleoLos operadores también estuvieron atentos a China en busca de señales sobre la salud de la economía del gigante asiático. El precio del barril WTI perdió 1,63 dólares y terminó cotizándose en 51,41 dólares. Por su parte, el crudo de Brent cayó 1,65 dólares a 56,86 dólares.
     
    Los precios del petróleo bajaron fuertemente el miércoles, cuando el mercado fue ganado por el pesimismo sobre las consecuencias del acuerdo con Irán, anunciado el martes, y no encontró apoyo en las cifras semanales sobre las reservas estadounidenses.
     
    El precio del barril de “light sweet crude” WTI para entrega en agosto, que había subido casi un dólar el martes, perdió 1,63 dólares y terminó cotizado a 51,41 dólares en la Bolsa Mercantil de Nueva York (New York Mercantile Exchange, Nymex), su nivel más bajo de cierre en tres meses.
     
    En Londres, el barril de Brent del mar del Norte para entrega en agosto cayó 1,65 dólares a 56,86 dólares.
     
    El mercado volvió a caer así tras intentar mantenerse a flote el martes tras el acuerdo entre Teherán y las grandes potencias, que abre el camino a un levantamiento de las sanciones contra Irán y por lo tanto a una reanudación de las exportaciones de petróleo por parte de ese país.
     
    “El mundo sigue intentando determinar qué significa el acuerdo nuclear con Irán y cuándo llegará su petróleo al mercado”, resumió James Williams, de WTRG. “Estamos siendo golpeados por la realidad”.
     
    Un funcionario de la Compañía Nacional de Petróleo de Irán dijo el miércoles que la producción de crudo iraní puede aumentar entre 500.000 y 600.000 barriles por día (bpd), confirmando las perspectivas de mayores suministros del país que cuenta con algunas de las mayores reservas petroleras del mundo.
     
    Irán puede alcanzar los niveles previos a las sanciones de 4 millones de bpd en seis a 12 meses si hay suficiente demanda, agregó el funcionario.
     
    La mayoría de los analistas coinciden en que las primeras exportaciones de crudo iraní podrían ingresar al mercado global a principios del 2016, aunque estimaron que los volúmenes adicionales varían entre 300.000 y 700.000 bpd.
     
    Analistas de Goldman Sachs estiman que la república islámica podría proveer entre 200.000 y 400.000 bpd adicionales en el 2016.
     
    Irán, miembro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, exportó casi 3 millones de bpd antes de que las sanciones de Occidente redujeran los envíos a casi 1 millón de bpd en los últimos dos años y medio.
     
    En tanto, el banco francés Natixis dijo que los precios del crudo ampliaron sus pérdidas debido a que la economía china se desacelera, mientras que la producción global de crudo se mantiene cerca de niveles récord.
     
    CRECIMIENTO DE LA ECONOMÍA CHINA SE ESTABILIZA EN SEGUNDO TRIMESTRE PERO SIGUE SIENDO FRÁGIL 
     
    La economía de China se estabilizó en el segundo trimestre gracias a la producción industrial y a las ventas en junio, pero esta mejora, favorecida por las medidas de apoyo de Pekín y por la subida de la bolsa, sigue siendo frágil.
     
    China, uno de los mayores consumidores mundiales de energía, reportó un crecimiento económico estable el miércoles a una tasa anual de 7 por ciento.
     
    Este resultado del segundo trimestre "se debió en parte a las ganancias del sector financiero, ya que se disparó la actividad bursátil", comentó Yang Zhao, economista de Nomura. "Pero este apoyo podría evaporarse rápidamente".
     
    El entusiasmo desenfrenado por la Bolsa ha generado una auténtica burbuja, antes de un hundimiento espectacular iniciado a mediados de junio. La Bolsa de Shanghai perdió 30% en tres semanas, aunque subió 150% en un año.
     
    "El PIB refleja la aceleración del sector financiero" aunque "también hay muchos indicadores positivos en la economía en su conjunto", explica Julian Evans-Pritchard, del gabinete Capital Economics.
     
    Aunque el dato oficial de crecimiento está "casi con seguridad" sobrevalorado con relación a la realidad, "hay buenas razones para creer en una verdadera estabilización de la actividad", asegura.
     
    RECUPERACIÓN 'TORTUOSA'
     
    La Oficina Nacional de Estadísticas (BNS) anunció el miércoles una nueva aceleración de la producción industrial en junio, con un avance del 6,8% en un año frente al 6,1% de mayo.
     
    Las ventas, barómetro del consumo de los hogares, crecieron 10,6% interanual, más que en mayo.
     
    "Los principales indicadores muestran que el crecimiento se estabilizó y está preparado para acelerarse", apuntaba Sheng Laiyun, portavoz de la Oficina Nacional de Estadísticas.
     
    Sin embargo, "tanto la demanda interior como la internacional viven todavía un contexto difícil y la recuperación económica mundial es lenta y tortuosa", advirtió.
     
    De hecho, las cifras del comercio exterior para junio reflejaban un panorama muy moderado.
     
    Las exportaciones chinas aumentaron tímidamente (+2,1% interanual), pero las importaciones seguían a la baja, con una caída del 6,7%.
     
    Con una contracción de casi el 7% del comercio exterior en el primer semestre, este pilar tradicional de crecimiento flaquea.
     
    Respecto a la actividad manufacturera en China, ésta se contrajo de nuevo en junio, según un indicador PMI publicado por el banco HSBC, aunque el indicador gubernamental permaneció estable.
     
    CONFIANZA EN DECLIVE 
     
    El banco central chino (PBOC) no para de multiplicar las medidas monetarias y ha recortado en cuatro ocasiones desde noviembre los tipos de interés y los ratios de las reservas obligatorias de los bancos para incitarlos a ampliar los créditos.
     
    Pekín también trata de reducir la presión del endeudamiento de los gobiernos locales.
     
    Todas estas medidas han podido contribuir a la mejora de la economía en junio. Sin embargo, "los indicadores de actividad (en el trimestre) siguen siendo bastante decepcionantes", estimaba Li-Gang Liu, analista del banco ANZ.
     
    Por su parte, las inversiones en capital fijo (que financian trabajos de infraestructura) crecieron 11,4% en el primer semestre según el BNS. "Está muy por debajo del objetivo oficial del 15% en el año", señaló Liu, que destaca la debilidad de las inversiones en el alicaído sector inmobiliario.
     
    "Mientras el riesgo de deflación sigue siendo alto y que la confianza general se ha deteriorado brutalmente, debido al crash bursátil, el PBOC tendrá que seguir mostrándose flexible", considera.
     
    Varios analistas esperan para diciembre un nuevo recorte de los tipos de interés, y otro más o incluso dos, en los ratios de reservas obligatorias de los bancos.
     
    Pekín promueve un cambio en el modelo económico incentivando el consumo, los servicios y el sector privado, pero las autoridades se esfuerzan abiertamente en prevenir un aterrizaje brutal y preservar el empleo. 
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Proceso de insolvencia de Pacific se hará en Canadá

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co

  • Proceso de Reconciliación de Pacific incluido en Reconciliación Colombia

    ConcertacionEl proceso que generaron las mesas de concertación en Puerto Gaitán durante la coyuntura de 2011 se ha convertido, tres años después, en un modelo exitoso destacado por Reconciliación Colombia, una inciativa país que cuenta actualmente con 47 aliados entre medios de comunicación nacionales y regionales, el sector privado, la cooperación internacional y los programas de desarrollo y paz agrupados en la Red Prodepaz.
     
    "Este es un ejemplo de reconciliación que muchas comunidades en el país podrían replicar" señaló Ximena Botero, Coordinadora General de esta iniciativa de la sociedad civil.
     
    Las mesas de negociación definieron 115 acuerdos que hoy se traducen en proyectos de desarrollo tales como el Centro de Desarrollo Infantil para la primera infancia; la modernización y dotación del hospital del municipio; la creación del fondo de becas universitarias; el Programa de Desarrollo de Proveedores Locales y la Fundación Siglo XXI, entre otros. Estos proyectos se han consolidarlos gracias al trabajo mancomunado empresa-comunidad, con el apoyo de la Alcaldía Municipal y la articulación a programas del orden local, regional y nacional.
     
    "Fui convocado por varios líderes de la comunidad para ayudarlos a organizar las famosas mesas de diálogo y desde entonces no hemos dejado de trabajar. Se superó el conflicto, las nueve empresas que tienen presencia allí reanudaron sus operaciones pero solo Pacific ha mantenido el diálogo social que hoy mostramos orgullosos como un esfuerzo de todos: comunidad y empresa, con el respaldo del Gobierno local",  señaló el sacerdote Eisson Barrios Coordinador de las Mesas de Concertación del municipio.
     
    A su turno Alejandro Jiménez, Gerente de Responsabilidad Social de Pacific, destacó  que "la protesta social del 2011 fue una oportunidad para que las demandas de la comunidad en distintos órdenes, fueran objeto del trabajo conjunto en la búsqueda de soluciones". Agregó que "llegar al punto en el que el proceso de diálogo social se encuentra hoy no fue fácil. Gran parte del éxito radica en que identificamos conjuntamente las necesidades reales de la comunidad para construir soluciones sobre ellas. Es un modelo que hoy estamos replicando en todas las regiones donde operamos y que nos permite promover el desarrollo sostenible de nuestras comunidades".
     
    Al evaluar el proceso, Ana Beatriz Fierro, Líder Comunitaria y Presidenta del Comité Intergremial de Puerto Gaitán, el cual  agrupa a  los comerciantres de la localidad, señaló "este proceso de diálogo social ha permitido, en primer lugar contar hoy con una comunidad organizada y cualificada para tramitar sus demandas y gestionar su propio desarrollo y, en segundo lugar, con gran cantidad de iniciativas y proyectos en ejecución que han impactado positivamente nuestro desarrollo económico".
     
    En este mismo sentido, Rocío Bernal, lider de la Mesa Social, manifestó "lo vivido en Puerto Gaitán, en los últimos tres años, nos ha dejado muchas enseñanzas. La principal es que hemos conseguido más con el diálogo que con las vías de hecho. No sólo aprendimos a construir desarrollo sino a generar nuestras propias soluciones".
     
    Un recuento sobre esta experiencia, puede ser consultado en la página web www.reconciliacioncolombia.com o en https://www.youtube.com/watch?v=L2YntI2w-uY&feature=youtu.be
     
     Reconciliación Colombia es una iniciativa de:
     
    La Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional (USAID), Ecopetrol, Semana, la Organización Internacional para las Migraciones (OIM), el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), la Embajada de Suecia, la Misión de Apoyo al Proceso de Paz de la OEA (Mapp/OEA), la Unión Europea, UNICEF, GIZ, Proantioquia, la Unidad de Acción Vallecaucana, Empresarios del Caribe por la Paz, Empresas por la Reconciliación, Sin Límites, El Colombiano, Vanguardia Liberal, El País, El Heraldo, El Nuevo Día, La Nación, La Tarde, El Tiempo, El Espectador, Portafolio, La República, Arcadia, Fucsia, Caracol Televisión, RCN Televisión, Canal Capital, CM&, La W, Caracol Radio, RCN Radio, RCN La Radio, Blu Radio, Publik, La FM, Verdad Abierta, la Agencia Colombiana para la Reintegración, la Unidad de Atención y Reparación Integral para las Víctimas, el Centro Nacional de Memoria Histórica, la Redprodepaz, la Fundación Ideas para la Paz (FIP), BSD y Colombia Líder.
     
     
    Pacific Rubiales - Paisminero.co
     
  • Producción de barriles de petróleo continúa a la baja: en agosto sumó 827.000 barriles

    El índice es 1,89 % menor que en julio pasado y 14,5 % y que agosto de 2015El índice es 1,89 % menor que en julio pasado y 14,5 % y que agosto de 2015La producción de crudo en agosto fue de 827.000 barriles diarios promedio (bdp), es decir 1,89% menos que en julio y 14,5% menos que en agosto de 2015.
     
    El anuncio fue hecho por el presidente encargado de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Orlando Velandia, al explicar que la cifra evidencia la difícil situación que enfrentaron las empresas con la caída de los precios del crudo, que en Colombia se sumó a la conflictividad en las regiones. 
     
    Este último problema dejó la pérdida de cerca de 9.016 bpd, según cálculos de Campetrol. 
     
    Por su parte el presidente de Ecopetrol Juan Carlos Echeverry, dijo que cerraron algunos campos que no eran eficientes, no obstante, estos se reabrirán lo que sumará 25.000 bdp hasta final de año.
     
     
    Fuente:Portafolio.co
  • Producción de crudo de Colombia cayó 12,2% en marzo de 2017

    La producción de crudo de Colombia cayó a un promedio de 804.000 barriles diarios en marzo, 12,2% menos que en el mismo mes de 2016, informó este jueves el ministerio de Minas y Energía.
     
    La disminución de la producción tuvo que ver con la parálisis de varios campos ante el cierre de operaciones en el oleoducto Caño Limón Coveñas.La disminución de la producción tuvo que ver con la parálisis de varios campos ante el cierre de operaciones en el oleoducto Caño Limón Coveñas."La producción promedio de crudo durante el mes de marzo fue de 804.000 barriles por día (bpd)", dijo el despacho en un comunicado.
     
    En marzo de 2016, la producción se había ubicado en 916.000 bpd, lo que implica una disminución de 12,2%.
     
    Con respecto a febrero de 2017, cuando se produjeron 864.000 barriles por día, la caída fue en tanto de 6,94%.
     
    Según el ministerio, la disminución de la producción tuvo que ver con la parálisis de varios campos ante el "cierre de operaciones en el oleoducto Caño Limón Coveñas", que se vio afectado por ataques de la guerrilla del ELN, actualmente en negociaciones de paz con el gobierno.
     
    Colombia, cuarta potencia petrolera de la región y con reservas probadas en torno a los 2.000 millones de barriles, produjo en 2016 un promedio de 885.000 barriles de crudo por día, la cifra más baja desde 2011.
     
     
    ElEspectador.com
     
  • Producción de Crudo Superó el Millón de Barriles

    Extraccion OilEl Ministerio de Minas y Energía informó que la cifra preliminar de producción de crudo en Colombia en el mes de junio fue de 1.008.000 BPD, un incremento del 6,06 por ciento con respecto a mayo cuando se alcanzaron 950.000 BPD. Con esto, la producción diaria estimada promedio anual de crudo alcanza los 981.000 BPD en lo que va de 2014.
     
    Durante el mes de junio la producción fue afectada principalmente por mantenimientos correctivos y programados en pozos de los contratos Castilla y Chichimene. Asimismo, por bloqueo de vías de acceso por parte de la comunidad que obstaculizaron la ejecución de trabajos en pozos y el transporte de hidrocarburos en carrotanques.
     
     Cabe anotar que durante los días 17 y 18 de junio, se presentaron atentados en el Oleoducto Caño Limón-Coveñas, afectando la producción  en promedio en 5.200 BPD.  A partir del 28 de junio, por efecto de los atentados al campamento del operador, la producción de los campos del grupo Caño Limón se restringió en 44.000 BPD y desde el 30 de junio, fue necesario el cierre total de pozos de la compañía Occidental.
                                                                    
    Por otro lado, la producción de gas promedio mensual de gas durante el mes de junio 2014, alcanzó los 1.108 millones de pies cúbicos por día (MPCD), lo que representa un aumento del 2,22 por ciento con respecto al mes de mayo (1.084 MPCD), con lo cual  la producción diaria estimada promedio anual se mantuvo en 1.126 MPCD.  La variación en volumen de gas comercializado se debe a incremento en la demanda.
     
    MME - paisminero.co
     
  • Producción de petróleo cae a niveles de hace más de 6 años

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

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

    ElTiempo.com 

     
  • Producción de petróleo en enero cayó 13% frente al mismo mes del año pasado

    Campo Ecopetrol WSegún informó el Ministerio de Minas y Energía, la producción promedio de crudo presentó una caída de 13 % en enero de este año, con respecto al 2015, y llegó a 860.000 barriles diarios promedio.

    Ahora, según la Entidad, se espera una tendencia positiva, ya que frente a diciembre hubo un leve aumento de 2,74 %. Ese crecimiento responde al incremento de la producción en los campos Casabe, Castilla Norte, Chichimene, Infantas, La Cira, Rubiales, Provincia y Quifa.

    El ministerio señaló que la cifra preliminar de producción de gas fue de 847 millones de pies cúbicos por día, un volumen que, por el contrario, resultó ser menor en 3,2 % con respecto al mes de diciembre de 2016.

    Si bien no se puede hablar de una completa recuperación del sector, teniendo en cuenta que el incremento no fue suficiente como para equiparar la producción a comienzo de año en fechas anteriores y que se quedó por debajo del promedio del año que la ACP estipuló en 899.000 barriles, esta cifras sí contrastan con las presentadas en el más reciente informe de reservas de Ecopetrol.

    De acuerdo con las cifras de la estatal petrolera, las reservas probadas del crudo disminuyeron 13,6 % en diciembre de 2016 con respecto al cierre del año anterior, una cifra que seguramente apoyó la contracción de 6,5 % del sector.

    Además, muchos analistas consideran que esos datos de Ecopetrol podrían no mejorar, teniendo en cuenta que el precio del barril en los mercados internacionales podría ser aún más bajo por el previsible incremento de las tasas de interés de la Reserva Federal de los Estados Unidos.
     

     

    ElUniversal.com

  • Producción de petróleo se descolgó 10,4 % en marzo

    En el tercer mes del año se produjeron 916.000 barriles,106.000 menos que en el mismo mes del 2015.En el tercer mes del año se produjeron 916.000 barriles,106.000 menos que en el mismo mes del 2015.La producción diaria de petróleo en Colombia registró un descenso del 10,4 por ciento en el último año, luego de que en marzo pasado esta alcanzara los 916.000 barriles de petróleo diario.
     
    Solo en el tercer mes del presente ejercicio, dicha producción tuvo un descenso cercano del 4,1 por ciento si se le compara con la observada en febrero del 2016 cuando se alcanzó los 955.000 barriles diarios, informó el Ministerio de Minas y Energía.
     
    La caída del bombeo en marzo se registra en medio de una reducción de la inversión en el sector y del cierre de algunos pozos ante una baja de los precios del crudo.
     
    Colombia tiene 2.308 millones de barriles de reservas probadas de crudo y busca incrementarlas con nuevos hallazgos y el mejoramiento de la recuperación, pese a la caída de los precios internacionales.
     
    La misma  entidad informó que la cifra preliminar de producción de gas fue de 1.057 millones de pies cúbicos por día (mpcd), presentando una reducción de 0,71 por ciento, frente al mes anterior cuando se alcanzó 1.065 mpcd.
     
    ECONOMÍA Y NEGOCIOS 
     
    ETiempo.com
     
  • Producción de petróleo sufrió una caída del 3,11 % en febrero

     El país produjo 955.000 barriles de petróleo diarios durante el mes pasado, 75.000 menos que en el mismo mes del 2015. El país produjo 955.000 barriles de petróleo diarios durante el mes pasado, 75.000 menos que en el mismo mes del 2015.La producción petrolera del país ya comienza a sentir los muy bajos precios internacionales y las suspensiones a la explotación de la Corte Constitucional en ciertos campos, al descender en febrero pasado 6,3 por ciento, con respecto al mismo mes del año anterior. 
     
    La explotación promedio de crudo del mes pasado fue de 955.000 barriles por día (bpd), comparada con los 1’030.000 barriles de febrero del 2015; es decir, 75.000 barriles diarios menos.
     
    Con respecto al primer mes del año, se presentó una reducción de 3,1%, durante el cual se extrajeron 986.000 bpd.
     
    El descenso en la producción de crudo se veía venir, principalmente por los fallos de la Corte Constitucional, que durante este año ha suspendido la producción de unos 30.000 barriles de petróleo diarios por falta de consultas a las comunidades aledañas a los campos. 
     
    Las operaciones afectadas son el campo de Quifa, con una producción de 13.000 barriles diarios, Ocelote-Guarrojo, con una producción de 16.000 barriles de petróleo diarios en el departamento del Meta, y dos pozos en Orito, Putumayo, (250 barriles).
     
    Por los bajos costos del barril de petróleo, que hicieron que ciertos campos no fueran viables económicamente, Ecopetrol suspendió operaciones en dos campos, ambos ubicados en el departamento llanero del Meta, de Caño Sur Este, con una producción de 1.277 barriles diarios, y de Akacías, con un bombeo de 6.700 barriles.
     
    Por estos motivos el país ya ha dejado de producir cerca de 37.000 barriles de petróleo diarios, en lo corrido del año, desde el promedio de 1’005.000 del año pasado.
     
    La explotación para este año es tan incierta que casi nadie se atreve a dar un pronóstico, pues van desde los 984.000 barriles diarios de finales del año pasado, pasando por los 944.000 de enero, hasta 921.000 barriles diarios de hace apenas un mes, todas proyecciones de Ministerio de Hacienda.
     
    Pero los analistas explican que las cifras gubernamentales siempre son un poco optimistas, por lo que la cifra final del MinHacienda podría estar por encima de la estimación final, y eso si no se tomaron en cuenta las suspensiones de explotación de la Corte Constitucional.
     
    A este incierto panorama se suma que Ecopetrol rebajó sus reservas probadas netas 11 por ciento con respecto al 2015, quedando en 1.840 millones de barriles. La preocupación de los analistas es que este cálculo se realizó no a 30 dólares el barril, precio promedio para este año, sino a 55,57 dólares. 
     
    Campetrol, gremio que agrupa a los prestadores de bienes y servicios de la industria, fue un poco más allá y calculó las reservas del país en unos 1.700 millones de barriles, con un valor promedio de 35 dólares. 
     
    Gas también bajó
     
    La producción de gas también descendió desde 1.190 millones de pies cúbicos de febrero del año pasado hasta 1.065 millones del mes pasado, lo que a juicio de los analistas refuerza el hecho de que no hay contratos de gas. El Ministerio de Minas informa que el incremento en la producción, con respecto al mes anterior, se debe al restablecimiento de operaciones en los campos Nelson, Palmer y Arianna, así como a la entrada en producción de los campos Cotorra y Manamo.
     
     
    portafolio.co
  • Producción petrolera fue de 1'002.000 barriles diarios en octubre

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

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

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

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

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

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

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

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



    Fuente: Eltiempo.com

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  • Producción petrolera fue de 999.000 barriles

    Precios SubenEl ministerio de minas y energía a través de un comunicado de prensa, anuncio que la producción se acercó a la meta del millón de barriles planteada por el Gobierno Nacional, durante el mes de agosto.
     
    El Ministro de Minas y Energía, Tomás González, reportó que la producción de crudo del país aumentó con respecto a los 968 mil barriles producidos en julio.
     
    "El Gobierno viene implementando un plan de acción conjunto para garantizar la normal operación de la actividad petrolera, el cual incluye coordinación con las Fuerzas Armadas y las autoridades regionales", indicó el Ministerio en un comunicado.
     
    El titular de la cartera minero energética destacó la importancia de aumentar el recobro en los campos petroleros colombianos y agregó que un incremento de 1 por ciento en el recobro permitiría un alza en las reservas del 20 por ciento.
     
    El Ministerio detalló que gracias a las acciones tomadas por el Gobierno "se ha venido recuperando la producción de crudo", a pesar de que el mes pasado "se vio afectada por ataques al oleoducto Caño Limón-Coveñas, así como por fallas en el sistema en los campos de Cuapiagua, Chichimene y Castilla", en el centro del país.
     
    El oleoducto Caño Limón-Coveñas,propiedad de la petrolera estatal Ecopetrol de 770 kilómetros de longitud transporta el crudo producido en los campos de Arauca hasta el puerto caribeño de Coveñas, en el departamento de Sucre.
     
    La producción de gas en agosto fue de 1.083 millones de pies cúbicos promedio diaria. Esta cifra significa un aumento de 1 por ciento con respecto a la producción de julio, que alcanzó los 1.072 millones de pies cúbicos promedio.
     
    La variación en el volumen de gas fue atribuida por el Gobierno al incremento en la demanda.
     
     
    Por: Paisminero.co / CP - MME
     
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  • Producir un barril de petróleo es más caro en Colombia

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

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

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

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

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

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

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

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

    RUBRO POR RUBRO

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    LA ODISEA LOGÍSTICA

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co /Nohora Celedón

  • Proyectos de recobro, salvavidas de producción petrolera

    Petroleo IngLa ANH tiene aprobadas 25 iniciativas para ‘exprimir’ los pozos existentes. La expectativa es que a través de estas se logre mantener un buen ritmo de extracción el próximo año.
     
    Frenar el declive de la producción de los pozos petroleros existentes en el país será uno de los mayores retos de la industria de hidrocarburos para cumplir las metas de producción petrolera.
     
    Y para que estas metas se cumplan, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) cuenta con que se logren desarrollar 25 proyectos de recobro, que permitirán aumentar la producción en pozos ya existentes.
     
    Las cifras de la entidad indican que el 58 por ciento de los barriles que se producirán en los próximos diez años provienen de campos en producción, que serán impulsados por las inversiones en proyectos para aumentar el factor de recobro que, en promedio, es del 17 por ciento en los campos colombianos.
     
    Esto quiere decir, que si un campo tiene recursos por un millón de barriles solo se pueden extraer 170.000. Los cálculos del Ministerio de Minas y Energía indican que si se logra aumentar en un punto porcentual el recobro, se podría adicionar 525 millones de barriles a las reservas actuales.
     
    Estos proyectos se aplican en campos de crudo pesado o maduros. Los 25 que ya han sido aprobados por la ANH se ubican en las cuencas del Catatumbo, el valle medio y superior del Magdalena y en los Llanos Orientales.
     
    La mayoría de los proyectos aprobados son de inyección de agua (14), y el resto son de vapor y gas. No obstante, hay dos dudas con respecto a si estos proyectos se pueden desarrollar con normalidad.
     
    La primera tiene que ver con el panorama de precios, que puede ser un impedimento para el desarrollo de las iniciativas.
     
    “No todos estos proyectos son tan costosos, los de inyección de gas o de vapor no lo son. Hay diferentes tipos de pozos que pueden ser más costosos o no y aunque se prevé que la caída de los precios pueda tener una afectación, es muy temprano para saberlo”, explicó el presidente de la ANH, Javier Betancourt.
     
    Agregó que cada empresa debe hacer sus cálculos para saber cómo enfocar sus inversiones en este nuevo entorno y que probablemente dirijan sus apuestas a proyectos de producción que dan más rentabilidad.
     
    El otro problema tiene que ver con las posibles modificaciones a las licencias globales ambientales, por el uso de nuevas tecnologías y el manejo de agua en particular en los campos Castilla, Chichimene, Rubiales, Quifa, Teca-Cocorná, Akacías y La Loma.
     
    Aún si todos los proyectos de recobro planeados se logran concluir con éxito, para lograr las metas también será necesario que se desarrollen los proyectos descubiertos, que representarían cerca del 27 por ciento de la producción del país en el mediano plazo.
     
    De acuerdo con el Marco Fiscal, el próximo año la producción petrolera deberá ser de 1.026 mil barriles promedio diario, aunque esta cifra podrá ser revisada a la luz del nuevo contexto internacional.
     
    LOS COMPROMISOS DE LA INDUSTRIA PARA EL 2015
     
    Las empresas deberán realizar en 2015, por lo menos, 1.086 pozos de desarrollo, que en conjunto significan una inversión de 8 mil millones de dólares.
     
    Esto es lo que está contratado, pero la ANH calcula que se requieren 1.200 pozos de desarrollo para poder cumplir con las metas del marco fiscal.
     
    Adicionalmente, la entidad estima que se requiere un ritmo de perforación de 250 pozos exploratorios por año, para lograr tener reservas para diez años (actualmente llegan hasta los siete años).
     
    También es claro que para que las empresas puedan cumplir sus compromisos contractuales debe garantizarse la operación, tal como lo ha pedido la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP.
     
    Este año se dejaron de producir 29.000 barriles promedio diario por problemas con las comunidades, 25.000 barriles por atentados e inconvenientes de transporte y 15.000 por problemas ambientales.
     
    Economía y Negocios
     
    Portafolio.co
  • Puerto Gaitán: el éxodo del pueblo colombiano donde la abundancia petrolera se acabó

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

    ReficarCon 31 unidades y ubicada sobre el Mar Caribe, es clave para que Ecopetrol logre la meta de aumentar su capacidad total de refinación a 650.000 barriles por día.

    La Refinería de Cartagena entraría en operación en el segundo semestre del 2015, lo que le permitiría a Colombia atender la demanda interna de combustibles y suspender las importaciones de diésel y gasolina, dijo un funcionario de Ecopetrol.

    El proyecto de modernización de la Refinería de Cartagena (Reficar) con inversiones que superan los 6.400 millones de dólares se encuentra con un avance de más de un 96 por ciento, dijo Pedro Rosales, vicepresidente ejecutivo de refinación de Ecopetrol.

    "La refinería iniciaría operación durante el segundo semestre del 2015", sostuvo Rosales en una conferencia telefónica en la que la empresa presentó sus resultados financieros del 2014.

    Una vez concluya el proyecto de modernización, la refinería quedará con una capacidad de carga de 165.000 barriles diarios, desde los 80.000 barriles por día en el pasado.

    "Con la entrada en operación de Reficar se tendría la capacidad de producir nacionalmente la totalidad de combustibles que requiere el país", aseguró Rosales al revelar que se dejarían de importar 70.000 barriles diarios de diésel y volúmenes más bajos de gasolina.

    La principal refinería de Colombia es la de Barrancabermeja, ubicada en el departamento de Santander, que tiene una capacidad de producción de 250.000 barriles por día.


    Fuente: Dinero.co

  • Repsol va tras la canadiense Talisman

    Tras filtrarse sus contactos, ayer las dos firmas confirmaron que han hablado, pero aún no hay acuerdo.
     
    Repsol OfficeLa petrolera española Repsol y la canadiense Talisman reconocieron este miércoles estar en conversaciones preliminares para una posible operación, sin que haya, según ellas, ningún tipo de acuerdo.
     
    Después de que Bloomberg informó el martes que JP Morgan estaba asesorando a Repsol en el estudio de una posible adquisición de Talisman, cuyo valor de mercado supera los 10.200 millones de dólares, los reguladores instaron a ambas empresas a pronunciarse.
     
    Mientras que Talisman reconoció contactos con Repsol con “respecto de varias transacciones”, la petrolera española dijo que Talisman es uno de los activos que está analizando en el marco de sus planes de expansión.
     
    Tras captar 6.300 millones de dólares con la indemnización por la expropiación de YPF y su salida de Argentina, Repsol ha dicho en varias ocasiones que busca oportunidades de adquisición que ofrezcan capacidad de crecimiento en exploración y producción.
     
    Ya ha dicho que puede gastar alrededor de 10.000 millones de dólares en compras y ha mencionado a Noruega, Canadá y Estados Unidos como países preferentes.
     
    Talisman, la quinta compañía petrolera independiente en Canadá, ha estado reestructurando sus operaciones y recortando deuda para incrementar el precio de la acción y satisfacer a accionistas descontentos como Carl Icahn. Las acciones de Repsol cayeron 1,2 por ciento a 18,41 euros en la Bolsa de Madrid, mientras que las de Talisman subieron 13,25 por ciento.
     
    Reuters
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Reservas de petróleo habrían bajado 600 millones de barriles

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

    Foto de Canacol energyFoto de Canacol energyEn los últimos días, los países latinoamericanos Colombia, Perú y México han revelado sus resultados de producción de crudo y gas para el mes de abril 2015. Los resultados de petróleo cayeron en México y Perú en comparación con el año anterior entre 11% y 14% y sólo Colombia aumentó su producción en más de un 9%. En materia de gas comparando el mismo periodo, los resultados fueron negativos para los tres países cayendo la producción entre el 4% y 8%.
     
     En Colombia, el Ministerio de Minas y Energía reveló que la producción acumulada de crudo para el mes de abril fue de 1.025 Millones bbl/d, cifra superior en  9.63% en comparación con el mismo periodo del año anterior que fue de 935 Mbbl/d, y 0.39% superior en comparación con los 1.02 millonesbbl/d registrados marzo. Dicha producción se vio beneficiada por el restablecimiento de las operaciones después de los mantenimientos de los campos Quifa, Rubiales, Rondon, Chipiron y Pauto. En cuanto a la producción de gas, el país tuvo una disminución de 9.11% al pasar de 198 Mboe/d en abril del año anterior a 180 Mboe/d registrados durante el mismo periodo del presente año y una disminución de 3.91% en comparación con el mes de marzo de 2015.  La disminución refleja principalmente la declinación en los campos Riohacha, Nelson y Arianna.
     
     Por su parte, Perupetro informó que la producción de crudo durante el mes abril del presente año tuvo una disminución de 13.53% en comparación con el mismo periodo de 2014 al pasar de 67 Mbbl/d a 58 Mbbl/d, además de una disminución de 5.49% cuando se compara con la producción del marzo del presente año. En cuanto a la producción de gas, el país disminuyó su producción hasta alcanzar un promedio de 205 Mboe/d durante el mes de abril del presente año, 8.22% menos que los 224 Mboe/d registrados en el mismo periodo del 2014. Si se compara con la producción del mes anterior de 2015 que fue de 223 Mboe/d, la disminución fue de 7.88%. Con respecto al crudo, aunque la producción lleva varios años con una tendencia negativa, gran parte de la disminución se debió por los conflictos sociales que afectaron los campos productores Lotes 1-AB, 8, XIII. La disminución en la producción de gas se debió a una disminución en la producción en los lotes 57 Y 56 operados por Repsol y Pluspetrol respectivamente.
     
     Prod  OG ColPeruMex ESPFinalmente, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) en México reportó que la producción de crudo durante el mes de abril del presente año fue de 2.201  millones bbl/d, 11.16% menos en comparación con los 2.478  millones bbl/d registrados en 2014, y 5.08% menos en comparación con los 2,319 Mbbl/d registrados durante el mes de marzo de 2015. En materia de gas, la producción en abril del presente año fue de 1,114 Mboe/d, 4.51% menos frente a los 1,167 Mboe/d reportados durante el mismo periodo del año anterior, y 4.59% menos en comparación con los 1,168 Mboe/d registrados durante el mes de marzo del presente año. La disminución en la producción tanto de crudo como de gas en México, se da por una  tendencia negativa desde hace varios años en sus principales yacimientos productores, Ku-Maloob-Zaap y Cantarell.
     
     
    Fuente: Bitatam.com
     
     
     
     
  • Reviven el campo de gas El Difícil

    Petroleo 332El campo está ubicado en Pueblo Nuevo, Magdalena, y abastece de gas a 16 municipios de ese departamento.

    Después de veinte años de tener cerradas sus operaciones, el campo productor de gas El Difícil, localizado en el valle inferior del Magdalena Medio, volvió a la vida.
    La firma Petróleos Sudamericanos, Petrosud, inauguró este jueves una planta que tuvo una inversión aproximada de 70 millones de dólares, entre la adquisición del campo a Ecopetrol y la construcción del complejo).

    Con esta nueva facilidad, que tiene una capacidad de producción de 10 millones de pies cúbicos de gas diarios, se puede aliviar un poco la estrechez de la demanda de gas del Caribe, en particular en el departamento de Magdalena.

    El gas de la planta se comercializa con Gases del Caribe, que fue la empresa encargada además de construir el gasoducto con el que se puede llevar combustible del campo a cerca de 16 mil nuevas familias de 16 municipios del Magdalena.

    Este campo había cerrado su operación en 1995, después de la imposibilidad de reparar el gasoducto Barranquilla, con el que se evacuaba el recurso de la planta.

    En el 2013, Petrosud adquirió el campo junto con los bloques Entrerríos y Guarimena, en los Llanos.

    En el campo actualmente hay cinco pozos en producción y uno más para reinyección de agua, sin embargo, en total son 36 pozos existentes. Por esta razón El Difícil podría aumentar rápidamente su producción.
     

    Fuente: Portafolio.co

  • Rumores sobre Pacific Rubiales son injustificados: R. Pantin

    El máximo directivo de la petrolera habla en exclusiva con Portafolio sobre la situación de la empresa. Asegura que tienen las herramientas necesarias para navegar en esta crisis marcada por la volatilidad de los precios.
     
    Ronald PantinSi hay una acción en el mercado local que se haya visto particularmente golpeada con la caída de los precios del petróleo es la de Pacific Rubiales.
     
    Desde junio del año pasado cuando el barril del crudo, tanto en Londres como en Nueva York, se cotizaba por encima de los 100 dólares, la acción de la petrolera se transaba en 41.480 pesos en el mercado colombiano.
     
    Pero, desde que empezó la caída de los precios internacionales, en junio del año pasado, la acción inició un proceso de desvalorización que hoy la tiene por debajo de los 8.000 pesos.
     
    No es la única empresa que ha sufrido con esta coyuntura. Pero, al menos en el mercado local, es la que más ha sentido el golpe.
     
    Las versiones que explican este fenómeno son diversas.
     
    Algunos analistas consideran que la empresa tiene un nivel de deuda muy alto y que la coyuntura de bajos precios, con la consecuente disminución en el flujo de caja, podría llevarla a una cesación de pagos.
     
    Esta preocupación se vio acentuada tras la declaración de ‘default’ de Gran Colombia Gold, una minera que comparte dueños con Pacific Rubiales.
     
    A esta circunstancias se le sumaron cuestionamientos con respecto a la extensión del contrato que la empresa tiene con Ecopetrol para operar campo Rubiales, el de mayor producción para Pacific, y la intranquilidad generada por la declinación de la producción, las bajas reservas y las dudas sobre la capacidad de la empresa para ejecutar el plan de reducción de costos, anunciado a finales del año pasado.
     
    Esta serie de informaciones generaron una gran incertidumbre en torno a la empresa, que incluso vino acompañada de rumores sobre la permanencia de Pacific Rubiales en Colombia.
     
    Es en ese contexto en el que el CEO de Pacific Rubiales, Ronald Pantin, rompe su silencio para aclarar punto por punto las preocupaciones sobre la mayor productora privada de crudo del país.
     
    ¿Cómo asume lo que ha sucedido con los precios del petróleo?
     
    Con tranquilidad. Esta es la séptima vez a lo largo de más de 40 años de carrera profesional que he tenido que enfrentar circunstancias parecidas. Por eso es que reaccionamos primero que nadie a los cambios.
     
    ¿A qué se refiere?
     
    A que 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.
     
    ¿Podría ser más preciso?
     
    Toda la deuda importante que teníamos a corto plazo la pasamos a largo plazo. Debemos en bonos la suma de 4.000 millones de dólares que se vencen en los años 2019, 2021, 2023 y 2025, con lo cual tenemos despejado ese horizonte durante un buen tiempo.
     
    ¿Qué más han hecho?
     
    Tenemos una deuda bancaria que estaba en unos 600 millones de dólares. Estamos pagándole a la banca colombiana esta semana algo más de 100 millones de dólares que estaban en pesos y nos permite aprovechar lo sucedido con la tasa de cambio. También tenemos una obligación relacionada con el proyecto de Petroeléctrica de los Llanos y que va a quedar en cabeza de Pacific Midstream, una compañía de la cual vendimos un 43 por ciento en diciembre a la IFC del Banco Mundial. En resumen, en ese par de operaciones vamos a recortar obligaciones en unos 240 millones de dólares.
     
    ¿Y no van a requerir más préstamos?
     
    No. Todo nuestro programa de inversiones de este año, que sufrió un recorte importante y similar al que se ve en otras compañías de nuestro sector, lo vamos a financiar con la caja propia de nuestras operaciones, dentro de un escenario de precios realistas.
     
    Hablando de precios ¿cuál es su análisis?
     
    Creo que el mercado va a tener la forma de una V y no de una U, más allá de las volatilidades propias del día a día. El motivo fundamental es que ya se empiezan a ver los efectos de la crisis. En Estados Unidos, cuyo aumento en producción es el principal causante del exceso de oferta, los taladros en operación han bajado 24 por ciento a los niveles de enero del 2012. Eso es información pública.
     
    ¿Cuál será el efecto de esa reducción?
     
    Que la producción va a comenzar a bajar. No en forma inmediata sino en unos meses, en la medida en que los pozos que están operando empiecen a declinar, algo que en el caso del petróleo de esquisto pasa muy rápido. Calculo que el cambio de tendencia se va a ver hacia mediados del año. Y en otras partes del mundo empezará a suceder algo similar.
     
    ¿Vamos a volver, entonces, a los precios altos?
     
    Nadie lo sabe. Igual, nosotros no estamos trabajando con ese supuesto. Nuestros cálculos son de un valor de barril de crudo WTI de 45 dólares en promedio en este trimestre, de 50 en el segundo, de 55 en el tercero y de 60 dólares en el cuarto.
     
    ¿Y en ese escenario cómo le iría a Pacific Rubiales?
     
    Seguiremos siendo una compañía sólida, generando un Ebitda de 1.500 millones de dólares este año, al igual que importantes utilidades netas.
     
    No faltan los analistas que dicen que si el petróleo se queda en 30 dólares, estarán en problemas serios…
     
    Si el crudo llega a ese nivel, la lista de empresas petroleras en problemas va a ser muy larga. Y con seguridad que no vamos a estar entre los primeros de la fila, entre otras porque vamos a disminuir nuestro costo de producción a 26 dólares por barril.
     
    Quienes los miran también cuestionan sus planes de producción…
     
    Me remito a las cifras reales. El año pasado extrajimos 148.000 barriles de petróleo diarios en promedio y este año llegaremos a 162.000. Yo diría que es la única compañía privada en Colombia que va a crecer en forma importante en este campo.
     
    ¿Por qué cree que el mercado bursátil los ha castigado tanto?
     
    Tal vez porque comenzamos con el plan de reducción de costos y generación de caja desde el trimestre pasado y eso se interpretó mal. Cuando uno tiene un nivel de actividad tan grande como el nuestro tiene que parar la ola antes de que la inercia lo avasalle. También hay análisis que parten de bases equivocadas y suponen que uno no reacciona ante menores ingresos.
     
    ¿Qué hicieron?
     
    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. Por eso estamos tranquilos.
     
    ¿Y qué hay de las condiciones que tienen los bonos con respecto al Ebitda que da Pacific?
     
    Esos términos dicen que no podríamos aumentar nuestro endeudamiento a más de 3,5 veces el Ebitda. Si generamos 1.500 millones de dólares podríamos subir a más de 5.000 millones en préstamos. Pero reitero que no necesitamos más créditos.
     
    Otros rumores están relacionados con el incumplimiento de un pago por parte de Gran Colombia Gold…
     
    Pacific Rubiales no tiene nada que ver con esa compañía. Hay un par de nuestros directores que son socios. Pero yo no sé ni siquiera dónde están sus oficinas.
     
    Están reduciendo la exploración…
     
    Así es, pero tenemos 13 años de reservas. En estos momentos esa no es mi prioridad porque el colchón es grande. Cuando el escenario se aclare, volveremos a reactivar planes.
     
    ¿Cómo le responde a los rumores?
     
    Con la verdad. Lo que puedo afirmar es que el riesgo de que Pacific Rubiales no cumpla con sus obligaciones, ya sea con personas, proveedores o entidades financieras es cero. Tenemos un equipo gerencial experimentado, profesional, que sabe cómo hacer las cosas. Además hay que recordar que nos cubren 36 analistas y la inmensa mayoría nos ve bien.
     
    ¿Qué hicieron con las ventas de activos?
     
    El año pasado vendimos el 5 por ciento de Ocensa, que era propiedad de Petrominerales, por 380 millones de dólares e hicimos lo de Pacific Midstream, por 320 millones de dólares. Nuestra posición de caja es muy saludable.
     
    ¿Qué pasaría si el petróleo cae otra vez por debajo de los 45 dólares?
     
    Podríamos vender más de Pacific Midstream o salir de Puerto Bahía. No está planeado, pero el mensaje es que tenemos opciones. A todo lo anterior se le agrega una línea de crédito aprobada y comprometida por mil millones de dólares que podemos usar cuando queramos. Insisto, no está programado hacerlo tampoco, pero nos da tranquilidad contar con ella.
     
    Se acerca la reversión de Campo Rubiales. ¿Pone en entredicho el futuro de la empresa?
     
    Hace un par de años Rubiales significaba el 55 por ciento de nuestra producción. Hoy representa cerca de la tercera parte. No solo hemos podido asumir la declinación de ese campo, sino que hemos logrado crecer mucho en otros sitios. Así nos pasa en las áreas que vinieron con la compra de Petromagdalena, Petrominerales o CNC. Y tenemos casos como los de Quifa que ha crecido muchísimo y CPE6 al que le vendrá su tiempo. Además, hemos crecido mucho en crudos livianos. En resumen, nuestra producción récord fue en enero, no hace meses ni años.
     
    ¿Cómo va lo de México?
     
    Es como abrir una especie de cápsula del tiempo. Tienen reservas que son más de diez veces las de Colombia y áreas que prometen muchísimo. Las condiciones que proponen son muy similares a las de aquí y hay posibilidades en servicios que son muy interesantes también. En resumen, nos atrae mucho porque creemos que hay un inmenso potencial si uno hace la tarea, y nosotros la sabemos hacer.
     
    ¿Cuál es el esquema?
     
    Estamos en una sociedad con el Grupo Alfa que es muy prestigioso y serio. Y pensamos que nos puede ir tan bien como en Colombia, en donde también tuvimos un muy buen socio, como es Ecopetrol. Por eso estamos mirando prospectos que son muy atractivos.
     
    ¿Cómo se van a financiar las inversiones?
     
    Están abiertas todas las posibilidades. Podemos acudir al mercado de capitales mexicano, salir a bolsa o conseguir financiación. Se trata de una compañía independiente en la que tenemos una participación importante y que genera mucho interés.
     
    ¿Qué mensaje les envía a los inversionistas de Pacific?
     
    Que estén tranquilos. Tenemos la situación bajo control y vamos bien, incluso en estas circunstancias. 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.
     
    LO QUE DICEN LAS ANALISDEL VALOR DE PACIFIC EN BOLSA 
     
    Las últimas recomendaciones de las principales empresas analistas bursátiles han revisado a la baja el precio objetivo de la acción.
     
    En promedio, las 27 analistas que siguen el comportamiento de la acción de Pacific en la Bolsa de Colombia le dan un valor a este título de 18.443 pesos, una cifra por encima de la cotización actual de la compañía.
     
    Sin embargo, los balances son bastante dispares, mientras firmas como Credit Suisse, cuya última actualización fue publicada el pasado 26 de enero, consideran que la acción vale menos de dos mil pesos; otras como Barclays, cuya última actualización fue en octubre del año pasado, consideran que el valor de la empresa en Bolsa es superior a los 48.890 pesos.
     
    Ricardo Ávila
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Ruta del Ártico se consolida por exportaciones de petróleo

    Deshielo11El transporte de productos derivados del petróleo -como el fuel, el gasóleo o la nafta- representó el mayor porcentaje al suponer un 67 % de la carga, ya que 31 navíos trasladaron 911.000 toneladas de combustible, lo que preocupa a los grupos ecologistas.

    El deshielo progresivo del Ártico y el transporte de recursos energéticos ayudaron a que la ruta comercial que atraviesa este océano se consolidase en 2013, como indica un estudio del Instituto Ártico.

    El informe, difundido esta semana por ese centro internacional con sede en Washington, reveló que 71 cargueros recorrieron toda la Ruta Marítima del Norte (NSR), cuyo principal trayecto pasa por el océano Ártico, durante los meses de deshielo de 2013, lo que representa un 54,3 % más que el curso anterior.

    Fuentes de Greenpeace afirmaron que "operar navíos que cargan combustible fósil en el frágil y remoto Ártico es intrínsecamente arriesgado y muestra poca consideración hacia los catastróficos impactos de un derrame inevitable en el ecosistema".

    La consolidación de esta ruta comercial coincide con el progresivo deshielo de este océano a causa del cambio climático, ya que la capa de hielo del Ártico registró este verano boreal su sexto nivel más bajo en 36 años, con 5,02 millones de kilómetros cuadrados, según el Centro Nacional de la Nieve y el Hielo de Estados Unidos.

    Sin embargo, estas cifras de navegación distan mucho de las de las principales rutas marítimas mundiales que pasan por los canales de Suez y Panamá.

    En el mismo curso fiscal de 2013 se registraron 12.045 tránsitos de alto calado en el canal panameño, mientras que 16.596 buques de carga franquearon el de Suez.

    El Instituto Ártico afirma que la NSR sigue siendo una ruta comercial "nicho" por el limitado número de viajes verdaderos, ya que "la alta variabilidad interanual del alcance del hielo hace que sea inapropiada para la carga de contenedores".

    Y es que esta ruta está muy condicionada por las condiciones meteorológicas y sólo permite su navegación completa unos pocos meses al año.

    En 2013, la temporada transitable empezó el 28 de junio con la partida del buque ruso "Varzuga", que transportó 13.658 toneladas de diesel, y acabó el 28 de noviembre con el atraque de otro navío ruso.

    Rusia es el principal país interesado en explotar las posibilidades de esta limitada ruta de navegación para exportar los recursos de hidrocarburos del Ártico. Este océano representa solamente un 6 % de superficie terrestre, pero contiene al menos el 20 % de los recursos utilizables de gas y petróleo del mundo.

    Un estudio de la consultora Ernst & Young señala que 43 de los 61 terrenos de extracción de petróleo y gas del Ártico están en territorio ruso.

    El pasado 18 de abril Rusia se convirtió en el primer país en suministrar petróleo del Ártico, lo que provocó la indignación de Greenpeace.

    "El proyecto influirá positivamente en el aumento de la presencia de Rusia en los mercados energéticos internacionales", afirmó entonces el presidente ruso, Vladímir Putin.

    El puerto ruso de Murmansk fue el núcleo de la NSR durante 2013, con 24 barcos con 492.000 toneladas de cargamento que partieron o atracaron en él.

    Además de los productos derivados del petróleo, los principales tipos de carga que circularon en esta ruta ártica fueron minerales ferrosos (15 %), cargamento a granel (7,2 %), carbón (5,5 %) y gas natural licuado (5 %).

    A diferencia de las rutas que circulan por Suez o Panamá, los trayectos de los cargueros que atraviesan la NSR son unidireccionales y la mayoría de barcos se dirige hacia el este.

    Según el Instituto Ártico, esta circunstancia hace que no sea una "ruta comercial madura", sino que funcione como una vía de transporte de las exportaciones.

    El único carguero que realizó la NSR en ambas direcciones en 2013 fue el griego "Propontis", que transportó 79.000 toneladas de nafta de Mongstad (Noruega) a Mizushima (Japón), y posteriormente cargó 109.000 toneladas de gasóleo de Ulsan (Corea del Sur) con dirección a Skagen (Dinamarca).


    Fuente: portafolio.co / EFE


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  • Se abren paso dos nuevas petroleras en Ronda Colombia 2014

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

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

    Fuente: Portafolio.co
    En una fase posterior se subastarán contratos para exploración de gas metano asociado a los mantos de carbón.
  • Se avecinan cambios en la Upme y la ANH

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

    ExplotacionLa Agencia Nacional de Hidrocarburos junto con la empresa THX Energy sucursal Colombia desarrollan el proyecto en Nueva Granada, Magdalena
     
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y la petrolera THX Energy sucursal Colombia, con el proyecto ANH Plato 1-X-P, lograron la perforación estratigráfica más profunda que se haya logrado en el país, alcanzando los 20.000 pies de profundidad.
     
    El presidente de THX Energy, Carlos Arturo Espinosa, indicó que este proyecto podría ser el más importante de 2014 y 2015 por ser la primera vez que se logra tal profundidad.
     
    "Este proyecto le permitirá al gobierno el rediseño del mapa geológico en el norte del país, lo que lo convierte en el más importante de los años 2014 y 2015. Es la primera vez que se logra en esta clase de actividades tal profundidad en un pozo estratigráfico, así que se podrán desarrollar estudios e investigaciones detallados en la búsqueda de nuevos recursos hidrocarburíferos", afirmó el director de la petrolera.
     
    El uso de un fluido de perforación base aceite fue el que generó el alto desempeño en la perforación del subsuelo, además de la estabilidad en las paredes del pozo y la aplicación de mecanismos para reutilizar el agua industrial.
     
    El proyecto se desarrolla en el municipio de Nueva Granada, en el departamento del Magdalena, y tienen como meta lograr la perforación de 21.000 pies.
     
    Fuente: Elespectador.com
     
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  • Semana clave para definir presidente de Ecopetrol

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

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

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

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

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

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

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

    Compradores Venez

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

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

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

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

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

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

    Fuente:americaeconomia.com / Deutsche Welle

  • Siete pozos que resolverían el déficit de gas natural del país

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

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

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

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

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


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

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

    POTENCIAL DE LOS PROYECTOS

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     

    Fuente: Portafolio.co

  • Sin petróleo, ¿podría Colombia crecer al 5%?

    Mauricio CardenasEs un supuesto importante del plan de desarrollo y seguramente lo será en las cuentas fiscales que se proyecten en junio para los próximos años. Con crecimiento hay moderados riesgos para los ingresos tributarios y de problemas de deuda pública. ¿Cuáles son los riesgos de los riesgos?
     
    Después de la ola de altos precios de las materias primas, los países de América Latina tendrán que probar que saben nadar y tienen un plan para no naufragar, que van livianos de deuda y déficit fiscal y usando como flotador la flexibilidad cambiaria. Para el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, Colombia requiere hacerlo con solidez fiscal, siendo muy conservador con los recursos públicos, y promoviendo una mejor distribución del ingreso.
     
    En la conferencia sobre fusiones y adquisiciones realizada la semana pasada en Colombia, el ministro de Hacienda, expuso ante un auditorio de interesados en conocer el entorno de los negocios y las empresas, la evolución de la economía colombiana y la visión del gobierno sobre el futuro del país al final de la bonanza por altos precios de petróleo y otros recursos naturales.
     
    El auditorio, principalmente empresarios e inversionistas del exterior, implicaba un acercamiento importante entre el gobierno y un sector privado internacional que busca oportunidades en países con estabilidad económica y un marco de política robusto, lo que significa mejor posicionado para enfrentar escenarios externos menos favorables.
     
    El ministro hizo énfasis en los 27 proyectos de infraestructura que el país tiene para superar las barreras que hoy impiden un mayor crecimiento de la productividad. Hizo uso del ejemplo sobre los costos absurdos del transporte interno y señalo que el valor de esos proyectos estaría cerca a los US$13 mil millones. Reseñó que la mayoría de los proyectos están en proceso de hacer el cierre financiero y que ello debe quedar listo este año así como en 2016 se iniciarían las construcciones, que durarían entre 4 y 5 años.
     
    "No solo durante la fase de construcción se ayudaría al crecimiento, también luego aportarían mucho a la productividad económica, por lo que los proyectos previstos deberían aportar cerca de 1% de crecimiento anual", dijo Cárdenas. A su vez, indicó que si bien hoy en día es un propósito común y general en casi todos los países estructurar programas de proyectos de inversión en infraestructura, a juicio del Director Adjunto del Fondo Monetario Internacional, David Lipton, nadie tiene un programa integrado y planeado tan completo de su concepción como Colombia. 
     
    El otro factor clave en el futuro económico del país sería la culminación exitosa del proceso de paz. El ministro de la cartera de Hacienda mostró optimismo por parte del gobierno, y lo denominó uno de los grandes cambios para los negocios del país. Varios estudios sobre los costos del conflicto como otros sobre los beneficios de la paz, indican que el proceso podría aportar al menos otro 1% de crecimiento anual, según el ministro. Los principales sectores beneficiados serían agricultura, minería y turismo.
     
    Si Colombia logra crecer al 5%, el ingreso por habitante podría estar en casi US$9.500 en el año 2018, pero incluso entonces sería la mitad del ingreso por habitante menos alto de los países denominados desarrollados como Portugal. El reto de Colombia es lograr en la siguiente década ser un país desarrollado y hacerlo reduciendo las desigualdades sociales y de distribución del ingreso. Por ello ha dicho que en Colombia el gobierno se autodenomina progresista y de centro izquierda, lo que Tony Blair llama la tercera vía.
     
    ¿Lograra Colombia superar sus propios escollos que le impiden su desarrollo? En ambos frente el país registra muy malos antecedentes históricos, sea por problemas en el funcionamiento institucional e intereses que suelen atravesarse como palos en la rueda en la bici que sube la cuesta que va hacia progreso.
     
    Fuente;  dinero.com
  • Sísmica petrolera: el país pasará el 2016 con cero kilómetros

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

    Pacific RubialesDentro de los próximos diez días la petrolera deberá presentar un flujo de caja complementario que dé cuenta del programa de pagos. La entidad reconoció el proceso de insolvencia que se lleva a cabo en Ontario.

    Después de dos días de discusiones, la audiencia adelantada por la Superintendencia de Sociedades culminó ordenando a Pacific E&P constituir garantías con el objetivo principal de proteger a los acreedores colombianos, en el marco del proceso de insolvencia que se adelanta en Canadá.

    Esta decisión implica que la disponibilidad de caja de Pacific quedará afecta a los pagos de los acreedores en Colombia, proveedores en operaciones de propiedad total, impuestos y nómina, según el flujo de caja proyectado por un valor total de US$318.060.250.

    Dentro de los próximos diez días, Pacific deberá presentar un flujo de caja complementario que dé cuenta del programa de pagos de la porción del pasivo local no contemplado en el instrumento presentado por el monitor.

    Durante la audiencia el delegado para Procedimientos de Insolvencia de la Superintendencia de Sociedades, Nicolás Polanía Tello, advirtió que la entidad se reserva la facultad de iniciar un proceso de reorganización en caso de que las sucursales de Pacific en Colombia incurran en cesación de pagos. Asimismo la entidad reconoció como proceso extranjero principal, el proceso de insolvencia iniciado ante la Corte Superior de Justicia de Ontario.

    Los reclamos inversionistas minoritarios de Pacific

    El acuerdo de rescate al que Pacific llegó con Catalyst Group, un fondo canadiense especializado en salvar compañías, implica que firma respaldaba toda la deuda de Pacific y le da US$500 millones de capital a cambio del 29,3% de participación en la empresa reorganizada. Sin embargo, también somete a los inversionistas actuales de la petrolera a una cancelación de su participación o a una masiva dilución.

    Por esta razón los inversionistas minoritarios de Pacific expresaron sus preocupaciones durante la audiencia de esta semana en la Superintendencia de Sociedades. El reclamo expuesto “resaltó la falta de transparencia en la toma de decisiones por parte de la compañía que dieron origen a la presente situación. Es claro que el comité independiente, encargado de tomar la decisión sobre las propuestas de reestructuración presentadas, se caracteriza por no ser independiente pues de los cuatro miembros que votaron, hay tres están en claros conflictos de interés. Uno de ellos es asociado de Serafino Iacono, y el presidente del Comité tiene un hijo que actúa como asesor de Catalyst”.

    Fuente: Elespectador.com

  • Suspende la producción de 81 pozos de Rubiales

    Campo Rubiales(1)·La anormalidad genera pérdidas por 9.500 barriles de petróleo por día.

    ·Más de 400 personas no han podido ingresar a sus puestos de trabajo.

     

    Ecopetrol denuncia y rechaza las intimidaciones contra los trabajadores y los bloqueos que se registran desde el día de ayer en las instalaciones de Campo Rubiales, el mayor del país, por parte de varias personas que se identificaron como miembros de la comunidad indígena Alto Unuma.

    Los manifestantes se tomaron por la fuerza las instalaciones de la Planta de Disposición de Agua 6 del campo, y ordenaron a los operadores detenerla, lo que provocó el apagado de 81 pozos productores con una pérdida de 9.500 barriles por día.

    Adicionalmente, alrededor de 100 personas bloquean las vías internas del campo, lo que afecta la normal operación de las actividades de mantenimiento, perforación, producción, y de los proyectos que se llevan a cabo.

    Los bloqueos tampoco han permitido el ingreso de personal de turno para realizar los relevos, situación que viola el derecho al trabajo de más de 400 personas y atenta contra la normas de seguridad laboral, debido a que los trabajadores no han podido acceder a su sitio de descanso.

    La Empresa puso en conocimiento de las autoridades competentes esta situación que atenta contra la libre movilización de las personas.

    Las personas que participan en las vías de hecho buscan que el Ministerio del Interior certifique como grupo indígena a la comunidad de Buenos Aires, de la vereda Rubiales, solicitud que se encuentra surtiendo los trámites correspondientes ante la autoridad competente.

    La Empresa rechaza categóricamente estas acciones que violan las normas de seguridad industrial y de procesos, y que ponen en riesgo la integridad física de las personas. Así mismo, hace un llamado al diálogo y la concertación como mecanismos para superar diferencias.

     

    Por: Paisminero.co / CP – Ecopetrol


     

  • Suspenden dragado en canal de acceso al río Magdalena

    Rio MagdlnLos trabajos se detuvieron por orden de la Dirección General Marítima (Dimar).
     
    La operación que viene realizando la draga Colombia en el canal de acceso al puerto de Barranquilla, desde las dos de la tarde del sábado pasado, fueron suspendidos cuatro horas después por orden de la Dirección General Marítima (Dimar).
     
    La razón, señala la Dimar, es que se requiere de mayor información de la firma Navelena, a propósito de los procedimientos que vinculan la maquinaria y a los trabajadores. El dragado se reanudarían este miércoles una vez sea entregada toda la documentación y se esclarezcan los detalles de operación.
     
    Se conoció que se necesita una batimetría del área donde se pondrán los sedimentos, además de una planilla sobre la maquinaria y el personal que se encargará de los trabajos.
     
    Por su parte, Navelena, a través de su presidente Jorge Barragán, informó que están trabajando para llenar los trámites y reconoció que la draga no podrá reiniciar labores hasta que cumpla con la entrega de la información que requiere la Dimar.
     
    Actualmente, el canal de acceso tiene 9,2 metros de calado, pero se necesita que esta medida llegue a los 12 metros, con el objetivo de que no afecte el ingreso de barcos de gran calado.
     
    Los trabajos requieren de unas 50 personas, de las cuales 16 hacen parte de la tripulación de la nave. La suspensión es atribuida a la falta de canales de comunicación.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Taladros petroleros: solo el 8% se encuentra operando

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

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

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

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

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

    Una vieja petición


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

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

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

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

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

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

    Depende del oleoducto


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

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

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

    Fuente: Portafolio.co

     

     

     

  • Tensión laboral enreda el panorama de Ecopetrol

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

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

    Total OLa francesa Total ya gestionó más del 50% de los insumos que deberá traer a Uruguay para la perforación de un pozo ultraprofundo en la cuenca marítima de Uruguay en el segundo semestre del próximo año.
     
    Según informó a El Observador el gerente de exploración y producción de ANCAP, Héctor de Santa Ana, eso fue posible gracias a que se “cerró un almacén” de insumos en Egipto donde Total tenía una cuotaparte. El barco que trae estos equipos ya partió y se estima que arribará al puerto de Montevideo en los próximos 20 días.
     
    Si bien el riesgo y costo del pozo –ronda los US$ 200 millones– corre por cuenta de Total, ANCAP comienza ahora a evaluar con “especial interés” los desembolsos que hacen las compañías que realizan trabajos exploratorios. De Santa Ana recordó que si la perforación arroja un potencial de hidrocarburos comercialmente rentable, ANCAP debe aportar su cuotaparte en los trabajos de exploración que realizaron las empresas que incluye perforaciones y trabajos de sísmica 3D. En el caso del contrato con Total, la participación de ANCAP puede ser como máximo del 30%. La decisión de qué porcentaje tomaría el ente petrolero quedará definida una vez que se tengan las certificaciones que confirmen el potencial del yacimiento.
     
    “Es importante que ya se haya logrado adquirir más del 50% de los insumos porque el acero y los equipos (como mechas) hay que pedirlos (a los proveedores) con cierta antelación”, destacó el gerente de exploración y producción de ANCAP. Agregó que contar ya con la mayoría de los insumos, permite “reducir los costos de la inversión prevista inicialmente”.
     
    El área de Total es una de las más profundas de los 8 bloques que se licitaron en la Ronda Uruguay II. La profundidad del mar en esa zona supera los 2.000 metros. A esto hay que sumarle alrededor de 3.500 metros de perforación del subsuelo marino. El pozo demandará la contratación de entre 30 y 40 empresas logísticas, la mayoría de las cuales serán extranjeras.
     
    Asimismo, De Santa Ana indicó que el arribo de los primeros insumos movilizará un número importante de operadores logísticos del puerto de Montevideo.
     
    Ronda III en marcha
    Si bien el lanzamiento oficial de la Ronda Uruguay III se hará en diciembre en Montevideo, los técnicos de ANCAP ya están trabajando en distintos encuentros a nivel global dando difusión a esta convocatoria.
     
    En diálogo con El Observador de Santa Ana reveló algunas de las características que tendrá esa convocatoria. El total de bloques que se licitarán serán 12 con distintas características. Un primer grupo de 4 áreas denominadas “bloques de frontera tecnológica” ubicados en la frontera marítima con Brasil y Argentina. Es decir, zonas donde la “columna de agua” está por encima de los 4.000 metros. A esta profundidad hoy no es posible extraer crudo (el límite es de unos 3.000 metros). “La idea es fijar contratos de exploración a 10 años para que se desarrolle la tecnológica. Nuestros modelos nos indican que serían áreas que sólo producen petróleo”, resaltó De Santa Ana.
     
    En tanto, un segundo grupo de la Ronda Uruguay III estará compuesto por entre 7 y 8 bloques de aguas más someras ubicados en la cuenca de Punta del Este. Esta zonas ya fueron ofertados en la Ronda I y II pero no hubo ofertas. “Sabemos que tenemos un desafío por delante. Un contrato ya sería un éxito; tenemos un horizonte más realista”, admitió el funcionario. Más allá del lobby que ANCAP ya realizó con compañías petroleras estadounidenses y europeas para la Ronda Uruguay III, la idea es incluir a Asia, dijo De Santa Ana. “Tenemos interés en que empresas chinas, coreanas y japonesas puedan participar directamente”, apuntó. ANCAP tiene previsto repetir el mecanismo de adjudicación de la Ronda Uruguay II.
     
    autor_OBSERVA.COM - Americaeconomia.com
  • Tres de cada diez ingenieros de petróleo están desempleados

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    OPORTUNIDADES EN EL EXTRANJERO

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / NohoraCeledon

  • Tres meses seguidos superando el millón de barriles

    Petroleo IngEl Ministerio de Minas y Energía informa que la producción promedio de crudo en el mes de diciembre de 2014 fue de 1.007.400 barriles por día (BPD/información preliminar). Este volumen refleja un aumento de 5.400 barriles o 0,5% frente a noviembre pasado (1.002.000 BPD).
     
    Entre otros factores que propiciaron un efecto positivo en la producción de crudo en diciembre de 2014 se destaca el incremento de volúmenes producidos en los campos Castilla, Castilla Norte y Chichimene, este último con los mejores resultados de su historia.
     
    Con esta cifra el promedio anual de producción para 2014 fue de 988.100 BPD, con un registro de más de un millón de barriles por día ininterrumpidos en los últimos tres meses del año.
     
    Por otro lado, la cifra preliminar de producción de gas promedio durante diciembre alcanzó 1.043 millones de pies cúbicos por día (MPCD), 4,53% menos con respecto a noviembre de 2014 (1.092 MPCD). La disminución obedece al comportamiento de la demanda para los campos de Riohacha y Cupiagua. 
     
    Finalmente, la producción diaria estimada promedio de gas en 2014 se ubicó en 1.106 millones de pies cúbicos por día.
     
     
    ·         En diciembre de 2014 se produjeron 1.007.400 barriles por día (BPD/información preliminar).
     
    ·         En diciembre se destacó el incremento de volúmenes producidos en los campos Castilla, Castilla Norte y Chichimene.
     
    ·         El promedio anual de producción en 2014 fue de 988.100 BPD.
  • Una 'fractura' que le mueve el piso al Estado

    Esta polémica resurgió luego de dos años de que el Gobierno realizara los estudios que le permitieron expedir las reglas de juego para el uso del ‘fracking’. La Contraloría expidió una nueva alerta por permitir ofertar bloques para este sistema.
     
    El ‘fracking’ se abre paso en medio de controversiasEl ‘fracking’ se abre paso en medio de controversiasEl país está enfrascado en una discusión bizantina por un tema que a muchos se les antoja calificar como “una fractura entre la política y la ciencia”.
     
    Se trata de la estimulación hidráulica, conocida también como fracking, bautizada por algunos como la “pócima mágica”, que le permitirá al gobierno del presidente Juan Manuel Santos triplicar las reservas de petróleo, tal y como lo hizo Estados Unidos, y de paso mejorar las alicaídas finanzas del Estado.
     
    Pero qué es el tal fracking o estimulación hidráulica, como ahora el Gobierno le llama a este controvertido sistema de extracción, por el cual están enfrentados ambientalistas, industriales, académicos y simples mortales que desconocen qué es, cómo funciona y cuáles son sus consecuencias en el medio ambiente y las comunidades.
     
    Se trata de una técnica que utiliza agua a presión para provocar pequeñas fisuras en la roca, conocida también como fracturamiento hidráulico, lo que permite liberar el petróleo que se encuentra allí atrapado.
     
    Pero esta acción está acompañada de la inyección de algunos productos químicos que podrían provocar la contaminación de acuíferos; sin embargo, expertos contratados por el Gobierno durante dos años, para definir las reglas que regirán el uso de esta técnica, desmintieron que su práctica sea peligrosa si se hace bien.
     
    Desde hace 50 años se viene desarrollando este sistema en la exploración de yacimientos convencionales en Colombia. De acuerdo con Ecopetrol, los aditivos que son utilizados en el fluido que se inyecta para fracturar la roca son de uso doméstico.
     
    Asimismo, señala la estatal petrolera, que “de acuerdo con los estudios de los campos donde se ha practicado esta técnica, en los últimos 20 años no se ha evidenciado actividad sísmica asociada con estas operaciones”.
     
    Y si bien la preocupación es válida para las comunidades y para los ambientalistas, es necesario que un tercero sea el encargado de dar una solución a esta controversia que cada vez divide más a los colombianos y pone en riesgo la autosuficiencia petrolera de 6,6 años y reaparezca el fantasma de la importación de hidrocarburos en un país con un alto potencial petrolero.
     
    El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda, señaló recientemente “que al defender la utilización del fracking, la industria no está pidiendo que las autoridades ambientales se relajen, sino que se hagan las cosas bien”.
     
    “El país ya se tomó dos años para establecer los términos de referencia para la exploración, que son de los más exigentes en el mundo, por lo que ya es hora de avanzar”, recalcó.
     
    Mientras que la posición de la ACP es avanzar de manera responsable, el exministro de Medio Ambiente Manuel Rodríguez Becerra considera que la decisión adoptada por el Gobierno es un riesgo muy alto.
     
    El exfuncionario sostiene que si no existiera incertidumbre por la aplicación de esta técnica, no hubiera sido prohibida en Francia, Alemania, y no estuviera cuestionada en Inglaterra y en más de 300 comunidades de Estados Unidos.
     
    Ya el viceministro de Energía había señalado que la normatividad expedida es clara y que las empresas exploradoras que usen el fracking están obligadas a revelar los productos químicos que mezclarán con el agua para fracturar las rocas, lo que permitirá hacer un estricto control y evitar daños ambientales. Además recalcó que se requerirá una licencia ambiental de la autoridad ambiental para dar vía libre a su aplicación.
     
    Y pese a que crecen las dudas sobre la conveniencia del fracking y se mantiene el afán del Gobierno por poner en práctica este mecanismo que les permita superar los 2.485 millones de barriles de reserva, Rodríguez considera que es necesario crear una unidad de fracking que designe una comisión independiente que le diga de una vez por todas al país, de manera transparente y responsable, cuáles son los riesgos reales de este procedimiento.
     
    Muchos dicen que provoca cáncer, que la fracturación de la roca y la reinyección de aguas residuales generan temblores y contamina el agua y el aire con productos radiactivos o tóxicos que alimenta el efecto invernadero, el cual se traduce en calentamiento global. Mitos o realidades, el país tiene derecho a saber la verdad, por cruda que sea, y tomar partido.
     
    Hace pocos días las autoridades de Nueva York prohibieron su utilización por considerarla inconveniente para la salud; sin embargo, en otros estados no sólo se está usando hace varios años, sino que se proyecta su ampliación. Así mismo en la Universidad de Ohio, demostró que el sismo que se registró en Poland (Estado de Ohio) fue como consecuencia de la utilización de fracking.
     
    Además de Estados Unidos y Canadá, países que hoy lideran la exploración y producción de no convencionales, 21 países más lo utilizan, entre los que se destacan México, Polonia, Suecia, China, Argentina, España, Lituania y Dinamarca.
     
    Pero en Colombia la controversia cada día se polariza más. Hace apenas unos días la Contraloría General de la República llamó la atención a los ministros de Minas y Energía y Medio Ambiente por haber permitido subastar bloques para la exploración de hidrocarburos no convencionales, sin definiciones ambientales, como lo hizo la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) durante la Ronda Colombia 2014, lo que representa riesgos innecesarios.
     
    El ente de control considera que los ministerios no atendieron el control de advertencia sobre los riesgos de la explotación de hidrocarburos no convencionales por medio del fracturamiento hidráulico, que ha sido prohibido, suspendido o restringido en países como Francia, Bulgaria y Australia, al comprobarse los efectos negativos en materia ambiental.
     
    De acuerdo con la Contraloría, el Ministerio de Ambiente no respetó el Principio de Precaución consagrado por la Constitución, que determina “que en caso de que no haya certeza sobre efectos nocivos, el Ministerio deberá propender por la prevención en pro de impedir la degradación del medio ambiente, y no lo hizo”. Por ahora seguirá el debate, pero lo importante es que se llegue a una conclusión transparente que beneficie a cada unos de los colombianos.
     
    Por Jairo Chacon
     
    Fuente: ElEspectador.com
     
     
  • Urge una solución a la división por el petróleo

    Todos quieren la leche, pero nadie quiere la vaca. Ese dicho popular refleja lo que ocurre hoy con la industria petrolera en el país, cuando hacen carrera en 19 municipios de ocho departamentos iniciativas de consultas populares en contra de la exploración y la extracción de crudo, como la de Cumaral (Meta), del domingo pasado.
     
    Mansarovar EnerguyDe esa manera, se replica lo que ha puesto freno de mano a proyectos mineros en Cajamarca (Tolima) y por vía acuerdos municipales en Jericó y Támesis (Antioquia). Pero la alta conflictividad reciente frente a la actividad extractiva de recursos naturales también puede tener su efecto de contagio en los sectores económicos como la agroindustria, la infraestructura y la generación de energía, advierte Marco Velásquez Ruiz, investigador del Instituto Pensar de la Universidad Javeriana, crítico de anteponer industria extractiva a comunidades y a favor de buscar acercar intereses legítimos de ambas partes.
     
    Actores en conflicto
     
    De un lado están las comunidades, alentadas por movimientos sociales, ambientales y políticos, que plantean temores de diversa índole, desde el riesgo de perder o contaminar fuentes de agua, afectaciones al desarrollo agropecuario y turístico, descomposición social y hasta la posibilidad de temblores y deslizamientos de tierra.
     
    “El país requiere minería y petróleo y eso nadie lo discute. Pero hay dos problemas simultáneos: uno, pensar que donde hay petróleo y metales se puede explorar y explotar y que no hay problemas ecológicos ni de ningún tipo; lo segundo que obra a favor del no a la extracción de recursos son las experiencias negativas de muchas comunidades en el país”, comentó Manuel Rodríguez Becerra, exministro de Medio Ambiente.
     
    En la otra orilla, están las empresas, nacionales o extranjeras, que luego de firmar contratos con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), obtener licencias ambientales y haber invertido millones de dólares, ahora asisten desconcertadas a un cambio en las condiciones de entorno en sus áreas de influencia.
     
    Desde su gremio, la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), reclama seguridad jurídica, es decir, que haya reglas claras de juego para proyectos que son de largo plazo. “Ahora la ANH ofrecerá 40 bloques de áreas exploratorias, pero quién se va a interesar si existe incertidumbre sobre la posibilidad adelantar actividades por cuenta de consultas populares. La incertidumbre amenaza seriamente a un sector que necesitamos todos los colombianos”, reclamó Francisco
    José Lloreda, presidente de la ACP.
     
    En este conflicto también tercian la Corte Constitucional y el Consejo de Estado, que a falta de normas más precisas apelan a la interpretación de las vigentes. Con sus fallos recientes han dado un viraje en su línea jurisprudencial y reconocen los derechos a la población, las competencias municipales y las nacionales sobre el territorio e instan al Ejecutivo a generar mecanismos de concertación.
     
    Entre tanto, el Gobierno actúa de manera tardía y desarticulada, se expone a millonarias demandas en tribunales de arbitramento internacionales y pierde credibilidad a la hora de atraer inversión extranjera, señala el abogado José Vicente Zapata Lugo, de la firma Holland & Knigth, que asesora a industrias del sector minero-energético.
     
    “Si se sacaran más leyes y reglamentaciones robustas no estaríamos en este escenario. Las cortes entran a suplir vacíos jurídicos con sus fallos, pero aún no se tiene claro qué se puede y qué no se puede hacer con las consultas populares frente a la inversión en curso de las empresas”, agregó el jurista.
     
    ¿Y el árbitro?
     
    En medio de este tire y afloje por el petróleo, es decir, la vaca que no quieren, se encuentra el Gobierno. Ahora busca el camino adecuado para acercar a las comunidades con una actividad históricamente indispensable para el crecimiento de la economía y los ingresos de la Nación (ver gráficos).
     
    Consultada por este diario y sin precisar una fecha, la viceministra de Energía, Rutty, Paola Ortiz Jara, informó que se trabaja en un proyecto de ley que será llevado al Congreso en el segundo semestre .
     
    Así se establecerá un mecanismo legal que propicie la participación ciudadana y ponga orden a la conversación entre las competencia de la Nación, las gobernaciones y los municipios frente a la exploración y explotación de recursos naturales del subsuelo colombiano.
     
    “Hay que ver la industria petrolera con objetividad. No patrocinamos una industria que vulnere las potencialidades ambientales, de ninguna manera, siempre se exige cumplimiento estricto con la protección de ecosistemas cercanos a las áreas de influencia”, comentó la funcionaria al reconocer el reto de que las comunidades estén suficientemente informadas frente a beneficios y compensaciones de las empresas (ver nota anexa).
     
    Mientras eso pasa, el presidente de la estatal ANH, Orlando Velandia Sepúlveda, considera que se está abusando de la autonomía de los municipios, no están respetando sus competencias y alerta que “estamos caminando peligrosamente hacia una realidad fiscal muy complicada para el país, si se mantiene la tendencia de los municipios a prohibir la industria extractiva”.
     
    En ese sentido, el petróleo es lo que más exporta Colombia, por tanto, la mayor forma de ingreso de dólares y estabilidad a la tasa de cambio, la principal fuente de ingresos para el presupuesto nacional, vía impuestos, y clave en la inversión social en educación, salud y carreteras para las regiones, mediante las regalías
     
    Con todo, está el balance futuro entre participación ciudadana y la producción de petróleo, justo en un escenario de declive de las reservas de crudo, que solo alcanzarían para los próximos cinco años, a niveles de producción de 2016, advierte Pedro Carmona Estanga, director del Instituto Hidrocarburos, Minas y Energía (IHME) de la Universidad Sergio Arboleda .
     
     Juan Fernando Rojas Trujillo
    ELCOLOMBIANO.COM
  • Utilidad neta de Ecopetrol bajaría en $2,3 billones

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

    Al cierre del segundo trimestre del año las ganancias de la empresa fueron por $2,84 billones mientras que en el mismo periodo del año anterior fueron de $3,25 billones.
     
    Ecopetrol REcopetrol reportó que al cierre del segundo trimestre del 2014 sus utilidades registraron una disminución del 12,5% en comparación con el mismo periodo del 2013. Las ganancias de la compañía en los meses de abril a junio fueron de $2,84 billones, un año atrás fueron de $3,25 billones.
     
    En el acumulado del año la petrolera colombiana registra una reducción del 10% de sus utilidades si se comparan con el mismo periodo del 2013. Al 30 de junio la empresa acumula beneficios por $6,07 billones cuando en el mismo lapso del 2013 fueron de $6,74 billones.
     
    Los ingresos operacionales del segundo trimestre de 2014 disminuyeron 2.3% (-$346.2 millardos) resultado de la reducción en 7.3% de los volúmenes vendidos, efecto combinado de:
     
    • Menores volúmenes de ventas (-70.0 kbped): -$1,341 millardos.
     
    • Mayor precio de la canasta promedio de ventas en US$3.3/Barril: +$746 millardos.
     
    • Devaluación en la tasa de cambio COL$/USD: +$244 millardos.
     
    Los principales hechos del segundo trimestre del año 2014 fueron:
     
    • Menor producción de crudo (-35.5 kbpd)
     
    • Menores compras de crudo (-13.5 kbpd): explicadas principalmente por la disminución de compras de regalías como consecuencia de una menor producción en Colombia.
     
    • Menores compras de gas (-7.0 kbped): resultado de la aplicación de la Resolución No. 877 de 2013 que establece el recaudo en dinero de las regalías y compensaciones causadas por la explotación de gas (regalías monetizadas).
     
    • Menores compras locales de productos (-2.1 kbpd): menores compras de jet fuel a Reficar S.A. como resultado de la apagada de la refinería de Cartagena desde el mes de marzo.
     
    • Mayores importaciones (+13.7 kbpd) de Diesel y Gasolina por incremento de la demanda.
     
    Durante el segundo trimestre de 2014 la producción del Grupo Empresarial disminuyó 5.7% como consecuencia de: 1) atentados a la infraestructura de transporte y paradas no programadas, 2) dificultades operacionales asociadas a paros y socializaciones con comunidades, 3) retrasos en el desarrollo de facilidades en proyectos clave; y 4) mantenimientos programados.
     
    Durante el segundo trimestre de 2014 la agencia calificadora Standard & Poor´s mantuvo su calificación internacional de largo plazo en BBB con perspectiva Estable.
     
    Las calificaciones de Ecopetrol S.A. vigentes a junio 30 de 2014 en moneda local y extranjera pueden ser consultadas en las páginas de internet de Moody´s Investors Services, Standard & Poor´s y Fitch Ratings
     
    Fuente: Dinero.com
     
     
  • Utilidades del sector de hidrocarburos bajaron 33 % en 2014

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

    Foto: Chevron - trabajadoresFoto: Chevron - trabajadoresEste martes, Acrip reveló los resultados de su más reciente Investigación Nacional de Salarios y Beneficios, que este 2016 llega a su edición número 40. En ella, señala que el salario mínimo subiría el próximo año 6,75% y cuáles son los sectores que mejor y peor ganan en Colombia. Además conozca cuál es el llamado que se hace a la mesa de concertación para mover la economía.
     
    Para nadie es un secreto que la caída mundial de los precios del petróleo le ha causado un coletazo a la economía colombiana, con consecuencias directas para quienes trabajan en el sector de hidrocarburos y minería.
     
    Menores puestos de trabajo, acompañados de algunos despidos y reestructuraciones para hacerle frente a la situación, han sido algunas de las secuelas que ha dejado a su paso los bajos precios del crudo a nivel local.
     
    Pese a estas circunstancias, el sector petrolero mantiene el primer puesto entre los que mejor pagan en el país.
     
    Para Lorenzo Ruiz, director de la Investigación Nacional de Salarios y Beneficios de la Federación Colombiana de Gestión Humana (Acrip), esto se debe a dos razones fundamentales (Vea también: Minería y petróleo, siguen ofreciendo los mejores salarios).
     
    Una de ellas tiene que ver con que estas empresas invierten mayores recursos en tecnología y quienes trabajan en ellas son personas altamente calificadas y con conocimientos específicos.
     
    “En términos generales, no solo el sector del petróleo sino los del sector financiero y los de servicios públicos tienen mejores salarios porque las empresas que manejan los altos ingresos obviamente invierten mayores recursos”, dice Ruiz Ortiz.
     
    Además, pese a que los precios caen, el sector no se detiene y por el contrario sigue desarrollando nuevas tecnologías, que luego, en un mejor ambiente se verán reflejados con mayor evidencia.
     
    “El sector de hidrocarburos ha tenido una merma en términos de empleabilidad, es decir, un mayor número de puestos de trabajo han sido reducidos. Sin embargo, eso no va de la mano que quieres mantengan sus empleos no ganan más”, señala Lorenzo Ortiz.
     
    ¿POR QUÉ GANA MENOS, LOS QUE MENOS GANAN?
     
    Las razones por las que un empleado de los sectores de hidrocarburos, servicios públicos y financiero obtiene los mejores salarios en el país, son inversamente proporcional a quienes ganan menos.
     
    En su orden, el estudio reveló que los sectores con menores salarios del 2015 fueron los de hotelería y turismo, temporales y outsourcing, servicios, textiles, confecciones y calzado.
     
    “En estos sectores la mayor fuerza de trabajo la ponen los operarios, quienes no requieren un alto nivel de tecnicismo”, sostiene Ortiz.
     
    PARA AUMENTAR LA PRODUCTIVIDAD  
     
    El estudio señala que en 2016, el salario mínimo aumentaría un 6,75%. Si se tiene en cuenta que el IPC se acerca al 6 por ciento, el aumento, en términos reales, sería de apenas 0,75 puntos porcentuales.
     
    Pero para Acrip, más importante que el aumento de salario, “que lo debe haber”, asegura Ortiz, “lo que estamos diciendo es que hay que hacer un llamado a la mesa de trabajadores de que no es suficiente con hacer aumentos de salario. Lo que se debe generar es internamente unas políticas de desarrollo humano, de gestión de talento humano, que realmente respondan a dos elementos fundamentales: cómo orientar a los trabajadores a la consecución de los resultados que la empresa quiere tener, pero además, cómo podemos hacer para que esos trabajadores realmente estén, no solo motivados sino con las competencias que necesitan tener. En la medida que las empresas vayan haciendo políticas de gestión humana para conseguir estos dos resultados, la economía se mueve inmediatamente porque una empresa que se da lo suficientemente productiva debe asegurarse que la gente que está trabajando allí es realmente la gente que la empresa necesita”.
     
    Y es que la Acrip cree que cuando todas las empresas hagan el cambio y desarrollen políticas como estas, la economía va a cambiar.
     
    “Cada día en las organizaciones vemos que la mayoría de trabajadores hacen sus tareas, pero pocas veces comprenden los resultados que generan. Por lo tanto, las empresas deben de clarificar los resultados organizacionales. Allí el trabajador pierde una oportunidad, porque si desconoce cuáles deben ser sus resultados, se toma mayor tiempo la consecución de un logro y esto se convierte no solo en un tema de comunicación si no en un tema de competencia. Hemos identificado que cuando un trabajador tiene claro cuáles son sus objetivos y los logra, son trabajadores más felices y motivados que quienes simplemente cumplen con las órdenes que les dan”, concluye Ortiz.
     
    Javier Acosta - Portafolio.co
  • Venezuela y China unen esfuerzos para elevar producción de la Faja Petrolífera del Orinoco

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

    Campo RubialesLa alineación de los astros de manera positiva en sus orígenes y negativa en la actualidad resume la historia de la petrolera Pacific Rubiales, que, como toda esa industria, siente los rigores del descenso del precio del petróleo.
     
    Tras un crecimiento vertiginoso y volverse la mayor petrolera privada de la región, hoy está a punto de ser vendida al grupo Alfa de México y Harbour de Hong Kong, con una valoración de sus acciones que es la sexta parte del precio que llegaron a tener hace cuatro años.
     
    Justamente a uno de los socios, O’Hara Administration y sus filiales, el precio ofrecido le pareció poco, y en tres días se apresuraron a llegar al 19 por ciento de la propiedad para tener mucho más poder de fuego y lograr un precio justo, según le dijo a la agencia Bloomberg Orlando Alvarado, representante de ese grupo. (Lea: ¿Qué pasará con Pacific en Colombia?)
     
    O’Hara, que congrega a inversionistas venezolanos, aparentemente busca presionar que suban la oferta, y no le interesa el control, según dijeron a las autoridades bursátiles de Canadá, en donde está domiciliada Pacific.
     
    El despegue de la que hoy es la segunda petrolera del país, después de Ecopetrol, se originó hacia el año 2003. Entonces, Ecopetrol se dividió y se creó la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) como ente rector en promoción y asignación de áreas. (Lea: Así se 'cocina' venta de Pacific Rubiales, segunda petrolera del país)
     
    Una fuente ligada a ese proceso recuerda que esta apertura colombiana a la inversión petrolera se conjugó con la expulsión de directivos y empleados de primer nivel de la estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA), con el acceso de estos al magnate canadiense Frank Giustra para conseguir capital de riesgo y con la subida de los precios.
     
    Cuando en el 2003 el barril de crudo se cotizó en 30 dólares, José Francisco Arata, hoy presidente de Pacific, y otros exfuncionarios de PDVSA comenzaron a estudiar la geología colombiana y a adquirir los primeros campos, a través de Pacific Stratus, siendo el bloque La Creciente, una de las primeras zonas.
     
    Luego, con un barril más caro que hacía viable aprovechar el conocimiento que tenían en crudos pesados, la jugada maestra fue la compra, en julio del 2007, al empresario Germán Efromovich, de la empresa Rubiales Holdings Limited, dueña de Meta Petroleum, que tenía un contrato de asociación con Ecopetrol en el campo Rubiales (Meta), que ese año produjo 18.724 barriles por día.
     
    El auge
     
    Manuel Maiguashca, viceministro de Minas del 2003 al 2009, recuerda que en ese entonces, cuando Ecopetrol no se exigía en temas exploratorios ni operativos, estos empresarios implementaron nuevas técnicas para extraer el crudo de Rubiales.
     
    En el 2008, tras la fusión de Pacific Stratus y Petro Rubiales (firma que compró a Rubiales Holdings), el campo cerró con 36.816 barriles por día, el doble del año anterior.
     
    Y aunque estaba lejos de los 54.715 barriles diarios de Caño Limón, bastaron 12 meses para que Rubiales destronara al otrora gigante, al cerrar con 68.827 barriles por día en el 2009. En el 2010 subió a 123.000 barriles diarios y en el 2013 tuvo su pico, con 208.763 barriles por día.
     
    Según Maiguashca, el éxito de Pacific coincidió con lo que llama “el auge de las petroleras de clase media”, pues por la apertura a la inversión, la industria se llenó de nuevos jugadores que no iban tras los grandes hallazgos, sino en busca de pequeños descubrimientos que fueron determinantes para la incorporación de nuevas reservas y el aumento de la producción.
     
    Mientras aumentaba la producción, Pacific Rubiales comenzó a hacer inversiones en campos aledaños a Rubiales como Quifa, actividad exploratoria en La Creciente (Sucre) y el bloque CPO 6, entre otros.
     
    Éxito y tensiones
     
    A medida que Pacific incrementaba su producción y compraba nuevas áreas y empresas (en el 2013 produjo 267.000 barriles antes de regalías y compartió barriles), las relaciones con Ecopetrol no fluían de la misma manera.
     
    Maiguashca cree que siempre hubo una relación de precaución porque crecieron muy rápido, pero a la vez un nexo de respeto mutuo por el talento.
     
    Una fuente que seguía paso a paso la evolución de la industria petrolera señala que “llegaron a una zona donde no había nada, y allí la gente vio que las firmas contratistas traían gente de fuera, lo que generó una serie de cosas, así como intereses políticos locales y regionales tratando de tener injerencia en la empresa”.
     
    La crisis
     
    Pero a pesar de estos vientos en contra, Pacific Rubiales vio en la bonanza de precios una oportunidad de comprar empresas como C&C Energía o Petrominerales, que al tener crudos livianos le permitirían bajar el costo de transporte del petróleo pesado, como efectivamente ha ocurrido. También comenzó a diversificarse geográficamente, en Guatemala, Brasil, Perú y Papúa Nueva Guinea, principalmente.
     
    De forma paralela, desde junio del año pasado, el grupo mexicano Alfa comenzó a invertir en la compañía, alcanzando una participación del 18,95 por ciento, pensando en aprovechar la experiencia de Pacific en crudos pesados para apostarles a las oportunidades que da la reforma energética de su país.
     
    Sin embargo, luego de este crecimiento tan rápido, que se apalancó con un importante nivel de financiación (según Credicorp Capital bordea los 5.300 millones de dólares), y anunciar el año pasado con Ecopetrol que apagarían el proyecto piloto de recuperación secundaria Star en el campo Quifa, a la compañía la cogió la caída del petróleo sobreexpuesta en términos de deuda y en términos de una cantidad de proyectos que no están maduros y que tienen compromisos de inversión importantes. (Lea: Pacific Rubiales confirmó nuevo hallazgo de crudo en mar de Brasil)
     
    Además, en marzo se confirmó que no se renovará en el 2016 el contrato de operación del campo Rubiales. “Comenzaron las dudas del sector financiero y se encontraron en una situación bastante insostenible, porque los mercados les han perdido confianza y la acción comenzó a tener valores muy bajos”.
     
    Es en este momento cuando llega la oferta conjunta de Alfa y de la firma Harbour Energy (controlada por inversionistas chinos y estadounidenses), para comprar el 81,05 por ciento de las acciones que no posee Alfa actualmente, negocio que podría superar los 6.600 millones de dólares.
     
    Lo que hay ahora sobre la mesa es, pues, una oferta de 6,5 dólares canadienses por acción, unos 12.900 pesos; un comité de Pacific para discutir la oferta; y la debida diligencia completada por Alfa y Harbour.
     
    Aunque algunos analistas bursátiles dan como un hecho la transacción, el nuevo rumbo de Pacific Rubiales aún se desconoce.
     
    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
     
    Fuente: ElTiempo.com
     
  • Vulnerabilidad de las “superempresas” petroleras ante la estrepitosa caída del precio del crudo

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

    ¿Están ellas en riesgo?

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

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

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

    Entonces, ¿qué tan "protegidos" están?

    Despidos

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

    Informó pérdidas por US$6.500 millones en 2015.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    En primera persona

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

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

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

    ¿Y en el largo plazo?

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

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

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

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

    Fuente: BBC Mundo  / Analía Llorente 

  • Zona franca para petroleros

    Un decreto expedido por el Mincomercio, en visperas de Navidad, permitirá la operación ‘offshore’ con estímulos arancelarios. Beneficiarios quedarían excluidos de sobretasa del CREE.
     
    Off ShoreMientras gran parte de los colombianos centraba su atención en terminar de hacer las compras navideñas y tachar de la lista del mercado los ingredientes para el pavo de la cena del 24, el Gobierno estaba sacando del horno un decreto que declara la “existencia de zonas francas permanentes dedicadas exclusivamente a las actividades de evaluación técnica, exploración y producción de hidrocarburos costa afuera y sus actividades relacionadas”.
     
    Se trata del Decreto 2682, del 23 de diciembre de 2014. El documento establece que cualquier parte del territorio nacional costa afuera podrá ser zona franca, sin necesidad de cerramientos, siempre y cuando forme parte del área asignada a un operador por medio de un contrato suscrito con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
     
    Se podrán también incluir dentro de la figura de zona franca áreas insulares o continentales en donde “se vayan a desarrollar las actividades de logística, compresión, transformación, licuefacción de gas y directamente relacionadas con el sector de hidrocarburos costa afuera”.
     
    Como condición a las empresas se decretó “realizar, dentro de los seis años siguientes a la declaratoria de existencia, una nueva inversión por un monto igual o superior a ciento cincuenta mil salarios mínimos mensuales legales vigentes”, es decir, unos $92.400 millones. Además de eso, “crear y mantener, por lo menos, 30 nuevos empleos directos”. 
     
    El Ministerio de Comercio, Industria y Turismo expidió el decreto el mismo día que fue sancionada por el presidente Santos la reforma tributaria, que no tenía muy contentos a los empresarios y, entre ellos, por supuesto, a los petroleros.
     
    Como señaló el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco Lloreda, en plena discusión entre el Consejo Gremial y el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, por la reforma tributaria, de haberse aprobado las modificaciones como estaban planteadas en un principio, la industria petrolera habría terminado asumiendo el pago de $2,6 billones adicionales en su carga tributaria, que al final, según él, representaban el 20% del valor total de la reforma.
     
    Luego de constantes descontentos y discrepancias, el Gobierno incluyó en la reforma la posibilidad de declarar zonas francas para exploración y explotación de hidrocarburos costa afuera. Esas operaciones para Cárdenas son “indispensables para aumentar las reservas de hidrocarburos y tienen altísimos costos de exploración, por lo que ahí tenemos que competir con jugadores como México, de manera que esos proyectos se van a hacer bajo la modalidad de zona franca, para estimular la inversión costa afuera”, según explicó el ministro a Colprensa.
     
    La estrategia, sin embargo, no es nueva. Según explicó el exministro de Minas y Energía Amylkar Acosta, es “una medida que contemplamos en mi paso por el Ministerio, sobre todo de cara a la Ronda (Colombia) 2014”. Ahora, “por la baja en los precios (del petróleo) adquiere una mayor relevancia porque Colombia y los países productores tienen que hacer esfuerzos tendientes a reducir costos para seguir siendo competitivos”, explicó Acosta a este diario. “Esto es como una bala de oxígeno para la industria petrolera”.
     
    Con lo que se incluyó en la reforma tributaria, según explica Horacio Ayala, exdirector de la DIAN, se “excluye del impuesto de la sobretasa del CREE a las zonas francas para explotación offshore. Lo que están haciendo es dándole el beneficio de no necesitar los trámites de importación de todos los elementos que necesitan para operar”. Estimular ese tipo de inversiones, para él, tiene que ver con el hecho de que en México también se han venido incentivando para poder competir. En la exploración offshore, la estatal Ecopetrol ya participa. 
     
    La misma preocupación del Gobierno de cara a los inversionistas se vio este año con la modificación del Decreto 2820 de 2010 para darle más celeridad al trámite de licencias ambientales. Según respondió Fernando Iregui en entrevista con El Espectador, “el afán son las necesidades del Estado de definir a los inversionistas si van o no van”.
     
    El Espectador intentó comunicarse con los participantes de la formulación del decreto, firmado por Cárdenas y Cecilia Álvarez-Correa, ministra de Comercio, Industria y Turismo, así como con la Agencia Nacional de Hidrocaburos, que será el ente encargado de tramitar las solicitudes de los operadores que quieran desarrollar su contrato en zona franca, pero no recibió respuesta.
     
    Álvarez-Correa le dijo a este diario que prefiere no pronunciarse sobre el tema, pues la cartera de Minas y Energía, con la que se redactó el decreto, es la más competente para responder por asuntos relacionados con hidrocarburos.
     
    Por: María Alejandra Medina
     
    Fuente: ElEspectador.com
     
     
     
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