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  • América Latina, nueva frontera para inversión petrolera

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

    PetrolerasEl panorama para las compañías petroleras con los precios actuales del petróleo es complejo, puesto que en momentos de crisis lo mejor es optimizar procesos de producción y reducir costos. Lo paradójico, es que la tendencia de empresas como Chevron, BP o ConocoPhillips, ha sido enfocar su atención en los campos más costosos, es decir, aquellos en aguas profundas para la producción de esquisto (shale offshore).
     
    Dada la crisis actual en precios del crudo por sobreoferta en el mercado, se observó una reducción de un tercio en el número de perforaciones y torres en tierra al sur de los Estados Unidos desde octubre pasado, lo que generó grandes recortes de personal tras un periodo considerable en el que se presentó una superabundancia de perforaciones en lotes de las misma región. A su vez, las torres petroleras en el Golfo de México han aumentado un 30% en comparación con 2014, teniendo en cuenta que tanto la exploración como producción en aguas profundas es más costoso que en tierra, adicionales a los costos de extracción de esquisto, que requieren de métodos no convencionales y también son los más elevados.
     
    Las razones por las que las petroleras están adoptando este comportamiento, son principalmente dos: El aumento de la perforación en aguas profundas como consecuencia de previas inversiones con mejores rentabilidades que en tierra y la vida útil de estos pozos es más larga; de entre 30 a 40 años. Grandes productores como de BP Plc., Chevron Corp. y Royal Dutch Shell Plc, siguen invirtiendo offshore aun cuando tienen que disminuir sus gastos, como el caso de BP, que tiene 10 pozos activos en el Golfo de México y en los que ya había invertido sumas importantes de dinero, por lo que buscan aumentar la productividad de lo ya existente.
     
    Es importante mencionar, que los nuevos pozos son el último paso dentro de un plan de desarrollo a largo plazo en el que gran parte de la inversión en gasoductos submarinos, plataformas y sistemas de procesamiento, ya se ha hecho. Por lo tanto, las grandes petroleras le están apostando en el Golfo de México a los pozos en donde ya hay reservas confirmadas, para los que ya tienen plataformas construidas o en construcción. (Ver Deal Watch México inicia Ronda Uno con licitación de 14 contratos). Siendo así las cosas, el panorama para la Ronda Uno en México, la cual inició en diciembre pasado con la presentación de los primeros lotes a licitar, principalmente en aguas profundas, se muestra con un panorama positivo en el que las primeras interesadas con aquellas compañías petroleras con inversiones ya establecidas en el Golfo de México.
     
    Se estima que la producción en el Golfo de México pasaría de 1.4 Mbbl/d en 2014 a 1.58 Mbbl/d en 2016, es decir, un aumento del 13%. El aumento de la producción en aguas profundas de los Estados Unidos en el mismo periodo se proyecta en 14% por un aumento en la eficiencia para la producción de esquito en contraste con reducción en la perforación.
     
    Si se analizan los costos de los proyectos en aguas profundas son de gran magnitud, teniendo en cuenta que serían necesarias plataformas de US$ 2,000 millones, pozos de US$ 300 millones para perforar y equipos de procesamiento y bombeo sobre el mar de US$ 100 millones. Sin embargo, es poco probable que nuevos proyectos surjan con precios por debajo de los US$ 75 por barril. Factores productivos como el costo de alquiler de maquinaria para extracción en aguas profundas fue de alrededor de US$ 500,000 diarios en 2014, hoy en día se redujeron US$ 400,000 al día por falta de demanda de los mismo. Con los precios del petróleo bajos, las grandes compañías han llegado a hacer alianzas para compartir costos para mejorar los proyectos existentes. A inicio de año, ConocoPhillips, BP y Chevron dijeron que se unirían para la extracción en 24 pozos off shore en el Golfo de México.
     
    Adicionalmente, las empresas buscan mostrar buenos resultados ante las circunstancias adversas, por lo que los pozos de esquisto se muestran favorables al respecto. Dichos pozos suelen entregar la mayor parte de su producción durante su primer año de producción, de manera que los precios a corto plazo son más importantes que para los pozos convencionales que disminuyen mucho más lentamente, significando que la industria petrolera ha reaccionado a los precios bajos más rápidamente en tierra firme estadounidense que en cualquier otra región.
     
    Fuente: BiLatam.com
  • Análisis - ¿En manos de quién está el precio del petróleo?

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

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

    La importancia de Arabia Saudita como el mayor exportador mundial de petróleo es innegable. De ahí que, cualquier situación que tenga relación con la estabilidad del reino termina afectando las cotizaciones del oro negro.
     
    Principe Heredero Mohamed-bin-Salman-Principe Heredero Mohamed-bin-Salman-En estos días nos encontramos ante un ajuste en las estructuras de poder en Riad que han llevado al crudo a sus cotizaciones más altas en dos años. Junto a la campaña de detenciones de importantes funcionarios y empresarios, se suman los rumores de una posible renuncia del rey de Arabia Saudita.
     
    Varios exministros y príncipes han sido detenidos en la mayor purga en la historia del reino. Once príncipes, decenas de exministros y cuatro ministros han sido arrestados por el comité anticorrupción, al tiempo que se realizaban cambios en las cúpulas militares y gubernamentales.
     
    Dentro de los detenidos destacan Muteb Bin Abdulá, jefe de la Guardia Nacional, y Al Walid al Ibrahim director del emporio televisivo saudí MBC, al que pertenece el canal Al Arabiya. La lista también incluye al multimillonario Al Walid bin Talal bin Abdulaziz y a Adel bin Mohamed, ministro de Economía.
     
    La campaña anticorrupción promovida por Mohammad bin Salman tiene el propósito de mejorar la imagen del reino en antelación a la salida a bolsa de Saudi Aramco, la petrolera estatal, anunciada para 2018 que significará la mayor salida al mercado en la historia. Se prevé que con la colocación del 5% de sus acciones, el país pueda ingresar hasta 100,000 millones de dólares.
     
    Para obtener mayores beneficios, Arabia Saudita busca reforzar sus intentos por mantener elevados los precios del oro negro y; al frente de la OPEP, busca recortar la producción y lograr un equilibro entre la oferta y la demanda para evitar caídas en las cotizaciones del crudo. El propio ministro de Energía saudí adelantó la intención de reducir en 120,000 barriles diarios las exportaciones de petróleo en diciembre respecto al registro de noviembre.
     
    Aunado a lo anterior, también ha elevado las cotizaciones del petróleo los rumores de la renuncia del rey Salman bin Abdulaziz en favor de su hijo Mohammad bin Salman. Esta cuestión podría generar mayores tensiones entre Arabia Saudita e Irán.
     
    Los precios del Brent han alcanzado ya los 64 dólares por barril, en tanto que el WTI se intercambia por 57 dólares, que significan cotizaciones máximas en dos años y medio.
     
    El escándalo político y dinástico que suponen las detenciones genera cuestionamientos sobre el mayor exportador mundial de petróleo. Desde UBS analizan que no esperan que estos movimientos ocasionen cambios en la política energética del reino y se prevé que se prorroguen los recortes de la producción al interior de la OPEP.
     
    Coinciden desde Saxo Bank al señalar que Arabia Saudita hará lo necesario para mantener elevados los precios del petróleo con el propósito de subir la valoración de Aramco antes de su salida a bolsa.
     
    Los actuales recortes al interior de la OPEP estarán vigentes hasta marzo de 2018, pero se espera que el cartel petróleo alcance el acuerdo necesario para mantenerlos durante todo el siguiente año.
     
    El avance de las cotizaciones del petróleo también se han visto impulsadas por la mejora en las previsiones de demanda del oro negro, así como una disminución en el número de pozos de “shale oil” en Estados Unidos que registraron su mayor caída desde mayo de 2016.
     
    Correo electrónico: Esta dirección de correo electrónico está protegida contra spambots. Necesita activar JavaScript para visualizarla.
     
    www.chavezfierro.com
     
    Miembro del Consejo Mexicano de Asuntos Internacionales (Comexi)
  • Análisis: 'Rehenes del petróleo y...'

    Falta atraer talento e inversión nacional y extranjera para producir una revolución tecnológica.Falta atraer talento e inversión nacional y extranjera para producir una revolución tecnológica.Esta semana asistí en Bogotá a una presentación auspiciada por la Unión de Bancos Suizos (UBS) en la que el exgerente del Banco de la República ‘Jota’ Uribe expuso su versión personal sobre la crisis de la economía colombiana, que él le atribuye principalmente a la caída de los precios del petróleo. En su opinión, ella está tocando fondo, y está a punto de iniciarse una lenta e incierta recuperación, inducida más que todo por la recuperación parcial de los precios del petróleo. 
     
    Pero, no obstante haber salido vivos de esta crisis, haber reducido el déficit en la cuenta corriente de la balanza de pagos significativamente, haber bajado la inflación cerca de cuatro puntos y haber tranquilizado a los mercados con la aprobación de una reforma tributaria, todavía nos encontramos en una zona de peligro. Los déficits gemelos siguen muy altos; la inflación, también; el crecimiento deja mucho que desear, y estamos cortos de ideas.
     
    Indiscutiblemente, la economía colombiana ha demostrado ser capaz de resistir el embate de una destorcida del precio de su principal producto de exportación y posee una resiliencia admirable. Se ha mantenido relativamente controlado el desempleo y reducido la inflación, el desequilibrio fiscal y el de la balanza de pagos. Si esto hubiera ocurrido diez o más años atrás, casi con seguridad se habrían presentado una caída de la producción, posiblemente una crisis de deuda y un aumento de cuatro o cinco puntos de la tasa de desempleo.
     
    Nuestra economía es como “una llamita al viento y al azar” que afortunadamente el viento no apagó. Pero, para bien o para mal, sigue dependiendo del precio del petróleo, que no controlamos. Hace falta que Colombia ejerza un mayor control sobre las variables que determinan el futuro de la economía. Uribe dice que una de ellas son las exportaciones. Hay que diversificarlas y hacerlas crecer dramáticamente. Para ayudar a que esto suceda, recomienda reducir las barreras al comercio, que son excesivas.
     
    Eso es necesario, pero no suficiente. Hace falta cambiar la manera de pensar sobre la economía y atraer talento e inversión nacionales y extranjeros para producir una revolución tecnológica, renovar y mejorar la mezcla de producción y de exportaciones. En la medida en que esta revolución cuente con una significativa contribución de la comunidad científica local y de las universidades colombianas, mayor será el grado de control y autonomía que se adquiere.
     
    Las oportunidades para producir bienes y servicios para el consumo interno se multiplican a medida que se hace más compleja la sociedad, se acelera la urbanización, crece y se envejece la población. La capacidad para concebir y producir esos bienes y servicios va a depender críticamente del nivel educativo y del acceso al conocimiento que tenga la sociedad como un todo, y muy especialmente de que Colombia no se deje rezagar en campos como la ingeniería, la tecnología de información, la robótica y la automatización, la medicina, la biología y la bioquímica, por ejemplo, y de que aproveche las ventajas comparativas, la amplia disponibilidad de tierra cultivable con acceso a agua y la biodiversidad.
     
    Lamentablemente, la desorientación política, el escepticismo y la pugnacidad ideológica que predominan en Colombia, el exceso de excitación de los medios de comunicación y de las entidades de control que ha inducido el escándalo de Odebrecht y el frenesí que ha provocado condenar a diestra y siniestra, sin mediar juicio alguno, y desbaratar reputaciones sin cuidado no conducen a discutir con seriedad lo que se requiere para salir del marasmo económico, crear un consenso duradero sobre la economía y su potencial. La corrupción hay que combatirla, pero no para llevarse el país por delante.
     
    RUDOLF HOMMES
     
     
    ELTIEMPO.COM
     
     
  • Análisis: Asombroso acercamiento “estratégico“ de Putin y Erdogan: se dispara el petróleo

    EFuel   180l mismo día que el Kremlin anunció la instalación de una base naval permanente (¡supersic!) en Tartús (en la costa alauita de Siria), Rusia y Turquía firmaron un acuerdo estratégico para construir un gasoducto con destino a Europa, eludiendo las anteriores conexiones gaseras con Ucrania .
     
    La prensa turca califica de estratégico el acuerdo gasero, durante la 23 edición de la cumbre del Congreso Mundial de Energía en Estambul, que contará con un descuento sustancial en el precio y comporta como corolario la aceleración de la construcción de la planta nuclear turca Akkuyu .
     
    Se asienta la nueva reconfiguración cartográfica y marítima desde el mar Negro hasta el Mediterráneo, que incluye el binomio petróleo/gas con sus respectivos transportes terrestres, en cuya travesía se escenifican dos batallas cruciales: la de Alepo (Siria), a punto de caer en favor de la coalición de Rusia/Siria/Irán/Hezbolá (con la tácita anuencia turca), y la de Mosul (Irak), que empezará el 19 de octubre la coalición de EU y kurdos con sus aliados del gobierno de Irak, sin la conspicua participación de Turquía .
     
    El acuerdo estratégico, acompasado de otros suculentos aperitivos entre Rusia y Turquía –todavía miembro de la OTAN y potencia militar sunita de primer orden– trastoca en forma dramática las coordenadas desde el mar Negro hasta el Mediterráneo y reconfigura la cartografía energética de Europa, quedando aislada Ucrania, y contaría con dos gasoductos que atravesarán el lecho del mar Negro, con una capacidad combinada de 30 mil millones de metros cúbicos de gas operados por la gasera estatal rusa Gazprom: uno destinado al consumo interno de Turquía y el otro al restante de Europa.
     
    El gas natural se disparó hasta 3.27 dólares y arrastró al barril de petróleo a 53.73 dólares en la variedad Brent, a niveles de hace un año, luego de que el zar energético Vlady Putin apoyó un tope a la producción fraguado por la OPEP para ser aplicado en su cumbre en Viena a finales de noviembre, y que pudiera alcanzar un mínimo de 60 dólares el barril.
     
    Rusia no es miembro de la OPEP, pero viene negociando con Arabia Saudita (AS) –arrojada a las fauces del Congreso de EU con su letal legislación derivada del 11/S– un recorte extractivo con tal de mejorar su precio secuestrado por la banca de Wall Street y la City (Londres). No pasó desapercibido que el zar Vlady Putin haya sostenido reuniones bilaterales con los presidentes de Turquía y Venezuela.
     
    En solo tres meses, es la tercera vez que se reúnen el zar Vlady Putin y el sultán neo-otomano Erdogan, quien busca diversificar sus relaciones exteriores después del golpe fallido en su contra, teledirigido por EU y la OTAN.
     
    En contraste con los palafreneros del fin del petróleo y la “revolución energética del gas esquisto (shale gas)”, con todo y su letal fracking (fracturación hidráulica), el zar energético ruso sentenció que todavía no ha llegado el crepúsculo del binomio petróleo/gas en un futuro visible debido a “la demanda de la energía tradicional (sic), apoyada no sólo por la motorización y la electrificación de inmensos países, como China e India, sino también por la participación continua de los productos del petróleo y el gas en las aéreas más diversas de la vida humana,en los procesos industriales . 
     
    Según el zar ruso: la congelación, o incluso la reducción de la extracción del petróleo, es probablemente la única solución correcta para mantener la estabilidad energética mundial. Hoy la producción total de los 14 miembros de la OPEP asciende a 33.5 millones de barriles diarios (mbd), y en su reciente reunión en Argel acordaron reducirla a 32.5 mbd, a lo que se sumaría en forma externa Rusia, que produce 11.1 mbd, mucho más que la misma AS, con 10.6 mbd. Las producciones de esta última nación, líder de facto de la OPEP, y Rusia se encuentran a su máximo con precios mediocres, cuando podrían recibir mejores dividendos produciendo menos.
     
    El Congreso Mundial de Energía de Turquía, con representantes de los sectores político/energético de 80 países, se celebró bajo el cántico de la transición energética hacia la alternancia de la energía renovable. Mientras llegue la prometida parusía de la energía renovable, Turquía y varios países de Europa, no se diga los gigantes China e India, que ostentan los mayores crecimientos geoeconómicos del planeta, seguirán consumiendo gas y petróleo en la fase transitoria.
     
    Quedó atrás el derribo, en la transfrontera turco-siria, del avión ruso por Turquía. Reuters comenta que la construcción de la base naval permanente de Rusia en Tartús contempla expandir su presencia militar en Siria. Hoy Moscú sopesa reabrir sus anteriores bases en Cuba y Vietnam, cuando se encuentra en pláticas para abrir una base aérea en Egipto (sic) y anhela abrir bases en Venezuela, Nicaragua, Singapur y las islas Seychelles.
     
    ¿Tan fuerte se siente ahora Rusia para avanzar sus piezas de ajedrez en el tablero militar/energético global con el apoyo tácito de China? ¿Habrá detectado Rusia la debilidad de EU, que huye hacia adelante? A juicio del senador ruso Igor Morozov, del Comité de Asuntos Internacionales, el avance en Tartús representa un incremento también de su potencial militar en todo Medio Oriente.
     
    Los contenciosos del binomio Ucrania/Siria, que enfrentan a EU con Rusia, han llevado a que Moscú haya traslado los misiles S-300 a Tartús y los Iskander al enclave ruso de Kaliningrado, que pone en jaque a los países bálticos y a Polonia hasta un radio que alcanza Berlín.
     
    Tan importante como el gasoducto estratégico ruso-turco, de un costo de 10 mil millones de dólares, es la construcción por Rosatom de Rusia de la primera planta nuclear de Turquía en Akkuyu, de un total de cuatro plantas a un costo de 20 mil millones de dólares. El mismo Erdogan ha deplorado la vulnerabilidad en energía que depende de países extranjeros, por lo que contempla que 10 por ciento de la producción eléctrica provenga de fuentes nucleares .
     
    El acuerdo estratégico envolvió el contencioso sirio –donde Moscú y Ankara han acercado sus antagónicas posturas– y la Operación Blindaje del Éufrates, mote de la tolerada intervención del ejército turco en 5 mil kilómetros cuadrados adentro de Siria, con el fin de desalojar a los rebeldes kurdos al este del río Éufrates.
     
    El zar Putin y el sultán Erdogan acordaron aportar ayuda humanitaria a la parte oriental sitiada de Alepo, lo cual pudiera desembocar en la retirada de los yihadistas sirios, pero deja fuera de la jugada la mediación de Francia, muy proclive a Obama. El zar ruso, a la contraofensiva en el electoral mes aciago de octubre en EU, se siente tan fuerte que hasta canceló la visita a su homólogo galo.
     
    Por : Alfredo Jaliftelesurtv.net
     
     
  • Análisis: El crudo calma al mercado

    La relativa calma que impera desde hace unos días en el mercado cambiario de Colombia tiene una explicación principal: el precio del petróleo. Tras varias semanas de sobresalto, el barril de crudo parece ubicarse en por encima de los 55 dólares el barril, lo cual garantiza que las exportaciones seguirán en su senda ascendente y, con ellas, una mayor oferta de divisas que mantendría el billete verde cerca de los 2.900 pesos.
     
    Los niveles de exploración de petróleo son mayores que en el 2016, pero todavía se encuentran a una gran distancia de los observados en la época de la bonanza.Los niveles de exploración de petróleo son mayores que en el 2016, pero todavía se encuentran a una gran distancia de los observados en la época de la bonanza.Mientras esto ocurre, la producción nacional de hidrocarburos parece haberse estabilizado. El dato correspondiente a agosto habla de 858.511 barriles diarios, una mejora de 0,25 por ciento a julio. Si bien estamos ligeramente por debajo de la meta oficial, el desplome en el bombeo que llegó a insinuarse hace unos meses se ve contenido.
     
    Lo anterior, claro está, no disimula que las urgencias son las mismas de siempre. Los niveles de exploración son mayores que en el 2016, pero todavía se encuentran a una gran distancia de los observados en la época de la bonanza. Seguimos dependiendo de una mejora en las tasas de recuperación de los yacimientos existentes, sin que existan nuevos hallazgos importantes.
     
    Conseguir que el ritmo de búsqueda ascienda depende de muchos factores. Uno de ellos es la marcha de las cotizaciones en los mercados internacionales que responden al libre juego de la oferta y la demanda. Como se sabe, la primera ha estado restringida por cuenta de los acuerdos hechos entre naciones productoras, incluyendo a las afiliadas al poderoso cartel de la Opep.
     
    En cuanto a la segunda, hay señales que sugieren que el apetito del planeta por los combustibles no ha disminuido. Un reporte de la Agencia Internacional de Energía muestra que en los países que componen la Ocde, el consumo viene repuntando desde hace varios años.
     
    Las cifras son elocuentes. En el 2005, los integrantes del llamado club de los ricos llegaron quemar más de 50 millones de barriles diarios, pero tras la disparada de los precios esa cantidad cayó en cerca de 10 por ciento hasta el 2014. Desde entonces, los menores costos de la gasolina han llevado a un alza en las compras hasta más de 47 millones de barriles, a pesar de que los motores son más eficientes y los autos híbridos o eléctricos subieron su penetración.
     
    Dicha circunstancia le pone piso al valor del crudo. Y aunque es mejor no hacer las cuentas de la lechera, todo apunta a que nuestras exportaciones no caerán, al menos en los meses venideros.
     
     
     
    POR : RICARDO AVILA
    DIRECTOR
    PORTAFOLIO.CO
  • Análisis: El impacto geopolítico del petróleo barato

    Plataforma De PetroleoCAMBRIDGE – En los últimos cinco meses el precio del petróleo ha caído más de un 25 por ciento. Si los precios se mantienen en estos niveles, muchos países acusarán importantes repercusiones, algunas positivas, otras negativas. Si la caída se acentúa, como parece probable, las consecuencias geopolíticas en algunos países productores de petróleo podrían ser graves.
     
    El precio del petróleo depende en todo momento de las expectativas que los participantes en el mercado abrigan acerca de la evolución de la oferta y la demanda.  El papel de las expectativas hace que  el mercado del petróleo sea muy distinto de la mayoría de los demás mercados. En el mercado de las verduras frescas, por ejemplo, los precios deben tener en cuenta  la oferta y la demanda en función de las cosechas en curso. Por el contrario, los productores de petróleo y otros operadores de la industria petrolera pueden decidir desabastecer el mercado si prevén un alza de los precios del crudo, o bien incrementar el suministro si pronostican una caída.
     
    Las compañías petroleras de todo el mundo mantienen las reservas fuera del mercado reduciendo la cantidad de petróleo extraído, y los productores de petróleo pueden igualmente recortar el suministro reteniendo los inventarios  en buques petroleros en el mar u otras instalaciones de almacenamiento. Inversamente, los productores pueden incrementar el suministro de petróleo en el mercado aumentando la producción o disminuyendo los inventarios.
     
    Las expectativas del mercado reflejadas en el precio actual permiten anticipar una caída de la  demanda y un aumento de la oferta a futuro. La menor demanda refleja la actual debilidad de la actividad económica, especialmente en Europa y China, y, sobre todo, los cambios tecnológicos a largo plazo que aumentarán la eficiencia en el uso de combustible de los automóviles y fomentarán el uso de la energía solar y otras fuentes de energía no basadas en el petróleo. El  aumento potencial del suministro de petróleo en el futuro refleja las nuevas formas de producción  introducidas por la fracturación hidráulica (fracking), la explotación  de arenas bituminosas en Canadá, y la reciente decisión del Gobierno de México de permitir que compañías petroleras extranjeras desarrollen las fuentes de energía del país.
     
    Estos cambios en la oferta y la demanda sugieren que el futuro precio del petróleo será inferior a las previsiones formuladas por los participantes en la industria hace apenas unos meses. La histórica volatilidad de los precios del petróleo refleja estos cambios psicológicos, así como los cambios en la realidad objetiva.
     
    Los precios actuales del petróleo también están vinculados con la evolución prevista de las tasas de interés. Más específicamente, dos opciones de inversión se presentan a los productores de petróleo: aumentar la producción hoy, vendiendo el petróleo adicional al precio actual e invertir las ganancias a la tasa de interés de largo plazo vigente, o conservar el petróleo bajo tierra, como una inversión.
     
    El bajo precio del petróleo es una ventaja para la economía de Estados Unidos, ya que implica un incremento en los ingresos reales de los consumidores estadounidenses. En este país, el bajo precio del petróleo está permitiendo que se transfiera el ingreso real de los productores de petróleo a los particulares, lo que eleva la demanda a corto plazo, ya que los hogares gastan una mayor proporción de sus ingresos que las empresas petroleras. Por la misma razón, el precio más bajo también impulsa la demanda agregada en Europa, Asia y otras regiones importadoras de petróleo.
     
    Los grandes perdedores de la caída de los precios del petróleo son varios países como Venezuela, Irán y Rusia, que no son amigos de los Estados Unidos y sus aliados. Estos países dependen en gran medida de los ingresos provenientes del petróleo para financiar el gasto público, en especial los enormes programas de transferencias. Incluso si los precios se sitúan en un rango de  75 a 80 dólares por barril, será difícil para estos Gobiernos financiar los programas populistas que necesitan para conservar el apoyo del público.
     
    Aunque Arabia Saudita y varios de los países del Golfo también son grandes exportadores de petróleo, tienen dos diferencias significativas con respecto a otros países productores. En primer lugar, sus costos de extracción de petróleo son extremadamente bajos, lo que significa que serán capaces de producir de manera rentable al precio actual, o incluso a un precio mucho más bajo. En segundo lugar, sus enormes recursos económicos les permiten financiar sus actividades nacionales e internacionales durante un período prolongado, mientras intentan transformar sus economías para reducir la dependencia de los ingresos provenientes del petróleo.
     
    Una caída más pronunciada en el precio del petróleo podría tener importantes repercusiones geopolíticas, particularmente en Rusia, donde  un barril cotizado a 60 dólares probablemente acarrearía graves problemas. El presidente Vladimir Putin no lograría  mantener los programas de transferencia que sustentan el apoyo popular del que goza en la actualidad.  Por su parte, Irán y Venezuela sufrirían consecuencias similares.
     
    No está claro si los regímenes actuales de estos países podrían sobrevivir a una disminución sustancial y prolongada de los precios del petróleo en el futuro. Por el contrario, es obvio que los países importadores de petróleo se beneficiarían considerablemente,  como de hecho ya lo están haciendo.
     
    Martin Feldstein / El autor es profesor de Economía en la Universidad de Harvard.
     
  • Análisis: Las petroleras tendrán un 2016 aún más difícil que el año que termina

    A días del fin un año miserable para la industria petrolera, los ejecutivos saben que el 2016 se perfila aún peor.
     
    PetrochinaEl derrumbe de los precios del petróleo y del gas que comenzó en el verano boreal del año pasado ya provocó la pérdida de cientos de miles de puestos de empleo y la cancelación o suspención de proyectos por miles de millones de dólares. Hoy, el escenario externo es más desafiante que hace un año, y las compañías energéticas tienen menor capacidad para enfrentar duras condiciones.
     
    Para los productores de gas y petróleo, el 2016 será un año de recortes de costos, reestructuración, refinanciamiento cuando sea posible, y en algunos casos quiebras, cuando no lo sea. La actividad en fusiones y adquisiciones, que este año se mantuvo débil debido a desacuerdos en cuanto a las valuaciones, podría tomar ritmo. 
     
    Los productores de gas y petróleo que tienen otras fuentes de ingresos como operaciones de refinado o de químicos, y que todavía tienen acceso a los mercados de capitales, encontrarán difícil la vida pero deberían sobrevivir. Las compañías que se centran exclusivamente en la producción y tienen balances débiles habrán hecho muy bien las cosas si logran superar el año. 
     
    El panorama ya era malo hace un año. Desde entonces, el crudo Brent retrocedió otro 39%, a casi u$s 37 el barril ayer y está cotizando cerca de su nivel más bajo en 11 años. Los precios de los futuros de petróleo a más largo plazo también bajaron fuertemente, lo que hace menos atractivo entre los productores el uso de derivados para proteger sus ingresos y sube las expectativas de que el crudo se mantendrá "bajo durante más tiempo". Los precios del gas natural también disminuyeron. 
     
    Muchas de las palancas disponibles para responder a los precios débiles ya se utilizaron, según el estudio contable Andy Brogan de Ernst & Young. "Las compañías tenían coberturas para el precio del petróleo, tenían costos que podían recortar relativamente rápido, tenían gastos de capital que podían postergar. Pero muchas de estas cosas ya no están", explicó.
     
    Los productores redujeron costos mejorando la eficiencia y bajando las tarifas que pagan a sus proveedores, las compañías de servicios petroleros. ConocoPhillips, el productor independiente de petróleo y gas más grande del mundo por capitalización bursátil, dijo a principios de este mes que el costo de las plataformas terrestres para perforar pozos en Estados Unidos cayó 32% el año pasado.
     
    Los productores de shale oil norteamericano también siguieron adelante con las constantes mejoras en la productividad que han logrado en los últimos años. EOG Resources contó que redujo el tiempo promedio necesario para perforar un pozo en la formación Eagle Ford Shale, al sur de Texas, de 9 días el año pasado a 7,7 días ahora. 
     
    Las compañías también bajaron el gasto de capital. BP del Reino Unido en octubre dijo que proponía invertir cerca de u$s 19.000 millones este año, comparado con el plan original de entre u$s 24.000 y u$s 26.000 millones.
    Esos recortes ayudaron a estabilizar las finanzas del sector. Las principales petroleras cotizantes en promedio necesitarán en 2016 un crudo Brent de u$s 66 el barril para cubrir su gasto de capital, sus pagos de intereses y dividendos provenientes de sus flujos de caja, comparado con los u$s 81 que necesitaban este año, según la consultora Wood Mackenzie. Antes de las reducciones de costos y gasto, requerían un barril de u$s 104 para alcanzar el equilibrio.
     
    Las grandes petroleras internacionales pueden aceptar mayor deuda, pero no quieren que su endeudamiento se descontrole, y comenzaron a anunciar una nueva ronda de reducciones de costos.
     
    Pero esta deflación de costos tiene su límite. Los proveedores de servicios petroleros necesitan tarifas suficientemente altas para que su negocio sea viable. Según Dave Lesar, CEO de Halliburton, las tarifas ya están en niveles insostenibles. Tampoco las compañías pueden bajar gasto de capital indefinidamente sin dañar sus ingresos.
     
    En la industria petrolera el rayo de esperanza está en que cuanto mayores sean los recortes en exploración y en gasto en desarrollo ahora, más fuerte probablemente sea la eventual reactivación. La tarea que enfrentan las petroleras será mantenerse en el negocio lo suficiente para aprovechar el rebote cuando se produzca.
     
    por ED CROOKS
     
    Finacial Times
  • Análisis: Llegando al sexto piso, ¿Petróleo en US$60?

    A US$2 del punto de rebote del precio del hidrocarburo, existen coyunturas que podrían traspasar esta barrera y producir que su valor fluctué por debajo de los US$70 en 2015.
     
    Off ShoreCaída tras caída, el precio internacional del petróleo ha venido rompiendo todos los pronósticos de los analistas e inversionistas, pues hace unos meses sorprendió al mundo cuando pasó de estar por encima de los US$100 en julio de este año, a llegar hasta los US$90 a finales de agosto de 2014. Además en la última semana traspasó la barrera psicológica de los US$80, y actualmente fluctúa por US$77. Ahora la pregunta es si el precio del hidrocarburo puede llegar al sexto piso.
     
    Camilo Perez, analista del Banco de Bogotá, explicó que “si bien se pueden presentar más caídas, varios de los proyectos petroleros de Estados Unidos no son rentables para cotizaciones tan bajas del WTI, de manera que es de esperar que varios de estas campañas de extracción cierren el próximo año, contrayendo la oferta de crudo y en consecuencia los precios del hidrocarburo volverían a subir”.
     
    Por su parte, Felipe Campos, analista de Alianza Valores, reconoció que existe un exceso de oferta que se tendrá que ajustar a la reducida demanda actual, pero teniendo en cuenta que esto tomará tiempo, en el corto plazo existe una buena probabilidad de que en el primer semestre de 2015 el precio toque los US$60”.
    Asimismo también hay que tener en cuenta que el consenso a nivel internacional es que US$75 es el punto de rebote del precio del petróleo, es decir que no debería caer menos que este punto, significando que en ausencia choques importantes la cotización del crudo podría estabilizarse. Sin embargo, Campos advirtió “en caso de que el precio baje de esta barrera, con toda seguridad el valor se reduciría hasta los US$60”.
     
    Es por esto que la próxima reunión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) puede ser un punto de quiebre para el comportamiento del mercado de hidrocarburos, porque desde su fundación en septiembre de 1960, su estructura de cartel conformada por 12 de los principales productores le permite llegar a concertar entre sus miembros estrategias para contraer o expandir la oferta del recurso, lo cual repercute en su cotización.
     
     
    Sin embargo, actualmente existe mucha tensión entre sus miembros por la desobediencia de Arabia Saudita que ha venido incrementando su producción de manera importante y en especial por su decisión de bajar los precios del crudo que le vende a Estados Unidos, lo que hace pensar que no hay garantía de un acuerdo. De hecho, según el portal de noticias Bloomberg, los analistas a nivel mundial consideran que existe un 50% de probabilidad de que las cosas sigan igual, o que efectivamente se llegue a un acuerdo de producción que pueda restringir la oferta mundial y que esto se traduzca en una valorización del hidrocarburo.
     
    El problema es que la OPEP no es el más grande ejemplo de lealtad y cooperación. La evidencia histórica ha dejado claro que no hay garantía de que sus miembros mantendrán su palabra y cumplirán la meta de producción. Y si este es el caso de la próxima reunión, generaría un incremento no planificado de la oferta y una menor cotización internacional. Además la cada vez más cerca autosuficiencia energética de Estados Unidos y la desaceleración China, han reducido la demanda mundial por petróleo, lo cual podría significar que los acuerdos de esta organización solo tendrían un efecto temporal.
     
    Por esta razón Felipe Campos concluyó: “las bajas tasas de crecimiento global economía mundial resultado de las crisis de 2002 y 2009, y el desarrollo de las tecnologías alternativas como el Shale Oil que son solo sustentables bajo altos precios del crudo, implicarían que en el mediano plazo el barril del petróleo estará más cerca de los US$60 que de los US$80”.
     
    Por Camilo Vega
     
    Fuente: ELEspectador.com
     
  • Análisis: Petróleo, agua y agricultura

    La economía colombiana tiene que crecer a un mínimo de 7 por ciento, de forma sostenida, para que haya buena política social. Conseguirlo exige adoptar medidas que permitan dejar atrás mitos limitantes y falsos dilemas.
     
    Por la importancia del sector extractivo para la economía nacional es indispensable la concertación mineroenergética permanente.Por la importancia del sector extractivo para la economía nacional es indispensable la concertación mineroenergética permanente.Existen evidencias suficientes de que es posible extraer recursos naturales no renovables, proteger el medioambiente y mejorar el nivel de vida de las comunidades.
     
    Los casos de Chile, Noruega y Canadá, por ejemplo, lo demuestran. En el sector extractivo no hay contradicciones reales, sino complementariedades inexplotadas. El desafío que enfrenta el país, teniendo en cuenta la caída de las reservas, la exploración sísmica, la perforación de pozos exploratorios y la producción diaria de crudo, está en potencializar dichas complementariedades del petróleo, el agua y la agricultura. 
     
    Si bien es cierto que hay que actuar en el campo de la competitividad económica, dado el escenario actual de bajos precios y altos costos de operación, así como en la viabilidad de las operaciones, de cara al proceso de otorgamiento de licencias ambientales, consultas previas y consultas populares, el propósito hoy es plantear unas propuestas sobre los temas que sirven de título a este escrito.
     
    Agua o petróleo, es un falso dilema. Lo que debe hacerse es buscar el deseable equilibrio entre ellos, dando varios pasos. En primer lugar, la creación del Fondo del Agua. Este se alimentará con la inversión forzosa del 1 por ciento que debe hacer cada empresa. Se trata de evitar la dispersión de la destinación de ese porcentaje de las compañías inviduales, y de crear un fondo con el 1 por ciento de todas para apuntarle a la financiación de megaproyectos en defensa del agua.
     
    Se nutrirá, también, con los recursos que se establezcan como obligaciones de compensación ambiental en las licencias otorgadas a las petroleras y mineras. A este fondo podrán acceder las corporaciones autónomas regionales para financiar megaprogramas de protección y recuperación de las cuencas hidrográficas en las regiones productoras.
     
    De otro lado, es urgente que se impulse en la normatividad ambiental el tercer uso del agua en la industria petrolera. El agua que sale de la producción, proveniente de yacimientos profundos, no superficiarios, podrá ser usada para grandes proyectos forestales: por ejemplo, que generen empleo, recursos fiscales, progreso y armonía entre petróleo y agua.
     
    Con respecto a los impactos ambientales y sociales, es necesario revertir la decisión de repartir la totalidad de las regalías en todas las regiones para crear el Fondo Territorial de Regalías - Sembrar, que se use en la mitigación del impacto negativo de las explotaciones en los territorios en que tienen lugar. Al fondo Sembrar podrán acceder los departamentos y municipios donde se explotan los recursos. 
     
    Finalmente, habida cuenta de la importancia del sector extractivo para la economía nacional, el desarrollo sostenible, las regiones y las comunidades, es indispensable la concertación minero-energética permanente, mediante el diálogo empresarial y popular constante.Esta debe basarse en que la explotación de los recursos naturales no renovables es necesaria, y en que el Estado y las empresas tienen que promover y aceptar reformas.
     
     
    CARLOS HOLMES TRUJILLO
    PORTAFOLIO.CO
     
  • Análisis: Petróleo: ¿luz al final del túnel?

    Trabajador de Shell - foto cortesiaTrabajador de Shell - foto cortesiaCon un precio del crudo por encima de los 50 dólares el barril se reactiva la exploración de la industria petrolera mundial. Ecopetrol comenzó a sentir los beneficios en sus finanzas. ¿Cuánto durará este respiro?
     
    La industria petrolera, que afronta una aguda crisis que completó dos años y medio, registró con entusiasmo el reciente acuerdo de los 14 miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) que pusieron un techo a la producción de crudo. La noticia llevó a un repunte de la cotización internacional y revivió las esperanzas de reactivar los planes exploratorios en varios países, entre ellos Colombia, que estaban frenados ante los bajos precios.
     
    El acuerdo es trascendente por varias razones. En primer lugar porque se recortará la producción en 1,2 millones de barriles diarios a partir del 1 de enero de 2017, con lo cual este grupo de países ofrecerá al mercado 32,5 millones de barriles diarios. Además, se logró el acuerdo de eternos rivales como Arabia Saudita e Irán. Y en tercer lugar porque este cartel, del que hacen parte Arabia Saudita, Irán, Irak, Kuwait, Venezuela y Ecuador, entre otros, responde por el 30 por ciento de la producción mundial.
     
    Sin embargo, en el mercado hay temores de que el pacto no se pueda mantener o no se logre el impacto esperado, a menos que otras naciones no miembros de la Opep recorten 600.000 barriles adicionales. Rusia, el tercer productor mundial, está dispuesta a contribuir con la mitad. El interrogante es Estados Unidos, ya que el presidente electo Donald Trump decidió mantener la independencia energética de su país.   
     
    Lo cierto es que tras el anuncio, los precios del crudo registraron alzas que no se veían en por lo menos 15 meses. El barril WTI superó los 50 dólares mientras que el Brent llegó a  54 dólares, es decir, una subida del 85 por ciento en lo corrido del año. Aunque estos  precios están lejos de los más de 100 dólares de  hace dos años, sí representan un respiro en las finanzas de los países productores y de las petroleras, que estaban con el agua al cuello. En el caso colombiano, el gobierno tiene previsto en el Marco Fiscal de Mediano Plazo un precio del barril de 47,5 dólares para el año entrante. Cualquier dólar por encima de esa cifra será de gran ayuda para cerrar el descuadre en las finanzas públicas.
     
    Lo mismo ocurre con Ecopetrol que hizo una planeación financiera de ahora a 2020 con precios de 50 dólares. Su presidente, Juan Carlos Echeverry, afirma que gracias a los esfuerzos por reducir costos han logrado que a partir de 44 dólares sea rentable producir petróleo. Hoy Ecopetrol está en el grupo de las cinco petroleras que da utilidades, entre las que están Exxon Mobil, Shell, Total y Repsol.
     
    Para 2017 Ecopetrol invertirá 3.200 millones de dólares, de los cuales dedicará el 80 por ciento de los recursos a explorar y producir. Mientras este año solo hubo 10 pozos exploratorios, para 2017 habrá 16. En pozos de desarrollo, es decir, los que se abren en campos ya activos como Rubiales, Castilla o Chichimene, se pasará de 150 a 500. Este es un giro importante si se tiene en cuenta que la petrolera responde por cerca del 70 por ciento de toda la producción del país.
     
    Ahora bien, todavía no se puede cantar victoria. Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), dice que aunque la decisión de la Opep es una buena noticia, hay que tomarla con cautela porque al volverse rentables muchos proyectos llevaría a una mayor oferta de los países no miembros de la Opep, lo que presionaría los precios a la baja.
     
    “Es importante ser optimistas moderados y ante todo recordar que el problema de Colombia no son los precios internacionales, sino nuestra pérdida de competitividad”, señala Lloreda. Dice que para reactivar la producción se necesita un régimen fiscal más favorable, mayor seguridad jurídica, tiempos y procesos más razonables para las licencias ambientales y las consultas con la comunidad, si el país sí quiere aumentar sus reservas de petróleo y no volverse importador a la vuelta de seis años.
     
    Por el momento las expectativas no se ven tan negras, pues se espera que el precio del crudo se mantenga por encima de los 50 dólares. Así lo señala una encuesta realizada por Bloomberg que fija un promedio de 56 dólares para el año entrante. Habrá que esperar para ver si estos mejores augurios se cumplen, y si, por fin, la industria petrolera ve luz al final del túnel.
     
    Semana.com
  • Análisis: Precios del petróleo: ganadores y perdedores

    Los países europeos y Japón, y en general los importadores netos de petróleo y combustibles son los más beneficiados de este reacomodo en los precios del crudo, aunque el mayor ganador es EE. UU.
     
    Petroleo SuministroLa caída en los precios del petróleo tiene ganadores y perdedores. Entre los segundos el más afectado sería Rusia. Según estudios publicados por el Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE), el 68 por ciento de las exportaciones de ese país están representadas en petróleo crudo, combustibles líquidos y gas natural a Europa, Asia y Estados Unidos. El total de las ventas externas rusas es del orden de 535.000 millones de dólares por año. Luego, el descenso en los precios del petróleo, sin duda, causa daño en su sector externo.
     
    Lo anterior, sumado a las sanciones impuestas por Estados Unidos y la Unión Europea, tienen como consecuencia un serio debilitamiento de la economía rusa. El rublo ha perdido cerca del 40 por ciento de su valor, a lo cual se ha respondido con recetas clásicas, pero ineficaces, para contener la devaluación de la moneda, como: incrementar las tasas de interés, las cuales se han triplicado hasta llegar al 17 por ciento y utilizar reservas internacionales con el mismo propósito, lo que ha traído elevadas pérdidas al sistema.
     
    Cuando Estados Unidos entró en la recesión del 2008, su autoridad monetaria salió al rescate de las entidades financieras asignando recursos amplios de crédito y, además, inundó al mercado con dólares, con su programa mensual de compra de bonos, el cual terminó recientemente una vez que la FED consideró que la economía norteamericana estaba lo suficientemente bien apuntalada y sólida para mantener la marcha.
     
    Pero eso lo puede hacer EE. UU., considerando que el sistema financiero mundial está basado en dólares y también en euros. Una economía que gire en otra divisa no puede apalancarse de manera diferente a endeudarse en dólares o euros para resolver sus problemas. Y ese ha sido otro lado vulnerable de la economía rusa.
     
    Por el lado de la Opep, los ingresos por exportaciones de petróleo previstos para el 2014 se estiman en 700.000 millones de dólares, 14 por ciento inferior al 2013, según estimados del DOE.
     
    Para el 2015, se prevén ingresos inferiores en 36 por ciento a los registrados en el 2014. Del grupo Opep, el ganador es Arabia Saudita, puesto que aunque sus ingresos bajen a corto plazo, los fondos de reserva le dan el margen de maniobra necesario para observar cómo se acomodan los jugadores en este mercado. Venezuela y Ecuador, con menor capacidad de aguante, van a recibir menores ingresos, lo que de paso afecta a Colombia, considerando que ambos son socios comerciales importantes.
     
    Los países europeos y Japón, y en general los importadores netos de petróleo y combustibles, son los más beneficiados de este reacomodo en los precios del crudo, aunque el mayor ganador de todos es EE. UU., por varias consideraciones:
     
    Las menores cotizaciones del petróleo se están reflejando, a diferencia del caso colombiano, en bajos precios de la gasolina en las diferentes regiones de ese país. Según información del 7 de enero de 2015, el promedio nacional de la gasolina en EE. UU. es de 2,19 dólares por galón, lo que representa una rebaja del 34 por ciento con respecto al mismo mes del año anterior. En la Florida, el precio, en la misma fecha, está en 2,29 dólares por galón, que a una tasa de 2.400 pesos por dólar, daría alrededor de 5.496 pesos por galón, mientras que la gasolina en el mercado local está en 8.402 pesos por galón.
     
    Los menores precios de los combustibles ponen dinero en manos de los hogares, lo que incrementa su capacidad de gasto y se convierte en un dinamizador de alto impacto en una economía en la que cerca del 70 por ciento del GDP se atribuye a gastos de consumo. Además, las inversiones en el desarrollo de nuevas fuentes de producción de hidrocarburos se han visto beneficiadas por el acceso a recursos de crédito con tasas cercanas a 0 por ciento, lo que favoreció la formación de empleo calificado y aumento del gasto en regiones productoras, sin olvidar el impulso a la actividad industrial como consecuencia de los bajos precios del gas natural y los productos líquidos, que se derivan del tratamiento de este recurso como el etano, propano y butano de uso petroquímico.
     
    Gracias a estos factores, EE. UU. logró un crecimiento anualizado en el tercer trimestre del 2014 del 5 por ciento, mejorando lo registrado en el segundo semestre del mismo año, con una tasa del 4,6 por ciento.
     
    Para el 2015, se pronostican reducciones en los presupuestos de exploración y producción (E&P) a nivel mundial como consecuencia de los menores precios del petróleo. Con el WTI en 70 dólares por barril, dicha reducción podría ser del 17 por ciento, según Cowen & Co, citado en el Oil & Gas Journal. Precios del WTI en 60 dólares por barril podrían inducir una reducción en los presupuestos de E&P en EE. UU. del 30 al 35 por ciento, lo que afectaría de manera importante la producción y esto, a su vez, impacta los precios. Para finales de marzo del 2015 tendremos una mejor idea del comportamiento de los presupuestos de inversión E&P, así como de los niveles de producción en EE. UU. y en el mundo, lo cual nos dará una mejor perspectiva sobre el nivel de los precios del petróleo en el 2015.
     
    Luis Augusto Yepes
     
    Consultor privado
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Análisis: Una cumbre en Doha clave para nuestro país

    Foto de EcopetrolFoto de EcopetrolEn el último año y medio, desde que comenzó la destorcida de los precios internacionales del petróleo, cuyos mínimos se vieron a comienzos del 2016, la cotización del barril era la causa fundamental en el país para que los precios del dólar tuvieran un fuerte aumento, al punto de que la divisa rompió rápidamente marcas nunca vistas, al tocar los 3.434,89 pesos el pasado 12 de febrero.
     
    Sin embargo, en los últimos dos meses y tras la reducción de la actividad exploratoria de hidrocarburos en todo el mundo, unida a los balances negativos en las empresas petroleras, el precio del crudo ha venido reaccionando a la expectativa de la reunión extraordinaria que este domingo tienen los 13 miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) con productores que no hacen parte de este grupo, en Doha (Catar).
     
    Mientras la producción de los primeros ha continuado en ascenso, llegando a los 33,09 millones de barriles diarios en marzo pasado, la cotización del barril ha reaccionado de forma gradual, al punto de superar los 40 dólares en los últimos días, nivel que muchos analistas no preveían hace algunos meses.
     
    Pero ¿qué tan sostenible es esta recuperación, cuánto durará y en qué niveles se sostendrá el precio del crudo en el corto y mediano plazos? Y ¿esta seguirá siendo la causa para que se devuelva la devaluación del último año?
     
    Para los analistas que siguen el día a día de los mercados, la mayor probabilidad es que en la reunión de este domingo se pacte congelar la oferta del crudo, pero sin recortar ni un barril en la producción alcanzada, pues Arabia Saudita, que es la que marca la pauta en la Opep, no está dispuesta a perder cuota de mercado, sobre todo teniendo en cuenta que la Federación Rusa, que no hace parte de este, le está ganando hoy en producción, al tener 10,1 millones de barriles al día, frente a 9,7 millones de barriles de Arabia.
     
    Otman Gordillo, director de Estudios Económicos de la firma comisionista Adcap Colombia, señala que todo va a depender de lo que diga Arabia Saudita, porque los únicos dos países dentro de la Opep que tienen una capacidad real de aumentar la producción son esta nación e Irán.
     
    En el caso de este último, se da por descontado que no va a aceptar nada, porque en los últimos años ha tenido una cantidad de sanciones mundiales por sus políticas nucleares, castigos que ya fueron superados. “El resultado sería una posible congelación, teniendo en cuenta que estamos en una producción en niveles máximos, que en medio de todo sería una noticia buena porque muestra una intención de llegar a un acuerdo”, agrega el analista.
     
    Sin embargo, advierte que, como ha ocurrido en repetidas ocasiones en el pasado, cuando se han puesto techos a la producción mundial, el problema va a ser cuando se tenga la foto de la producción mundial después del acuerdo, y es muy probable, como ya ha sido costumbre en la Opep, que los países no cumplan sus topes.
     
    De hecho, el miércoles el mercado tuvo gran volatilidad, luego de que el ministro de Energía de Rusia, Alexander Novak, dijo que un acuerdo sobre un congelamiento de la producción tendrá un marco laxo con pocos compromisos detallados, lo cual hace mantener las dudas en los mercados.
     
    Oferta y demanda
     
    Tanto Adcap como la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) señalan que, más allá de la esperanza de un acuerdo sobre producción, la suerte del precio estará atada a sus factores fundamentales de oferta y demanda, en los cuales se registran ya afectaciones en la producción (oferta) de los países donde extraer crudo es costoso, entre ellos Colombia.
     
    Un análisis de la ACP señala que la reducción que se vio en los costos operacionales de la industria petrolera, entre el 20 por ciento y el 40 por ciento según la firma Barclays, explicó la resistencia a bajar la producción, especialmente de yacimientos no convencionales en Estados Unidos, lo que contribuyó a una caída en precios aún mayor y ajustó a la baja el precio de equilibrio de mediano plazo, estimado entre 60 y 70 dólares por barril.
     
    ¿Qué pasa en Colombia?
     
    “Es un acuerdo raro. Ha ocurrido lo que va a ocurrir, y es que se ha reventado la producción marginal y costosa, y eso nos ha pegado porque producir en Colombia es caro y no hay grandes incentivos para invertir con el régimen fiscal y las dificultades que hay”, señala Francisco José Lloreda, presidente del gremio petrolero.
     
    LA ACP cree que hay gran incertidumbre en el proceso de ajuste de la oferta y la demanda en los próximos años, únicas variables para esperar que los precios suban.
     
    “Se espera una transición lenta hacia un nuevo equilibrio de precios a largo plazo, al cual se llegará después del año 2020. A corto plazo se anticipan alta volatilidad y bajos precios, inferiores a 40 dólares por barril en el 2016 y cerca de 50 dólares por barril en el 2017”, señala el gremio.
     
    Y agrega que para los próximos cinco años se anticipa una tendencia alcista, pero ya no se verían niveles de 90 o 100 dólares, sino que a partir del 2020 se estabilizaría el precio entre 60 y 70 dólares por barril.
     
    La devaluación ahora cede por otros factores
     
    Aunque se podría pensar que el dólar está bajando por el alza del precio del petróleo, hay otras razones de peso que están llevando a que la divisa ya se haya devuelto 435 pesos frente al máximo del 12 de febrero.
     
    De acuerdo con Otman Gordillo, director de Estudios Económicos de Adcap Colombia, hasta el 11 de febrero había incertidumbre y devaluación en América Latina, pero desde entonces la tendencia se volteó, a causa de la visión más pesimista de la Reserva Federal de Estados Unidos (FED), que en marzo pasado dejó quietas sus tasas en un intervalo entre 0,25 por ciento y 0,5 por ciento, para luego decir que este año habría solo dos aumentos más, así como por la actuación de varios bancos centrales en el mundo, que han venido recortando sus tasas e inyectando liquidez.
     
    “A partir de esta época, los bancos centrales van a comenzar a bajar sus tasas de interés, y vemos que si el ambiente sigue, independientemente del petróleo, las monedas de la región van a continuar fortaleciéndose. En el caso del dólar, vamos a seguir hacia niveles entre 2.900 o 2.950 pesos”, agrega.
     
    Y señala que si bien el petróleo es importante, la causa fundamental ahora son las acciones de los bancos centrales, ya que dentro de 2 o 3 semanas vuelve a haber reuniones de estas entidades.
     
    En el caso local, a la espera de los últimos aumentos de tasas del Banco de la República por la inflación, también se observan monetizaciones, principalmente de los recursos de la venta de Isagén. Un ejemplo de la mayor fortaleza de las monedas locales es Brasil, en donde pese a los líos políticos y a que la economía está en recesión, el real se está comportando de forma similar al dólar canadiense.
     
    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
    ElTiempo.com
  • Análisis/ Petróleo, mercado y ‘selfies’

    Petroleo ExtLos factores que influyen en la decisión de invertir en un país determinado, están también –y sobre todo– las características geológicas y la calidad del petróleo, la facilidad de explotación, el tipo de contrato de asociación, el nivel de regalías, la seguridad jurídica para las empresas.
     
    Hace algunos años, cualquier cambio político, golpe de Estado o conflicto armado en una región productora de petróleo era escudriñado por los expertos en geopolítica de la energía, con el fin de medir y vaticinar sus posibles impactos sobre los precios internacionales del crudo. Guerra del Yom Kipur de 1973, guerra Irán-Irak de los años 80, guerras del Golfo en 1991 y el 2003, fallidos golpes de Estado de Hugo Chávez en 1992 (o en su contra en el 2002), los ejemplos en los cuales el factor geopolítico era tomado muy en serio por los expertos en petróleo.
     
    Hoy en día, sin embargo, la realidad parece haber cambiado. En un pequeño, pero interesante artículo publicado en el periódico francés, Le Monde, el pasado 11 de septiembre, el experto en geopolítica de la Universidad Laval de Quebec, Frédéric Lasserre, analiza la volatilidad de los precios del crudo para concluir en la pérdida de relevancia del riesgo geopolítico asociado al precio del petróleo.
     
    No es que los conflictos se hayan acabado o que los golpes de Estado sean obsoletos, pero los mercados son mucho menos reactivos y sensibles a ese tipo de acontecimientos, nos dice Lasserre. Hace algunos años una intervención militar en Libia, el caos en Siria, la ofensiva de Israel en Gaza o el despliegue del Estado islámico en Siria e Irak habrían provocado un aumento de 20 a 30 por ciento del precio del crudo.
     
    Actualmente, la reacción de los mercados financieros frente a esos eventos no es la misma. Es más, desde el inicio del año, los precios del brent casi no superaron los 100 dólares por barril e incluso bajaron 3 por ciento. El aumento de las reservas probadas, gracias al petróleo de esquisto (shale oil) y a las nuevas formas de explotación en aguas profundas, tiene obviamente que ver con esa evolución.
     
    El hecho de que el primer país consumidor de petróleo del planeta –Estados Unidos– esté a punto de convertirse en el productor número uno, contribuye indudablemente a estabilizar los precios del crudo en el mercado. Pero Frédéric Lasserre propone otra explicación bastante original o iconoclasta: en los últimos años, la percepción del riesgo geopolítico también ha cambiado, debido a la generalización de las tecnologías de la información.
     
    Ahora, los eventos se viven en tiempo real, y mientras Daesh (el Estado Islámico) no envíe un selfie de sus combatientes en frente de Bagdad, los mercados financieros no reaccionan. No más anticipación o especulación, todo se analiza en vivo.
     
    Subyacente a esta reflexión, también está la idea de que la mayoría de las empresas petroleras están acostumbradas a operar en regiones conflictivas. Libia está en caos, pero volvió a aumentar su producción significativamente. Argelia no ha parado su producción después del ataque contra la instalación petrolera de Tiguentourine (2013). Parte de los pozos petroleros de Siria e Irak están ahora controlados por el Estado Islámico, pero los precios internacionales del petróleo no han subido.
     
    El riesgo geopolítico, es cierto, nunca fue el único factor a la hora de determinar los precios de los commodities y del petróleo en particular. En un foro internacional sobre petróleo, organizado la semana pasada en París, algunos ponentes recordaban, que de los factores que influyen en la decisión de invertir en un país determinado, están también –y sobre todo– las características geológicas y la calidad del petróleo, la facilidad de explotación, el tipo de contrato de asociación, el nivel de regalías, la seguridad jurídica para las empresas.
     
    Esas consideraciones, algunas nuevas, otras no tanto, son interesantes para Colombia. Una vez firmada la paz, el país vivirá un boom económico, gracias al flujo de capitales provenientes del sector petrolero y minero, se suele escuchar. Ahora bien, es cierto que en un país en paz, la exploración petrolera podría llegar más fácilmente a zonas donde ha sido difícil trabajar por cuestiones de seguridad.
     
    Tampoco desconocemos que la infraestructura petrolera sigue siendo objeto de atentados por parte de los grupos guerrilleros. Pero si, hoy en día, el coeficiente o factor de ponderación asociado a la existencia de un conflicto armado no es tan relevante, ¿hasta qué punto una Colombia en paz será realmente más atractiva para el sector petrolero?
     
    La reciente ronda de adjudicaciones de 95 bloques petroleros, en la cual el Gobierno solo recibió 27 ofertas, permite por lo menos plantar el interrogante. O tal vez los inversionistas prefieren esperar recibir un selfie de la firma de los acuerdos de paz para tomar sus decisiones en tiempo real.
     
    Fuente: Portafolio.co / Fréderic Massé - Miembro Fundador de RedIntercol
     
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  • Análisis/ Petróleo, mercado y ‘selfies’

    Los factores que influyen en la decisión de invertir en un país determinado, están también –y sobre todo– las características geológicas y la calidad del petróleo, la facilidad de explotación, el tipo de contrato de asociación, el nivel de regalías, la seguridad jurídica para las empresas.
     
    ExplotacionHace algunos años, cualquier cambio político, golpe de Estado o conflicto armado en una región productora de petróleo era escudriñado por los expertos en geopolítica de la energía, con el fin de medir y vaticinar sus posibles impactos sobre los precios internacionales del crudo. Guerra del Yom Kipur de 1973, guerra Irán-Irak de los años 80, guerras del Golfo en 1991 y el 2003, fallidos golpes de Estado de Hugo Chávez en 1992 (o en su contra en el 2002), los ejemplos en los cuales el factor geopolítico era tomado muy en serio por los expertos en petróleo.
     
    Hoy en día, sin embargo, la realidad parece haber cambiado. En un pequeño, pero interesante artículo publicado en el periódico francés, Le Monde, el pasado 11 de septiembre, el experto en geopolítica de la Universidad Laval de Quebec, Frédéric Lasserre, analiza la volatilidad de los precios del crudo para concluir en la pérdida de relevancia del riesgo geopolítico asociado al precio del petróleo.
     
    No es que los conflictos se hayan acabado o que los golpes de Estado sean obsoletos, pero los mercados son mucho menos reactivos y sensibles a ese tipo de acontecimientos, nos dice Lasserre. Hace algunos años una intervención militar en Libia, el caos en Siria, la ofensiva de Israel en Gaza o el despliegue del Estado islámico en Siria e Irak habrían provocado un aumento de 20 a 30 por ciento del precio del crudo.
     
    Actualmente, la reacción de los mercados financieros frente a esos eventos no es la misma. Es más, desde el inicio del año, los precios del brent casi no superaron los 100 dólares por barril e incluso bajaron 3 por ciento. El aumento de las reservas probadas, gracias al petróleo de esquisto (shale oil) y a las nuevas formas de explotación en aguas profundas, tiene obviamente que ver con esa evolución.
     
    El hecho de que el primer país consumidor de petróleo del planeta –Estados Unidos– esté a punto de convertirse en el productor número uno, contribuye indudablemente a estabilizar los precios del crudo en el mercado. Pero Frédéric Lasserre propone otra explicación bastante original o iconoclasta: en los últimos años, la percepción del riesgo geopolítico también ha cambiado, debido a la generalización de las tecnologías de la información.
     
    Ahora, los eventos se viven en tiempo real, y mientras Daesh (el Estado Islámico) no envíe un selfie de sus combatientes en frente de Bagdad, los mercados financieros no reaccionan. No más anticipación o especulación, todo se analiza en vivo.
     
    Subyacente a esta reflexión, también está la idea de que la mayoría de las empresas petroleras están acostumbradas a operar en regiones conflictivas. Libia está en caos, pero volvió a aumentar su producción significativamente. Argelia no ha parado su producción después del ataque contra la instalación petrolera de Tiguentourine (2013). Parte de los pozos petroleros de Siria e Irak están ahora controlados por el Estado Islámico, pero los precios internacionales del petróleo no han subido.
     
    El riesgo geopolítico, es cierto, nunca fue el único factor a la hora de determinar los precios de los commodities y del petróleo en particular. En un foro internacional sobre petróleo, organizado la semana pasada en París, algunos ponentes recordaban, que de los factores que influyen en la decisión de invertir en un país determinado, están también –y sobre todo– las características geológicas y la calidad del petróleo, la facilidad de explotación, el tipo de contrato de asociación, el nivel de regalías, la seguridad jurídica para las empresas.
     
    Esas consideraciones, algunas nuevas, otras no tanto, son interesantes para Colombia. Una vez firmada la paz, el país vivirá un boom económico, gracias al flujo de capitales provenientes del sector petrolero y minero, se suele escuchar. Ahora bien, es cierto que en un país en paz, la exploración petrolera podría llegar más fácilmente a zonas donde ha sido difícil trabajar por cuestiones de seguridad.
     
    Tampoco desconocemos que la infraestructura petrolera sigue siendo objeto de atentados por parte de los grupos guerrilleros. Pero si, hoy en día, el coeficiente o factor de ponderación asociado a la existencia de un conflicto armado no es tan relevante, ¿hasta qué punto una Colombia en paz será realmente más atractiva para el sector petrolero?
     
    La reciente ronda de adjudicaciones de 95 bloques petroleros, en la cual el Gobierno solo recibió 27 ofertas, permite por lo menos plantar el interrogante. O tal vez los inversionistas prefieren esperar recibir un selfie de la firma de los acuerdos de paz para tomar sus decisiones en tiempo real.
     
    Fréderic Massé
    Miembro Fundador de RedIntercol
     
    Portafolio.co
  • Analistas ven a la Argentina como un jugador mundial de influencia en el precio del petróleo

    Petroleros TexasLos expertos señalaron que desde el comienzo de 2016, los precios del petróleo han oscilado entre US$ 27 y US$42 por barril, aproximadamente una cuarta parte del valor del crudo de 2008 cuando alcanzó un pico de US$ 145.

    Buenos Aires. La potencialidad de la Argentina para el desarrollo de petróleo y gas no convencionales, que ubican al país entre los tres principales productores de shale a nivel mundial, pasó a ser considerada por analistas internacionales como una causa más de que el valor del barril de crudo se vaya a mantener en niveles bajos durante los próximos años.

    "Argentina, que está más avanzado que otros países en la explotación de shale, contiene cerca de 801 trillones de pies cúbicos de gas no convencional y 27 millones de barriles de reservas de petróleo del mismo tipo, técnicamente recuperables", aseguraron los analistas Bernhard Hartmann y Saji Sam, en un reciente informe publicado por la revista de negocios de la estadounidense Universidad de Harvard, donde explican los motivos de la permanencia de valores bajos para el petróleo a nivel internacional.

    Los expertos señalaron que desde el comienzo de 2016, los precios del petróleo han oscilado entre u$s 27 y u$s 42 por barril, aproximadamente una cuarta parte del valor del crudo de 2008 cuando alcanzó un pico de u$s 145.

    "En realidad, nadie sabe lo que los precios del petróleo van a ser en el futuro, pero creemos que los países y las empresas deben prepararse para verlo flotar alrededor de u$s 50 por barril en lo inmediato", señalaron Hartmann y Sam, quienes subrayaron que "históricamente esto no sería sorprendente en absoluto. De hecho, los precios actuales del petróleo que consideramos tan bajos están en realidad cerca del promedio de los últimos 150 años: u$s 35".

    Precisaron que "el 16 de febrero, los ministros de petróleo de Arabia Saudita, Rusia, Qatar y Venezuela acordaron detener su producción en un intento por impulsar los precios", y remarcaron que "este fue un movimiento característico, durante décadas".

    Si bien indicaron que "en reacción a este parate en la producción, los precios del petróleo subieron 5%", pusieron de relieve que el valor "rápidamente cayó por debajo de u$s 30".

    A criterio de estos analistas, "el entorno de actual baja del precio del petróleo no es una crisis que será seguida por un boom en un futuro próximo".

    "En cambio, parece que hemos entrado en una nueva etapa de precios más bajos del petróleo que afectarán no sólo a los productores de petróleo y gas, sino también a todas las naciones, las empresas y las personas que dependen de él", destacaron Hartmann y Sam.

    Afirmaron que "durante la última década, los productores de petróleo y gas no convencionales estadounidenses fueron pioneros en un nuevo modelo de negocio que se rompió el enfoque de los operadores tradicionales".

    En ese sentido, puntualizaron que estos productores de shale "mejoraron su tecnología de perforación y fractura, y pudieron aumentar la producción en tan sólo seis meses, a una pequeña fracción de la inversión de capital requerida por sus competidores convencionales".

    Remarcaron que "esto ha permitido a la industria del petróleo de Estados Unidos, en su conjunto, pasar a producir aproximadamente 4 millones más de barriles de crudo al día de lo que hizo en 2008, cerrando la brecha con la producción de Rusia y Arabia Saudita".

    Además señalaron que "en enero de este año, los Estados Unidos levantaron la prohibición de exportar petróleo, y los envíos partieron hacia los mercados globales, buscando retornos superiores a los obtenidos en su mercado local".

    Al mismo tiempo, los expertos remarcaron que "varios otros países, como China y Argentina están comenzando a desarrollar sus recursos de gas y petróleo no convencionales, mediante la adopción de la tecnología y modelo de negocio, así como la construcción de un ecosistema cadena de suministro de la inversión y que es compatible con este desarrollo".

    "Sudáfrica, China y Argentina también se están preparando para intentar desarrollar sus reservas en un intento de independencia energética", concluyeron.

     

    Fuente: Telam

  • Analítica de Datos, una Herramienta para la Industria Petrolera

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

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

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

    En aquellos momentos en que es necesario realizar cambios en los volúmenes de explotación, por una reducción en la demanda o porque el pozo está agotando sus reservas, estos sistemas modelan nuevos procesos para evitar caídas fuertes en las curvas de producción. Igualmente, ayudan a determinar los porcentajes de mejoramiento en la extracción para cada técnica que se utilice. 
     
    En cuanto al proceso de transporte de hidrocarburos, la aplicación de la analítica también apoya procesos tan simples como la optimización de las rutas de transporte, el manejo de riesgo de los oleoductos y demás medios empleados, la optimización del almacenamiento y el mantenimiento de los equipos o  activos empleados.
     
    Finalmente, cuando se llega a la parte final de la cadena, o downstream, que incluye la refinación, el  mercadeo y la distribución de los derivados, la analítica juega un papel fundamental en el manejo de riesgo de mercado, en la determinación óptima de la demanda y en la optimización y análisis de precios. 
     
    Con estas soluciones, las empresas petroleras pueden modelar diferentes escenarios teniendo en cuenta  tanto su información histórica como información externa con miras a crear una ventaja competitiva ante  sus competidores.
     
    Estos son solo algunos ejemplos, pero cada vez más la analítica adquiere mayor relevancia en el sector  petrolero, pues permite tomar decisiones adecuadas de negocios y crear estrategias efectivas que ayudan a incrementar la productividad y ganancias de quienes las implementan.
     
    SAS- paisminero.co
     
  • Analizan futuro de los hidrocarburos no convencionales en Latinoamérica

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

    IMG 5984 JpgLa Agencia Nacional de Hidrocarburos anunció que no se suspenden los actuales proyectos de sísmica petrolera que se adelantan en el departamento del Caquetá.
    Su presidente Orlando Velandia Sepúlveda, aclaró que “no es posible suspender ninguna actividad hidrocarburífera vigente en la región, teniendo en cuenta que las mismas se rigen por disposiciones contractuales y legales y que de hacerlo estaría infringiendo la ley”.
     
    Las declaraciones de Velandia Sepúlveda fueron dadas luego de la reunión sostenidaen el Ministerio de Minas y Energía liderada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, y las autoridades locales del Caquetá, donde se resolvieron inquietudes plasmadas en torno a la actividad minero energética y se definieron conclusiones para conciliar soluciones para el territorio.
     
    La reunión contó con la presencia de Representantes a la Cámara, el Secretario de Planeación, Diputados, Representantes de la Mesa por la Defensa del Agua y del Territorio, los alcaldes y alcaldesas de Caquetá. Por otro lado, se contó con la presencia de la directora de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, representantes de Ecopetrol, Ministerio del Interior, Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
     
    Velandia afirmó que “Se realizará una evaluación de la situación, la cual nos permita generar una propuesta aterrizada que dé respuesta a la situación actual del Caquetá”.
     
    Así mismo, la ANH se comprometió con la creación de un espacio de interlocución entre el Gobierno Departamental del Caquetá y entidades de gobierno con capacidad de generar soluciones. Además a realizar la evaluación y diagnóstico para articular y presentar una propuesta en el transcurso las dos próximas semanas en Caquetá.
     
    De igual manera, se revisarán los estudios realizados en los 12 expedientes de contratos de hidrocarburos que se encuentran radicados en la ANLA, y se revisarán y mejorarán las acciones que realiza la Estrategia territorial del sector hidrocarburos.
     
    “Las vías del diálogo que se han capitalizado con las dos reuniones realizadas, propenden y buscan soluciones para generar armonía y desarrollo en el departamento en torno a la actividad hidrocarburífera, con la vigilancia y control necesarios, y en coexistencia con otras actividades económicas” puntualizó el funcionario.
     
     
     
    lanacion.com.co
  • Aprueban nueva clase de contratos petroleros

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

    Rey SaudiEl Gobierno de Arabia Saudí ha comenzado los recortes. Por el momento no se podrán comprar más coches oficiales y muebles, el gasto en viajes se verá mermado mientras que el gasto en infraestructuras también va a sufrir un elevado descenso. El reino se enfrenta a una crisis fiscal debido a la caída de los ingresos provenientes del petróleo.
     
    De este modo, todos los ministerios tendrán que reducir sus gastos de forma drástica, al menos en lo que se refiere a partidas que pueden suprimirse. Aunque la caída de ingresos es sustancial, Arabia Saudí seguirá manteniendo su gasto público en niveles elevados, tanto es así que se prevé que el reino incurra en un déficit del 20% del PIB en 2016. Un desequilibrio que se irá corrigiendo a medida que el precio del crudo vaya recuperando posiciones.
     
    Según publica The Guardian, en una carta confidencial el rey Salman da instrucciones para que se detengan algunos proyectos de construcción, no se compren nuevos vehículos ni muebles, congelar todos los nombramientos y ascensos, detener los pagos compensatorios por adquisición de propiedad y poner parar nuevos acuerdos de alquiler.
     
    La caída del precio del crudo no ha llegado en un buen momento para un país que se encuentra en medio de una guerra en Yemen y en plena transición. Con el cambio en el trono, el rey Salman decidió recompensar a los empleados públicos con una paga extra en enero, mes en que sustituyó a Abdullah, explica David Butter, expertos sobre asuntos saudíes en el think tank Chatham House. Por otro lado, este experto señala que "la guerra de Yemen está aumentando los costes públicos, pero no está claro si quedarán reflejados en las cuentas".
     
    Steffen Hertog, profesor asociado de la London School of Economics, explica que estos documentos que se han filtrado "son la primera advertencia clara para todas las agencias y ministerios para que frenen su gasto. Es una ofensiva que tiene como objetivo congelar todos los gastos que estaban planeados, más adelante se propondrán más medidas específicas".
     
    Un país casi sin impuestos
    "No se están quedando sin dinero, pero sí es cierto que están gastando mucho más de lo que están ingresando, necesitan realizar más recortes y reformas en el sector público, además de reformar su política energética. También sería interesante que revisaran su política de sueldos y 'bonus' salariales", señala este profesor de economía.
     
    En Arabia Saudí el sistema fiscal es prácticamente inexistente. Durante los años en los que el petróleo estaba en torno a los 100 dólares el barril "había una sensación de que el dinero era interminable. Ha un significativo exceso de gasto desde el año 2000 hasta ahora". Por otro lado, Arabia Saudí no tiene IRPF ni IVA, tan sólo tiene algunos tipos de pequeños impuestos y un 20% en el Impuesto de Sociedades, lo que liga en exceso los ingresos fiscales a los precios del petróleo.
     
     
    elEconomista.es  
  • Arabia Saudita 'juega' contra los proyectos petroleros de EE.UU.

    Los expertos aseguran que la OPEP no reducirá el volumen de producción de petróleo y no habrá subida de los precios del petróleo. El foco de atención se encuentra en Arabia Saudita, que puede haber decidido 'enterrar' a sus competidores, como EE.UU.
     
    Extrayendo PetEl 27 de noviembre está previsto un acontecimiento importante para el sector energético: ese día se reunirán los miembros de la OPEP y muchos participantes del mercado lo esperan con impaciencia y esperanza. En la reunión, que tendrá lugar en Viena, se abordará la cuestión del nivel límite de producción de petróleo. 
     
    En vísperas de la reunión de la OPEP cada vez más expertos y concurrentes en el mercado coinciden en que la organización no se atreverá a reducir la producción de petróleo y los envíos a los mercados extranjeros. En el cartel, que está formado por 12 miembros, no hay consenso, según un artículo publicado en el diario ruso 'Vzgliad'. 
     
    Como subraya la publicación, esto significa que la tendencia de caída de los precios del petróleo continuará. Y la mejor opción que se espera es el amortiguamiento de los precios en los 80-90 dólares por barril durante un tiempo prolongado, opinan expertos.
     
    Entretanto ahora cada vez más voces creen que Arabia Saudita 'juega' en contra de EE.UU. "Al principio todo el mundo pensaba que se trataba de una conspiración ente los estadounidenses y los saudíes para frenar los planes de los demás y crear problemas en la economía. Pero la estrategia de Riad se ha convertido en un problema para EE.UU. también. La tarea de los saudíes es simple: mantener su cuota en el mercado, incluido en el mercado de EE.UU.", opina Alexánder Pásechnik, especialista del Fondo Nacional ruso de Seguridad Energética.   
     
    Según el artículo, los saudíes no quieren perder la cuota de mercado que lograron después de la imposición de sanciones por parte de EE.UU. a Irán. Ahora Teherán regresa y, junto a Irak, planea para el año 2020 aumentar la producción de petróleo hasta los 12 millones de barriles en 24 horas. Como consecuencia Arabia Saudita ha iniciado una guerra de precios que afecta también a Irán. En esta situación nadie quiere ceder. 
     
    Además, anteriormente Arabia Saudita había comenzado a perder su gran mercado tradicional, EE.UU., a causa del rápido crecimiento de la producción de petróleo de esquisto en EE.UU. 
     
    En 2010 Japón y EE.UU. fueron los mayores compradores de petróleo saudí (alrededor de 55 millones de toneladas de petróleo). Le siguieron China (con 45 millones de toneladas) y Corea del Sur (40 millones de toneladas).   
     
    Arabia Saudita tiene una estrategia a largo plazo para la retirada del mercado mundial del petróleo producido a partir de fuentes no convencionales, cree el operador de petróleo de la Bolsa de Londres Andrew Dyson. "Esto se aplica principalmente a los campos petrolíferos de Canadá y el petróleo de esquisto en EE.UU. La rentabilidad de este tipo de depósitos tiende a cero a un precio de 80 dólares por barril", señala.  
     
    Dyson advierte que dentro de un año Riad alcanzará su meta y arruinará a muchos fabricantes de este costoso petróleo. "Pero para ello el precio por debajo de 80 dólares por el barril debe persistir durante los próximos 12 o incluso 18 meses", asegura.  
     
    Las firmas petroleras estadounidenses ya han comenzado a anunciar el cierre de pozos, lo que se seguirá produciendo de seguir esta política de la OPEP, subraya Pásechnik. 
     
     
    Fuente;actualidad.rt.com
     
  • Arabia Saudita advierte sobre la futura escasez de los suministros de petróleo

    El ministro de Energía saudita señala que Riad no adapta sus planes en función de "un precio específico". Indica también que los precios actuales del hidrocarburo son "bastante cómodos" para su paísEl ministro de Energía saudita señala que Riad no adapta sus planes en función de "un precio específico". Indica también que los precios actuales del hidrocarburo son "bastante cómodos" para su paísKhalid al Falih, el ministro de Energía de Arabia Saudita, ha advertido en una entrevista con el canal televisivo CNBC de las graves consecuencias que podrían desencadenar los bajos precios del petróleo. 
     
    Falih ha indicado que "los precios alrededor y por debajo del nivel actual no están atrayendo suficiente inversión" y ha advertido que, de continuar la dinámica de inversiones que su país ha visto "en los últimos dos o tres años", Riad sufrirá una "escasez de suministro de petróleo en 2020".
     
    Según el titular de Energía, también se debe tener en cuenta el nivel de agotamiento natural de los yacimientos de petróleo en explotación y el hecho de que la demanda anual de petróleo haya aumentado en un promedio de 1,2-1,5 millones de barriles por día. 
     
    Dada la creciente demanda mundial de crudo y el agotamiento natural de los yacimientos, se requerirán grandes inversiones en el sector para satisfacer el apetito de los consumidores. Pero con los precios actuales las inversiones no serán rentables. Así lo considera el ministro del mayor productor de la OPEP.
     
    No obstante, el alto funcionario saudita ha recalcado que los precios actuales por un barril del hidrocarburo son "bastante cómodos para el balance fiscal del país" y que su Gobierno no adapta los planes "en función de un precio específico". "Hemos trabajado en nuestra planificación fiscal para los próximos años tomando en consideración una variedad de escenarios que van desde lo bajo a lo moderado. Si los precios suben por supuesto los aprovecharemos, pero no estamos destacando un escenario específico de precios. Desde la perspectiva del mercado, la táctica saudita gira en torno al mantenimiento del equilibrio de la oferta y la demanda como un objetivo político clave", ha aclarado el ministro agregando que el segundo objetivo de Arabia Saudita consiste en "reducir la volatilidad".
     
    El pasado 10 de diciembre un histórico acuerdo alcanzado entre los países miembros y no miembros de la OPEP estableció una reducción de la producción con el propósito de recuperar un precio justo para el petróleo.
     
    Actualidad -RT
     
  • Arabia Saudita cree que el petróleo se estabilizará en US$60 el barril

    Plataforma GolfoLONDRES (EFE Dow Jones)--El mayor productor de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, Arabia Saudí, ahora cree que los precios del crudo podrían estabilizarse en torno a US$60 por barril, un nivel que tanto el reino como otros productores del Golfo Pérsico consideran que podrían sostener, según fuentes cercanas a la situación.
     
    El cambio de opinión del país sugiere que el líder de facto de la OPEP no abogará por recortes en la oferta a corto plazo, incluso si los precios del petróleo siguen cayendo. El Brent cotizaba el miércoles justo por encima de US$70 por barril.
     
    También muestra la rapidez con la que los miembros de la OPEP están teniendo que adaptarse a los cambios en el mercado del crudo provocados por un aumento de la oferta, resultado de la revolución del esquisto en Estados Unidos, y la desaceleración del crecimiento de la demanda mundial. A principios de noviembre, funcionarios de la OPEP contemplaban los US$70 por barril como el nivel en el que habría “pánico” entre sus miembros.
     
    Los países del Golfo Pérsico “no tienen un objetivo de precios y si los precios caen más por debajo de US$60, no será durante un periodo prolongado de tiempo”, dijo un funcionario del sector petrolero de una de estas naciones.
     
    Antes de la reunión de la OPEP en Viena de la semana pasada, los saudíes habían estado considerando una propuesta venezolana para recortar notablemente la producción de petróleo del cártel. El acuerdo no llegó a buen puerto cuando Rusia, un importante productor de crudo que no es miembro de la OPEP, se negó a participar en una reducción general del suministro, según fuentes cercanas a la situación.
     
    Eso dio a Arabia Saudí y a sus aliados del Golfo Pérsico cobertura para perseguir una estrategia impopular en la reunión de la OPEP del pasado jueves de no cambiar el objetivo de producción del cártel, en un intento por defender la cuota de mercado en vez de los precios. Esa visión prevaleció, lo que desencadenó un descenso del Brent de casi un 9% la semana pasada.
     
    Durante una reunión a principios de noviembre en el resort venezolano de Isla Margarita, el ministro de Petróleo de Arabia Saudí, Ali al-Naimi, dijo al ministro de Exteriores de Venezuela, Rafael Ramírez, que apoyaría un recorte sólo si éste convencía a otros tanto de fuera como de dentro del cártel, según fuentes cercanas a la situación.
     
    Era una “misión imposible”, dijo un delegado de la OPEP. Miembros en apuros de la OPEP como Irán, Libia e Irak argumentan que deberían estar exentos de cualquier reducción en la producción. Históricamente, persuadir a miembros que no pertenecen a la OPEP para que se unan al grupo para reducir el suministro ha tenido un éxito limitado.
     
    Sin embargo, apenas 48 antes de la reunión de la OPEP el jueves pasado, Ramírez se encontró con funcionarios de Arabia Saudí, Rusia y México --otro país que no forma parte de la OPEP-- en el hotel Hyatt de Viena.
     
    Sobre la mesa había una propuesta para recortar de la oferta de crudo en dos millones de barriles al día, según fuentes cercanas a la situación. Gran parte de esa reducción correría a cuenta de la OPEP, pero Rusia y México contribuirían con una disminución de 500.000 barriles al día, añadieron las fuentes.
     
    Sin embargo, la reunión finalizó sin acuerdo, dijo Ramírez a los periodistas inmediatamente después. Horas más tarde, la petrolera estatal rusa OAO Rosneft anunció que no recortaría su producción de crudo.
     
    Al-Naimi finalmente decidió que sería mejor sufrir un daño a corto plazo derivado de los bajos precios del petróleo que arriesgarse a perder cuota de mercado a largo plazo, según fuentes cercanas a la situación.
     
    “El mercado se estabilizará al final por sí solo”, dijo Al-Naimi.
     
    Trasladó este mensaje primero sus aliados del Golfo Pérsico --países como Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos-- y luego durante un debate de cuatro horas entre todos los ministros de la OPEP celebrado el jueves, según delegados con conocimiento de la reunión.
     
    Al-Naimi rechazó las peticiones encabezadas por Venezuela para que el cártel recortara la producción un 5%, argumentando que le costaría a la OPEP cuota de mercado sin garantías de que los precios fueran a mejorar, señalaron las fuentes.
     
    Al-Naimi dijo a los ministros que unos bajos precios forzarían a los productores de crudo con costes elevados que no forman parte del cártel, como las compañías estadounidenses que explotan el petróleo de esquisto, a reducir la producción, ajustando el mercado para la segunda mitad de 2015, añadieron las fuentes.
     
    El resto de la OPEP cedió a la presión saudí y el cártel aceptó con reticencias mantener su producción de crudo en 30 millones de barriles al día. El martes de esta semana, el gabinete de Arabia Saudí dijo que la decisión de la OPEP reflejaba la “cohesión y unidad” del grupo.
     
    Summer Said, Sarah Kent y Benoît Faucon
     
     
    Fuente:WSJournal.com
  • Arabia Saudita quiere los precios del petróleo en torno a 60 dólares

    Los miembros de la OPEP quieren ver un aumento del precio del barril de crudo a 60 dólares en 2017.Los miembros de la OPEP quieren ver un aumento del precio del barril de crudo a 60 dólares en 2017.Arabia Saudita quiere que los precios del crudo suban en torno a 60 dólares por barril este año, dijeron cinco fuentes de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, OPEP, y la industria petrolera.

    Este es el nivel que el peso pesado de la OPEP y sus aliados del Golfo Pérsico -los Emiratos Árabes Unidos, Kuwait y Qatar- creen que promovería las inversiones en nuevos campos, pero no llevaría a un salto en la producción de petróleo de esquisto de Estados Unidos, dijeron las fuentes.

    La OPEP, Rusia y otros productores se comprometieron el año pasado a recortar su bombeo en alrededor de 1,8 millones de barriles por día desde el 1 de enero. El primer recorte en ocho años busca impulsar los precios y disminuir un exceso de la oferta.

    Los precios del crudo han rebotado más de un 14% desde el pacto de noviembre, pero todavía operan en torno a 56 dólares por barril a pesar del cumplimiento récord del acuerdo por parte de la OPEP y los productores fuera del grupo.

    Funcionarios de la OPEP han dicho reiteradamente que el grupo no apunta a un precio específico del crudo y su atención se centra en la reducción de los inventarios mundiales y en ayudar al mercado a reequilibrarse.

    Pero a puertas cerradas, Ríad y sus aliados de la OPEP en el Golfo Pérsico esperan ver un nivel más alto debido a que los bajos precios han ejercido presión sobre sus finanzas y avivado los temores a una futura escasez de suministro.

    Sin embargo, ellos no quieren que el valor sea tan alto como para instar a los productores de petróleo de esquisto en Estados Unidos, muy afectados por la caída de los precios, a subir la producción de nuevo.

    "Ellos (los saudíes) quieren ver los precios del petróleo en 60 dólares hacia el final de este año. Es bueno para las inversiones (del petróleo)", dijo una fuente de la industria en el Golfo Pérsico familiarizada con el asunto.

     

    Reuters

  • Arabia Saudita y Rusia acuerdan congelar producción petrolera: barril abre sesión al alza

    Los Gobiernos de Arabia Saudí, Venezuela, Catar y Rusia han acordado congelar la producción de petróleo a sus niveles de enero.
     
    Petroleo RusiaAnalistas advirtieron que el repunte puede no mantenerse a largo plazo, pues continuará habiendo un exceso de suministro, y llevará un tiempo que se consuman las reservas que tienen los diferentes países.
    Los futuros del crudo Brent recortaban ligeramente sus ganancias el martes, luego de que Qatar anunció que cuatro de los mayores países productores de petróleo del mundo acordaron congelar los volúmenes de extracción en los niveles de enero, siempre que otras naciones exportadoras se sumen a la medida.
     
    Los futuros del referencial Brent subían un 1,77 por ciento a 33,99 dólares el barril y recortaban ligeramente ganancias tras haber subido a un máximo de 35,55 dólares previamente en el día, un máximo desde el 4 de febrero.
     
    En tanto, los futuros del crudo en Estados Unidos sumaban 49 centavos, o 1,66 por ciento, a 29,92 dólares por barril, a cierta distancia de su máximo nivel de sesión de 31,53 dólares.
     
    El ministro de Energía de Qatar, Mohammad bin Saleh al-Sada, dijo en una rueda de prensa que la decisión sobre congelar el bombeo ayudaría a estabilizar el mercado de crudo, que ha experimentado fuertes declives de precios debido a que el aumento de los suministros ha superado la demanda global.
     
    Analistas dijeron que aunque la decisión constituye un avance para equilibrar los fundamentos de oferta y demanda, los inventarios globales de crudo siguen estando cerca de niveles récord y posiblemente limitarán cualquier ascenso en el precio del barril.
     
    Los ministros del Petróleo de Rusia y Venezuela también asistieron a la reunión en la capital qararí, Doha, junto con el ministro del Petróleo saudí, Ali al-Naimi, quien sostuvo que los nuevos pasos del grupo serían determinados en los próximos meses.
     
    "Realmente es la primera decisión sobre el manejo de los suministros que se toma desde noviembre del 2014, así que aunque habrá algunos que intentarán desestimarlo y recordar que no se trata de un recorte, implica un cambio. Es un cambio importante en las políticas", dijo Olivier Jakob, estratega de Petromatrix.
     
    Los precios del crudo han caído en más de 70 por ciento en los últimos 20 meses, afectados por los elevados niveles de producción de los miembros de la Opep y de otros países fuera del bloque, como Rusia.
     
    El ministro de Petróleo de Venezuela, Eulogio Del Pino, ha estado visitando a los principales países productores en las últimas semanas para conseguir apoyo a su idea de congelar la extracción en los actuales volúmenes, a fin de contener el espiral a la baja de los precios del crudo.
     
    Con información de agencias -portafolio.co
  • Argentina: la seducción de la energía

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    ¿Alcanzará el coqueteo?

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

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

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


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

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

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

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


    Fuente: Americaeconomia.com / Deutsche Welle


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  • Arranca la Ronda Colombia 2014

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

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

    Plataforma Guillard de StatOilPlataforma Guillard de StatOilLa caída de los precios del petróleo generó desde el 2014 un incremento en los déficit fiscal y de cuenta corriente, unidos a un menor PIB en los países que en su mayoría exportan materias primas. El Fondo Monetario Internacional espera que este año esos países empiecen su recuperación.
     
    La caída de los precios del petróleo y otras materias primas generó una desaceleración mundial. Sin embargo y como era de esperarse, los más afectados fueron los países cuyas exportaciones están compuestas en su mayoría por crudo y otros commodities, entre ellos Colombia.
     
    Un déficit de cuenta corriente más alto y una caída más pronunciada del producto interno bruto, en comparación con los países de exportaciones diversificadas, hacen parte de las características de este grupo de países desde el 2014.
     
    El Fondo Monetario Internacional le recomendó a los países exportadores de petróleo aumentar su base gravable, proteger a la población más vulnerable y mantener una tasa de cambio flexible, mientras que a los países de exportaciones diversificadas les pidió implementar inversiones públicas sensatas y buscar, con cuidado, inversión extranjera.
     
    Para este ejercicio, se tomaron en cuenta sólo los países conocidos como “en desarrollo” y se dividieron entre aquellos exportadores de petróleo y materias primas, que están definidos como aquellos cuyas exportaciones en más del 50% corresponden a dichos productos, y  aquellos de exportaciones diversificadas, que tienen menos de la mitad de sus exportaciones en materias primas.
     
    Dinero.com
  • Así han sido las movidas de Echeverry en Ecopetrol

    En las últimas dos semanas han retirado a tres directivos de primer y segundo nivel en la petrolera.
     
    Echeverry EcopetrolEl pasado lunes, mediante un comunicado interno, Ecopetrol anunció a todos sus trabajadores que Pedro Rosales, vicepresidente de refinación y procesos industriales, dejaba de trabajar en la empresa después de 25 años en la organización.
     
    Ayer, Ecopetrol notificó la decisión a la Superintendencia Financiera, y manifestó públicamente su agradecimiento al ingeniero por su trayectoria en la empresa. Rosales fue vicepresidente de Transporte y vicepresidente ejecutivo de Downstream.
     
    El de Rosales no es el primero de los relevos que ha hecho el nuevo presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, en la alta gerencia de la compañía, pero sí es el cargo de mayor nivel en el que han hecho cambios.
     
    Hace dos semanas, también salieron de la empresa las directoras de Gestión Social, María Tonelli, y de Relaciones Laborales, Ayde Mary Martínez. Ambos cargos son considerados de segundo nivel en el organigrama de la compañía: el primero depende de la Vicepresidencia de Talento Humano y el segundo, de la Vicepresidencia de Desarrollo Sostenible y Ambiental.
     
    “Son temas normales, ajustes del equipo gerencial que se dan con la llegada de un nuevo presidente. No va más allá, estamos buscando un poco más de eficacia”, señaló el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry.
     
    Descartó que la salida de Rosales tenga que ver con las demoras y sobrecostos de la refinería de Cartagena y agregó que no hay nuevos relevos inminentes en la mira.
     
    LOS RELEVOS
     
    Para elegir al nuevo vicepresidente de refinación, la empresa anunció que iniciará un proceso de selección.
     
    Mientras tanto, quedó a cargo de la vicepresidencia el ingeniero Orlando Díaz Montoya, que actualmente es gerente de la Refinería de Barrancabermeja. Díaz Montoya ocupará el cargo desde el puerto petrolero de Santander.
     
    Para la dirección de Relaciones Laborales quedó encargado Giovanni Arciniegas, quien era el segundo al mando; y para la dirección de Gestión Social, la persona designada es Isabel Ampudia.
     
    Según el presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Acipet, Carlos Alberto Leal, este tipo de cambios son naturales en una organización.
     
    “Creemos que todo lo que tenga que ver con posiciones técnicas, relacionadas con producción o con las líneas fuertes del negocio, deben ser ocupados por personas de alta trayectoria, preferiblemente por quienes hayan hecho plan de carrera en la empresas, y, lo más importante, por procesos de meritocracia’”, señaló.
     
    Los cambios que ha hecho hasta ahora el Presidente de la empresa cuentan con el aval de la Junta Directiva.
     
    MOODY’S MANTIENE LA NOTA
     
    La calificadora norteamericana ratificó la nota de la deuda a largo plazo de la petrolera en Baa2 con perspectiva estable.
     
    De acuerdo con lo reportado por Ecopetrol a la Superintendencia Financiera de Colombia, la calificación se sustenta en “la sólida estrategia de negocio, enfocada en el crecimiento de la actividad exploratoria para aumentar las reservas, así como en el incremento del factor de recobro y las mayores eficiencias operacionales”.
     
    Nohora Celedón 
     
    Portafolio.co
  • Así sacó Ecopetrol a Pacific de Rubiales

    Con la decisión, la primera ganará producción y reservas. La segunda reducirá tamaño, pero seguirá como segunda productora del país.

    Petrolera 11La decisión, el viernes, de la junta directiva de Ecopetrol de que los contratos de operación del campo Rubiales no se renovarán y que irán hasta junio del 2016 fue estudiada juiciosamente y presentada a esa instancia por el presidente de la compañía, Javier Gutiérrez.

    Aunque actualmente Ecopetrol se queda con el 57 por ciento de la producción del campo después del pago de regalías, y Pacific Rubiales Energy de Canadá, con el 43 por ciento restante, el contrato se vence el próximo año y existen divergencias sobre los sistemas para ‘exprimirlo’, pues está en declive.

    Tras la decisión, las directivas de Pacific Rubiales igualmente estuvieron en su sede, con la esperanza de que les aceptaran la última propuesta de darle toda la producción primaria a Ecopetrol y que compartieran por mitades los barriles adicionales que se lograran sacar con nuevas técnicas para el manejo del agua.

    Aunque, según fuentes consultadas, los directivos de la compañía habrían estado el jueves en el Ministerio de Hacienda intentando convencer al alto Gobierno de este acuerdo, Gutiérrez tenía clara la jugada que debía hacer para cerrar su gestión de más de 7 años al frente de la petrolera.

    Previamente, Ecopetrol había pedido un análisis de alternativas a dos firmas, una extranjera y una local, cuya recomendación coincidió en que lo mejor era contar con más de 58.000 barriles diarios (después de regalías), que reportó Pacific en el tercer trimestre como producción de este campo.

    De por medio no solo estaba la adición de 66,8 millones de barriles (datos al corte del 2013), sino la conveniencia para el Estado, que incrementará el nivel de regalías y dividendos, por la producción que tendrá.

    Lo de Ecopetrol

    Si bien el campo está declinando, la petrolera nacional ganará con la decisión. “Ecopetrol, a partir de junio del 2016, dependiendo de la inversión que se haga, tiene el potencial de sumar un ciento por ciento de cualquier adición de reservas y de incremento de producción que hoy comparte con Pacific”, señala César Cuervo, analista de Credicorp Capital, al explicar que la empresa no podía darse el lujo de perder la oportunidad.

    Por ahora no son claros los costos de operación que heredará Ecopetrol si opera Rubiales, pero, según Cuervo, para mantenerlo en niveles como los actuales hay que hacer perforación infill (tratar de cerrar los espacios entre los pozos productores), lo cual genera costos representativos.

    EL TIEMPO conoció que el interés de Ecopetrol es mantener el control sobre la producción, pero contemplando la posibilidad de encargarle la parte operativa a un tercero, a cambio de una remuneración en dinero. En este punto, si Pacific acepta, sería el candidato más firme, pues es claro que demostró ser muy eficiente a la hora de aumentar la producción.

    Inclusive en el comunicado que remitió a la Superintendencia Financiera, la empresa canadiense dice que estudiará la posibilidad de presentar una propuesta para operar el activo y no descarta otros negocios con Ecopetrol.

    La historia

    En el 2007, cuando Pacific tomó la operación del campo Rubiales, el área producía algo más de 24.000 barriles diarios; en febrero del 2013 tuvo un pico superior a los 210.000 barriles diarios, y hoy está en 160.000 barriles por día.

    Pacific dijo que seguirá trabajando para optimizar la producción en más de 20 bloques que opera en Colombia, entre los que se destaca Quifa, también en asocio con Ecopetrol, con un vencimiento de largo plazo que en el tercer trimestre del año pasado produjo 58.091 barriles por día, de los cuales cerca de 24.000 barriles fueron netos para esta compañía. Sin embargo, al ser el campo Rubiales aproximadamente el 30 por ciento de su producción y el 11 por ciento de sus reservas, analistas como Ómar Escorcia, de la firma Asesores en Valores, afirman que la empresa queda con la misma preocupación de los inversionistas que es cómo compensar la producción que se pierde. En total, con base en la producción al corte del tercer trimestre del 2014, y descontando el campo Rubiales, Pacific quedaría con alrededor de 133.000 barriles por día, de los cuales le queda una participación neta superior a los 84.000 barriles diarios en Colombia, con lo que seguirá como el segundo productor de crudo del país.

    Posible efecto

    No obstante, César Cuervo, de Credicorp Capital, cree que, si bien la decisión estaba cantada, es factible que en las próximas jornadas el precio de su acción se resienta.

    El miércoles, la compañía presentará los resultados del 2014. Al margen, pero dependiendo de los precios del crudo, la firma tiene opciones de entrar al mercado de México.

    Para el efecto, a finales del 2014 anunció la suscripción de un acuerdo con la firma mexicana Alfa, para la conformación de una empresa bajo la figura de un joint venture en ese país, con participación igual de las partes. Las compañías estudian las alianzas.

    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS

    ElTiempo.com

  • Así terminó una ‘semana negra’ para Pacific Rubiales

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Portafolio.co

  • Atentados contra infraestructura petrolera han costado $60.000 millones

    Oleoducto RotoSe han perdido cerca de 17.000 barriles de crudo por día.
     
    Los atentados dinamiteros contra la infraestructura petrolera que le han restado millonarios ingresos al Estado le han costado cerca de 60.000 millones de pesos a la industria.
     
    La denuncia fue hecha por el presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez, al indicar que estos atentados dinamiteros impiden la producción de por lo menos 17.000 barriles de crudo por día.
     
    En el último año han arreciado los atentados dinamiteros contra las instalaciones petroleras especialmente en los departamentos de Putumayo y Norte de Santander.
     
    En este último departamento fueron asesinados dos contratistas que ejecutaban trabajos para la estatal petrolera colombiana, según hechos registrados en el municipio de Teorama.
     
    Por las menores rentas petroleras, el Gobierno del presidente Santos busca mayores recursos para tapar una desfinanciación por 12,5 billones de pesos que registra el Presupuesto Nacional para 2015, aforado en 216,2 billones de pesos
     
     
    Fuente: Elespectador.com
     
     
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  • Audaz jugada de Arabia Saudita da resultado en tres meses

    Anadarko PlataformaLa guerra de precios lanzada por los sauditas ha hecho que la cantidad de plataformas petroleras de EE. UU. se redujera en 37 la semana pasada a 1.019, el número más bajo desde julio del 2011.
     
    Tres meses después de que Arabia Saudita dejó en claro que permitiría que los precios del petróleo siguieran cayendo, la estrategia está dando señales de funcionar.
     
    Los productores estadounidenses están paralizando plataformas a un ritmo récord, reduciendo sus planes de inversión y despidiendo miles de trabajadores.
     
    Esas medidas ponen de relieve que la decisión de mantener los niveles de producción y proteger su cuota de mercado, que tomó la Opep por iniciativa saudita el 27 de noviembre, está teniendo el efecto deseado: hacer caer los precios a tal punto que amenazan con reducir la producción en los Estados Unidos y otros países de fuera de la Opep.
     
    Arabia Saudita, el miembro más poderoso de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, mantendrá esa política cuando el grupo se reúna en junio, según algunos de los bancos más grandes del mundo.
     
    La estrategia “está funcionando”, dijo telefónicamente Francisco Blanch, responsable de investigación de materias primas de Bank of America Corp. en Nueva York.
     
    “Está surtiendo el efecto que esperaríamos, que es una reducción de las inversiones y finalmente de la oferta, y una demanda algo más grande. Creemos que este cambio es para bien”.
     
    La cantidad de plataformas petroleras de los Estados Unidos se redujo en 37 la semana pasada a 1.019, el número más bajo desde julio del 2011, mostraron los datos de Baker Hughes Inc. el 20 de febrero.
     
    Desde el 5 de diciembre, se sacó de servicio un total de 556. Productores petroleros como Royal Dutch Shell Plc y Chevron Corp. anunciaron recortes de gastos de casi 50.000 millones de dólares, desde el 1 de noviembre pasado.
     
    CALIFICACIÓN DE TRANSOCEAN
     
    La calificación crediticia de Transocean Ltd., la empresa de perforación offshore más grande del mundo, fue rebajada a basura el 25 de febrero por Moody's Investors Service, por la preocupación de que la compañía aumente sus niveles de deuda mientras el mercado de la perforación se deteriora. Tiene un endeudamiento de alrededor de 9.000 millones de dólares.
     
    El petróleo se recuperó un 14 por ciento en febrero, luego de una caída de más del 50 por ciento desde junio, en parte debido a una menor actividad de perforación, lo que indica que el crecimiento de la oferta se frenará.
     
    La baja de precios también fomentó la demanda de los cazadores de gangas, lo que colocó al crudo Brent, la variedad de referencia europea, rumbo a su primer aumento mensual desde junio.
     
    La demanda está creciendo y los mercados están “tranquilos”, dijo el ministro de Petróleo de Arabia Saudita, Ali Al-Naimi, el 27 de febrero en la ciudad del Mar Rojo de Jazan, en el sudoeste del país.
     
    La producción petrolera estadounidense detendrá su crecimiento intermensual en abril, debido a la menor cantidad de plataformas petroleras en funcionamiento, dijo Marios Maratheftis, el responsable mundial de investigación de Standard Chartered Plc en Dubái, el pasado 23 de febrero.
     
    VOLVERÁ EL EQUILIBRIO AL MERCADO
     
    El mercado petrolero volverá a equilibrarse en los próximos meses, en tanto la caída de los precios impulsa el consumo y reduce las existencias, dijo la Agencia Internacional de la Energía. Un precio del barril de sólo 45 dólares es insostenible, dijo Fatih Birol, economista jefe del organismo asesor de 29 países con sede en París.
     
    La reducción de las inversiones en Estados Unidos, Rusia y Brasil frenará el crecimiento de la producción, volviendo a poner la oferta y la demanda en consonancia, agregó.
     
    Bloomberg - portafolio.co
  • Bajada del petróleo vuelve a subir el dólar

    Plataforma de Shell. - Foto cortesía.Plataforma de Shell. - Foto cortesía.El relevo del primer ministro en el Reino Unido contribuyó a fortalecer la libra esterlina y el euro frente al dólar, al disipar la crisis política en ese país. En Colombia, en cambio, el peso se debilitó frente al dólar por el descenso del precio del petróleo.
     
    Ese sentimiento los llevó a tomar ganancias sobre algunas posiciones en acciones, por lo cual los índices de las principales bolsas del mundo desaceleraron el rally de las jornadas anteriores. En los Estados Unidos el final del rally fue motivado por la desvalorización de las acciones de las empresas del sector energético, debido a un descenso del precio del petróleo de 3%, por un incremento en los inventarios de combustible. Al mismo tiempo, los inversionistas re constituyeron posiciones en los activos más seguros, como la deuda pública de bajo riesgo soberano y el oro, cuya demanda aumentó ante las perspectivas de que la alta liquidez y las bajas tasas de interés contribuyan a valorizarlos.
     
    Las expectativas de mayor liquidez se basan en las conjeturas de un recorte de la tasa de interés del Banco de Inglaterra el jueves, de un mayor relajamiento cuantitativo del Banco Central Europeo, de la posposición del incremento de la menta de la tasa de interés de la Reserva Federal de los Estados Unidos hasta el año entrante y las especulaciones sobre la posibilidad de que el Banco de Japón intente llevar a cabo alguna medida más agresiva, como la financiación del déficit público con emisión primaria (“dinero helicóptero”), motivada por la visita de Ben Bernanke a esa institución y al primer ministro de ese país.
     
    El relevo del primer ministro en el Reino Unido contribuyó a fortalecer la libra esterlina y el euro frente al dólar, al disipar la crisis política en ese país.
     
    En Colombia, en cambio, el peso se debilitó frente al dólar por el descenso del precio del petróleo. En el mercado interbancario el precio del dólar hoy se negoció en promedio a $2.936,67, lo cual significó una depreciación diaria de 0,9% de la moneda nacional.
     
    DINERO.COM
  • Banco Mundial tiene un previsión optimista sobre los commodities

    Plataforma Chevron - Foto CortesiaPlataforma Chevron - Foto CortesiaA pesar de que las proyecciones todavía apuntan a una disminución de los precios de los productos básicos para todo el 2016, las últimas previsiones del Banco Mundial indican una leve mejora en los precios del petróleo, la energía y los productos agrícolas
     
    Recientemente el Banco Mundial elevó sus previsiones sobre el precio del petróleo crudo en 2016 a US$43 por barril, debido a las interrupciones en la oferta y a una sólida demanda durante el segundo trimestre.
     
    "Prevemos que el precio del petróleo será ligeramente más alto en el segundo semestre de 2016 al disminuir el exceso de oferta en el mercado del petróleo", afirmó el economista y autor principal del informe Commodity Markets Outlook (Perspectivas de los Mercados de Productos Básicos), John Baffes.
     
    Durante el mes de febrero, el precio del petróleo alcanzó un mínimo de US$26,2 y a partir de abril el precio empezó a aumentar considerablemente hasta alcanzar un precio máximo en junio de US$51,2. Con esto, el promedio del precio durante los primeros ocho meses del año se ubica en por encima de US$40.
     
    exEl Commodity Markets Outlook se publica trimestralmente y en él se proporciona un análisis minucioso de mercado de los principales grupos de productos básicos, como la energía, los metales, la agricultura, los metales preciosos y los fertilizantes.
     
    Según el Banco Mundial, pese a la recuperación del precio del petróleo y de muchos otros productos básicos en el segundo trimestre de 2016, se prevé que la mayoría de los índices de precios disminuirán este año.
     
    Esta tendencia de disminución de precios, en el caso de productos básicos industriales como la energía, los metales y las materias primas agrícolas, se debe a las perspectivas de crecimiento débil en los mercados emergentes y las economías en desarrollo.
     
    La energía, los metales y los productos agrícolas
     
    Se estima que el precio de la energía (que comprende el petróleo, el gas natural y el carbón) bajará en 16,4% en 2016. Esta proyección es más positiva que la registrada en abril, la cual indicaba una disminución del 19,3%.
     
    Según la investigación, debido a que la energía representa más del 10% del costo de la producción agrícola, las fluctuaciones del precio de la energía han sido un factor importante en la trayectoria del precio de los alimentos.
     
    “Alrededor de un tercio de la caída del precio de los cereales y la soja desde 2011 hasta fines de 2016, se debe a la disminución del precio de la energía”.
     
    Por su parte, se espera que el precio de los metales baje un 11%, lo que representa una disminución más marcada que la del 8,2% indicada por las previsiones de abril, lo que se debe a las perspectivas de debilidad de la demanda y a la nueva incorporación de capacidad instalada.
     
    Según el director del Grupo de Análisis de las Perspectivas de Desarrollo del Banco Mundial, Ayhan Kose, las economías emergentes y exportadoras de energía se han esforzado por ajustarse a la persistencia de la baja de los precios.
     
    Debido a la relación directa entre el precio de la energía y el precio de los productos básicos, los productores agrícolas pueden esperar precios más bajos en tiempos en lo que las tarifas de la energía también caen.
     
    “Los países exportadores tanto de energía como de productos básicos agrícolas deben intensificar los esfuerzos de diversificación económica para reforzar la resiliencia ante las fluctuaciones del precio de los productos básicos", puntualizó Kose.
     
     
    Dinero.com
  • Bancos de EU se preparan para impagos petroleros

    JPMorgan, Wells Fargo y Citi han anunciado que acumulan reservas para cubrir pérdidas en el sector; las firmas se preparan para un largo periodo de precios petroleros a 30 dls. o para mayores caídas.
     
    Plt Cardon VzuelaNUEVA YORK (CNNMoney) — Los grandes bancos estadounidenses se están preparando a medida que el petróleo crudo se desmorona.
     
    Las empresas de Wall Street ayudaron a financiar el auge energético de Estados Unidos, al proporcionar fondos a costosos proyectos de perforación que acabaron inundando el mundo con petróleo.
     
    Ahora que el exceso de petróleo ha provocado que los precios colapsen por debajo de los 30 dólares por barril, la agitación se está extendiendo a través de la industria de la energía y ha estropeado muchos de esos préstamos. Decenas de compañías petroleras han caído en bancarrota y aquellas que no lo han hecho están sufriendo el suficiente estrés financiero como para reducir el gasto y recortar decenas de miles de empleos.
     
    Tres de los mayores bancos de Estados Unidos advirtieron la semana pasada que los precios del petróleo continuarán creando dolores de cabeza en Wall Street, especialmente si se producen escenarios apocalípticos del petróleo a 20 o incluso a 10 dólares.
     
    Por ejemplo, Wells Fargo ha realizado préstamos por 17,000 millones de dólares al sector del petróleo y el gas. El banco apartará 1,200 millones en reservas para cubrir las pérdidas debido al “deterioro continuo dentro del sector de la energía”.
     
    JPMorgan Chase está apartando un extra de 124 millones de dólares para cubrir pérdidas potenciales en sus préstamos de petróleo y gas. Advirtió que esa cifra podría aumentar a 750 millones de dólares si los precios del petróleo inesperadamente permanecen en su nivel actual de 30 dólares durante los próximos 18 meses.
     
    “La mayor área de estrés” es el sector del petróleo y el gas, dijo Marianne Lake, directora financiera de JPMorgan, a analistas durante una llamada el jueves. “A medida que las perspectivas para el petróleo se debilitan, esperaríamos ver una acumulación adicional de reservas en 2016”.
     
    Citigroup acumuló reservas para pérdidas crediticias en el sector energético por 300 millones de dólares. El banco dijo que la medida refleja su opinión de que los precios del petróleo probablemente se mantendrán bajos durante un periodo más largo”.
     
    Si el petróleo se mantiene a alrededor de 30 dólares por barril, Citi se está preparando para pérdidas crediticias de alrededor de 600 millones de dólares en el primer semestre de 2016. Citi dijo que esa cifra podría duplicarse a 1,200 millones de dólares si el petróleo cae a 25 dólares por barril y permanece en ese precio.
     
    Más empresas petroleras morirán
     
    El desplome del petróleo ya ha causado que 42 compañías petroleras norteamericanas se declaren en quiebra desde el comienzo de 2015, según una lista elaborada por el despacho jurídico Haynes and Boone de Houston. Y es probable que empeore. Standard & Poor's estima que el 50% de los bonos basura de energía están “en problemas”, lo cual significa que están en riesgo de impago.
     
    “Hay muchas dificultades en la industria. Habrá mucho sufrimiento pero lo superará”, dijo Buddy Clark, un veterano de 33 años del sector de finanzas energéticas y socio de Haynes and Boone.
     
    El dolor financiero se ha vuelto tan grande que ya hay rumores de un rescate a la industria petrolera estadounidense, aunque está claro que cualquier ayuda encontraría oposición política.
     
    ¿Están listos los bancos?
     
    Todo esto plantea la pregunta: ¿está haciendo Wall Street lo suficiente para prepararse para la tormenta petrolera?
     
    “En un año a partir de ahora, ¿mirarás atrás y dirás: '¡Vaya, no nos anticipamos a esto lo suficiente'?”, preguntó el elocuente analista bancario Mike Mayo al presidente ejecutivo de JPMorgan, Jamie Dimon, durante una rueda de prensa.
     
    Dimon dijo que si fuera por él, mantendría reservas aun mayores contra el potencial de pérdidas. Sin embargo, dijo que esas decisiones están limitadas por las normas contables.
     
    Aún así, Dimon dijo que la cartera de energía constituye solo una pequeña parte del balance general de JPMorgan y que muchos de los préstamos están respaldados por activos físicos. Eso significa que los bancos pueden vender activos para recuperar el dinero si una empresa incumple con el pago de sus préstamos.
     
    “No estamos preocupados por las grandes compañías petroleras. Se trata principalmente de las más pequeñas de las que usted está hablando”, dijo Dimon.
     
    Paul Miller, analista bancario de FBR, dijo que los préstamos petroleros no representan en absoluto la misma amenaza que representaron las hipotecas para los bancos en la última década. También señaló que los bancos se han visto obligados a acumular capital para ayudar a absorber las pérdidas.
     
    “Los grandes bancos podrían tener entre 1% y 6% de la exposición. Eso no va a matarlos. Esto no es como el 2006 o el 2007”, dijo Miller.
     
    A pesar de la crisis, JPMorgan no tiene la intención de huir del sector petrolero.
     
    “En la medida en que podamos apoyar responsablemente a los clientes, vamos a hacerlo. Y si perdemos un poco más de dinero a causa de ello, que así sea”, dijo Dimon.
  • Bank of America eleva pronósticos de precio del petróleo para 2016

    Plataforma3El banco elevó su pronóstico para el Brent el próximo año a US$62 por barril desde US$58 por barril, pero mantuvo su estimación para el petróleo en Estados Unidos sin cambios en US$57 por barril, pues prevé sólo una reducción moderada en los inventarios globales.
     
    Bank of America Merrill Lynch revisó al alza su pronóstico para los precios del petróleo en 2016, pero dijo que sigue pesimista debido al exceso de suministro, la debilidad de las demanda en mercados emergentes, el retorno de la producción de esquisto en Estados Unidos y expectativas de un acuerdo nuclear con Irán.
     
    El banco elevó su pronóstico para el Brent el próximo año a US$62 por barril desde US$58 por barril, pero mantuvo su estimación para el Petróleo en Estados Unidos sin cambios en US$57 por barril, pues prevé sólo una reducción moderada en los inventarios globales.
     
    Para 2015, BofA estima que el crudo Brent promediará US$58 por barril y el de Estados Unidos, también conocido como West Texas Intermediate (WTI), US$53 por barril.
     
    Previamente, el banco había pronosticado que el Brent promediaría US$52 por barril este año y el WTI, US$50 por barril.
     
    "En parte, hemos subido nuestros pronósticos para el Brent para 2015 más que nuestros números para el WTI debido a que los inventarios de crudo en la OCDE fuera de América del Norte lucen más equilibrados", escribió el banco en una nota fechada el 24 de abril.
     
    BofA es el segundo banco después de Société Générale en subir sus proyecciones para los precios del petróleo, luego de un alza de los precios del crudo en Estados Unidos durante el último mes.
     
    Una caída interanual en la producción en Estados Unidos era improbable hasta el cuarto trimestre de 2015, afirmó el banco.
     
     
    Reuters - Americaeconomia.com
  • Bank of America prevé que el barril de petróleo Brent alcanzará los 70 dólares a mediados de 2017

    La demanda de crudo de los países emergentes compensará la contracción en los estados de la OCDE
     
    La demanda de crudo de los países emergentes compensará la contracción en los estados de la OCDE - Foto BPLa demanda de crudo de los países emergentes compensará la contracción en los estados de la OCDE - Foto BPEl Bank of America Merrill Lynch (BofAML) apunta a que el precio del barril de Brent se situará en una media de 61 dólares en 2017 y que alcanzará los 70 dólares por barril a partir de la segunda mitad de ese año. Según un informe de la entidad, la demanda de los países de la OCDE se está "desacelerando", por lo que prevé una contracción de 120.000 barriles diarios en 2017.
     
    Sin embargo, los analistas de la entidad creen que la demanda de petróleo en los mercados emergentes aumentará en 1,3 millones de barriles diarios el próximo año. En su opinión, "una combinación de menores costes de financiación en la moneda local y en la deuda externa debería impulsar la rápida creación de crédito y la actividad económica del mercado emergente".
     
    Aun así, las proyecciones indican que la demanda media de petróleo a nivel global aumentará en una media de 1,2 millones de barriles diarios en 2017, frente al incremento de 1,4 millones previsto para este año, con un déficit en el mercado durante múltiples trimestres a partir del último de 2016.
     
    Como consecuencia, Bank of America prevé que los precios medios del barril de Brent durante el próximo año se sitúen en una media de 61 dólares, con máximos de 70 dólares a partir del segundo semestre, mientras que calcula que el precio medio del West Texas será de 59 dólares por barril, hasta alcanzar los 69 dólares hacia final de año.
     
    ABC.es
  • Barril aumentó ganancias por posible acuerdo Rusia-Opep

    El barril Brent subió 2,5 % hasta 34,74 dólares, mientras que la referencia WTI avanzó 1,20 % y se cotiza en 33,62 dólares.
     
    Shell ExplEl crudo cerró el viernes en leve alza en Nueva York y mantuvo la tendencia iniciada al tomar cuerpo una posible negociación entre Rusia y la Opep para pactar una reducción de sus producciones.
     
    El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) subió hoy un 1,20 % y cerró en 33,62 dólares el barril, con un avance semanal del 4,4 %.
     
    Al final de las operaciones a viva voz en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del petróleo WTI para entrega en marzo subieron 40 centavos de dólar respecto del cierre anterior.
     
    El valor de cierre de hoy representa una pérdida acumulada del 9,23 % desde que comenzó el año. El 20 de enero se fijó el mínimo anual anotado hasta ahora, en 26,55 dólares el barril.
     
    Por su parte, el barril de crudo Brent para entrega en marzo cerró hoy en el mercado de futuros de Londres en 34,74 dólares, un 2,5 % más que al cierre de la sesión anterior.
     
    El crudo del mar del Norte, de referencia en Europa, terminó la sesión en el International Exchange Futures con un avance de 0,85 dólares respecto a la última negociación, cuando acabó en 33,89 dólares.
     
    La subida de hoy fue atribuida por los analistas a versiones que dan cuenta de que Irán no parece estar dispuesto a vincularse a una posible gestión para que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) y otros países petroleros como Rusia propicien una reducción en la producción.
     
    El ministro de Energía de Rusia, Alexandr Novak, afirmó el jueves en Moscú que Arabia Saudí, el principal exportador de crudo mundial, está a favor de un recorte del 5 % en la producción.
     
    Otros altos funcionarios rusos matizaron posteriormente esas declaraciones y fuentes de la Opep en Viena dijeron que se está analizando con Rusia un recorte conjunto de la producción, pero aún no hay nada concreto.
     
    Asimismo, también influyó en la subida de hoy del WTI, el crudo de referencia en Estados Unidos, el anuncio de reducción de 12 plataformas petroleras en Estados Unidos, hasta un total de 498, según datos de la firma privada Baker Hughes.
     
    Hace un año para estas fechas en Estados Unidos estaban operando 1.223 plataformas.
     
    Por su parte, los contratos de gasolina para entrega en febrero, todavía el mes de referencia, subieron 2 centavos y quedaron en 1,10 dólares el galón; mientras que los de gasóleo de calefacción con vencimiento en ese mismo subieron 2 centavos y cerraron en 1,06 dólares. Finalmente, los contratos de gas natural para entrega en marzo subieron 12 centavos y quedaron en 2,30 dólares por cada mil pies cúbicos.
     
    Con información de agencias - portafolio.co
  • Barril Brent abre al alza y el WTI, a la baja

    Foto Operario de ShellFoto Operario de ShellLos futuros del crudo Brent subían el lunes y ampliaban las fuertes ganancias registradas la semana pasada, ante la creciente esperanza de que los mercados ya hayan tocado fondo, aunque los analistas advirtieron que aún podría tomar mucho tiempo antes de que acabe una enorme sobreoferta. 
     
    Los futuros del crudo Brent cotizaban a 35,28 dólares por barril, 18 centavos más que en el cierre previo. 
     
    Desde el 11 de febrero, que fue la última vez que el Brent cotizó a menos de 30 dólares por barril, el referencial del petróleo ha subido alrededor de un 17 por ciento, aunque los precios aún son una fracción de los 115 dólares por barril vistos hace 20 meses. 
     
    Los futuros del petróleo en Estados Unidos perdían 12 centavos, a 32,66 dólares por barril, presionados por inventarios récord en ese país, tras subir cerca de un 27 por ciento desde el 11 de febrero. 
     
    Los productores estadounidenses redujeron el número de plataformas petroleras por décima semana consecutiva y a su nivel más bajo desde diciembre de 2009, mostraron datos publicados el viernes. Analistas esperan que eso lleve a una caída de la producción de 600.000 barriles por día este año. 
     
    Morgan Stanley dijo que un posible acuerdo ruso-saudí para congelar la producción en los niveles de enero también podría apuntalar los precios.
     
    ARABIA SAUDITA DICE QUE TRABAJARÁ CON PRODUCTORES PARA LIMITAR VOLATILIDAD EN MERCADO 
     
    Arabia Saudita seguirá trabajando con los mayores productores de petróleo para limitar la volatilidad en el mercado y está comprometida a cubrir gran parte de la demanda global de crudo en base a consideraciones comerciales, dijo el gabinete saudí el lunes, según informó la agencia estatal de noticias SPA. 
     
    El gabinete agregó en su comunicado tras una reunión semanal que Arabia Saudita seguirá invirtiendo en el sector de energía para mantener su capacidad de producción de crudo y ayudar a cubrir cualquier demanda adicional o hacer frente a una interrupción en los suministros globales. 
     
    "El reino busca alcanzar la estabilidad en los mercados petroleros y siempre seguirá en contacto con los mayores productores en un intento por limitar la volatilidad y da la bienvenida a cualquier acción en cooperación", según el documento del gabinete. 
     

    Reuters - Portafolio.co 

  • Barril de petróleo Brent cerraría el año en US$52

    Campetrol proyecta que el precio de cierre del barril de petróleo Brent en 2016 será de US$52 y de US$54 al terminar 2017. - Operador - Foto ShellCampetrol proyecta que el precio de cierre del barril de petróleo Brent en 2016 será de US$52 y de US$54 al terminar 2017. - Operador - Foto ShellEl 31 de diciembre de 2015, el barril de petróleo Brent costaba US$37. Hoy, la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), después de realizar una serie de ejercicios econométricos, espera que el precio del barril cerrará el año 2016 en US$52 y 2017 en US$54. Se espera un aumento de US$15 y US$17, respectivamente.
     
    Según Campetrol, esta predicción es el resultado del análisis de las proyecciones de varias entidades a nivel mundial y responde al estudio de distintos factores que impactan la cotización del hidrocarburo como la producción de Yacimientos No Convencionales (YNC) en Estados Unidos, el acuerdo sobre los niveles de producción entre miembros y no miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep), los eventos geopolíticos que afectan la explotación, y la recuperación que presentan varias economías en desarrollo.
     
    Para Camilo Silva, fundador de la firma Valora Inversiones y analista financiero, el pronóstico es una noticia importante para Colombia porque demuestra cierta estabilidad en el precio del crudo, y permite ajustar cuentas y mejorar las condiciones macroeconómicas del país frente a años anteriores.
     
    Sin embargo, las proyecciones de Camprecol parecen optimistas si se tiene en cuenta que 14 entidades analizadas, entre calificadoras de riesgo y organismos multilaterales, aseguran que el precio del barril Brent oscilará, al cierre del 2016, en un mínimo de USD$46,43 y un máximo de USD$51,81. Por ejemplo, Goldman Sachs revela que el cierre del precio del barril Brent para este año estará entre US46 y US49, y Merril Lynch afirma que estará entre US$47 y US$50.
     
    Es importante aclarar que será solo hasta el próximo 30 de noviembre, fecha en la que los países de la OPEP realicen su encuentro formal y se conozcan las cuotas asignadas de producción para cada uno de los miembros, cuando se establecerá el precio de definitivo del barril de petróleo.
     
     
    ElEspectador.com
     
  • Barril de petróleo en EE.UU. opera en cerca de mínimos de seis años por preocupación sobre China

    Planta de ExxonPlanta de ExxonLondres. Los precios del petróleo en Estados Unidos caían el martes hasta tocar mínimos de seis años, afectados por el desplome del mercado bursátil de China, lo que se sumaba a la preocupación en torno a la demanda global de combustible en momentos en que el sector encara un fuerte sobreabastecimiento.
     
    * Las acciones chinas sufrieron una pérdida de más de un 6% en medio de la persistente debilidad del yuan contra el dólar, lo que hace temer que Pekín pueda devaluar más su moneda, disminuyendo a su vez el consumo y los niveles de importaciones del gigante asiático.
     
    * Los metales industriales, incluyendo el cobre, operaban también cerca de mínimos de seis años, lo que acentuaba el pesimismo de los mercados globales.
     
    * A las 1050 GMT, los futuros del crudo en Estados Unidos caían 20 centavos a US$41,67 por barril, cerca de sus niveles mínimos desde comienzos de 2009.
     
    * El crudo referencial Brent se negociaba con una baja de 20 centavos a US$48,54 por barril, pero se mantenía cerca de su mínimo de 2015 de US$45,19.
     
    * En el último año los dos referenciales se han reducido en más de la mitad en valor. A comienzos de año habían subido, pero actualmente están casi un tercio bajo su máximo nivel de mayo.
     
    * Se espera que los inventarios en Estados Unidos suban en los próximos meses cuando las refinerías reduzcan la actividad por mantenimiento de las plantas y finalice el verano boreal, lo que disminuirá la demanda de crudo en la nación norteamericana.
     
    * Muchos operadores de petróleo se están posicionando para lucrar con una mayor caída en los precios, comprando opciones para vender contratos una vez que los precios hayan bajado a un nivel particular, de hasta US$35 e incluso US$30 por barril.
     
    Reuters -americaeconomia.com 
  • Barril de petróleo se estabiliza: inventarios de EE.UU. envían señales mixtas

    El WTI sube 12 centavos, a 45,87 dólares por barril, mientras que el crudo Brent avanza 10 centavos, a 47,27 dólares por barril.. - Planta de Exxon - Foto cortesiaEl WTI sube 12 centavos, a 45,87 dólares por barril, mientras que el crudo Brent avanza 10 centavos, a 47,27 dólares por barril.. - Planta de Exxon - Foto cortesiaLos precios del petróleo se estabilizaban el jueves después de que el Departamento de Energía de Estados Unidos reportó una novena baja semanal consecutiva de los inventarios de crudo, aunque se mantienen en niveles históricamente altos. 
     
    El petróleo estadounidense West Texas Intermediate para entrega en septiembre, el nuevo contrato a un mes a partir del jueves, subía 12 centavos, a 45,87 dólares por barril. El contrato de agosto expiró el miércoles con un alza de 29 centavos, o un 0,7 por ciento, a 44,94 dólares por barril. 
     
    El crudo Brent avanzaba 10 centavos, a 47,27 dólares por barril. 
     
    Los inventarios de crudo en Estados Unidos cayeron en 2,3 millones de barriles en la semana al 15 de julio, mostraron datos de la Administración de Información de Energía (EIA) de Estados Unidos. 
     
    No obstante, con 519,5 millones de barriles, los inventarios de crudo están en niveles históricamente altos para esta época del año, sostuvo la EIA. 
     
    Los inventarios totales de crudo en Estados Unidos también se mantienen en un máximo histórico, reflejando un mercado global muy bien abastecido. Eso debería minar a los precios a mediano plazo, según Tamas Varga, analista de la correduría londinense PVM Oil Associates. 
     
    Los inventarios de gasolina en Estados Unidos aumentaron en 911.000 barriles la semana pasada, frente a un pronóstico de que se mantuvieran estables, y se ubicaron bastante por encima del límite superior del rango promedio, afirmó la EIA. 
     
    Julio es pleno verano en el Hemisferio Norte, cuando los estadounidenses tradicionalmente ocupan más los vehículos y salen a las carreteras, lo que eleva la demanda por gasolina. 
     
    Operadores advirtieron esta semana que un exceso de productos refinados ha empeorado un panorama ya desalentador para el crudo de Estados Unidos para el resto del año y la primera mitad de 2017.
     
     
     
    Portafolio.co
  • Barril de petróleo toca máximo de un mes y se acerca a los US$ 55

    El barril de crudo subía este miércoles hasta alcanzar un máximo de un mes cercano a los 55 dólares, debido a que una caída de los inventarios en Estados Unidos aumentó las esperanzas de que los recortes de suministros impulsados por la Organización de Países Expirtadores de Petróleo (Opep) estén mitigando un exceso de oferta.
     
    El petróleo WTI en Estados Unidos subía 56 centavos de dólar, a 51,59 dólares por barril.El petróleo WTI en Estados Unidos subía 56 centavos de dólar, a 51,59 dólares por barril.Los inventarios de crudo en Estados Unidos cayeron más a lo previsto, en 1,8 millones de barriles, la semana pasada, mostraron datos del Instituto Americano del Petróleo el martes.
     
    El foco está ahora en ver si el reporte de suministro del Gobierno el miércoles confirma o no el declive. 
    A primeras horas de operación de este miércoles, el crudo referencial global Brent subía 63 centavos de dólar, a 54,80 dólares por barril, después de llegar a tocar un máximo de 54,91 dólares más temprano, su nivel más alto desde el 8 de marzo.  
     
    El petróleo en Estados Unidos subía 56 centavos de dólar, a 51,59 dólares por barril. El crudo también subía tras una interrupción en el yacimiento Buzzard en el Mar del Norte, que produce 180.000 barriles por día. 
     
    Buzzard es el yacimiento más grande que contribuye al Forties, el más importante de los cuatro tipos de petróleo que conforman el Brent.  
     
    Un recorte de producción desde el 1 de enero liderado por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) ha ayudado al Brent a recuperarse desde un mínimo de 12 años cercano a los 27 dólares por barril el año pasado, aunque el aumento de la producción en Estados Unidos e inventarios persistentemente altos han limitado el alza. 
     
    Productores de la OPEP y fuera del cártel, incluyendo a Rusia, se comprometieron a recortar el suministro en alrededor de 1,8 millones de barriles por día por seis meses hasta junio y están considerando si extender o no el acuerdo. (Reporte adicional de Henning Gloystein en Singapur.
     
    REUTERS
     
    ELTIEMPO.COM
     
     
  • Barril de petróleo toca mínimo de 4 meses por desplome de acciones chinas y exceso de crudo

    Service StationEl petróleo tocó mínimos de cuatro meses el lunes tras un fuerte desplome de los mercados bursátiles chinos y por más evidencias de un sobreabastecimiento global, que ha provocado una reducción de los precios a la mitad desde el año pasado.
     
    Las acciones chinas se desplomaron más de un 8% el lunes, la mayor caída diaria en ocho años, que mostró que un esfuerzo de rescate sin precedentes del Gobierno por apuntalar al mercado bursátil perdió el impulso.
     
    A las 1035 GMT, el crudo Brent perdía 99 centavos, a US$53,63 por barril, su nivel más bajo desde el 19 de marzo.
     
    El petróleo en Estados Unidos para entrega en septiembre cedía 57 centavos, a US$47,57 por barril.
     
    China es el mayor consumidor de energía del mundo y un enorme importador de petróleo. A los inversores les preocupa que un desplome del mercado bursátil pueda desestabilizar a la economía china y reducir la demanda por combustible.
     
    Las existencias globales de crudo son abundantes. Los principales productores de Oriente Medio están compitiendo por participación de mercado y están bombeando entre un 2% y 3% más de crudo que el necesario, según analistas.
     
    Datos semanales de perforaciones petroleras estadounidenses mostraron el viernes que se sumaron 21 plataformas petroleras, el mayor incremento desde abril de 2014, lo que apunta a un mayor aumento de la producción de crudo estadounidense.
     
    En Irak, las exportaciones de sus yacimientos petroleros del sur del país se encaminan a anotar un récord mensual tras superar los 3 millones de barriles diarios en lo que va de julio.
     
    Los inversores también estaban pendientes de la Reserva Federal de Estados Unidos, que comenzará el martes su reunión de política monetaria de dos días. El banco central estadounidense podría decidir elevar las tasas de interés en septiembre, lo que fortalecería al dólar.
     
    Un dólar más débil hace que las materias primas que cotizan en esa divisa, incluyendo al petróleo, sean más baratas para los tenedores de otras monedas.
     
     
    Reuters
  • Barril del petróleo cerrará el 2016 en USD$52: Campetrol

    El precio que actualmente está presentando el barril de petróleo (USD$50 en promedio) se debe al anuncio que realizaron, en la última semana de septiembre, los integrantes de la OPEP relacionado con un probable recorte de la producción.

    Produccion CrudoRubén Darío Lizarralde, presidente de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), reveló después de realizar una lectura y serio análisis de la coyuntura actual del mercado de los hidrocarburos que puede haber un posible cierre del precio del barril de petróleo Brent para 2016 de USD$52 y para 2017 de USD$54,50.
     
    Esto tras analizar las proyecciones de varias entidades a nivel mundial y evaluar los factores que impactan en la cotización del hidrocarburo como la producción de Yacimientos No Convencionales (YNC) en Estados Unidos, el acuerdo sobre los niveles de producción entre miembros y no miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), los eventos geopolíticos que afectan la explotación, y la recuperación que presentan varias economías en desarrollo.
     
    Por su parte, dijo que al analizar las proyecciones de 14 entidades dentro de las que se encuentran organismos multilaterales, calificadoras de riesgo y analistas internacionales, se observa que el precio del barril Brent oscilará al cierre de 2016 en un mínimo de USD$46,43 y un máximo de USD$51,81.
     
    La OPEP
     
    Proyectó que en cuanto al cierre de 2017, el barril de petróleo de referencia Brent estará en un mínimo de USD$52,57 y un máximo de USD$58,43.
     
    Anotó que el precio que actualmente está presentando el barril de petróleo (USD$50 en promedio) se debe al anuncio que realizaron, en la última semana de septiembre, los integrantes de la OPEP relacionado con un probable recorte de la producción.
     
    Sin embargo, será solo hasta el próximo 30 de noviembre, fecha en la que los países de esta organización realizarán su encuentro formal y se conocerán las cuotas asignadas de producción para cada uno de los miembros, cuando se establecerá un precio de cierre del hidrocarburo.
     
    Oferta y demanda
     
    Sostuvo que otro de los temas a analizar para la evolución del precio del crudo es la oferta y demanda a nivel mundial del mismo. La Agencia Internacional de Energía (AIE), por su parte, redujo en 100.000 barriles diarios sus previsiones sobre el consumo mundial de petróleo para 2016, de forma que el promedio se ubicará en 96,1 millones de barriles por día.
     
    En cuanto al 2017, el experto señala que el consumo será de 97,3 millones de barriles diarios, es decir un alza interanual de 1,2 millones de barriles.
     
    Finalmente, aclaró que Colombia no incide en la generación de los precios del crudo, la nación representa solo el 1 % de la producción mundial, por lo cual se convierte en tomador de precios.
     
    Producción nacional
     
    Indicó que en ese sentido, el Gobierno Nacional debe fomentar medidas para fortalecer e incrementar la producción actual, la cual se ubicó al mes de septiembre en los 859 mil barriles promedio diarios, un 14,7 % menos que en igual periodo de 2015.
     
    Agregó que fundamentalmente se debe generar políticas públicas encaminadas a reactivar de manera inmediata la exploración, lo cual asegure una extracción de crudo futura con lo que se aproveche un repunte en las cotizaciones, esto no solo favorecerá a la industria, sino a la economía nacional y al desarrollo de programas socioeconómicos que redundan, especialmente, en el bienestar regional.
     
    “Al tomar las proyecciones de los expertos en el tema financiero y petrolero, nos encontramos con que firmas como Merril Linch proyectan un precio del crudo mínimo de 47 dólares por barril y un máximo de 50 dólares para el cierre de 2016. Societé Générale considera que el cierre mínimo y máximo puede ser 49,5 dólares y 54,4 dólares”, añadió.
     
    Las proyecciones
     
    La OPEP le apunta en 2016 a un escenario de 50 como mínimo y 56 dólares como máximo, EIA le apunta a 51 y 56 dólares, JP Morgan tiene en sus análisis mínimos y máximo de 48 y 54 dólares, Moody´s cree que las cifras a contemplar son 43,5 y 49,5 dólares, Goldman Sachs considera que el movimiento estará entre 46 y 49 dólares por barril, Reuters se casa con 47,5 y 50,5 dólares, NOVAK dice que los números a considerar son 45 y 50 dólares, Blooomberg 48 y 51, World Bank 43 y 51 dólares, el Fondo Monetario Internacional lo proyecta en 51 y 58,8 dólares, Morgan Stanley 33 y 43. Finalmnente el Citi Group cree que el mínimo en el precio de crudo este año puede ser 47 dólares y el máximo 52 dólares.
     
    Al consultar a las mismas casas sobre el panorama para 2017 consideraron lo siguiente teniendo en cuenta precio mínimo y precio máximo: Merril Linch 51 y 55 dólares, Societé Générale 55 y 58, OPEP 57 y 63, EIA 57 y 62, JP Morgan 55 y 65 dólares por barril, Moody´s 50 y 55, Goldman Sachs 52 y 56 dólares, Reuters 50,5 y 53,5 dólares, NOVAK cree que el escenario de precios en 2017 puede estar rondando los 50 y 55 dólares el barril de petróleo, Blooomberg 52 y 56 dólares, World Bank 52 y 60 dólares, el Fondo Monetario Internacional 59 y 65, Morgan Stanley 44 y 51 dólares por barril, el Citi Group ubica los precios mínimos y máximos del petróleo en 55 y 65 dólares.
     
    Los precios del barril de petróleo y su impacto en el desarrollo de la industria petrolera será uno de los tema a tratar en la Expo Oil and Gas Conference 2016, evento organizado por Campetrol que se llevará a cabo del 28 al 30 de noviembre de 2016 en Corferias Bogotá.
     

     

    Por: Redactor Diario del Huila

     

  • Barril sube por encima de los US$ 50 ante menos inventarios en Estados Unidos

    Hay un mayor apetito de riesgo antes del referendo que tendrá Reino Unido mañana sobre su pertenencia a la Unión Europea.
     
    Foto de ExxonFoto de ExxonEl petróleo subía sobre los 50 dólares el miércoles, apoyado por un reporte de la industria que mostró una gran reducción en los inventarios de crudo en Estados Unidos y por un mayor apetito de riesgo antes del referendo que tendrá Reino Unido el jueves sobre su pertenencia a la Unión Europea. 
     
    Los inventarios de crudo en Estados Unidos se redujeron en 5,2 millones de barriles, indicó el martes el Instituto Americano del Petróleo (API), mucho más de lo esperado por analistas. A las 1430 GMT el miércoles se conocerán las cifras oficiales de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), del Departamento de Energía.
     
    El Brent ganaba 9 centavos a 50,71 dólares por barril. El crudo en Estados Unidos trepaba 17 centavos a 50,10 dólares el barril, con lo que registra su primer precio sobre 50 dólares desde el 10 de junio. 
     
    Sin embargo, analistas de Commerzbank están escépticos respecto a que el reporte de la EIA muestre números similares a las del API, cuyas cifras se basan en informes que sus miembros presentan voluntariamente. 
     
    El crudo se beneficiaba también por un mayor interés por el riesgo en los mercados globales. Los inversores se mostraban cautamente optimistas de que los votantes británicos optarán por la opción de quedarse en la UE. 
     
    Los mercados más riesgosos también eran apoyados por las cautas declaraciones de la presidenta de la Reserva Federal, Janet Yellen, sobre la economía estadounidense, en las que prácticamente descartó subir las tasas de interés en julio. 
     
    El dólar caía contra una canasta de monedas. Un dólar más bajo abarata al crudo para los tenedores de otras divisas y tiende a apoyar los precios del barril. 
     
    Si las cifras oficiales confirman la merma en los inventarios de crudo en Estados Unidos, sería la quinta semana consecutiva de declives y aumentaría las señales de que estaría reduciéndose el exceso de suministro.
     
     
    Portafolio.co
  • Batalla de Bolsas Mundiales por la petrolera más grande del mundo

    Arabia es el mayor productor mundial de petróeloArabia es el mayor productor mundial de petróeloSegún la revista Forbes, la empresa estatal de Arabia Saudita, Saudi Aramco, lideraba la lista de las principales petroleras en el mundo con 12 mbpce (millones de barriles de petróleo crudo equivalente). Por su parte, Gazprom y National Iranian Oil se llevaban el segundo y tercer puesto con 8.3 y 6 mbpce, respectivamente. Mientras que Exxon-Mobil, la mayor petrolera estadounidense, apenas llegaba al cuarto puesto con 4.7 mbpce.
     
    PERO, ¿POR QUÉ LAS BOLSAS MUNDIALES SE PELEAN POR SAUDI ARAMCO?
     
    La petrolera estatal se está preparando para lanzar el 2018 una IPO (siglas en inglés de Oferta Pública Inicial) de alrededor del 5% de sus acciones en los mercados local e internacional, además de evaluar sus opciones para una privatización parcial. Cabe señalar que según funcionarios podría reunir alrededor de US$ 100,000 millones, lo que la convertiría en la mayor IPO de la historia. Incluso la han comparado con 200 “repsoles” (Enero 2016):
     
    Bloomberg. Cabe señalar que dichas valorizaciones se han reducido producto de la caída de los precios del petróleo. No obstante, se sigue observando la gran diferencia y dominancia de Saudi AramcoBloomberg. Cabe señalar que dichas valorizaciones se han reducido producto de la caída de los precios del petróleo. No obstante, se sigue observando la gran diferencia y dominancia de Saudi Aramco
     
    La necesidad de realizar una IPO por parte de Saudi Aramco se debe a que busca recaudar fondos en momentos en que los bajos precios del petróleo presionan sus finanzas.
     
    Por su parte, las autoridades saudíes han indicado que desean realizar la IPO en Riad y también en una o dos bolsas de valores internacionales, lo que dio paso a la competencia entre Nueva York, Londres, Hong Kong, Tokio y otras bolsas mundiales.
     
    INCLUSO DONALD TRUMP SE PRONUNCIÓ SOBRE LA PETROLERA
     
    El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, pidió públicamente, mediante un mensaje de twitter, a Arabia Saudita que escoja a la bolsa de valores de Nueva York para la IPO de Saudi Aramco.
     
    “Apreciaría mucho que Arabia Saudita realice su IPO de Saudi Aramco en la bolsa de Nueva York”, escribió Trump en Twitter. “Es muy importante para Estados Unidos”, añadió.
     
    Lo anterior podría influenciar en la decisión de los saudíes. Por su parte, el presidente de NYSE Group, Thomas Farley, señaló en una conferencia que aún no ha descartado que la operación sea lanzada en Nueva York y añadió que estaba en discusiones con las autoridades saudíes.
     
    ByFiorella Torres
     
    PUNTOYCOMOA.PE
  • BP cierra el capítulo del derrame de 2010, pero enfrenta un arduo camino

    thunder_horse_BPthunder_horse_BPDiez meses después de la explosión de una plataforma de BP BP.LN -1.96%  PLC que cobró la vida de 11 trabajadores y causó un derrame de millones de barriles de petróleo en el Golfo de México, el presidente ejecutivo de la empresa, Bob Dudley, se sentó con Mukesh Ambani, el hombre más rico de India, y anunció un acuerdo “transformador” para ayudar a la atribulada compañía a crecer de nuevo.
     
    BP pagaría US$7.200 millones por una participación de 30% en los yacimientos de petróleo y gas en India operados por Reliance Industries Ltd. 500325.BY -0.83%  , dijo Dudley. Era febrero de 2011, cuando BP no tenía efectivo para gastar y se preparaba para vender unos US$40.000 millones en activos con el fin de cubrir gastos relacionados con el derrame.
     
    Para sobrevivir, BP tendría que seguir adelante y adquirir nuevos recursos, les dijo Dudley a sus colaboradores, según un ejecutivo de la petrolera británica. “La idea”, agregó, “era que el negocio no podía parar”.
     
    Este mes, BP dio otro paso para cerrar el capítulo del derrame al aceptar conciliar la mayor parte de sus litigios pendientes con un pago de US$18.700 millones al gobierno estadounidense y los de varios estados del Golfo de México a lo largo de 18 años. BP “puede concentrarse ahora en el crecimiento futuro y seguir adelante”, afirmó Brian Gilvary, su director financiero.
     
    No obstante, ese futuro está ahora ligado a un conjunto mucho más pequeño de activos en todo el mundo, varios de ellos con sus propios grandes desafíos.
     
    La inversión en India, el proyecto más grande de BP desde el derrame, se ha estancado. Desde 2010, la producción ha caído 80% y la operación ha requerido más de US$1.000 millones en inversiones para frenar nuevos descensos. Los controles gubernamentales sobre los precios del gas han tornado inviable el desarrollo de nuevas reservas.
     
    Más allá de India, la compañía enfrenta obstáculos políticos en Rusia y operaciones de esquisto que pierden dinero en Estados Unidos. Además, la caída de los precios del petróleo en alrededor de 50% desde el máximo registrado en 2014 ha exprimido la rentabilidad de proyectos que necesitan una cotización del crudo más alta para justificarse.
     
    Cinco años después del desastre del Golfo, la producción mundial diaria de BP ha caído más de 40% y la compañía está recortando su presupuesto de exploración.
     
     
    Una planta de procesamiento de petróleo y gas en la costa oriental de India. Reliance Industries/Reuters
    En un discurso durante una conferencia de la industria petrolera en Houston en abril, Dudley dijo que las desinversiones de BP desde el derrame la ayudaron a “reducir el riesgo y crear una cartera más fuerte”, y que como resultado de ello, BP está “mejor posicionada para capear las tormentas que enfrenta la industria”.
     
    Un portavoz de BP señaló que desde el incidente, la compañía ha mejorado su récord de seguridad, desde 2012 empezó 15 grandes proyectos y en 2014 aumentó su flujo de caja operativo a US$32.800 millones, cifra que superó las proyecciones preliminares.
     
    Los rivales de BP comparten algunos de los desafíos. Royal Dutch Shell RDSB.LN -2.58%  PLC y Exxon Mobil Corp. XOM -1.48%  también han tenido problemas para sacar provecho del sector de esquisto en EE.UU. Shell y Chevron Corp. CVX -2.52%  han luchado con sobrecostos en proyectos de miles de millones de dólares. Asimismo, la caída del precio del petróleo ha afectado las ganancias en toda la industria.
     
    Sin embargo, sólo BP enfrenta esos problemas al tiempo que trata de recuperarse del derrame de la plataforma Deepwater Horizon en abril de 2010, uno de los peores desastres de seguridad y ambientales de la industria. El acuerdo que alcanzó este mes llevará a casi US$60.000 millones el costo total del incidente para la petrolera.
     
    El año previo al derrame, BP era el mayor productor mundial de crudo, sobre una base diaria, entre las compañías no estatales. Ahora es el quinto, con una extracción al día de 2,31 millones de barriles equivalentes de petróleo y gas natural, según datos del primer trimestre de este año. La cifra no incluye la producción de OAO Rosneft, una compañía mixta controlada por el gobierno ruso y en la que BP tiene una participación financiera de casi 20%.
     
    BP adquirió esa participación en 2013 como parte de un acuerdo para salir de otra complicada sociedad. Sin embargo, durante el último año, el negocio de Rosneft ha estado en aprietos debido a los bajos precios del petróleo, la depreciación del rublo y las sanciones occidentales sobre Rusia debido al conflicto en Ucrania, que ahora se prevén que continúen hasta enero de 2016. Como resultado, también podrían verse reducidos los dividendos de US$690 millones que Rosneft le aportó a BP en 2014.
     
    Dudley ha manifestado su optimismo sobre las perspectivas a largo plazo de Rusia y el mes pasado BP compró una participación en un campo de Rosneft en Siberia por US$750 millones.
     
    En EE.UU., el negocio de exploración y producción de BP perdió más de US$500 millones en el primer trimestre de este año debido a que la empresa, al igual que otros grandes productores, tuvo problemas para obtener ganancias de un auge del esquisto que ha favorecido a las empresas más pequeñas y con menores costos fijos.
     
    En las zonas de altos márgenes de las que BP dice depender para revivir sus ganancias —Azerbaiyán, el Mar del Norte, Angola y el Golfo de México—, algunos proyectos requieren un petróleo a US$70 por barril o más para ser rentables, mientras que el actual precio gira en torno a US$ 50 por barril, según un análisis de Citi Research. En una presentación el año pasado, BP indicó que la aprobación de nuevos proyectos suponía un precio de US$80 por barril.
     
     
    Bob Dudley, presidente ejecutivo de BP (derecha), y Mukesh Ambani, de Reliance Industries, firmaron en 2011 un acuerdo de US$7.200 millones para desarrollar proyectos de petróleo y gas en India. Lewis Whyld/Reuters/Pool
    Preocupaciones globales
     
    BP tiene en marcha inversiones por más de US$10.000 millones en áreas del Reino Unido y Noruega en el Mar del Norte que podrían requerir exenciones fiscales para alcanzar su punto de equilibrio. En Azerbaiyán, BP lidera un proyecto de US$40.000 millones mientras debe navegar una relación, en el pasado turbulenta, con un gobierno cuyo presidente en 2012 acusó a la empresa de cometer “numerosos errores” que redujeron la producción. En Angola, otra región en la que BP espera ser rentable, la empresa se enfrenta a los bajos precios del petróleo y altos pagos al gobierno.
     
    Mientras que BP se ha visto obligada a reducir la inversión, Shell ha ofrecido US$70.000 millones para comprar BG Group BG.LN -2.03%  PLC, en un intento por dominar algunos de los mismos mercados de gas en Asia a los que apuntaba BP cuando entró a India. La adquisición de BG Group, de ser aprobada por los reguladores, convertiría a Shell en el mayor despachador de gas natural del mundo mientras que BP sigue luchando contra obstáculos políticos para comenzar nueva producción en India.
     
    Los retos políticos son el mayor obstáculo que enfrenta BP en su intento de recuperarse del derrame del Golfo, dice Fadel Gheit, analista de Oppenheimer & Co. La compañía, según Gheit, tiene activos potencialmente muy productivos en todo el mundo y perspectivas positivas después de la conciliación, pero es menos optimista sobre India, porque esa sería “una operación de drenaje de dinero”. Gheit señala que no ve “luz alguna al final del túnel”.
     
    Un portavoz de BP no quiso comentar sobre los retos políticos generales de la empresa.
     
    En el primer trimestre de 2010, el entonces presidente ejecutivo de BP, Tony Hayward, había ejercido presión para llevar adelante la inversión en India. En su agenda figuraba volar a ese país para firmar el contrato el 1 de mayo. El 20 de abril, sin embargo, explotó la plataforma Deepwater Horizon. En lugar de a India, Hayward tuvo que ir a Houston a lidiar con el desastre. El ejecutivo le dijo a Ambani que era libre de buscar otro comprador.
     
    “Voy a esperarlo”, le respondió Ambani, según personas al tanto. El magnate indio dijo que confiaba en BP luego de que la petrolera esperó mientras el propio Ambani resolvía una disputa que tenía con su hermano. A través de portavoces, Hayward y Ambani no quisieron hacer comentarios.
     
    El acuerdo se mantuvo en la mesa después de que Hayward dejó BP tras el derrame en el Golfo. Cuando Dudley asumió el mando, inmediatamente desarrolló un plan para vender piezas de la compañía con la idea de recaudar dinero en un esfuerzo por sobrevivir. El ingreso a India debía servir como evidencia de que BP no dejaría de acceder a nuevos recursos.
     
    Sin embargo, en 2012, cuando los campos en los que BP invirtió no produjeron la cantidad de gas que exigía el contrato con el gobierno, las autoridades indias impusieron sanciones y culparon a la empresa de mala gestión. Reliance, de Ambani, atribuyó el problema a una complejidad geológica fuera de su control y desafió las sanciones en un arbitraje aún pendiente.
     
    Para 2014, BP había rebajado el valor contable de sus propiedades en India en unos US$1.500 millones y renunciado a 17 de los 23 bloques de exploración que había comprado. Un plan de BP para invertir US$5.000 millones en nuevas perforaciones está suspendido en medio de los topes de precios del gobierno y de los continuos casos de arbitraje sobre los niveles de producción. BP y Reliance confirmaron esta semana que no desarrollarán dos de sus descubrimientos y los devolvieron al gobierno.
     
    En febrero, tras anunciar una pérdida de casi US$1.000 millones en el cuarto trimestre del ejercicio pasado, Dudley fue sucinto sobre sus proyectos en el país asiático: “India no está cumpliendo nuestras expectativas”.
     
    Por Justin Scheck y Saurabh Chaturvedi
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Brasil pospone su próxima subasta de campos petroleros

    Foto de SheltemarFoto de SheltemarEl Gobierno de Brasil decidió posponer para finales de este año su próxima licitación de campos petroleros, que estaba prevista para el primer semestre.
     
    El cambio de fecha se debe en parte a la caída del precio del crudo y también a la crisis de la petrolera estatal Petrobras, que está en el eje de un enorme caso de corrupción, aunque también influyeron otros factores, según afirmó el secretario de Petróleo y Gas, Marco Antonio Almeida.
     
    El funcionario, que depende del Ministerio de Minas y Energía, señaló que también influyó en la decisión la política que obliga a las petroleras a usar una cuota mínima de equipos fabricados en Brasil y a los problemas de "capacidad" de la industria del sector, que también sufre los efectos de la crisis en Petrobras.
     
    "Tendríamos condiciones de hacerla ahora, pero conseguiremos una ronda (de licitaciones) más robusta, mejor estructurada al final del año", dijo Almeida en declaraciones citadas por el diario O Globo.
     
    La llamada decimotercera ronda de licitaciones ofrecerá bloques de hidrocarburos en tierra y en el mar, aunque no incluirá ninguna zona en los ricos yacimientos del horizonte geológico del presal, que contienen las reservas más abundantes y de más calidad halladas en Brasil.
     
    El Gobierno de Brasil realizó rondas de licitaciones con periodicidad anual entre 1999 y 2008, bajo un régimen de concesión, pero luego las suspendió para estudiar cambios en el marco regulador.
     
    En 2013 se realizaron dos rondas de licitaciones de yacimientos en aguas poco profundas y en tierra bajo el régimen de concesión, que será el que se aplique a la futura subasta.
     
    Ese año se celebró también la primera subasta con las reglas del régimen de producción compartida, que se aplica exclusivamente a las reservas del presal.
     
    Ese marco regulador nuevo se aprobó en 2010 para asegurarle al Estado más rentas y un mayor control de la gestión de la explotación de los yacimientos de esta región localizada a gran profundidad frente a las costas de Río de Janeiro. 
     
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • Brasil y Canadá afectados por la OPEP

    Plataforma PetrobrasA ocho meses de iniciado el plan de la OPEP de asestar un golpe a los productores de petróleo rivales, las bajas se acumulan. Sorprendentemente, el más resistente podría ser el que desencadenó la pelea: Estados Unidos
     
    Las proyecciones de producción diaria total de Brasil, Canadá, Rusia, México y Colombia para fin de la década fueron rebajadas en 2,8 millones de barriles desde que el petróleo sufrió una caída el año pasado, muestran los datos de los países y la Agencia Internacional de la Energía. En cambio, el Departamento de Energía de los EE.UU. elevó su cálculo de producción de crudo para 2020 en más de un millón de barriles.
     
    Los precios cayeron más de 45% en el último año después que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se negó a reducir su producción y en cambio presionó a los productores rivales para eliminar un exceso de oferta mundial. Si bien la cantidad de plataformas petroleras estadounidenses en actividad se redujo a la mitad, la producción sigue cerca del nivel más alto en tres décadas y se pronostica que continuará creciendo después de una pausa en el próximo año. Los proyectos de otros países se verán más afectados, según Standard Chartered Plc y BNP Paribas SA.
     
    “Algunos han malinterpretado la estrategia de la OPEP pensando que estaba dirigida a la producciónde petróleo de esquisto de los EE.UU.”, dijo Harry Tchilinguirian, responsable de estrategia demercados de materias primas de BNP Paribas en Londres. “Pero todo intento de eliminar el petróleode esquisto estadounidense resultará inútil. La OPEP más bien apuntó a eliminar las inversiones en las cuencas convencionales de alto costo y menos eficientes”.
     
    Enorme excedente
     
    Los futuros de crudo Brent, la variedad de referencia mundial, ganaron 8 centavos, o 0,1%, a US$57 el barril en la bolsa ICE Futures Europe a las 8:18 am hora de Londres el viernes. El mercado sigue estando “enormemente sobreabastecido”, dijo la AIE el 10 de julio.
     
    Si bien las empresas de perforación estadounidenses están en retirada, su flexibilidad y la baja de los costos las ayudarán a resistir, según Torbjörn Kjus, analista de DNB ASA en Oslo.
     
    La producción estadounidense de petróleo de esquisto bajará 91.000 barriles diarios en agosto, el retroceso mensual más grande desde que comenzó el auge en 2007, anunció la Administración de Información de Energía esta semana. Esto se produce luego de una caída de 61% en la cantidad de plataformas de perforación activas entre diciembre y junio, muestran los datos de Baker Hughes Inc.
     
    “La producción estadounidense se acható y dejó de crecer”, explicó el jueves Mike Wittner, responsable de investigación del mercado petrolero de Société Générale SA en Nueva York, en un correo electrónico. “El esquisto se está reduciendo. El que lo pasa por alto lo hace por su cuenta y riesgo”.
     
    “La producción estadounidense seguirá aumentando lentamente en los próximos años”, dijo Paul Horsnell, responsable de investigación de materias primas de Standard Chartered en Londres. “Los que no producen esquisto y no pertenecen a la OPEP van a estar en dificultades”.
     
     
    Bloomberg -Dinero.com
  • Brent cierra en máximo en 18 meses por datos de empleo en EE.UU.

    Estados Unidos agregó 156.000 empleos en diciembre. También ayudó menor producción en Arabia Saudita.
     
    Oil Platform Supporting ImageEl petróleo Brent cerró en un nivel máximo en casi 18 meses después de que los datos del gobierno estadounidense mostraran fuertes alzas en empleo y salarios, mientras que Kuwait y Arabia Saudita señalaron que están reduciendo la producción.
     
    Los futuros subieron por tercer día después de que los datos del Departamento de Trabajo mostraran que el mayor país consumidor de crudo del mundo agregó 156.000 empleos en diciembre, mientras que los salarios registraron la mayor alza desde 2009. Kuwait está recortando algo más de lo prometido bajo el acuerdo de la OPEP el 30 de noviembre, mientras que Arabia Saudita dijo a los clientes asiáticos que esperaran recortes adicionales de las exportaciones de petróleo en febrero luego de reducir la producción en la cantidad total requerida, según personas con conocimiento de la situación.
     
    "Los números de puestos de trabajo fueron bastante buenos, lo que es bueno para la demanda de petróleo. Los precios ya reflejan muchas buenas noticias, ahora la OPEP tiene que cumplir sus promesas", dijo Bill O’Grady, jefe de estrategia de mercado de Confluence Investment Management en St. Louis, que supervisa US$6.100 millones.
     
    El crudo Brent para entrega en marzo avanzó 21 centavos, o 0,5%, a US$57,10 el barril en la bolsa ICE Futures Europe, con sede en Londres. Fue el cierre más alto desde el 17 de julio de 2015. El volumen total negociado fue 29% por debajo del promedio de 100 días a las 3:41 p.m. en Nueva York. El crudo de referencia global cerró con una prima de US$2,23 con respecto a los contratos para marzo del West Texas Intermediate.
     
    El WTI para entrega en febrero subió 23 centavos, o 0,4%, para cerrar en US$53,99 el barril en la Bolsa Mercantil de Nueva York.
     
     
    ElEspectador.com
  • Búsqueda de petróleo en el mar se mueve de nuevo

    Hay solicitudes para perforar pozos y ejecutar sísmica, actividad que este año cubrirá 36.000 kms.Hay solicitudes para perforar pozos y ejecutar sísmica, actividad que este año cubrirá 36.000 kms.A la par de los fuertes ajustes que han tenido que hacer en los últimos dos años las petroleras, grandes y pequeñas, para adaptarse al nuevo entorno de precios internacionales del petróleo, y pese a que la búsqueda de nuevos recursos se contrajo casi en su totalidad, la industria de la exploración en el mar (offshore) no se quedó quieta y ya muestra avances importantes, en medio la actual coyuntura.

    Con la posibilidad de ser la nueva frontera que en el mediano plazo permita recuperar las reservas probadas de crudo, que el año pasado bajaron hasta los 2.002 millones de barriles (autosuficiencia de 5,5 años), y el abastecimiento de gas a precios competitivos, las autoridades y las empresas tienen logros por mostrar en cuanto a la adecuación de la regulación y en nuevos proyectos para buscar hidrocarburos.

    La cabeza de la Dirección General Marítima (Dimar), vicealmirante Pablo Emilio Romero, indicó que la entidad a su cargo está atendiendo los trámites de perforaciones adicionales por parte de Anadarko, firma estadounidense que a mediados del 2015 confirmó, con el pozo Kronos-1, la presencia de hidrocarburos en el bloque Fuerte Sur (a 53 kilómetros de la costa de Córdoba y Antioquia), que comparte con Ecopetrol. (Lea también: Precios del petróleo pasan de nuevo la barrera de US$ 50)

    Y es que luego del anuncio del Ministerio de Minas y Energía de la aprobación de las primeras tres zonas francas, que beneficiarán a firmascomo Anadarko, Ecopetrol, Petrobrás, Repsol, Shell, ExxonMobil y la noruega Statoil, que podrán acceder a beneficios en el impuesto de renta, IVA y aranceles, las empresas están reactivando o incrementando sus actividades.

    El presidente de Anadarko en Colombia, Alberto Gamboa, reiteró que para final de año está prevista la perforación de un pozo en el bloque Purple Angel, localizado en aguas profundas frente a las costas de Córdoba y Sucre, y cuyo objetivo es probar objetivos similares al gas que se encontró con el pozo Kronos-1 el año pasado.

    Asimismo, la Dimar también está revisando nuevas solicitudes por parte de la holandesa Shell y de la brasileña Petrobras, para hacer nuevas actividades de sísmica en bloques ubicados también en el mar Caribe.

    Igualmente, teniendo en cuenta que empresarios del sector naviero e industrial les están apostando a nuevos negocios como proveedores de la industria, la ciudad de Barranquilla, que tiene gran interés en ser el centro de operaciones para apoyo de exploración y explotación de hidrocarburos en el mar, está a punto de firmar un acuerdo con la ciudad de Aberdeen (Escocia), uno de los grandes centros del Reino Unido líderes en este campo.

    “Con las zonas francas estas actividades ya pueden comenzar a beneficiarse, pero el impacto se verá cuando comience la producción de hidrocarburos”, explicó Romero. (Además: Noruega abre nuevas zonas de exploración petrolera en el Ártico)

    El objetivo es que esta ciudad sea el clúster o centro de desarrollo de esta actividad de manera competitiva, ya que la capital del Atlántico no solo tiene la ventaja de estar en la mitad del litoral, sino que adicionalmente está en la desembocadura del río Magdalena.

    Los primeros pasos

    Representantes del sector y las autoridades coinciden en afirmar que en esta nueva frontera, Colombia apenas está aprendiendo a gatear y se requiere mantener un trabajo conjunto, con el apoyo de los expertos mundiales (Noruega y Reino Unido principalmente) para lograr un esquema que haga viable que los recursos de inversión continúen llegando en los próximos años.

    El presidente de Shell en Colombia, Eduardo Rodríguez, recalca que las zonas francas eran un paso necesario para hacer los proyectos viables, y toda la industria está buscando la manera de llegar a un esquema ganar ganar, en el que todos los grupos de interés resulten beneficiados.

    “Contamos con que va a seguir esta tendencia, pero hace falta mucho. El mercado está extremadamente competitivo, y solo aquellos países que tengan los términos correctos serán los que traigan los capitales y, más aún, en off shore, que es una cuenca frontera”, indicó el directivo.

    En este sentido, Alberto Gamboa, presidente de Anadarko, indica que uno de los temas en los que se debe avanzar más rápido es en la creación de una ventanilla única donde confluya la atención de las entidades que tienen que ver con el sector, pues en países como Noruega solo son dos instituciones las que se encargan de toda la regulación.

    “Una de las falencias del sistema colombiano es que hay muchos trámites, pero hay que ser positivos y mirar el lado proactivo, y creo que la principal conclusión es que el Gobierno y la industria deben ayudar a que haya esa ventanilla única para el sector”, agregó.

    Al respecto, el director de la Dimar, Pablo Emilio Romero, señala que por las circunstancias, la entidad ha asumido la centralización de los trámites, y las entidades involucradas han logrado ser eficientes, pero se requiere un acuerdo normativo para que haya procedimientos claros y no se trate de “un acuerdo de compadres”.

    8 años para tener producción

    La Asociación Colombiana del Petróleo estima que desde el 2024, (es decir, dentro de ocho años) se iniciaría la producción de un proyecto exitoso offshore de crudo, de 500 millones de barriles de reservas, que inicie su actividad exploratoria en el 2016 y permitiría producir 100 millones de barriles entre el 2024 y 2026, con un volumen de producción que aumentaría de 40.000 a 120.000 barriles diarios.

    Pero ello requiere trabajar en cuatro frentes claros. En el campo fiscal,además de la aprobación de zonas francas, se necesitan menores tarifas de regalías o de impuesto de renta; ampliar plazos para la evaluación, introducir un periodo de retención para facilitar la viabilidad económica entre diferentes contratos; ajustar el reglamento técnico para las operaciones de exploración y producción en función de estos proyectos y mejorar regulación ambiental, es decir, tener claras las competencias de las autoridades, los términos de referencia de los estudios de impacto ambiental y los planes de contingencia.

    El director de la Dimar, Pablo Emilio Romero, indica que también se requiere una gran infraestructura para el control de operaciones y atención de emergencias, así como generar programas para la capacitación y generación de empleo a personal colombiano.

    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS

  • Cae el petróleo al disminuir las esperanzas sobre el acuerdo de la OPEP

    Trabajador de Shell - foto CortesìaTrabajador de Shell - foto CortesìaLos precios del petróleo ampliaron sus pérdidas de la jornada anterior durante la jornada de negociación de este lunes en Europa, después de que la reunión de este fin de semana de los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo no concluyera en un acuerdo para reducir la producción.
     
    El petróleo del New York Mercantile Exchange para entrega en diciembre se negoció a 48,60 USD por barril, dejándose un 0,2% o 10 centavos a las 4:45, hora de la costa este (las 9:45 en España) tras haberse situado en 48,42 USD, su cota más baja desde el 4 de octubre.
     
    Por otra parte, en el ICE Futures Exchange de Londres, el petróleo Brent para entrega en enero se negoció a 50,57 USD por barril, dejándose un 0,22% u 11 centavos tras haber descendido un 1,78% o 92 centavos.
     
    Los precios del Brent que se negocian en Londres se han desplomado hasta situarse en 49,31 USD durante la jornada anterior, su cota más baja desde el 30 de septiembre, ante el creciente escepticismo del mercado en torno a la implementación del acuerdo planeado por la OPEP para limitar la producción.
     
    Los países productores no miembros de la OPEP no llegaron a ningún compromiso concreto este sábado para unirse a la OPEP a la hora de limitar los niveles de producción de petróleo para impulsar los precios, lo que indica que quieren que el grupo productor resuelva antes sus diferencias.
     
    Los miembros de la OPEP no fueron capaces de llegar a un acuerdo este viernes acerca de cómo materializar el acuerdo de limitación de la producción a escala mundial, tras las objeciones de Irán, que ha sido reticente a congelar siquiera sus niveles de producción, según fuentes.
     
    El grupo petrolero de 14 miembros llegó a un acuerdo el pasado septiembre en Argelia para limitar la producción hasta un rango de entre 32,5 y 33,0 millones de barriles al día.
     
    Sin embargo, la OPEP ha declarado que va a esperar hasta la reunión oficial de la OPEP en Viena que se celebra el próximo 30 de noviembre para anunciar su decisión.
     
    En septiembre, la producción del grupo ascendió a 33,4 millones de barriles al día.
     
    La posibilidad de que los productores puedan salir con las manos vacías tras la próxima reunión enturbia las previsiones después de que Irak, Irán, Nigeria y Libia anunciaran que puede que no participen en el acuerdo de reducción de la producción propuesto. La postura de Rusia no está clara, lo que también alimenta la inquietud.
     
     
    Investing.com
  • Cae el petróleo ante el aumento de las reservas de EE.UU.

    Plataforma de ronche - Foto cortesíaPlataforma de ronche - Foto cortesíaInvesting.com - Los precios del petróleo han bajado este miércoles después de que los datos sobre el inventario de Estados Unidos indicaran un inesperado aumento y el informe que indicaba que la OPEP extrajo el mes pasado más petróleo del que se había previsto inicialmente, lo que podría eclipsar los efectos de las reducciones de producción acordadas.
     
    El petróleo se dejó un 1,3% o 69 centavos hasta situarse en 52,29 USD por barril a las 9:22, hora de Londres (las 10:22 de España).
     
    Los futuros sobre el petróleo Brent se situaron en 55,06 USD, dejándose un 1,2% o 66 centavos.
     
    Los precios del petróleo se vieron zarandeados después de que el Instituto Americano del petróleo anunciara el martes un aumento de 4,7 millones de barriles de las reservas de petróleo de Estados Unidos la semana pasada. Los analistas habían previsto un descenso de 1,5 millones de barriles.
     
    Los precios se han visto sometidos a una gran presión después de que la Agencia Internacional de la Energía afirmara que la Organización de Países Exportadores de Petróleo extrajo petróleo a un ritmo record en noviembre.
     
    La OPEP produjo 34,2 millones de barriles al día el mes pasado, según el informe mundial de la AIE. Esto supone 500.000 barriles al día más de lo que indicaban las estimaciones oficiales de la OPEP, que ya eran niveles record.
     
    La agencia anunció que las reservas de petróleo se situaron en 98,2 millones de barriles al día en noviembre, máximos históricos, y la producción de la OPEP ha eclipsado otros descensos.
     
    Sin embargo, la agencia indicó también que los inventarios de petróleo a escala mundial podrían registrar un déficit durante la primera mitad de 2017 si lo productores se ciñen al acuerdo de reducción de la producción.
     
    El informe contribuye a las dudas acerca de si estas reducciones serán eficaces a la hora de reequilibrar el mercado; algunos analistas son escépticos en cuanto a la capacidad de los principales productores de cumplir con los límites de la producción.
     
    Durante el fin de semana, productores miembros y no miembros de la OPEP llegaron a su primer acuerdo desde 2001 sobre una reducción conjunta de la producción.
    Los productores ajenos a la OPEP accedieron a reducir su producción en 558.000 barriles al día dese el próximo 1 de enero después de que la OPEP anunciara el pasado 30 de noviembre una reducción de 1,2 millones de barriles al día.
     
    La reducción total supone casi un 2% de la producción global de petróleo.
     
    La producción de petróleo sobrepasa el consumo en 1-2 millones de barriles al día desde finales de 2014, haciendo bajar los precios.
     
     
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  • Cae el petróleo; los inversores aguardan los datos de reservas de EE.UU.

    Los precios del petróleo han bajado durante la mañana de la jornada de negociación de este miércoles en Europa, tras conocerse el gran aumento de las reservas de petróleo de Estados Unidos registrado durante la noche.
     
    Cae el petróleo a la espera de los datos sobre reservas de EE.UU.Cae el petróleo a la espera de los datos sobre reservas de EE.UU.En el New York Mercantile Exchange, el petróleo para entrega en marzo se situó en 52,82 USD por barril, con un retroceso de en torno a un 0,7% o 39 centavos a las 3:15, hora de la costa este (las 15:15 en España), tras avanzar el martes un 0,5% o 27 centavos.
    Mientras, en el ICE Futures Exchange de Londres, el petróleo Brent para entrega en abril se negoció a 56,63 USD por barril, con un retroceso de en torno a un 0,6% o 35 centavos. El índice de referencia había subido el día anterior cerca de un 0,7% o 38 centavos.
     
    Tras el cierre de los mercados este martes, el Instituto Americano del Petróleo anunció un tremendo aumento de 9,9 millones de barriles de las reservas de crudo durante la semana que concluía el pasado 10 de febrero.
     
    El informe indicaba también un aumento de 720.000 barriles de las reservas de gasolina, mientras que los destilados han aumentado en 1,58 millones de barriles, pues el continuo aumento de los productos refinados está lastrando el mercado.
     
    La Administración de Información Energética de Estados Unidos publicará su informe semanal sobre reservas de petróleo a las 10:30, hora de la costa este (las 16:30 en España) ante las expectativas de los analistas que apuntan a un aumento de 3,5 millones de barriles.
     
    Todo apunta a que las reservas de gasolina habrán descendido en 752.000 barriles, mientras que las reservas de productos destilados, que incluyen el carburante para calefacción y el diésel, habrán descendido en 696.000 barriles.
     
    Los futuros se han estado moviendo en un estrecho rango en torno a mínimos de 50 USD desde diciembre pues la confianza de los mercados del petróleo se ha visto zarandeada entre las expectativas de un repunte de la producción de petróleo de esquisto de Estados Unidos y las esperanzas de que las reducciones de la producción anunciada por los principales productores pueda frenar la superabundancia de reservas.
     
    La actividad de perforación en Estados Unidos ha aumentado casi un 7% desde mediados de 2016, situándose de nuevo en niveles no registrados desde 2014, cuando la elevada producción de petróleo estadunidense contribuyó al colapso de los precios del petróleo.
     
    Este aumento de la actividad perforadora de Estados Unidos ha provocado preocupaciones en torno a si el actual repunte del petróleo de esquisto de la nación puede desbaratar los esfuerzos de otros productores para requilibrar la oferta y la demanda global de petróleo.
     
    Países productores miembros y no miembros de la OPEP han empezado fuerte a la hora de reducir sus niveles de producción de petróleo en el marco del primer acuerdo de este tipo en más de una década, según han anunciado los ministros de la energía este domingo, pues los productores van a frenar la superabundancia de reservas y respaldar los precios.
     
    Los últimos datos indican un descenso de la producción del grupo de 890,000 barriles al día en enero con respecto a los 32,14 millones al día del mes anterior. Este descenso supone un 90% de cumplimiento por parte de los productores que acordaron reducir su producción.
     
    El 1 de enero marca el comienzo oficial del acuerdo entre países miembros y no miembros de la OPEP en noviembre del pasado año, incluido Rusia, para reducir la producción en casi 1,8 millones de barriles al día hasta un total de 32,5 millones los próximos seis meses.
     
    Por otra parte, en el Nymex, los futuros sobre gasolina para entrega en marzo se dejaron un 0,3% o 0,4 centavos hasta 1,538 USD por galón, mientras que el carburante para calefacción se dejó un 0,7% o 1,1 centavos y se situó en 1,626 USD por galón.
     
    Los futuros de gas natural para entrega en marzo se dispararon un 1,7% o 5,0 centavos hasta 2,955 USD por millón de unidades térmicas británicas.
     
     
    Investing.com 
  • Cae el petróleo; los mercados aguardan los datos sobre perforación de EE.UU.

    El petróleo abre la semana a la baja - Foto de ShellEl petróleo abre la semana a la baja - Foto de ShellInvesting.com – Los precios del petróleo han bajado durante la mañana de la jornada de negociación de este lunes en Europa, comenzando la semana con mal pie pues las previsiones de aumento de la producción de Estados Unidos han lastrado el mercado.
     
    En el New York Mercantile Exchange, el petróleo para entrega en marzo se situó en 52,90 USD por barril, con un retroceso de en torno a un 0,5% o 27 centavos a las 3:50, hora de la costa este (las 9:50 en España).
     
    Mientras, en el ICE Futures Exchange de Londres, el petróleo Brent para entrega en marzo se negoció a 55,30 USD por barril, con un retroceso de en torno a un 0,7% o 41 centavos.
     
    El proveedor de servicios petroleros Baker Hughes anunció el viernes que la producción de petróleo de los yacimientos activos de Estados Unidos aumentó en 15 la semana pasada, la decimosegunda subida semanal en las últimas 13 semanas.
     
    Esto sitúa el recuento total en 566, la cota más alta desde noviembre de 2015.
     
    Estos datos contribuyeron a las preocupaciones en torno a si el actual repunte de la producción de petróleo de esquisto de Estados Unidos puede desbaratar los esfuerzos de otros productores para requilibrar la oferta y la demanda global de petróleo.
     
    Los futuros se han estado moviendo en un estrecho rango en torno a mínimos de 50 USD durante el mes pasado pues la confianza de los mercados del petróleo se ha visto zarandeada entre las expectativas de un repunte de la producción de petróleo de esquisto de Estados Unidos y las esperanzas de que las reducciones de la producción anunciada por los principales productores pueda frenar la superabundancia de reservas.
     
    Países productores miembros y no miembros de la OPEP han empezado fuerte a la hora de reducir sus niveles de producción de petróleo en el marco del primer acuerdo de este tipo en más de una década, según han anunciado los ministros de la energía este domingo, pues los productores van a frenar la superabundancia de reservas y respaldar los precios.
     
    El 1 de enero marca el comienzo oficial del acuerdo entre países miembros y no miembros de la OPEP en noviembre del pasado año, incluido Rusia, para reducir la producción en casi 1,8 millones de barriles al día.
     
    El acuerdo, en caso de llevarse adelante, debería reducir las reservas globales de petróleo en torno a un 2%.
     
    La incertidumbre suscitada en torno a las previsiones de política monetaria de Estados Unidos también lastraron los mercados financieros después de que el presidente Donald 
    Trump implementara restricciones en inmigración que han provocado críticas tanto en la nación como en el extranjero.
     
    Por otra parte, en el Nymex, los futuros sobre gasolina para entrega en marzo subieron 0,9 centavos o un 0,6% hasta 1,533 USD por galón, mientras que el carburante para calefacción para entrega asimismo en marzo se desplomó un 0,6% o 0,9 centavos, hasta 1,624 USD por galón.
     
    Los futuros de gas natural para entrega en marzo se desplomaron un 1,4% o 4,8 centavos hasta 3,310 USD por millón de unidades térmicas británicas.
     
     
    Investing.com
     
  • Cae precio del petróleo por exceso de producción estadounidense

    El petróleo cayó su menor nivel en más de un mes al tiempo que se estima que el exceso de crudo de Estados Unidos se traslade a los tanques de combustible. La caída se intensificó después de que Arabia Saudita señaló que su situación es mejor de lo esperado con precios bajos.
     
    El WTI cayó US$1,18 y cerró US$47,66 el barril en la Bolsa de Nueva York. El Brent se sitúa en US$50,46.El WTI cayó US$1,18 y cerró US$47,66 el barril en la Bolsa de Nueva York. El Brent se sitúa en US$50,46.Los futuros cerraron con un descenso de un 2,4 % en Nueva York. Si bien se prevé que los suministros de crudo estadounidense hayan disminuido, los inventarios de gasolina y combustible destilado habrían aumentado, según una encuesta de Bloomberg antes de la divulgación el miércoles de un informe de la Administración de Información de Energía (EIA por sus siglas en inglés). Mientras tanto, el déficit presupuestario de Arabia Saudita se redujo más de lo esperado, su economía esquivó una recesión y los ingresos no petroleros superaron las estimaciones en el primer trimestre, dijo Mohammed bin Salman en una entrevista transmitida por Al Ekhbariya.
     
    El petróleo ha caído en las últimas dos semanas por la preocupación de que el aumento de la producción de crudo estadounidense compense los esfuerzos de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados destinados a eliminar un exceso de suministro global. La OPEP se reunirá nuevamente el 25 de mayo en Viena para decidir si prorrogan los recortes durante el segundo semestre del año. Parece haber un consenso general para hacerlo, dijo la semana pasada Khalid Al-Falih, ministro saudí de Energía e Industria. Datos de la industria mostraron que las plataformas petroleras estadounidenses aumentaron a su nivel más alto en dos años.
     
    "Estamos comenzando el ciclo semanal de estadísticas. Se puede esperar un montón de movimiento en el período previo a los datos, y después de las publicaciones", dijo por teléfono Thomas Finlon, director de Energy Analytics Group LLC en Wellington, Florida. 
     
    El West Texas Intermediate para entrega en junio cayó US$1,18 para ubicarse en US$47,66 el barril en la Bolsa Mercantil de Nueva York. Los futuros descendieron un 1 % a US$48,84 el lunes, el precio de liquidación más bajo desde el 28 de marzo. El volumen total negociado fue de alrededor del 7 % por encima del promedio de 100 días.
     
    El contrato del Brent para julio cayó US$1,06, o 2,4 %, a US$50,46 el barril en la bolsa ICE Futures Europe, con sede en Londres. El crudo de referencia mundial se cotizó con una prima de US$2,47 respecto del WTI a julio.
     
    Los inventarios de gasolina habrían aumentado un millón de barriles la semana pasada, mientras que los inventarios de combustible destilado, una categoría que incluye diesel y calefacción de petróleo, habrían crecido en la misma cantidad, de acuerdo con una encuesta de Bloomberg a analistas. Se prevé que los inventarios de crudo hayan caído en 3,5 millones de barriles.
     
    Reducción de Rusia
     
    Los precios subieron más temprano después de que datos mostraran que la producción de petróleo de Rusia siguió disminuyendo en abril, mientras el país implementa las restricciones acordadas con la OPEP.
     
    La producción de crudo de Rusia cayó un 0,5 % a un promedio de 10,995 millones de barriles diarios en abril, según datos enviados por correo electrónico por la unidad CDU-TEK del Ministerio de Energía de Rusia. El promedio mensual es de unos 252.000 barriles diarios por debajo del nivel de octubre - el punto de referencia para los recortes. El ministro de Energía, Alexander Novak, dijo la semana pasada que Rusia alcanzaría el recorte prometido de 300.000 para el 30 de abril
     
    ELESPECTADOR.COM
  • Caen reservas de petróleo en Colombia

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    EL MENOS AUTOSUFICIENTE

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

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

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

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

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

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

    GAS PARA 10 AÑOS

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

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

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

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

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

    LOS TRES QUE LLEVAN LA DELANTERA EN LA REGIÓN

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / Ómar G. Ahumada Rojas

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

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

    Tras este acuerdo, el mercado espera que la producción de petróleo de Irán aumente, lo que se va a añadir a una oferta ya muy abundante. Los precios del crudo caían el martes durante la sesión en Europa.
     
    Plataforma ChevronEl levantamiento de las sanciones impuestas a Irán, que figura en el acuerdo alcanzado con las grandes potencias, permitirá reactivar la economía iraní en crisis, pero esta recuperación tardará varios meses en sentirse.
     
    El acuerdo sobre el programa nuclear iraní, cerrado el martes en Viena, incluye un levantamiento de las sanciones económicas impuestas en 2006 por la ONU a Irán, sospechoso de querer fabricar una bomba atómica.
     
    A las sanciones de las Naciones Unidas se sumaron las que en 2012 impusieron Estados Unidos y la Unión Europea.
     
    El país necesita a partir de ahora “un desarrollo tecnológico e industrial” y para eso “gastar miles de millones de dólares, a menos que los inversores regresen”, afirma Daniel Bernbeck, responsable de la Cámara de Comercio germano-iraní en Teherán.
     
    Estos inversores “aumentarán la productividad, lo que reducirá el precio y la tasa de inflación”, explica.
     
    Sin embargo, para David Ramin Jalilvand, del European Policy Center (EPC) con sede en Bruselas, el acuerdo de Viena no soluciona todos los problemas.
     
    “Habrá que esperar al menos hasta comienzos de 2016 para que las sanciones vinculadas a la energía se levanten”, después de que la Agencia Internacional de la Energía Atómica (AIEA) verifique que Irán respeta sus compromisos.
     
    Además los extranjeros podrían también mostrarse reticentes a invertir a causa del riesgo de un regreso automático de las sanciones, si Teherán viola el acuerdo.
     
    No obstante, el tiempo apremia. El levantamiento parcial de las sanciones tras un acuerdo provisional cerrado en noviembre de 2013 y las medidas técnicas del gobierno del presidente iraní, el moderado Hasan Rohani, permitieron que
    Irán registrara un crecimiento del 3% en 2014, terminando con dos años de recesión.
     
    Asimismo, la inflación bajó del 40% al 15% y la divisa iraní se estabilizó, tras perder dos tercios de su valor.
     
    Pero estas medidas alcanzarán dentro de poco sus límites. El presidente podría entonces perder los resultados obtenidos con su política económica.
     
    La mayoría de los inversores esperan principalmente que Irán vuelva a la red internacional de transacciones bancarias SWIFT, cuya ausencia impide a la mayoría de empresas presentes en Irán transferir directamente fondos desde o hacia la República Islámica.
     
    CONTRATOS PETROLEROS ATRAYENTES 
     
    El propio Rohani admitió en junio que “varias semanas o varios meses pasarán” entre la firma del acuerdo y su aplicación, especialmente en el punto de las sanciones.
     
    El petróleo, un sector vital para la economía iraní subdesarrollado desde hace 10 años, necesita urgentemente inversiones. Irán, el cuarto país en reservas mundiales de petróleo, vio su producción caer a menos de 3 millones de barriles diarios (mbd) desde 2012 y sus exportaciones se redujeron a la mitad, a unos 1,3 mbd actualmente contra 2,5 mbd en 2011.
     
    El país podría producir 1 mbd adicionales en los seis meses posteriores al levantamiento de las sanciones, había afirmado a principios de junio el ministro del Petróleo, Bijan Namdar Zanganeh. Para atraer a los inversores, Teherán busca modificar la naturaleza de sus contratos para hacerlos más atractivos.
     
    El proceso, lanzado tras la elección de Rohani en junio de 2013, se toma su tiempo. Los términos de estos nuevos contratos son vagos y su presentación en público se aplazó en varias ocasiones.
     
    El acuerdo provisional de 2013 supuso una bocanada de aire a los sectores del automóvil y de la aeronáutica, y liberó cientos de millones de dólares de haberes iraníes congelados en los bancos de todo el mundo.
     
    Desde entonces, las delegaciones de grupos extranjeros, entre ellos los petroleros Shell y ENI, han acudido a Teherán para retomar el contacto con sus socios iraníes.
     
    Pero, para Mohamed Gholi Yusefi, profesor de Economía en la universidad Alameh Tabatabaie en Teherán, sólo las inversiones extranjeras no bastarán, ya que Irán "necesita reformas económicas fundamentales" para eliminar la corrupción, la burocracia y relanzar la producción industrial.
     
    AFP - portafolio.co
     
  • Caída de precios pone fin a la fiesta petrolera

    A medida que disminuye el rugir de los camiones cisterna por las calles de Puerto Gaitán, Mario Romero ajusta sus números para evitar un destino fatal: la quebrará.

    Plataforma GasLa flota activa de Transportes Paraíso Regional con la que movilizaba petróleo, suministros y personal para campos en el oriente del país andino, pasó de 320 vehículos hace seis meses a los 16 de hoy. La mayoría de sus empleados perdió el trabajo. "Ya le comenté a mi personal (remanente) que vamos a resistir dos meses pagándoles sus salarios, si no, me tocará entrar a despedirlos también", dijo Romero en su oficina en Puerto Gaitán, el pueblo más cercano a varios campos petroleros operados por la canadiense Pacific Rubiales y otras ocho firmas.

    "No aguantaría más realmente esta situación", sentenció el empresario de 49 años. Y no es el único.

    Todos los sectores que dependen de la actividad petrolera en Colombia -desde catering hasta ingenieros, pasando por trabajadores no calificados, geólogos, ejecutivos, dueños de hoteles y bares- están en problemas por el desplome del 50 por ciento en el precio del crudo en el último semestre. Los nubarrones en el sector petrolero también están amenazando las cuentas fiscales y el dinamismo de la cuarta economía de América Latina.

    Aunque Colombia no es una potencia petrolera, el crudo le genera el 21% de los ingresos corrientes con casi 13.000 millones de dólares anuales entre regalías, impuestos y derechos económicos. Se acostumbró a depender del petróleo y ha demorado el desarrollo de otros sectores de la economía.

    El impacto se siente más fuerte en sitios como Puerto Gaitán, en donde hasta el año pasado se hacían grandes conciertos con artistas como Marc Anthony, Daddy Yankee o Juan Luis Guerra. La bonanza inundaba las calles de hoteles, bares y restaurantes que ahora ya casi no tienen clientes. La crisis petrolera llega justo en momentos en que Colombia se enfrentará a grandes retos si se firma la paz con la guerrilla de las FARC. La financiación del postconflicto -que incluye programas de asistencia a víctimas, reinserción, desminado y compra de tierras- podría costar unos 40.000 millones de dólares.

    QUIEBRAS EN PUERTA

    Aunque una ofensiva de casi 15 años contra la guerrilla mejoró la seguridad y atrajo a muchas petroleras a Colombia, un reciente informe de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) mostró que la mitad de esas empresas que operan en el país reducirían o cancelarían sus inversiones en exploración entre el 2015 y el 2016, y una quinta parte bajaría su producción.

    La situación de los precios, que rondan los 58 dólares, fue la estocada que le hacía falta a las petroleras para recortar sus planes, que ya se quejaban de la pesada burocracia que demoraba la entrega de permisos y de los conflictos con comunidades locales. Reuters conoció que este año la Superintendencia de Sociedades recibió solicitudes de una docena de compañías de servicios petroleros para ingresar a la ley de reorganización empresarial, el equivalente a una ley de quiebras, entre las que están GPC Drilling, Venseca Corp., Sismografía y Petróleos de Colombia, y Compañía Distribuidora de Combustibles.

    Y las que siguen haciendo negocios están siendo más prudentes. La estatal Ecopetrol, la mayor empresa del país, recortó casi un 26 por ciento su plan de inversiones para este año. La segunda productora, Pacific Rubiales, lo redujo en casi un 27 por ciento.

    Pero los números no paran ahí.

    El sindicato de trabajadores de Ecopetrol anunció que irá a huelga indefinida en protesta por el despido de unos 10.000 empleados en los primeros meses del año. El gremio estima que hay un riesgo de que esa cifra llegue hasta 25.000, una quinta parte de la fuerza laboral directa del sector. Sólo en los dos primeros meses del año, las empresas que prestan servicios a Pacific Rubiales en campo Rubiales despidieron a 2.500 trabajadores, según la UTEN, otro sindicato que agrupa a empleados de unas 180 empresas del sector.

    UN TSUNAMI ECONÓMICO

    Tras años de auge que los llevó a ganar salarios más altos que el promedio, los trabajadores petroleros, desde ejecutivos hasta los de más bajo rango, se están ajustando el cinturón pagando anticipadamente préstamos, vendiendo propiedades y cancelando vacaciones. Incluso en grupos de mensajería instantánea trabajadores ejecutivos y de rangos medios de Pacific Rubiales ofrecen entre sus compañeros sus BMW y otros autos de alta gama para la venta.

    Las estimaciones oficiales muestran que cada dólar de caída en el precio del crudo le representa unos 121 millones de dólares menos al fisco, lo que equivaldría a 3.600 millones de dólares sólo este año y casi el doble en el 2016, cuando se sentirá el mayor impacto de la baja de las utilidades. Y según cálculos del centro de pensamiento económico ANIF, el cambio en los planes de las petroleras llevaría a una caída de un 20 por ciento en la inversión extranjera directa este año a unos 12.000 millones dólares. "A Colombia le está pasando una especie de tsunami", dijo Sergio Clavijo, presidente de ANIF.

    El Gobierno ha dicho estar preparado y considera que el PIB del país crecería por encima de 4 por ciento los próximos años porque la crisis puede ser contrarrestada con inversión en infraestructura vial -aún incipiente- y en construcción de viviendas. Pero los expertos no son tan optimistas y proyectan que el la economía se desaceleraría hasta un 3,3 por ciento este año, lejos del 4,7 por ciento alcanzando en el 2014.

    Y se espera que la cosa empeore el 2016 incluso con una expansión inferior al 3 por ciento, obligando al Gobierno a tramitar al menos una reforma tributaria durante este año para levantar recursos frescos y otra más estructural el próximo para ajustar sus finanzas en el largo plazo.

    A TODA ESCALA

    Mientras tanto, los colombianos ven cómo trabajos de exploración se reducen y caen los empleos y el consumo en todo el país. "Teníamos un par de invitaciones a licitar y nos mandaron una carta diciendo que nos abstuviéramos de enviar la propuesta porque ya no iban a hacer los proyectos", dijo Rodolfo Ardila, dueño de la compañía de sísmica Energy Geophysical Services, que hace estudios para las petroleras y quien redujo en un 75 por ciento su personal en dos meses.

    Cálculos del Ministerio de Minas y Energía estiman que las regalías provenientes del sector petrolero podrían caer durante el 2015 entre un 30 y 40 por ciento, frente a los cerca de 6.800 millones de dólares que obtuvieron el año pasado las regiones. Expertos coinciden que es el momento de diversificar y de implementar reformas que alienten a los inversores a desarrollar proyectos en sectores como el minero y el agrícola. En Puerto Gaitán -que vio triplicar su número de habitantes en la última década- sólo se ven negocios cerrados y calles vacías.

    Incluso en el bar Rubiales, uno de los pocos locales que subsisten y que lleva el nombre del yacimiento en el que trabajaban la mayoría de sus clientes, se siente el ánimo de fin de fiesta: los pocos parroquianos que quedaron pasaron de beber ron y whisky a comprar cerveza, dijo el dueño del local, Juan David Mogollón. "Nosotros pensábamos que esto iba hasta el 2030, todo el mundo relajado trabajando en el petróleo", admitió Roger Cardona, coordinador de comunidades de la Alcaldía de Puerto Gaitán.


    Retuers/D.com

  • Caída del petróleo encarece costos de Colombia en mercado internacional de bonos

    Foto: Plataforma PetrobrasFoto: Plataforma Petrobras
     
    Colombia vendió el lunes US$1.500 millones de bonos a 2026 con un rendimiento 2,45 puntos porcentuales por encima de los papeles del Tesoro de los Estados Unidos de similar vencimiento. Se trata de 1,03 puntos porcentuales más de lo que pagó la última vez que emitió deuda a 10 años, en octubre. En el mismo período, los costos crediticios promedio de los mercados emergentes han aumentado 0,67 puntos porcentuales, según datos que recopiló JPMorgan Chase Co.
     
    Colombia recurre a los mercados internacionales de deuda para contribuir a resolver el año próximo un déficit presupuestario que el gobierno pronostica será el mayor desde 2010. Se trata del primer país en vías de desarrollo que recurre a los mercados internacionales luego de que la Reserva Federal mantuviera el jueves sin cambios su tasa de interés, y depende de las ventas de petróleo para alrededor del 40 por ciento de sus exportaciones y el 17 por ciento de los ingresos del gobierno.
     
    Cambio drástico
     
    “Cuanto más tiempo pase, más empeorarán las cosas”, dijo Mario Castro, un estratega de Nomura Holdings Inc. “La realidad fiscal de Colombia ha cambiado de forma drástica”, por lo que tiene sentido asegurarse costos crediticios ahora, antes de que suban más el año próximo.
     
    Colombia enfrenta un déficit presupuestario de 3,6 por ciento del producto interno bruto en 2016, más que el 3 por ciento de este año. El precio del petróleo se ha desplomado 50 por ciento en el último año.
     
    Con la oferta de deuda del lunes, Colombia completó la mitad de las ventas de bonos por US$3.000 millones que tenía previstas para el año próximo. La demanda de los valores fue de más de US$3.000 millones, dijo en una declaración el Ministerio de Hacienda.
     
    El ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, dijo en la declaración que la venta fue un éxito y agregó que las “políticas económicas responsables” del país le permiten emitir bonos con vencimientos y rendimientos favorables a pesar de la volatilidad de los mercados internacionales.
     
    Antes de la caída del petróleo, Colombia era la niña mimada entre los mercados emergentes luego de que el país mejorara la seguridad, lo que derivó en la apertura de regiones a la exploración energética y en un récord de inversión extranjera.
     
    “Colombia enfrenta un gran cambio con la declinación de los precios del petróleo”, dijo desde Nueva York Alejo Czerwonko, estratega de UBS Wealth Management.
     
    Fuente_ Bloomberg
  • Caída del petróleo les puso freno a los activos

    Las acciones y la deuda pública local retrocedieron, mientras que el precio del dólar recuperó $30Las acciones y la deuda pública local retrocedieron, mientras que el precio del dólar recuperó $30La  moneda, el mercado accionario y la deuda pública interna de Colombia bajaron el martes en medio de la caída de los precios del petróleo y la apreciación global del dólar. 
    Esto, luego de que los mercados del país no operaron el lunes debido al festivo.
    El peso perdió un 1,02 por ciento a un precio de cierre de 2.955 pesos por dólar, poniendo fin a cuatro jornadas consecutivas de valorización. 
     
    Durante la sesión, el dólar se negoció en un promedio de 2.950 pesos, que representan un aumento de 30 pesos en comparación con la Tasa Representativa del Mercado (TRM) vigente ayer.
     
    Y es que por un lado, el dólar está ganando terreno, en la medida en que crece la expectativa por las declaraciones que entregue hoy el presidente electo de Estados Unidos, Donald Trump, durante su primera conferencia de prensa.
     
    Y el otro elemento con gran incidencia para el mercado cambiario colombiano es el comportamiento del precio del petróleo.
     
    Ayer, el crudo acumuló una nueva caída, que llevó al WTI a los 50 dólares, mientras que el Brent cerró en 53 dólares. Esto, como consecuencia de las dudas que hay en el mercado con respecto a la implementación de un acuerdo de los países de la Opep para recortar la producción.
     
    El mercado accionario colombiano tampoco se salvó de las desvalorizaciones, luego de varios días en ascenso. 
     
    El índice bursátil Colcap perdió un 0,11 por ciento a 1.372,50 puntos. 
     
    Los principales caídas se registraron en las acciones de las petroleras Ecopetrol con un 0,36 por ciento a 1.390 pesos y Canacol con un 2,21 por ciento a 9.750 pesos, en línea con la caída del petróleo. 
     
    También perdieron valor los títulos ordinarios y preferenciales de Cementos Argos un 1,34 por ciento a 11.820 pesos y un 1,26 por ciento a 10.980 pesos.
     
    En el mercado secundario de deuda pública interna, los referenciados títulos TES con vencimiento en julio del 2024 se desvalorizaron a un rendimiento de 6,704 por ciento, frente al cierre del viernes de 6,525 por ciento.
     
     
    Portafolio.co
  • Caída del precio del petróleo obliga a hacer reajustes en RSE

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    La opinión

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


    Fuente: Larepublica.com.co

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Elnuevodia.com.co

  • Caída prolongada del crudo impulsará a la economía mundial

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

    HalliburtonHalliburton Co. HAL -10.62%  acordó la compra de Baker Hughes Inc. BHI +8.92%  en una transacción en acciones y efectivo valorada en US$34.600 millones que combina la segunda y la tercera compañías de servicios petroleros del mundo.
     
    Los analistas manifestaron dudas acerca de la penalidad de US$3.500 millones que tendrá que pagar Halliburton en caso de que el pacto no sea aprobado por los reguladores antimonopolio. Ambas empresas tienen numerosos negocios duplicados, como perforación horizontal controlada por computadora y fracturación hidráulica de yacimientos de gas y petróleo. También perforan en muchas de las mismas regiones, desde las formaciones de esquisto en Texas y Dakota del Norte hasta las aguas profundas frente al litoral de Brasil.
     
    Dave Lesar, presidente ejecutivo de Halliburton, dijo que estaba dispuesto a luchar para obtener el visto bueno de las autoridades. La empresa anunció que si los reguladores lo exigen, Halliburton puede desprenderse de negocios que facturan US$7.500 millones.
     
    El acuerdo, que ayudará a las dos compañías a combatir la caída de los precios del crudo, se produce después de varias semanas de negociaciones que llegaron a ser hostiles. The Wall Street Journal informó la semana pasada que Halliburton y Baker Hughes negociaban una posible fusión. El viernes, Halliburton se propuso ejercer presión para reemplazar a la junta de Baker Hughes después de que las conversaciones colapsaron.
     
    Las empresas no informaron cómo llegaron a un acuerdo, pero Halliburton parece haber elevado su oferta. “Negociamos arduamente y al final conseguimos un convenio que beneficia a los accionistas”, manifestó Lesar.
     
    Martin Craighead, presidente ejecutivo de Baker Hughes, expresó que la fusión será buena para los consumidores. “Concebimos el potencial para tener la mejor empresa de servicios petroleros de la historia”, afirmó.
     
    La oferta de Halliburton de US$78,62 la acción, que representa una prima de 31% respecto del cierre del viernes de Baker Hughes, supone un valor de empresa de US$38.000 millones. Halliburton planea financiar la porción en efectivo mediante una combinación de fondos disponibles y deuda.
     
    Cuando se cierre el acuerdo, previsiblemente en el segundo semestre de 2015, los accionistas de Baker Hughes controlarán en torno a 36% del grupo fusionado. La nueva compañía tendrá una junta de 15 miembros, incluidos tres del directorio de Baker Hughes.
     
    Alcanzar un pacto era importante para una transacción que probablemente estará sujeta al escrutinio de los reguladores antimonopolio. Las autoridades son más difíciles de convencer si una de las partes en la fusión no está interesada en trabajar estrechamente con ellos para obtener la aprobación.
     
    Las compañías enfrentan un entorno en el que la perforación de petróleo y gas se vuelve cada vez más costoso y competitivo. Asimismo, la caída de los precios intensifica la presión sobre las firmas de servicios petroleros. Esas tendencias probablemente llevaron a Halliburton a cortejar a su rival más pequeño, según expertos.
     
    La fusión creará un gigante que podrá ofrecer precios más bajos a los clientes, afirmaron ejecutivos de ambas empresas a analistas el lunes. Las firmas combinadas generaron US$51.800 millones en ingresos en 2013 y tenían 136.000 empleados y operaciones en más de 80 países.
     
    Lesar aseveró que la fracturación hidráulica en América del Norte será un área clave en la que la unión producirá grandes ahorros. “Los equipos de integración están actuando rápidamente”, dijo. “En particular en la fracturación hidráulica, donde podemos combinar nuestras redes de logística”.
     
    Por Russell Gold y Angela Chen
     
    Dan Molinski contribuyó a este artículo.
     
    Fuente; WSJournal.com
  • Campeones latinoamericanos del petróleo perdieron su confianza

    La caída de los precios ha invertido la suerte de las economías que  eran un imán para los grupos occidentales. Ecopetrol en la lista.La caída de los precios ha invertido la suerte de las economías que eran un imán para los grupos occidentales. Ecopetrol en la lista.De oro negro a agujero negro. Para tener un claro ejemplo de cómo se está extendiendo el dolor causado por el bajo precio del petróleo, simplemente hay que observar a los humillados campeones estatales de la energía de América Latina. 
     
    La caída de los precios del petróleo durante los últimos 12 meses desde México hasta Brasil ha reducido los beneficios, recortado los presupuestos y detenido el flujo hacia las arcas del gobierno de los impuestos pagados. En algunos casos, la acentuada depreciación está a punto de revertir ese flujo. 
     
    “La disminución de los precios en un 70 por ciento es un impacto considerable. En algunos países el petróleo aportaba del 20 al 50 por ciento de los ingresos del gobierno y representaba del 50 al 96 por ciento de las exportaciones”, dijo Luisa Palacios, directora para América Latina de Medley Global Advisors, una consultoría de riesgo propiedad del Financial Times. “Estamos comenzando a cuestionar la viabilidad financiera de algunos países y algunas compañías petroleras nacionales”. 
     
    Venezuela, que desde hace un tiempo está coqueteando con el impago a pesar de que la semana pasada hizo un pago de bonos de US$1,5 mil millones por sus US$120 mil millones de deuda externa, es el ejemplo más desesperado. Pero en Brasil, Petrobras, la gran compañía petrolera más endeudada del mundo y objeto de una investigación por corrupción multimillonaria, tiene costos de deuda que han alcanzado un 13 por ciento desde el 4 por ciento en que se encontraban hace unos años. Sus apuros han provocado que se hable de un rescate. 
     
    Consecuencias del cambio del superciclo
     
    Los países y compañías con grado de inversión han sido arrastrados por el cambio del superciclo de los productos básicos, lo cual también ha obligado a los grupos energéticos occidentales a recortar empleos, posponer proyectos y adaptarse a un mundo donde el precio del petróleo es de US$50 por barril o menos. 
     
    Pemex, el octavo mayor productor de petróleo del mundo, perdió US$30 mil millones el año pasado, lo cual hizo que el gobierno mexicano declarara que ayudaría a cubrir los US$91 mil millones en obligaciones en materia de pensiones de la compañía estatal y, potencialmente, incluso recapitalizarla. 
     
    El déficit de ingresos del petróleo también obligó a México a eliminar más de un punto porcentual del producto interno bruto del gasto. Por su parte, las bajas ventas de exportación contribuyeron a llevar el déficit por cuenta corriente a su nivel máximo en casi 20 años y afectaron brutalmente al peso, el cual ahora se cotiza cercano a niveles –después de ajustar la inflación– vistos por última vez durante la crisis económica de 1995. 
     
    Pemex “es una empresa ampliamente solvente”, dijo esta semana José González Anaya, su director ejecutivo, mientras describía un plan de ahorro de costos por US$5,5 mil millones. “Lo que tenemos que hacer es ajustarnos a la nueva realidad”. 
     
    En el país
     
    Ecopetrol de Colombia –afectada por la disminución de su capitalización de mercado desde los US$130 mil millones hace tres años hasta los US$15 mil millones actualmente– está recortando en un tercio su fuerza laboral de 48.000 trabajadores. El peso ha perdido un 37 por ciento frente al dólar en un año y el déficit por cuenta corriente se ha disparado hasta el 6 por ciento del PIB. 
     
    Bogotá le ha puesto buena cara a la recesión. “Hemos restringido el gasto público y permitido que se deprecie el tipo de cambio”, dijo Mauricio Cárdenas, ministro de hacienda. 
     
    Aun así, la pérdida de ingresos del petróleo que representan la mitad de las exportaciones se produce mientras Bogotá cuenta con que el fuerte mercado laboral absorba mejor a los guerrilleros desmovilizados en el marco del acuerdo de paz que espera alcanzar el 23 de marzo. Después de un proceso de gestación de cuatro años, las negociaciones tienen como objetivo ponerle fin a un conflicto de medio siglo que ha cobrado más de 200.000 vidas. 
     
    Cuando los precios del petróleo eran superiores a los US$100 por barril hace unos pocos años, las compañías internacionales de energía clamaban por entrar en América Latina, atraídas por los recién descubiertos yacimientos de aguas profundas de Brasil, el régimen liberal de Colombia, y las mayores reservas del mundo en Venezuela. 
     
    Se espera que Ecopetrol haga pública su primera pérdida anual desde que comenzó a cotizar en bolsa en 2007. Sin embargo, en ninguna parte la caída en desgracia es más dramática que en Petrobras, la cual hace cinco años lanzó la mayor oferta de acciones en la historia, recaudando US$70 mil millones. 
     
    El aumento de la competencia por el capital podría provocar una oleada de fusiones y adquisiciones, conforme se desvanezca inevitablemente la etapa nacionalista del superciclo de los productos básicos e intervengan los compradores extranjeros. 
     
    La disminución de las inversiones implica que la producción probablemente seguirá cayendo, quizás hasta en 470.000 barriles por día este año, según estima Palacios, lo cual convertiría a la región en “parte del ajuste en curso de la oferta mundial de petróleo”. La producción total de América Latina es superior a los 10 millones de barriles por día, comparable a la producción total de Rusia.
     
    Financial Times - EFE
     
    portafolio.co
  • Campetrol advierte que patentes del sector petrolero bajaron 24% en 2015

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Elespectador.com

  • Campetrol pide políticas claras para el sector

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

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

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

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

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

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



    Fuente: Portafolio.co


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  • Canacol Energy reporta resultados en pozo Clarinete 1

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    ESTRATEGIA PARA IMPULSAR LA TAREA EN HIDROCARBUROS 

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co

  • Carga fiscal espantó las inversiones petroleras en el país

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

    Con una inversión de US$580 millones, Puerto Bahía de Cartagena se convierte en una nueva opción para exportar petróleo.
     
    Pto BahiaEn enero próximo comenzará a operar el puerto más moderno para el transporte y exportación de hidrocarburos del país. Se trata de Puerto Bahía, cuyos inversionistas principales son Pacific Rubiales y la IFC del Banco Mundial. 
     
    Con un área de 105 hectáreas disponibles y una inversión de US$580 millones, esta infraestructura permitirá brindarle una segunda opción al país para la exportación a gran escala de hidrocarburos. Actualmente en este proyecto se construyen ocho tanques de almacenamiento de hidrocarburos.
     
    El puerto también podrá ser usado para contenedores, vehículos y graneles. También están entre los planes, una zona franca multipropósito.
     
    Las inversiones
     
    1|American Port Company Inc. (Drumond). 
     
    Ubicado en Santa Marta y de carácter privado, este puerto ha ejecutado inversiones por US$273 millones y alcanzar una capacidad de 60 millones de toneladas al año.
     
    2|Sociedad Portuaria Puerto Nuevo. 
     
    Está en Ciénaga y allí se invirtieron US$259 millones en un puerto destinado al servicio público para el manejo de carbón con cargue directo. Tiene 1.900 metros de pasarela y un muelle de 350 metros.
     
    3|Puerto Bolívar Cerrejón Zona Norte (Intercor y Carbones del Cerrejón).
     
    Se localiza en Uribia (La Guajira), es de uso privado y se han ejecutado inversiones por US$163 millones. Es un puerto de carbón con dos posiciones de atraque, cargue directo y capacidad para 40 millones de toneladas.
     
    4|Sociedad Portuaria Terminal de Contenedores de Cartagena (ContecAR). Se han destinado US$138 millones en su ampliación para un muelle marginal con seis grúas y un pórtico especializado en el movimiento de contenedores.
     
    5|Sociedad Portuaria Regional de Cartagena. 
     
    Es una terminal de uso público, en la que se han invertido US$95 millones para la construcción de un muelle marginal con seis grúas, pórtico especializado en contenedores, carga y cruceros.
     
    Fuente: Dinero.com
  • Cayeron los hallazgos petroleros en el 2014

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

    Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH-, este año se reportaron 27 avisos de descubrimientos, mientras en el 2013 fueron 32.

    Operadores CrudoMás allá de los bajos precios del petróleo, cuya descolgada comenzó en el mes de septiembre, y de las dificultades para subir la producción –se calculó que el promedio del año cerrará máximo en 990.000 barriles por día–, la búsqueda de nuevos recursos petroleros, a través de la perforación exploratoria y de las actividades de sísmica, terminará en caída, tanto de número de pozos como de la tasa de éxito (reporte de hallazgos).

    Según datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), a 18 de diciembre, las compañías petroleras habían hecho 27 avisos de descubrimiento de hidrocarburos, número inferior en 15,6 por ciento respecto a los 32 hallazgos reportados durante el 2013.

    Aunque los reportes públicos de la Agencia revelan que, a noviembre, iban solamente dos avisos de hallazgos, el vicepresidente de contratos de hidrocarburos de la entidad, Carlos Mantilla, confirmó que son 27 las perforaciones que encontraron presencia de recursos de crudo o de gas, dato que fue presentado en el último consejo directivo de la entidad de este año, realizado la semana pasada.

    El funcionario explicó que este año se abrió una categoría de pozos en evaluación, toda vez que, cuando hay un descubrimiento, se inicia un programa de esta clase, en el cual se deben ejecutar ciertas actividades para analizar si el área es o no comercial.

    “Es un período de uno a dos años, eventualmente hasta de tres años, en el que el contratista dice que ya tuvo un hallazgo, pero necesita saber cuál es el volumen, la calidad y las condiciones del yacimiento para poderlo explotar”, informó.

    MENOS ACTIVIDAD

    No obstante, el año 2014 cerrará con un aumento importante del número de contratos suspendidos, lo cual ha incidido en que el ritmo exploratorio haya sido más bajo a lo largo de todo el ejercicio.

    A comienzos de enero, la ANH tenía en sus cuentas 32 contratos de exploración y producción suspendidos, número que se trepó a 62 al corte de 18 de diciembre, es decir, hubo un incremento del 87,8 por ciento.

    Estos contratos están concentrados en Arauca, Caquetá y Putumayo, que son zonas con prospectividad, pero también hay afectaciones en el valle medio del Magdalena y en el departamento del Huila, entre otros.

    La principal causa de esta situación estriba en que la actividad ha sido menor que otros años, debido a factores del entorno que están afectando en forma considerable la industria, el principal de ellos el relacionado con los aspectos de seguridad y, en segundo lugar, los inconvenientes de tipo social (básicamente bloqueos de las operaciones).

    “Hay áreas en las que no se puede entrar porque la guerrilla está, porque hay campos minados o porque la sísmica necesita acompañamiento de la tropa y esta no está disponible”, afirmó Mantilla.

    Así mismo, algunos atrasos en la actividad exploratoria tienen que ver con los permisos ambientales locales y la consecución de los permisos de los propietarios en los que se van a hacer las operaciones.

    La entidad rectora del sector petrolero estima que el año cerrará entre 110 y 115 pozos exploratorios perforados (en el 2013 fueron 115) y que, como máximo, el número de avisos de descubrimiento de hidrocarburos llegará a 30.

    Adicionalmente, la industria petrolera dijo que este año no se cumplió la meta de exploración sísmica, pues, a noviembre, se llegó a 35.000 kilómetros equivalentes, frente a un presupuesto anual de 55.000 kilómetros.

    Según la encuesta de proyecciones de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), realizada entre 37 empresas, que representan el 88 por ciento de los pozos perforados este año (incluyendo a Ecopetrol), el 47 por ciento de los consultados prevé que bajarán las inversiones exploratorias, el 26 por ciento las mantendrán y el 24 por ciento las aumentarán.

    31 MILLONES DE BARRILES NUEVOS PARA LAS RESERVAS

    No obstante el complejo año que termina en materia de exploración petrolera, en el 2014 se han protocolizado ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) un total de 12 declaraciones de comercialidad, es decir, que este número de campos entrarán en fase de producción plena una vez cuenten con la licencia ambiental respectiva.

    Inicialmente, con estas declaratorias de comercialidad y los programas de evaluación, las firmas operadoras estiman en 30,9 millones de barriles las nuevas reservas probadas iniciales de tales proyectos. Asimismo, ante la ANH hay 18 programas de evaluación, a los que se les debe hacer seguimiento para verificar que las actividades se estén realizando, pues de esto depende su posible paso a comercialidad o al taponamiento y abandono, si el yacimiento no resulta comercialmente viable.

    EL TIEMPO

     

     

  • Cenit aumentará capacidad de evacuación de pétroleo

    El objetivo trazado por la filial de Ecopetrol para el cuatrienio 2014-2019 tendrá una millonaria inversión.

    Foto: elespectador.comFoto: elespectador.comLa empresa Cenit, flial de Ecopetrol encargada del transporte, logística y almacenamiento de hidrocarburos y refinados, anunció que con el objetivo de ejecutar una serie de planes para el cuatrienio 2014-2019, pondrá en marcha un plan de inversiones con el que pretende garantizar la normal operación de la empresa en todos los aspectos.

    Según información suministrada por la compañía, para este periodo se realizará una inversión alrededor de US$4 billones, para contar con una capacidad de evacuación de crudos de 1.400.000 barriles.

    Según Thomas Rueda, presidente de Cenit, quien hace poco era uno de los candidatos a ocupar el cargo de Presidente de Ecopetrol, para cumplir con los retos que hoy enfrenta la industria de transporte y logística de hidrocarburos, es necesario asegurar diferentes factores, entre ellos, el licenciamiento ambiental, la seguridad física, el ámbito regulatorio, el componente social y el trabajo con las comunidades.

    La línea estratégica trazada por la compañía consiste en la entrada oportuna y eficiente de los proyectos, mayores capacidades para el transporte de crudos y productos refinados, garantizar el cumplimiento de los volúmenes transportados, aprovechamiento de sinergias entre las compañías filiales y, adicionalmente, contar con una estructura óptima de capital.

    Dentro de los proyectos que Cenit liderará y que hacen parte de su plan de inversiones se encuentran:

    San Fernando Monterrey: proyecto que asegura la evacuación de los crudos de los campos Chichimene y Castilla, hasta la Estación de Bombeo Monterrey.
    Capacidad: 390 kbd.

    Magdalena Medio 100: proyecto que incrementa la capacidad de transporte de crudo desde Ayacucho hasta Coveñas, por la línea de 16” a 100 kbd e incrementa la capacidad de almacenamiento de crudo en Coveñas en 1.200 kbles.

    Costa Norte Galán: proyecto que incrementa la capacidad operativa a 130 kbd del sistema Pozos Colorados hasta Galán, para el transporte de 100 kbd de nafta y 30 kbd de ACEM o gasolina.

    Potencia 135 de Ocensa: ampliación de capacidad de los segmentos 2 (Porvenir Vasconia) y 3 (Vasconia – Coveñas) en 135 kbd, para transporte de crudo.

    Actualmente, Cenot cuenta con más de 9.000 kilómetros de ductos, entre oleoductos y poliductos, en toda Colombia que transportan la totalidad de la demanda de combustibles líquidos del país y la mayoría del petróleo producido en Colombia, lo cual equivale a octubre de 2014 a 948 kbd de crudo y 251 kbd de refinados.

    Fuente: dinero.com

     

  • Chevron venderá activos en Asia por hasta US$5.000 millones

    Foto planta de ChevronFoto planta de ChevronHONG KONG (EFE Dow Jones)— Chevron Corp. ha decidido reducir sus operaciones en Asia vendiendo activos por valor de US$5.000 millones con el fin de recaudar efectivo, según fuentes al tanto.
     
    El gigante energético con sede en California tiene previsto empezar a desprenderse de sus activos mar adentro de China este mes, en el marco de las desinversiones que está realizando en Asia.
     
    Entre los activos que Chevron pretende vender está su participación en una empresa conjunta de producción de petróleo en yacimientos en altamar con la petrolera estatal de China CNOOC, que podría valer hasta US$1.000 millones, de acuerdo con fuentes al tanto.
     
    El activo podría ser atractivo para un rango de posibles postores incluidas empresas chinas de energía y fondos soberanos, de acuerdo a las fuentes.
     
    La compañía busca recaudar hasta US$10.000 millones en todo el mundo con estas ventas de activos para recortar costos y adaptarse al entorno de bajos precios del crudo.
     
    Chevron reportó de una pérdida de US$1.500 millones en el trimestre más reciente, su tercer resultado consecutivo en rojo, conforme la depresión de los precios del petróleo siguen arrastrando sus finanzas, aunque la disminución de los ingresos fue menos de lo anticipado por los analistas. La compañía también registró US$2.800 millones en pérdidas por desvalorización y otros cargos no en efectivo.
     
    La semana pasada, la empresa dijo que está recortando 8.000 puestos de trabajo, alrededor de 12% de su plantilla, y que está reduciendo miles de millones de dólares de su presupuesto de gasto de capital.
     
    Un portavoz de Chevron declinó comentar sobre las ventas propuestas.
     
    —P.R. Venkat en Singapur contribuyó a este artículo.
     
    Por Kane Wu y Dan Strumpf
     
    WSJournal.com
  • China lanza un mecanismo para limitar el precio de los derivados del petróleo

    Extrayendo PetBEIJING (EFE Dow Jones)--La Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma de China, el principal planificador económico del país, dijo el miércoles que fijará un suelo para los precios de los productos nacionales derivados del petróleo en respuesta al persiste abaratamiento del crudo.
     
    Este nuevo mecanismo suspenderá los ajustes de los precios de los productos derivados del crudo cuando los precios internacionales del petróleo desciendan por debajo de US$40 por barril, según un comunicado publicado en la página web de la comisión.
     
    La comisión dijo, además, que limitará o suspenderá los incrementos de los precios cuando los precios internacionales del petróleo toquen los US$130 por barril.
     
    China suspendió el mes pasado su anterior mecanismo de fijación de los precios de los productos derivados del crudo ante el fuerte desplome del petróleo porque el gobierno consideró que ese mecanismo estaba abaratando demasiado algunos productos, como la gasolina.
     
     
    Por BRIAN SPEGELE
     
    WSJournal.com
  • China propone la desdolarización del petróleo

    Según expertos, esto podría cambiar radicalmente las reglas del juego en el mercado petrolero.
     
    La aparición de los contratos de futuros en yuanes permitiría a los exportadores, como Rusia e Irán, evitar el uso de dólares. La aparición de los contratos de futuros en yuanes permitiría a los exportadores, como Rusia e Irán, evitar el uso de dólaresLa aparición de los contratos de futuros en yuanes permitiría a los exportadores, como Rusia e Irán, evitar el uso de dólares. La aparición de los contratos de futuros en yuanes permitiría a los exportadores, como Rusia e Irán, evitar el uso de dólaresPekín prepara contratos de futuros de petróleo en yuanes con su posible conversión en oro. De concretar esta acción, impulsaría la posibilidad de convertir este tipo de contratos en el nuevo patrón para quienes realizan la compra y venta de instrumentos financieros en los mercados bursátiles. 
     
    Por ser China el mayor importador de petróleo en el mundo, el contrato podría ser el nuevo punto de referencia para los comerciantes.
     
     
     
     
     
    Los contratos se negocian en bolsas de valores: New York Mercantil Exchange (NYMEX), el Intercontinental Exchange (ICE), Singapore Exchange (SGX), Dubai Mercantile Exchange (DME) y Tokyo Commodity Exchange (TOCOM).
     
     
     
    Actualmente solo los contratos de West Texas Intermediate (WTI) y Brent se comercializan en el mercado mundial de futuros y ambos están valorados en dólares estadounidenses.
     
    DATO: Un contrato de futuros es un acuerdo a largo plazo que obliga a las partes a comprar o vender un activo por un precio fijo determinado de antemano. Es uno de los más negociados en el mercado financiero.
     
     
    >> Presidente Xi urge a los BRICS a alzar su voz en favor de la paz mundial
     
    Este acuerdo permitiría a los exportadores como Rusia e Irán evitar el uso del dólar. Los compradores podrían pagar por su petróleo con yuanes u oro tras convertir yuanes en onzas del metal precioso.
     
    Con esta innovación, China está buscando disminuir el dominio del dólar en los mercados de materias primas.
     
    El nuevo tipo de contrato de futuro es de gran interés para los países contra los que EE.UU. aplica una política exterior muy agresiva, como Venezuela, Irán y Catar, entre otros. 
     
    Telesurtv.net
  • Científicos de Siberia descubren cómo aumentar la producción de petróleo

    Los investigadores de la Universidad Estatal de Tiumén, en Siberia Occidental, elaboraron una tecnología que permite elevar la producción de petróleo a través de métodos químicos y térmicos a nivel de subsuelo, comunica la oficina de prensa del centro educativo.
     
    CIENTIFICOSLas pruebas de este avance tecnológico ya se realizan en yacimientos de Lukoil y Rosneft.
     
    "Los científicos de la Universidad Estatal de Tiumén y el Instituto de Física bioquímica N.M. Emanuel de la Academia de Ciencias de Rusia, en colaboración con los especialistas de la planta Síbneftemash y el proveedor de servicio Centro de Tecnología del Petróleo, consiguieron crear un nuevo procedimiento para explotar yacimientos de petróleo que reúne métodos térmicos y geoquímicos. Poner en práctica este avance tecnológico significa incrementar hasta seis veces la producción del oro negro en comparación con los métodos actuales", sostiene el comunicado difundido por la universidad.
     
    Además, esta tecnología no requiere utilizar inyección de vapor a alta presión y tampoco requiere una gran cantidad de equipos.
     
    "La tecnología permitirá que nuestra economía aumente la capacidad de generar energía sin una explotación intensiva de recursos naturales", puntualiza Galina Lázareva, una de las científicas del proyecto.
     
    Sin embargo, la aplicación de la tecnología puede tener resultados diferentes (aunque siempre positivos) dependiendo de la calidad del crudo y de las características de cada yacimiento, explicó Konstantin Fiódorov, asesor científico del proyecto y director del Instituto Físico y Químico de la Universidad del Estado de Tiumén.
    Fiódorov reveló algunas estadísticas impresionantes para ilustrar sus conclusiones: en promedio, la producción de petróleo crecerá seis veces. Sin embargo, hay casos en que el aumento se multiplica hasta 10 o 20 veces. Las pruebas del uso de la tecnología demostraron casi un 100% de éxito.
     
    Sputniknews
  • Científicos: No a perforaciones petroleras en el Ártico

    Artico Ruso(1)Casi 400 científicos han firmado una carta en la que exhortaron al presidente Barack Obama a que elimine la posibilidad de que se realicen perforaciones petroleras en el Ártico en el futuro cercano al retirar el Océano Ártico del próximo plan federal de arrendamiento de mares profundos.

    Entre los científicos está Jane Lubchenco, ex directora de la Oficina Nacional de Administración Oceánica y Atmosférica de Estados Unidos en el gobierno de Obama, quien ahora es una investigadora y profesora en la Universidad Estatal de Oregon.

    "He sido testigo de algunos de los cambios sin precedente que están en curso en el Ártico", dijo Lubchenco en un comunicado. "Conservar importantes áreas marinas es un paso esencial para sostener la resiliencia de la región".

    Entre los 388 firmantes están científicos de 13 naciones y 25 profesores eméritos actuales o pasados de la Universidad de Alaska. Su opinión es contraria a la de funcionarios elegidos de Alaska, quienes apoyan fuertemente la apertura de las aguas de Alaska a la perforación petrolera a fin de proveer crudo para el Oleoducto Trans-Alaska.

    El Departamento del Interior está recolectando comentarios públicos hasta el jueves sobre el propuesto plan de arrendamiento de cinco años para la extracción de petróleo y gas, el cual cubriría de 2017 a 2022. John Callahan, vocero de la Agencia de Administración de Energía del Mar, dijo a través de un correo electrónico que la dependencia gubernamental ha recibido aproximadamente 481.000 comentarios sobre el programa propuesto completo. No se ha contabilizado la cifra respecto a las aguas en el Ártico.

    Grupos ambientalistas se oponen enérgicamente a la perforación petrolera en el Ártico. Dicen que la actividad industrial dañará a los mamíferos marinos que ya han sido afectados por una pérdida de hielo marino, y que el calentamiento global será acelerado con la combustión del petróleo extraído del Océano Ártico.

    En el plan está el arrendamiento de dos sitios en aguas del Ártico: el Mar de Beaufort, frente a la costa norte de Alaska, en 2020, y el Mar de Chukchi, frente a la costa noroeste, en 2022.

    Fuente: AP

  • Cifras Récord en varios Indicadores Reporto Pacific Rubiales

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

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

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

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

    CONTINGENCIA TUMACOEcopetrol rechaza la ola de cinco nuevos atentados contra la infraestructura petrolera que  se han registrado en las últimas horas en los municipios de Orito en Putumayo, Yondó en Antioquia e Ipiales en Nariño, los cuales pusieron en riesgo la vida de las personas y el  
    medio ambiente.
     
    En la noche del martes 14 de julio, desconocidos atacaron una línea de succión de agua de inyección en el Campo Casabe, ubicado en el municipio de Yondó (Antioquia),  mientras que en el municipio de Orito, en Putumayo, hubo ataques contra los oleoductos  OSO (Orito-San Miguel) en la vereda Acae; contra el OMO (Mansoya-Orito) en la vereda 
     
    El Yarumo y contra el Oleoducto Trasandino en la vereda El Líbano. Además se reportó  un atentado contra el pozo inactivo Sucumbíos-3 en Ipiales, Nariño.
     
    Afortunadamente los atentados no dejaron víctimas fatales ni alcanzaron a contaminar fuentes hídricas.
     
    Con el apoyo de las Fuerzas Militares, la empresa activó los correspondientes planes de contingencia para asegurar el ingreso de los técnicos encargados de realizar las respectivas reparaciones.
     
    Ecopetrol deplora estos nuevos atentados, con los que ya se completan 68 contra su infraestructura petrolera en 2015, los cuales ponen en riesgo la integridad de las comunidades de las regiones donde opera, de sus trabajadores, afectan el medio ambiente e impiden el desarrollo de las actividades petroleras.
     
    ecopetrol- paisminero.co
  • Cinco razones de la caída del precio del petróleo

    La lucha entre la Opep y el esquisto estadounidense ha contribuido al aumento de la venta - Plataforma de Perforación de ShellLa lucha entre la Opep y el esquisto estadounidense ha contribuido al aumento de la venta - Plataforma de Perforación de ShellLos precios del petróleo han presentado caídas en la última semana alcanzando su nivel más bajo desde que la Opep acordó recortar la producción en noviembre. Hay cinco factores que han contribuido al incremento de la venta que podrían dictar la sostenibilidad del crudo Brent a un precio mayor a US$50 por barril.

    1 El Esquisto 


    La industria del esquisto en EE.UU. ha regresado con fuerza, debido a que los precios del petróleo están por encima de US$50 por barril. Después de dos años de contracción, la Administración de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés) de EE.UU. prevé que la producción aumentará 300.000 barriles diarios a 9,2 millones de b/d en 2017 antes de agregar 500.000 adicionales el próximo año. 

    Ésos son números mayores, pero sólo cuentan la mitad de la historia. La industria redujo los costos durante los dos años de la crisis y los ejecutivos están hablando de mayor eficiencia y ganancias en la producción, lo que lleva a muchos a prever un mayor repunte. 
    La velocidad de la recuperación del esquisto es un recordatorio de que la industria tiene que adaptarse a un gran cambio estructural en lugar de sólo reaccionar ante un exceso a corto plazo. 

    Las compañías petroleras están dirigiendo el gasto hacia las obras más productivas como la Cuenca Pérmica en Texas. Las plataformas de perforación en EE.UU. han alcanzado los niveles más altos en 18 meses. 

    Otros productores, como aquellos enfocados en las arenas bituminosas canadienses, también redujeron los costos. 

    “Dada la mejora en las curvas de producción del Pérmico y la fortaleza de la producción canadiense, la producción combinada de EE.UU. y Canadá aumentará en 1 millón de b/d en 2017”, señalaron analistas de Energy Aspects esta semana.

    2 La Opep

    Una producción norteamericana más fuerte de la esperada representa una seria amenaza para la OPEP. El cartel de 13 miembros impulsó con éxito los precios a finales del año pasado después de acordar recortes de suministro incluyendo también a otros grandes productores de fuera del grupo, como Rusia. 

    No obstante, después de un aumento inicial en diciembre, los precios se establecieron por encima de los US$50 por barril en los primeros dos meses de 2017, a pesar de que el grupo se acercaba colectivamente a su objetivo de producción. 

    El grupo se enfrentará a una decisión difícil cuando se reúna el próximo 25 de mayo. 

    Podría extender los recortes existentes, lo que muchos analistas creen podría finalmente reducir los inventarios hacia la segunda mitad del año. 

    Igualmente, podría acordar recortes aún más profundos para dar un nuevo impulso al precio, sabiendo que esto seguramente cedería una mayor cuota de mercado a otros países productores. 

    O la OPEP podría abandonar los intentos de gestionar el mercado y volver a una guerra de precios, una estrategia que el grupo sólo adoptó plenamente durante 2015 antes de que el daño de los bajos precios impactara demasiado a las economías dependientes del petróleo. 

    La primera opción puede ser la más probable, a menos que la cohesión entre los países participantes comience a desentrañarse si la actual caída de precios perdura. Arabia Saudí, el mayor exportador del mundo, ha sostenido consistentemente que no realizará todo el trabajo pesado por su cuenta. 

    Rusia, el mayor exportador de crudo fuera de la OPEP, hasta ahora se ha mostrado reticente a tomar medidas adicionales en vista de la recuperación del esquisto. Moscú dijo el martes que era “demasiado pronto” para decidir, sosteniendo que los productores de esquisto “están ejerciendo presión sobre el mercado de petrolero”. 

    3 Los Inventarios 

    El mayor problema a corto plazo para la OPEP es que los inventarios estadounidenses siguen aumentando. Las liquidaciones se iniciaron realmente la semana pasada después de que la EIA informó que los inventarios de crudo habían subido por novena semana consecutiva a un máximo histórico de más de 528 millones de barriles. 

    Mientras que algunos analistas sostienen que los suministros de petróleo se están endureciendo en otras partes del mundo, EE.UU. tiene los mejor y más actualizados datos, dándole una influencia excesiva sobre el mercado. Estados Unidos sigue siendo el mayor consumidor mundial de petróleo, convirtiéndolo en el principal campo de batalla entre el esquisto y la OPEP. 

    4 Los fondos de cobertura 

    Los inversores se habían alineado para respaldar los recortes de la OPEP, apostando al aumento de los precios durante los dos primeros meses de este año. La posición larga neta, la diferencia entre las apuestas sobre el alza y la caída de los precios del Brent y el West Texas Intermediate, índice de referencia estadounidense, había alcanzado los 951 millones de barriles, o el equivalente a 10 días de demanda de petróleo, para el 21 de febrero. 

    Pero el fracaso del petróleo en alcanzar precios más altos en el 2017 ha significado que esta postura sea cada vez más cara de defenderse. Los operadores dicen que no es sorprendente que los fondos hayan comenzado a reducir su posición, un movimiento que probablemente se aceleró después de la caída del miércoles. 

    5 La Demanda 

    Aunque el panorama del suministro tiene muchas partes móviles, la demanda debe ser más fácil de interpretarse y puede proporcionar cierta comodidad a la OPEP. El grupo elevó sus estimaciones y pronostica un crecimiento cercano a los 1,3 millones b/d, alcanzando un promedio de 96,3 millones de b/d en 2017. Mientras que el auge de los coches eléctricos ha llevado a algunos grandes actores de la industria a advertir sobre la ‘demanda máxima’ de petróleo en un futuro próximo, otros son mucho más escépticos. 

    Los analistas de Morgan Stanley señalan que la flota global de vehículos convencionales aumenta en 40 millones de vehículos anuales, neto de desguace. Solamente eso debería representar unos 600.000 b/d de crecimiento, o la mitad del promedio de 10 años. Un mayor uso en aviones, carga y petroquímicos también aumentará el consumo. 

    “El petróleo es una fuente de energía madura y la eficiencia está mejorando”, dijo Martijn Rats en Morgan Stanley. “Pero la demanda máxima no será alcanzada en el corto plazo”, concluyó.

    Reuters - Portafolio.co

     
  • Cinco razones por las que el precio del petróleo subirá a pesar del 'chasco' de la OPEP

    A pesar de que el petróleo vuelve a caer este lunes, después de que la OPEP decidiera extender el recorte de la producción hasta marzo de 2018 pero no la cantidad, Neil Dwane, estratega jefe de Allianz Global Investors, se muestra positivo respecto a su evolución futura.
     
    Infografia de Precios de Crudo de ShellInfografia de Precios de Crudo de Shell"A pesar del reciente episodio con el consecuente desplome en los precios, creemos que el mercado del petróleo debería moverse más alto debido a la sólida demanda global, las renovadas restricciones en la oferta y la baja inversión, aún significativa. Esto supone un argumento claro para invertir en el sector de la energía, tanto por los ingresos como por el retorno del capital", señala.
     
    Desde esta gestora identifican, así, cinco razones por las que el precio del petróleo, que se mueve en torno a los 51 dólares en el caso del Brent, podría moverse al alza a medio plazo. "Ahora que los miembros y no miembros de la OPEP han renovado su compromiso de limitar la producción es un buen momento para revisar las perspectivas del petróleo. Son cinco las razones por las que pensamos que el precio del petróleo subirá, y por las que los inversores deberían considerar posicionarse para aprovechar la oportunidad", apuntan desde esta gestora.
     
    1. La demanda mundial del petróleo es estable
     
    Aunque la Agencia Internacional de la Energía (AIE) redujo sus previsiones de crecimiento de la demanda en 2017, de 1,4 millones de barriles diarios a 1,3 millones, la demanda se ha mantenido estable. A finales de 2016, el mundo consumió algo más de 97 millones de barriles diarios, haciendo que la modesta revisión a la baja de la AIE sea relativamente inconsecuente. A su vez, los inventarios de petróleo han ido disminuyendo y el crecimiento económico global es sólido. Estos factores deberían sostener la demanda de petróleo.
     
    2. Límites en la oferta
     
    Aunque analizar la efectividad real del acuerdo de la OPEP sigue siendo difícil, no hay duda de que ha mejorado el equilibrio entre la oferta y la demanda. Además, muchos de los países de la OPEP son petro-estados, que obtienen la mayor parte de su financiación a través de la tributación de los ingresos de petróleo y gas. Cuando el precio del petróleo se ve amenazado sus instituciones se vuelven vulnerables. Que los precios del petróleo hayan estado bajos por algún tiempo, ha hecho que estos países experimenten graves problemas. El frágil estado de muchos petro-estados es una de las razones por las que la OPEP tiene como objetivo aumentar los precios reduciendo la producción.
     
    3. Cada vez se hacen menos descubrimientos
     
    El descubrimiento de nuevos yacimientos cada vez es más difícil. El resultado es que la economía depende de campos envejecidos para producir el suministro de petróleo que necesita. Existen pocas compañías energéticas que hayan invertido más en encontrar nuevos campos de petróleo, mientras que muchas empresas decretaron también importantes recortes de gastos de capital en 2015-2016.
     
    4. El shale gas en EEUU tiene problemas
     
    En los últimos años las nuevas tecnologías y técnicas contribuyeron a un boom del shale gas, impulsando la oferta y reduciendo los precios del petróleo. De modo que cuando la OPEP restringió la producción de petróleo a finales del año pasado, los productores de esquito de EEUU aprovecharon para elevar su producción y exportaciones, alternando aún más el equilibrio entre la oferta y la demanda. Pero es importante señalar que EE.UU aún es un importador neto de petróleo y otros productos petrolíferos.
     
    5. La producción nacional cae en Asia
     
    La producción nacional de China también se encuentra en declive y se esperan caídas adicionales. Al mismo tiempo la demanda de energía en China está creciendo junto al tamaño de su población. Eso indica que China sigue dependiendo de los mercados mundiales para elevar su oferta. Además, en India e Indonesia, junto a otras naciones asiáticas, también está disminuyendo la producción mientras se espera que el crecimiento económico siga igual, lo cual debería impulsar la demanda en los mercados mundiales.
     
    ELECONOMISTA.ES
  • CNPC quiere cerrar este mes la compra de Petrobras Perú

    CnpcLa estatal Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC) prevé tomar posesión formal de los activos de Petrobras en el Perú en uno o dos meses, pero confía en que este lapso se acortará bastante si el Gobierno acelera un último trámite pendiente de aprobación, manifestó Gong Bencai, presidente de Sapet, filial de CNPC en el Perú.
     
    “Según mi conocimiento, tenemos un documento en proceso de aprobación por el Ministerio de Economía. Si esa gestión culmina con rapidez, podremos cerrar la transferencia en una o dos semanas”, refirió.
     
    Bencai detalló que esta gestión está relacionada con el retiro de Petrobras del lote 103, último trámite que la brasileña debe superar para cerrar la venta de sus activos en el Perú a CNPC, el primer productor de petróleo de China y quinto en el mundo.
     
    Petrobras aportará a la petrolera china el 100% de los lotes X y 58, el 46,16% del lote 57 (joint venture con Repsol) y el 30% del lote 103, que desarrollaba conjuntamente con Repsol y Talisman.
     
    La posesión de estos activos permitirá a CNPC incrementar su producción diaria de petróleo en 58%, de 14 mil a 24 mil barriles, con lo cual pasará a producir el 35% de este hidrocarburo en el Perú. La petrolera china opera los lotes VII-VI y participa con el 45% de los lotes 1-AB y 8, en joint venture con Pluspetrol.
     
    LOTES DE INTEROIL
    Bencai reveló también el interés de CNPC en adquirir los lotes III y IV (Talara) que la noruega Interoil opera transitoriamente en tanto se define a la empresa –o consorcio de empresas– que asumirá la titularidad de ambas concesiones.
     
    “En estos momentos estamos preparando los documentos correspondientes a la licitación que lleva a cabo Perú-Petro”, explicó.
     
    El ejecutivo remarcó que su representada no ve problemas en asociarse con Petro-Perú para operar conjuntamente uno o ambos lotes, en caso de resultar vencedor en el concurso.
     
    “Según Perú-Petro, la participación de Petro-Perú no pasará del 25%, pero aún no sabemos nada en concreto.
     
    Tendremos que conversar con ellos porque la asociación dependerá mucho del aporte de Petro-Perú. Sabemos que están gastando mucho en la modernización de la refinería de Talara, por tanto, no sé cuales serán sus ingresos y potencialidades para asociarse en ambos lotes”, sentenció Bencai.
     
    SAPET GANARÍA LOTES III Y IV
     
    Cuando faltan cuatro meses  para que Perú-Petro elija al nuevo propietario de los lotes III y IV de Interoil (la buena pro se otorgará el 12 de diciembre), se avizora a un virtual ganador: la china Sapet, filial de CNPC en el Perú.
     
    Según los entendidos en el tema, las bases del concurso  tienen un nivel tal de exigencia que cierran las puertas a postores potenciales como GyM Petrolera, Olympic y la misma Interoil (empresas pequeñas pero interesadas en la licitación), pues  no serían capaces de acreditar la perforación de 90 pozos en los últimos cinco años, como solicita Perú-Petro.
     
    Incluso la  misma Sapet quedaría fuera, pues no podría acreditar la perforación de dicho número de pozos en el lote VII-VI. Sí podría hacerlo, en cambio, si suma los pozos perforados en el lote X por Petrobras Perú, empresa que está por adquirir.
     
    Trascendió que esta evidencia genera preocupación en Perú-Petro, pues teme que solo haya un postor para ambos lotes: Sapet.
     
    Fuente: Elcomercio.pe
  • Colombia busca flexibilizar requisitos para exploración y pago de regalías a petroleras

    Tomas   GColombia planea flexibilizar los requisitos para la exploración petrolera y establecer una escala variable de regalías para incentivar la producción de crudo en un escenario adverso de bajos precios, anunció este martes el ministro de Minas y Energía, Tomás González.

    Las propuestas contemplan un cambio de las normas vigentes y fueron incluidas en el Plan Nacional de Desarrollo, que establece las metas en política económica y social del gobierno y que deberá ser aprobado por el Congreso a más tardar en junio.

    "Este que es un momento de precios difíciles, un momento en que los precios han caído 50% en seis meses, las compañías se están ajustando, lo primero que sacrifican son los proyectos de exploración porque no ven petróleo inmediatamente y no ven flujos de caja", dijo González a periodistas.

    "Lo que estamos haciendo es dando flexibilidad para darles un poco más de tiempo para que se hagan los compromisos de exploración o se puedan concentrar en áreas con mayor prospectividad", explicó.

    Además del impacto por la caída de los precios, la mitad de las empresas petroleras que operan en Colombia evalúa reducir o cancelar su inversión en exploración en los próximos dos años por el alza de impuestos, demoras en las licencias ambientales, las protestas sociales y los ataques de la guerrilla, según una encuesta de diciembre de la principal agremiación del sector.

    El ministro reveló que actualmente hay pendientes compromisos de exploración por US$7.000 millones y la idea es suavizar las limitaciones actuales entre las cuales está que las petroleras deben cumplir con un plazo de hasta once años para desarrollar sus proyectos.

    En cuanto a las regalías, González explicó que la propuesta incluye que el pago sea variable para la nueva producción incremental independientemente de cuándo haya sido firmado el contrato de operación.

    De acuerdo con las normas vigentes, todos los contratos de explotación petrolera firmados entre 1994 y el 2002 pagan 20% de regalías y los suscritos después una tarifa diferencial entre el 8% y el 25% dependiendo de la producción.

    Colombia, cuarto productor de crudo de América Latina, se está viendo afectada por la caída de los precios internacionales del petróleo, el principal generador de ingresos para su economía por exportaciones, impuestos y regalías.

    El país produjo en promedio el año pasado 988.100 barriles de petróleo diarios, por debajo de la meta de un millón de barriles, como consecuencia del recrudecimiento de los ataques de la guerrilla contra la red de oleoductos.

    Colombia cuenta con 2.445 millones de barriles de reservas probadas de crudo y busca incrementarlas con nuevos hallazgos y el uso de modernas tecnologías en los campos de producción y con incentivos como el que está proponiendo el gobierno.


    Reuters

  • Colombia enfrenta el dilema de la explotación de crudo de esquisto

    Fracking 11Colombia, cuarto productor de petróleo de Latinoamérica, enfrenta el dilema del crudo de esquisto, una solución ante la escasez de reservas convencionales, pero cuya extracción entraña un alto riesgo de desatar temblores en un país de intensa actividad sísmica.
     
    Buscar y encontrar hidrocarburos en yacimientos no convencionales es una "necesidad imperiosa y estratégica", dijo días atrás a periodistas Francisco Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana de Petroleo (ACP).
     
    "Tenemos sólo seis o siete años de reservas. Si no, vamos a tener una debacle fiscal", agregó.
     
    Ante el desplome de los precios del crudo, que en los últimos dos meses ha caído 13%, cerrando el miércoles en 80,52 dólares por barril en el New York Mercantile Exchange (Nymex), la búsqueda de aumentar la producción es un dolor de cabeza para el gobierno colombiano, que obtiene cerca del 20% de los ingresos corrientes de la industria de los hidrocarburos y la minería.
     
    Colombia, que produce cerca de un millón de barriles por día (bpd), tiene cerca de 2.445 millones de barriles en reservas probadas de crudo. Sin embargo, según la ACP, el país tiene entre 500 y 3.000 millones de barriles en hidrocarburos no convencionales.
     
    Para Alejandra Méndez, analista de la firma colombiana Serfinco, ante la evidente maduración de muchos pozos en Colombia, si el país quiere mantenerse como un exportador, la explotación de arenas bituminosas y de campos "offshore" (costa afuera) es una apuesta obvia.
     
    "Este es un potencial que tiene Colombia, pero es muy difícil de explotar y el proceso hasta lograr producir va a tardar casi una década", dijo a la AFP. "Va a ser un poco complicado".
     
     "Es como poner una bomba" -
     
    La explotación del crudo de esquisto, que implica inyectar agua a alta presión para fracturar una roca que se ubica a profundidades de entre 1.500 y 2.400 metros, es cuestionada duramente por ambientalistas en el mundo.
     
    Fracturar las lutitas que contienen hidrocarburos, una técnica denominada "fracking", puede ser un gran problema para un país como Colombia, situado en el Cinturón de Fuego del Pacífico, donde se produce el 90% de los terremotos y se ubica el 75% de los volcanes del mundo.
    "Colombia tiene zonas de muy alta sismicidad. El 'fracking' es como poner una bomba en territorios tan activos sísmicamente", dijo a la AFP Margarita Flórez, directora de la ONG Ambiente y Sociedad.
     
    Además, en el caso de Colombia, se corre gran peligro de contaminar los acuíferos, que se sitúan cerca de la superficie, entre los 300 y 500 metros de profundidad.
     
    "Nadie puede garantizar que los ductos no filtren", señaló Flórez, quien también destacó la enorme cantidad de agua que requiere esta técnica de extracción - entre 7.000 y 29.000 litros de agua por pozo, según la ONG ambientalista Greenpeace.
     
    Lloreda admitió los problemas potenciales, pero dijo que la estimulación hidráulica rara vez genera sismicidad y, de presentarse, es muy baja -de unos 2 grados en la Escala de Richter-.
     
    "Tiene riesgos, pero si se hacen las cosas bien, los riesgos se reducen a un mínimo", señaló.
     
    Por su parte, Carlos Alberto Vargas, geólogo de la Universidad Nacional de Colombia, dijo a la AFP que si estas operaciones "se hacen con alto control de calidad, su aplicación no debería generar problemas".
     
    "Esta tecnología puede generar sismicidad, pero debido a que el proceso se desarrolla típicamente en zonas alejadas de comunidades e infraestructura, su impacto tiende a ser marginal", afirmó.
     
    En Colombia, donde hay un conflicto armado desde hace más de 50 años; la explotación de campos de crudo no convencionales puede presentar dificultades adicionales a las ambientales.
     
    Las dos grandes áreas donde se encuentran las rocas de esquisto, el Magdalena Medio y del Catatumbo, en el noroeste, están ubicadas en zonas donde las principales guerrillas del país, las Farc y el ELN, son muy activas
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • Colombia sigue explorando y eso no se ve en otros país: GE

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Pero la realidad es que tienen menos presupuesto...

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    ¿Y en Colombia?

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

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

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

    ¿Atienden otros mercados desde Colombia?

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

  • Colombia y Perú firman acuerdo en sector de hidrocarburos

    ProveedoresEl documento establece que se creará un grupo de trabajo binacional que coordine la ejecución de actividades y que se reunirá por lo menos una vez al año de manera alternada en cada país, informó el Ministerio de Minas y Energía de Colombia en un comunicado.
     
    Los gobiernos de Colombia y Perú firmaron este viernes un memorando de entendimiento para promover la cooperación en el campo de los hidrocarburos, informaron fuentes oficiales.
     
    Entre las áreas de colaboración incluidas en el documento se encuentra el intercambio de experiencias en la exploración y explotación de hidrocarburos y el desarrollo de infraestructuras de transporte de petróleo y gas.
     
    Igualmente se buscará la cooperación en las áreas de refino y procesamiento de petróleo y gas, y el intercambio de conocimientos en el gerenciamiento de las agencias nacionales encargadas de "la promoción, contratación y supervisión de actividades de hidrocarburos, entre otros", agregó la información.
     
    El memorando fue suscrito por los ministros de Minas y Energía de Colombia, Tomás González, y de Perú, Eleodoro Mayorga, en la ciudad de Cartagena, donde ambos participaron en la Cumbre Mundial de Energía.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / EFE 
     
     
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  • COLOMBIA: Alarma ante la caída de producción de petróleo

    Francisco LLoreda Presidente de ACPFrancisco LLoreda Presidente de ACPEl Heraldo / Este jueves, durante una conferencia de prensa, el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda, anunció que la producción petrolera en Colombia se ha reducido en los últimos días, presentando un descenso entre 140.000 y 150.000 barriles.
     
    "Debemos incorporar cerca de 1.100 millones de barriles a las reservas de petróleo en el país. 10 pozos exploratorios al año es insuficiente cuando la probabilidad que alguno sea efectivo es de 15%. Eso no es una buena noticia y de ahí la importancia de buscar la manera de que no siga cayendo la producción y ver cómo se logra recuperar los niveles históricos", agregó.
     
    Lloreda advirtió que la caída de los precios en el mercado internacional ha reflejado que hay una parte de la producción es costosa y que no está en capacidad de ser producida con esas cotizaciones.
     
    Actualmente, la producción petrolera en Colombia se encuentra en 827.000 barriles. COLOMBIA: Alarma ante la caída de producción de petróleo.
     
    entornoInteligente.com
  • Colombia: Perforación sigue cayendo. El gobierno busca más alivios para el sector petrolero.

    ExplotacionEn el primer trimestre del año 2015, las compañías petroleras sólo han perforado seis pozos para exploración según las estadísticas acumuladas al 31 de marzo de 2015 elaborado por la Asociación Nacional de Hidrocarburos (ANH), lo que significa una reducción del 83% en comparación con el primer trimestre de 2014 cuando se habían perforado ya 36 pozos exploratorios. Por lo tanto, el gobierno propone alivios para las petroleras dentro del Plan Nacional de Desarrollo (PND).
     
     Las cifras son preocupantes, puesto que se pone en riesgo en el mediano plazo mantener los niveles de producción por encima del millón de barriles diarios teniendo en cuenta que las petroleras focalizaron sus inversiones en pozos ya en desarrollo y en procesos de recobro mejorado para campos maduros en los Llanos Orientales.
     
     No solo bajó la inversión en pozos, pues además la sísmica presentó una disminución del 96.49% en comparación con el primer trimestre de 2014, pues pasó de 7,837 Km de sísmica equivalentes a sólo 275 Km de sísmica equivalentes. Por lo tanto, se espera que sea revaluada la meta de lograr este año 8,000 Km de sísmica equivalentes y 86 pozos exploratorios, reflejando que sólo se ha cumplió con el 13% y 28% de la meta trimestral y sólo el 3% y 7% de la meta anual respectivamente.
     
     Ante la caída en el precio del petróleo, la ANH ya había tomado medidas para ampliar plazos del cumplimiento de obligaciones contractuales en la perforación de pozos en marzo pasado, siempre que los contratos no se venzan en los 12 meses siguientes a la fecha de radicación de la solicitud, condicionado a que el precio de referencia WTI en la fecha de radicación ante la ANH sea como mínimo 25% inferior al promedio de dicha referencia durante los 12 meses anteriores en la misma fecha.
     
     Adicionalmente, las compañías deben tener actividades pendientes de desarrollo y dar aviso a la ANH sobre algún descubrimiento, el área de evaluación no debe tener reservas probadas o, de tenerlas, la relación de reservas sobre producción debe ser inferior a un año, según el Informe de Recursos y Reservas (IRR) correspondiente al año inmediatamente anterior a la fecha de la solicitud de extensión.
     
     En la actualidad los contratos de exploración y producción (E&P) en Colombia para yacimientos convencionales tienen una vigencia de seis años, prorrogable dos años adicionales, siempre y cuando ya exista un descubrimiento o áreas en evaluación o explotación. El periodo de exploración para yacimientos no convencionales es de hasta nueve años.
     
     Ahora el gobierno nacional presentó un artículo dentro del PND para darle libertad a la ANH para poner reglas generales para ajustar contratos de exploración y explotación petrolera sin reducir los compromisos de inversión acordados previamente.
     
     Comparativamente con Perú, la agencia encargada de la promoción y adjudicación de los bloques petrolíferos, PeruPetro, dicta que el plazo para la fase de exploración de hidrocarburos es de siete años tanto para yacimientos convencionales y no convencionales, prorrogables por seis meses siempre y cuando haya solicitado la aprobación de PeruPetro. Además de los anterior, se puede solicitar seis meses adicionales de extensión, siempre que el trabajo haya consistido en la perforación de por lo menos un pozo exploratorio.
     
    Fuente: Bitlam.com
  • Colombia: Puerto Impala mejorará el transporte de carga por el Magdalena

    Impala PtoEl nuevo terminal multipropósito de la Multinacional Suiza Trafigura, Puerto Impala, acaba de entrar en funcionamiento en Barrancabermeja. Su construcción tardó un año y medio y costó US$ 117 millones. Este proyecto de transporte multimodal busca generar una mayor navegabilidad para el Río Magdalena según las proyecciones que tiene Cormagdalena para el 2032.
     
    El Puerto Impala tiene capacidad para manejar crudos livianos, crudos pesados y nafta. Además, puede almacenar 6,000 barriles de crudo y 8,000 de nafta. Para el primer año la proyección de toneladas que moverá el terminal es de 121,909 de productos como carbón, granel seco y líquido, acero, nafta, petróleo y carga en general. Después del primer año el estimado de carga que moverá el puerto es de 2.3 millones de toneladas.
     
    Trafigura es dueña de una de las 44 concesiones fluviales que tiene actualmente el Río Magdalena, cada una con un valor aproximado de US$ 1,300 millones.
     
    Fuente: Bitlatam.com
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