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  • Colombia: Segundo accionista de Pacific Rubiales vende casi 5% de las acciones totales

    Pacific Rubiales Energy(1)La petrolera colombo canadiense Pacific Rubiales vivió una caída en la cotización de sus acciones en la bolsa de Colombia y Canadá tras la reacción del mercado ante la noticia de la venta del 4.95% por parte de Lazard durante el primer trimestre de 2015. Lazard es una de las más importantes firmas de asesoramiento financiero y administración de activos en el mundo, además de uno de los mayores accionistas de Pacific.
     
    Al día de hoy, Lazard quedó con el 13.6% de las acciones de Pacific continuando como el segundo accionista de la compañía, mientras que la empresa mexicana de hidrocarburos Alfa, se mantiene como accionista mayoritario con el 18.95% que consiguió tras la compra de más participación a finales de 2014.
     
    De las 58.6 millones de acciones que tenía Lazard al 31 de diciembre de 2014 (o 18.56% de Pacific), vendió 15.6 millones en el primer trimestre de 2015 quedando con 43 millones, y saliendo del 26.7% de su participación total equivalente al 4.95% de la participación accionaria total de Pacific Rubiales (316.1 millones de acciones).
     
    Al cierre del viernes, la acción de Pacific Rubiales terminó la jornada en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC) en COP 5,190, llegando a ser de las cifras más bajas desde que la acción entró a cotizar en dicha bolsa. Desde enero de 2014 a la fecha, la acción ha perdido 86.2% de su valor, teniendo en cuenta varios factores, tanto internos como externos, que han afectado a la petrolera.
     
    No sólo Lazard ha disminuido su participación en Pacific, pues en el último trimestre accionistas como BNP Paribas y HSBC han hecho lo mismo.
     
    Por su parte, la bolsa de valores de Toronto (TSX) también percibió como negativo el anuncio y dejó a la acción de Pacific en su nivel más bajo en los últimos cinco años.
     
     
    Fuente: bilatam.com
  • Columna de Opinión: "Posestractivismo O Neoestractivismo" - La Encrucijada

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: expansion.com

  • Cómo entender la nueva economía petrolera mundial

    Plataforma  ShellPlataforma ShellSi las importaciones de Estados Unidos se reducen, su interés en un Medio Oriente estable se reducirá conforme se eleva el de China e India.
     
    ¿Por qué han caído los precios del petróleo? ¿Es un fenómeno temporal o refleja un cambio estructural en los mercados petroleros mundiales? Si es estructural, tendrá importantes consecuencias para la economía mundial, la geopolítica y en nuestra capacidad para gestionar el cambio climático.
     
    Con los precios de consumo estadounidenses actuando como deflactor, los precios reales se redujeron en más de la mitad entre junio de 2014 y octubre de 2015. Durante este último mes, los precios reales del petróleo fueron un 17 por ciento inferiores a su promedio desde 1970, a pesar de que estaban muy por encima de los niveles de principios de 1970, y de entre 1986 y comienzos de la década de 2000.
     
    Un discurso de Spencer Dale, economista principal de BP, aclara qué está influyendo en los precios del petróleo. Él argumenta que la gente tiende a creer que el petróleo es un recurso agotable cuyo precio es probable que aumente con el tiempo; que las curvas de oferta y de demanda del petróleo son ‘inelásticas’; que el petróleo fluye predominantemente a los países occidentales; y que la Opep está dispuesta a estabilizar el mercado. Según Dale, la mayor parte de estas creencias populares en relación con el petróleo son falsas.
     
    Parte de lo que está sacudiendo estas conjeturas es la revolución de esquisto de EE. UU. La producción estadounidense de petróleo de esquisto ha aumentado desde prácticamente nada en 2010, a alrededor de 4.5 millones de barriles diarios.
     
    La mayoría del petróleo de esquisto es, según Dale, rentable a un precio entre US$50 y US$60 por barril.
     
    Además, la productividad de la producción de petróleo de esquisto (medida como la producción inicial por plataforma) aumentó a más del 30 por ciento al año entre 2007 y 2014. Pero sobre todo, el rápido crecimiento de la producción de petróleo de esquisto fue el factor decisivo en la caída del precio del crudo el año pasado: la producción de petróleo estadounidense en sí aumentó en casi el doble de la expansión de la demanda. Se trata, simplemente, de un asunto de oferta.
     
    ¿QUÉ PODRÍA IMPLICAR ESTO?
     
    Una implicación es que la elasticidad a corto plazo del suministro de petróleo es mayor de lo que solía ser. Una proporción relativamente alta de los costos de producción de petróleo de esquisto es variable, ya que la inversión es rápida y produce un rápido retorno. Como resultado, la oferta es más sensible a los precios que el petróleo convencional, el cual tiene costos fijos altos y costos variables relativamente bajos.
     
    Esta alta elasticidad de la oferta significa que el mercado debería estabilizar los precios de manera más eficaz que en el pasado. Pero la producción de petróleo de esquisto también es más dependiente de la disponibilidad de crédito que el petróleo convencional. Esto añade un canal financiero directo al suministro de petróleo.
     
    IMPORTADORES DE PETRÓLEO 
     
    Otra implicación es un enorme cambio en la dirección del comercio. En particular, China e India probablemente se convertirán en importadores netos de petróleo mucho más importantes, conforme se reducen las importaciones netas estadounidenses. Muy posiblemente, el 60 por ciento del aumento global de la demanda de petróleo provendrá de los dos gigantes asiáticos durante los próximos 20 años.
     
    Para 2035, es probable que China importe tres cuartas partes de su petróleo, e India casi el 90 por ciento. Por supuesto, esto supone que el sistema de transporte seguirá dependiendo del petróleo durante este largo período. Si es así, no se requiere ninguna pirueta mental para suponer que el interés de Estados Unidos en la estabilización del Medio Oriente se reducirá conforme se eleva el de China e India. Las implicaciones geopolíticas podrían ser significativas.
     
    Otra implicación se relaciona con el reto de la Opep en la estabilización de los precios. En su ‘Pronóstico de la energía mundial 2015’, la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) prevé un precio de US$80 por barril en 2020, a medida que la creciente demanda absorbe lo que considera como un exceso de oferta temporal. También se toma en cuenta un pronóstico de un precio del petróleo más bajo, con precios que permanecen cerca a los US$50 por barril durante la presente década.
     
    Dos suposiciones subyacen tras este último pronóstico: la resiliencia de la oferta estadounidense y una decisión de los países productores miembros de la Opep -especialmente Arabia Saudita- de defender cuotas de producción (y el mercado del petróleo en sí). Pero la estrategia de precios bajos afectaría negativamente a los productores, ya que el gasto público sigue superando los ingresos del petróleo durante un largo período. ¿Cuánto tiempo pudiera durar este enfrentamiento?
     
    POLÍTICA CLIMÁTICA 
     
    Un último conjunto de implicaciones se relaciona con la política climática. El surgimiento del petróleo de esquisto subraya lo que ya era bastante claro: que la capacidad de suministro global no sólo es enorme, sino que se está expandiendo. Olvídate del pico petrolero. Como lo señala Dale: “Durante los últimos 35 años, el mundo ha consumido alrededor de 1 billón de barriles de petróleo. Durante el mismo período, las reservas probadas de petróleo se han incrementado en más de 1 billón de barriles”. El problema no es que el mundo se esté quedando sin petróleo. Es que tiene mucho más de lo que puede quemar mientras que conserva alguna esperanza de limitar el aumento de las temperaturas medias globales sobre los niveles preindustriales a 2 grados Celsius.
     
    Quemar las reservas existentes de petróleo y de gas triplicaría el presupuesto global del carbono. Por lo tanto, la economía de los combustibles fósiles está en oposición directa con el manejo del cambio climático. Uno debe ceder. Un cambio tecnológico significativo pudiera debilitar la economía de los combustibles fósiles. Si no, los políticos tendrán que hacerlo.
     
    Esto pone de relieve la magnitud del desafío que enfrentan los líderes en la conferencia sobre el clima en París. Pero la respuesta ante la caída de los precios del petróleo muestra cuán desesperanzados han estado los legisladores. Según la IEA, los subsidios a la oferta y la utilización de combustibles fósiles aún así equivalieron a US$493 mil millones en 2014.
     
    Es cierto que habrían sido de US$610 mil millones sin las reformas implementadas desde 2009. Así es que se ha logrado algún progreso.
     
    Pero los bajos precios del petróleo ahora justifican la eliminación de los subsidios. En los países ricos la oportunidad que brindaron los precios bajos pudiera -y debiera- haber sido utilizada para imponer impuestos compensatorios en el consumo, manteniendo de esta manera el incentivo de economizar en el uso de combustibles fósiles, aumentando los ingresos fiscales y permitiendo una reducción de otros impuestos, sobre todo en los empleos. Pero esta importante oportunidad se ha perdido casi por completo.
     
    Hay que preguntarse si existe la más mínima posibilidad de que surja una acción eficaz, en lugar de tan sólo una ‘fachada’ en París. Espero estar equivocado. Pero yo soy, por desgracia, un escéptico.
     
    Martin Wolf
    Columnista del Financial Times.
     
    Portafolio.co
  • Compañía británica BP afirma que el petróleo se acabará en 2067 en el planeta

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

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

    Plataforma de Exploración de Rosneft - Foto CortesiaPlataforma de Exploración de Rosneft - Foto CortesiaTOKIO (Sputnik) — La rusa Rosneft, al igual que otras compañías rusas, confirmó que reducirá la producción de petróleo en el marco de los acuerdos de la OPEP y países no OPEP, declaró el ministro ruso de Energía, Alexandr Nóvak.
     
    "Todas las compañías están dispuestas a reducir la producción", dijo al comentar si Rosneft aceptó recortar la producción.
     
    Señaló que las 12 compañías que participaron en una reunión sobre el recorte de la producción de petróleo en Rusia, integrarán un grupo de monitoreo.
     
    El pasado 30 de noviembre, los miembros de la OPEP decidieron reducir en 1,2 millones de barriles diarios su extracción petrolera. Mientras que el 10 de diciembre, 12 países externos al bloque se comprometieron a reducir la producción de petróleo en 558.000 barriles diarios. El acuerdo entre la OPEP y países que no integran el cartel estará vigente los primeros seis meses de 2017 y podrá ser prolongado.
     
  • Comunicado: Asociación Colombiana de Hidrogeólogos

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

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

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

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

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

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

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

    Geo. Jamer Zúñiga, MSc 

    Vicepresidente ACH

    Fuente: http://asociacioncolombianadehidrogeologos.org/

  • Con el actual precio del petróleo Rusia podría vivir 'para siempre'

    Una caída hasta el fondo en los precios del petróleo puede no tener muchos ganadores, pero Rusia está segura que puede sobrevivir. 
     
    El valor del crudo ha permanecido en torno a los 50 dólares después de que el acuerdo de la Opep decepcionó a los inversores. - PLATAFORMA DE ROSNEFT EN EL MAR DE RUSIAEl valor del crudo ha permanecido en torno a los 50 dólares después de que el acuerdo de la Opep decepcionó a los inversores. - PLATAFORMA DE ROSNEFT EN EL MAR DE RUSIAY a pesar de ello no está tan seguro sobre los fondos de cobertura. "Realmente estamos listos para vivir para siempre con el precio del petróleo a 40 dólares o menos", dijo el jueves el ministro ruso de Economía, Maxim Oreshkin, en una entrevista durante el Foro Económico Internacional de San Petersburgo. 
     
    Mientras los futuros planes económicos de Rusia convergen cada vez más en torno al crudo en ese nivel, Oreshkin dice que esta desconcertado por un giro más alcista que han tomado los fondos de cobertura. 
     
    Las apuestas al aumento de los precios del West Texas Intermediate registraron la mayor alza este año, justo cuando Arabia Saudita y Rusia reunían apoyo para el acuerdo que lograron en Viena el mes pasado, según muestran los datos de la Comisión de Negociación de Futuros de Materias Primas (CFTC, por sus siglas en ingles) de Estados Unidos. 
     
    "El precio del petróleo dentro de uno o dos años podría ser mucho menor, y los fondos que están en el otro lado de los acuerdos sobre la cobertura por uno, por dos años, están asumiendo enormes riesgos", dijo Oreshkin. 
     
    Las posiciones largas netas, o la diferencia entre las apuestas a un aumento de precios y las apuestas a un descenso, en el WTI de los fondos de cobertura aumentó un 20 por ciento en la semana que finalizó el 23 de mayo, según la CFTC. 
     
    La cifra había caído un 50 por ciento en las cuatro semanas anteriores. Las posiciones largas netas en el crudo de referencia Brent - que se cotiza con una pequeña prima en relación a la mezcla de exportaciones de los Urales de Rusia - subió un 17 por ciento, según datos de ICE Futures Europe. 
     
    Oreshkin cuestionó "la estrategia de esos fondos de cobertura" que están cerrando acuerdos con los productores de shale durante uno a dos años. "Porque los riesgos están allí", dijo. 
     
    CERCA DE 50 DÓLARES
     
    El petróleo ha permanecido en torno a los 50 dólares después de que el acuerdo de la OPEP y sus aliados, entre ellos Rusia, para prolongar las reducciones de suministro durante nueve meses decepcionó a algunos inversionistas que esperaban más. 
     
    Mientras que las existencias de Estados Unidos han bajado, la producción y la perforación continúan aumentando. La postura bajista de Oreshkin sobre el petróleo es ampliamente compartida entre sus colegas. 
     
    La vicegobernadora del Banco de Rusia, Ksenia Yudaeva, dijo la semana pasada que hay "mucha incertidumbre" en la perspectiva para el crudo. "Nuestros pronósticos asumen como altamente probable que en el mediano plazo el precio pueda volver a los US$40 el barril", dijo Yudaeva. 
     
    Oreshkin señalo que el crudo Urales a 40 dólares es la "suposición clave" que ahora sostiene toda la política económica en Rusia, desde su posición monetaria a las finanzas públicas. 
     
    Es el precio utilizado para calcular el presupuesto del país en 2017-2019 y realizar compras de divisas como parte de un mecanismo fiscal implementado este año. Pero podría ser igualmente relevante para la industria del shale de Estados Unidos, aun cuando las empresas tengan éxito en reducir rápidamente los costos y mejorar la productividad. 
     
    La revolución en los suministros no convencionales como el shale es "imparable" a menos que los precios caigan por debajo de los 40 dólares el barril, según Citigroup Inc. 
    El crudo Urales ha promediado más de 51 dólares el barril en los primeros cinco meses del año. Rusia necesita un precio de 60 dólares para ejecutar un presupuesto equilibrado en 2017, según el ministro de Finanzas, Anton Siluanov. 
     
    "Vemos riesgos sustanciales para los precios del petróleo en el mediano y largo plazo", dijo Oreshkin. "Haremos todo lo posible para llevar los niveles de inventario a niveles más bajos y hacer que el mercado se ajuste en el extremo corto de la curva". 
     
     
    PORTAFOLIO.CO
     
  • Con el presal, Petrobras entra en el cuarto ciclo de expansión de su historia

    Directora de la compañía destacó en un evento internacional la experiencia y pericia de Petrobras en aguas ultraprofundasDirectora de la compañía destacó en un evento internacional la experiencia y pericia de Petrobras en aguas ultraprofundasPetrobras entra en su cuarto ciclo de expansión de su historia con la producción alcanzada en el presal Se trata de un hito en el compañía, logrado a partir de la superación de desafíos, el desarrollo de tecnología y el incremento de capacidad técnica, evaluó la directora de Explotación y Producción de Petrobras, Solange Guedes, quien participó este martes (3/5) en el panel "Petróleo y Gas en Brasil: las Reglas del Juego", en un evento paralelo a la Offshore Technology Conference (OTC) promovido por la Cámara de Comercio Brasil-Texas (Bratecc). La ejecutiva recordó que la producción propia del presal alcanzó el nivel de 1 millón de barriles de petróleo por día un año antes de lo previsto. En diciembre de 2016, la producción de petróleo y gas operada en el presal llegó a 1,6 millones de barriles por día, un incremento del 45% con relación a la registrada en diciembre de 2015.
     
    Solange destacó que esa frontera es altamente rentable incluso en un escenario con precios del barril del Brent entre US$ 45  y US$ 50. Actualmente, Petrobras es capaz de construir un pozo tres veces más rápido que cuando se inició la producción en esa nueva frontera. “Debido a la alta productividad, se necesita perforar menos pozos para que los sistemas produzcan a capacidad máxima, lo que se traduce en un ahorro significativo en inversiones", explicó. "Además, la compañía también ha sido capaz de llegar a un costo de extracción por debajo de US$ 8 por barril en esas áreas", complementó la directora, señalando también que diez nuevos sistemas de producción entrarán en operación en el presal en los próximos años. "El enfoque en la seguridad, capacitación de personas,  la innnovación abierta,  la estandarización de alto nivel y la aceleración de la curva de aprendizaje seguirán siendo los fundamentos que guiarán la reducción de costos y el incremento de la producción", añadió la directora.
     
    La ejecutiva también habló sobre la importancia de las asociaciones con empresas y universidades en el campo tecnológico, con enfoque en la búsqueda del aumento del factor de recuperación de petróleo de los campos y la reducción de costos. "Varias empresas de servicios trabajan con nosotros desarrollando soluciones para operaciones de recuperación offshore y onshore. Tenemos alianzas activas con más de 100 universidades y centros de investigación de todo el mundo expandiendo nuestras fronteras tecnológicas", dijo, añadiendo además que, desde el final del monopolio en 1999, el sector de petróleo y gas brasileño cuenta con diversas empresas y que eso ha contribuido al fortalecimiento de Petrobras.
     
    Solange también destacó las oportunidades en el postsal. Asimismo, dijo que la Cuenca de Campos tiene un gran potencial a ser desarrollado con la aplicación de las lecciones aprendidas en los últimos años y con el uso intenso de la tecnología. La idea es trabajar para aumentar el factor de recuperación de los yacimientos.  "Creemos que podemos aumentar el factor de recuperación y, de hecho, eso ya está sucediendo. En el campo de Marlim, la recuperación de petróleo se sitúa por encima del 50%", finalizó.
     
    Ayer Petrobras destacó en el evento los efectos de la cooperación entre los socios del Consorcio de Libra, entre los cuales está la reducción del precio de equilibrio del proyecto. Vea el texto y las fotos de cobertura en la Agencia Petrobras.  
     
     
     
     
  • Con inauguración de Puerto de Mamonal, Colombia exportará carbón de petróleo

    Buque WEl presidente Juan Manuel Santos acompañado de la Ministra de Transporte, Natalia Abello Vives, y el presidente de la Agencia Nacional de infraestructura (ANI), Luis Fernando Andrade, inauguró este sábado las obras de ampliación del terminal marítimo Puerto de Mamonal, con una inversión de 160 millones de dólares.
     
    El Mandatario destacó el esfuerzo por aumentar la operación del puerto con "la mejor infraestructura que permitirá expandir la oferta  exportadora del país y mejorar su competitividad".
     
    Al respecto, la Ministra Abello resaltó la eficiencia de esta nueva infraestructura que le aportará al comercio exterior desde Cartagena. "Con la operación completa de este puerto, Colombia podrá exportar coque de petróleo, asfalto y ganado en pie por primera vez a diferentes países de América y Medio Oriente".
     
    La Ministra de Transporte explicó que espera para el 2016 superar en 3,1% el volumen de exportación de carga registrado en 2015 con esta nueva dinámica en los puertos del país.
    El nuevo puerto de Mamonal contará con mayor capacidad para recibir cargas extra pesadas y sobre dimensionadas para el desarrollo de diferentes proyectos industriales y de infraestructura del país.
     
    Las obras de ampliación generaron 500 empleos y otros 470 se vincularán de manera directa e indirecta para su operación.
     
    Gracias al nuevo terminal, el país exportará coque siderúrgico a Brasil; coque de petróleo que nunca se había vendido en el mercado internacional; asfalto hacia Centro y Norteamérica; y ganado en pie a Oriente Medio.
     
    El puerto se construyó dentro de una dársena protegida de la Bahía, interconectado con las principales vías de acceso y salida de Cartagena, sobre el kilómetro 7 de la Vía a Mamonal, a menos de un kilómetro de la salida que comunica a la variante Mamonal-Gambote, que interconecta con la Troncal de Occidente a la denominada Ruta del Sol y con la carretera de la Cordialidad, que conduce a Atlántico, Guajira y Magdalena.
     
    La interconexión por carretera hace que la carga que entra y sale del terminal no transite por el casco urbano de Cartagena, teniendo así un impacto nulo sobre en la movilidad de la ciudad.
     
     
    eluniversal.com.co
     
     
     
  • Con petróleo de esquisto se aumentarían reservas de crudo

    Natural Gas 863wCon la explotación de los Yacimientos No Convencionales (YNC), Estados Unidos busca repotenciar su producción de hidrocarburos y, de paso, ocupar los primeros lugares a nivel mundial, ya que le está apostando a aumentar de manera considerable las reservas de crudo.
     
    Esto lo entendió a la perfección su presidente Donald Trump, quien después de derogar la política energética de su antecesor, el demócrata Barack Obama, le abrió la puerta a la explotación del también llamado petróleo de esquisto.
     
    Así, el país del norte buscará hacerse a una posición dominante –y no solo independiente– en energía, gracias a los YNC y a los planes de relajar la normativa pertinente a la perforación, aseguró en días pasados el secretario del Interior de EE. UU., Ryan Zinke, en una conferencia ante industriales del crudo. 
     
    Según las cuentas de este Gobierno, la producción de petróleo en Estados Unidos podría incrementarse 17%, a un récord de 10,24 millones de barriles diarios a finales del próximo año, a medida que las empresas reduzcan sus costos y sean más eficientes en la perforación, en una producción que no ha pasado los 10 millones de barriles diarios desde 1970.
     
    Un informe del Financial Times señala que el resurgimiento de la industria de esquisto en los Estados Unidos, después de la caída del petróleo en el 2014, fue un factor clave en cómo los precios del crudo cayeron fuertemente la semana pasada, por debajo de los US$50 por barril.
     
    El citado medio económico hizo referencia al caso de Harold Hamm el multimillonario propietario, mayoritario y director ejecutivo de Continental Resources, quien antes de la caída de los precios del petróleo de hace tres años, “solía decir que la cotización por debajo de los US$70 por barril no se podía sostener por mucho tiempo, ya que ni siquiera Arabia Saudita era capaz de soportarlo”.
     
    Ahora, gracias a la extracción de petróleo de esquisto, Continental Resouces está planeando un crecimiento anual de la producción de 20%, financiado por sus propios flujos de efectivo, con crudo entre US$50 y US$55, además de invertir lo suficiente para mantener la operación estable, incluso con un precio por debajo de los US$40 por barril.
    El Financial Times también hace referencia a una información de la firma consultora Baker Huges, publicada la semana pasada, en la que señala que el número de plataformas activas en Estados Unidos perforando los pozos horizontales –utilizados para la producción de petróleo de esquisto–, se ha duplicado en los últimos 12 meses, pasando de 248 a 598.
     
    PANORAMA EN COLOMBIA
     
    Para el sector nacional, el país debería seguir los pasos de EE. UU., ya que los YNC se presentan como la solución para aumentar las reservas de crudo. Aunque existe un debate por parte de los ambientalistas, frente al fracking, el tema y su actividad ganan cada día más terreno en la industria petrolera colombiana.
     
    El documento “Q&A Yacimientos no convencionales”, desarrollado por la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), y al que tuvo acceso Portafolio, señala que la estimulación hidráulica (técnica del fracking para extraer petróleo de esquisto) en Colombia se viene utilizando desde hace varias décadas, habiendo sido implementada en cerca de 16 campos petroleros por diferentes compañías operadoras, en cuencas geológicas como: El Piedemonte Llanero, Llanos, Valle Superior del Magdalena, Putumayo, Valle Medio del Magdalena, Catatumbo, Guajira y Cordillera. 
     
    El número de pozos que han usado la tecnología de estimulación en Colombia puede llegar a un número cercano a los 400, sumando una cifra mayor a las 800 fracturadas en los pozos intervenidos.
     
    El mayor yacimiento del petróleo de esquisto se localiza en el Valle del Magdalena Medio, donde se calculan que existen en el subsuelo 5.000 millones de barriles, en una formación geológica llamada Roca generadora del Lago de Maracaibo, que se extiende hasta el departamento de Santander.
     
    “Éste yacimiento le permitiría tener a Colombia una autosuficiencia energética más allá del 2030, con una carga directa de crudos hacia la Refinería de Barrancabermeja, para el procesamiento de pesados, livianos y gas”, señaló el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, en un debate en el Congreso de la República.
     
    El vocero de la petrolera colombiana también indicó que, en recursos, el petróleo de esquisto le puede representar al país US$25.000 millones.
     
    En registros de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), se encuentran en la actualidad contratos vigentes con prospectividad para YNC. Todos están en etapa de exploración: tres tienen como operador a Ecopetrol, uno está concesionado a Parex Resources Colombia y el otro a ConocoPhillips Colombia.
     
    Cálculos de Ecopetrol estiman que en el corto plazo y en una fase inicial de producción, en el yacimiento en Santander, se podrían producir 1.000 millones de barriles (de 200 a 250 barriles/día), lo que permitiría adicionarlos a los 1.600 de reservas existentes, que permitiría autosuficiencia hasta por 13 años más.
     
    Alfonso López Suárez
    Redacción Portafolio
  • Conozca el nuevo paquete de ayudas para las petroleras

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    ¿Qué cambios hizo?

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

    En cuanto a las pólizas, ¿qué ha pasado?

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

    ¿Siguen vigentes los contratos involucrados en las pólizas?

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

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

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

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

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

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

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

    ¿Internamente hay un sacudón en la Agencia?

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

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

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

    ¿Se cambiarán las cartas de crédito por pólizas?

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

    Entonces, ¿cómo sería la flexibilización?

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

    ¿Y qué más trae el Acuerdo 03?

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

  • Continúa la 'montaña rusa' de los precios del petróleo

    Los precios del petróleo rompieron una racha alcista de dos semanas y hoy sufrieron una fuerte caída en Nueva York y Londres. El valor del barril de WTI cayó 2,45% en la jornada, para volver otra vez al nivel de los 45 dólares: 45,77. Mientras que el Brent bajó 2,58% y cerró en 48,06 dólares.
     
    Plataforma de ShellPlataforma de ShellLa caída es atribuida por los analistas a las dudas sobre la capacidad de los grandes productores de controlar la saturación del mercado. Los socios de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) y otros países productores se reunirán el próximo lunes en San Petersburgo (Rusia) para analizar las perspectivas del mercado y evaluar la caída de los precios. 
     
    Los países de la Opep y otras naciones se comprometieron a recortar su producción en 1,8 millones de barriles diarios desde enero pasado, aunque algunos socios del cartel están encontrando dificultades para cumplir ese compromiso. 
     
    Por otro lado, los contratos de gasolina para entrega en agosto bajaron 5 centavos, hasta 1,56 dólares el galón, y los de gas natural con vencimiento en ese mismo mes cayeron 7 centavos hasta 2,97 dólares por cada mil pies cúbicos.
     
    SUMINISTRO DE LA OPEP VUELVE A CRECER
     
    El suministro de crudo de la Opep alcanzará este mes el nivel más alto desde diciembre porque miembros como Arabia Saudita y Nigeria aumentan los envíos, según la firma consultora de monitoreo y análisis Petro-Logistics SA.
     
    El aumento tiene lugar en momentos en que un pequeño grupo de ministros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y ajenos a la organización como Rusia se reúnen en San Petersburgo para evaluar el avance de su iniciativa de eliminar el excedente mundial de petróleo.
     
    La reunión puede incluir discusiones relativas a si Libia y Nigeria deben seguir exentos de implementar reducciones en la medida que su producción repunta. "Se espera que el suministro supere los 33 millones de barriles diarios en julio, lo cual representa un aumento de 145.000 barriles diarios respecto de junio", dijo Petro-Logistics en un informe.
     
    Esto representa más de 600.000 barriles diarios por encima de la producción media del grupo en el primer semestre del año, dijo la compañía con sede en Ginebra, cuyos datos de monitoreo de buques petroleros son seguidos atentamente por el mercado de crudo.
     
    El informe de Petro-Logistics se suma a pruebas de que las reducciones de la Opep en la producción se debilitan luego de un inicio fuerte en enero.
     
     
    PORTAFOLIO.CO
     
  • Continúa la venta masiva de petróleo ante la superabundancia de reservas

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

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

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

    La Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma (CNDR) dijo que China refinó 235,34 millones de toneladas de petróleo crudo durante el primer semestre, 3,6% más interanual.
     
    En el mismo periodo, la producción de gas natural se incrementó 3,8 por ciento a 65.600 millones de metros cúbicos, en tanto que las importaciones crecieron 3,5% a 29.300 millones de metros cúbicos
     
    PetroleochinaBeijing. La producción de petróleo crudo de China ascendió 1,7 por ciento interanual a 105,53 millones de toneladas en el primer semestre, muestran datos publicados hoy por el máximo planificador económico del país.
     
    La Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma (CNDR) dijo que China refinó 235,34 millones de toneladas de petróleo crudo durante el primer semestre, 3,6 por ciento más interanual.
     
    La producción de productos petrolíferos refinados creció 5 por ciento a 148,61 millones de toneladas, en tanto que el consumo de productos refinados aumentó 3,2 por ciento a 135,68 millones de toneladas.
     
    En el mismo periodo, la producción de gas natural se incrementó 3,8 por ciento a 65.600 millones de metros cúbicos, en tanto que las importaciones crecieron 3,5 por ciento a 29.300 millones de metros cúbicos.
     
    Por su parte, el consumo de gas natural aumentó 2,1 por ciento interanual a 90.600 millones de metros cúbicos, dijo la CNDR.
     
     
    Xinhua
  • Crecen apuestas alcistas al crudo

    Los especuladores aumentaron las apuestas alcistas al petróleo más que nunca en más de cuatro años, a que el auge de la producción estadounidense se está desacelerando.
     
    Por descenso en la producción de Estados UnidosPor descenso en la producción de Estados UnidosEl pico máximo de la producción petrolera en el país norteamericano sería este mes. 
     
    Los fondos de cobertura incrementaron sus posiciones largas netas en crudo West Texas Intermediate en un 30 por ciento en los siete días, que terminaron el 7 de abril, el mayor salto desde octubre de 2010, muestran los datos de la Comisión de Negociación de Futuros de Materias Primas (CFTC, por sus siglas en inglés) de los Estados Unidos. Las apuestas largas llegaron al nivel más alto en nueve meses, mientras que las cortas cayeron 21 por ciento.
     
    La producción y las existencias de crudo estadounidense podrían llegar a su pico máximo este mes en medio de una caída récord de la cantidad de plataformas que exploran en busca de petróleo, dijo Goldman Sachs Group. Las refinerías que vuelven a funcionar después del mantenimiento estacional sumarán unos 500.000 barriles diarios de demanda para julio, pronosticó la Administración de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés), lo que contribuirá a atenuar el mayor exceso de oferta en 85 años.
     
    “Estamos empezando a ver que la producción se desacelera y pronto deberíamos comenzar a verla caer”, declaró Mike Wittner, responsable de investigación del mercado petrolero de Société Générale S.A. en Nueva York, en una entrevista telefónica del 10 de abril. “Hemos visto una increíble caída en la cantidad de plataformas”.
     
    Los futuros para entrega en mayo avanzaron US$6,38, o 13%, a US$53,98 el barril en la Bolsa Mercantil de Nueva York en el período que abarca el informe de la CFTC. El contrato cerró a US$51,64 el viernes.
     
    Reducción de la perforación
     
    Las empresas de perforación sacaron de servicio plataformas petroleras por 18ª semana consecutiva, llevando la cantidad total al nivel más bajo en más de cinco años, informó Baker Hughes Inc. el 10 de abril.
     
    Las refinerías estadounidenses usarán 16 millones de barriles diarios de crudo este mes, calculó la EIA la semana pasada. Esa cifra saltará a 16,5 millones en julio.
     
    “Nuestro modelo de producción estadounidense a corto plazo basado en las plataformas indica que la producción se está acercando al pico máximo”, expresaron analistas de Goldman entre los que se contaba Damien Courvalin en Nueva York en el informe del 6 de abril. “Sumado esto a un aumento previsto en el procesamiento de las refinerías, esperamos que las existencias de crudo de los Estados Unidos lleguen a su pico en abril”.
     
    El auge del esquisto estadounidense que llevó la producción al nivel más alto en tres décadas coincidió con incrementos en otros lugares, lo que contribuyó a impulsar un exceso de oferta mundial. La Organización de Países Exportadores de Petróleo, que produce alrededor del 40 por ciento del petróleo mundial, superó su meta diaria por décimo mes consecutivo en marzo, mostró un sondeo de Bloomberg. Arabia Saudita, el mayor exportador del mundo, produjo 10,3 millones de barriles diarios en marzo, más que nunca desde 2002, informó el ministro de Petróleo, Ali al-Naimi, la semana pasada.
     
    Fuente: Bloomberg/ ElEspectador.com
     
  • Crisis del petróleo hace que empresas salgan de ejecutivos

    WorkersAntes era uno de los sectores que mejor pagaba. Ahora es de los que más reubicaciones laborales realiza. El ajuste laboral de las empresas alcanzaría hasta un 60 por ciento de sus plantas de trabajo.
     
    Debido al incremento del precio del dólar y el desplome de los precios internacionales del crudo en los últimos meses, la generación de empleo en las principales empresas petroleras a nivel mundial se está viendo seriamente afectada. Colombia no es la excepción. La difícil coyuntura registrada por el renglón de hidrocarburos ubica a los profesionales del sector hidrocarburos en una situación de vulnerabilidad ante la restricción de nuevas oportunidades laborales.
     
    Como compañía líder en reclutamiento especializado de ejecutivos a nivel mundial, Hays Colombia ha podido comprobar de primera mano el proceso de desaceleración económica de la industria petrolera que, según Silviana Vergel, manager de este sector, ha provocado un movimiento natural de despidos masivos de personal, sobre todo, en las zonas geográficas donde se concentran los yacimientos del país. “Dicha situación es producto del recorte en los planes de inversión que han venido aplicando las compañías petroleras en los últimos meses para enfrentar la caída en las cotizaciones del insumo en los mercados internacionales”, puntualiza.
     
    Y es que según la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), el duro impacto de esta coyuntura en el sector petrolero, uno de los motores de crecimiento más importantes de la economía en los últimos diez años, ha dejado ya pérdidas por $4 billones para el PIB y una reducción en la participación que esta industria tiene dentro del crecimiento nacional que pasó del 7 % en 2014 al 6,3 % con el que se proyecta cerrará este año.
     
    “Se cumplen casi diez meses del proceso de ajuste y reacomodación entre el 10 % y el 60 % en donde algunas compañías han tomado decisiones de venta de sus activos, otras, negociaciones de sus compromisos adquiridos con las entidades del Gobierno a cargo o, en los casos más extremos, el cierre de sus operaciones. Todo para el funcionamiento óptimo de la compañía bajo el nuevo panorama y el precio real del petróleo en Colombia y en el mundo”, matiza la gerente de la división de Petróleo y Gas de Hays Colombia. 
     
    Con la disminución radical de los costos de las compañías, el mercado de selección y reclutamiento del sector se enfrenta ahora a un evidente desequilibrio laboral, que tiene que enfrentarse a una baja demanda de vacantes y a una sobreoferta de profesionales. “Se trata de uno de los sectores que mejor paga a sus empleados en altos cargos. Esto lo pudimos ver en el estudio Guía Salarial y tendencias del mercado laboral en Colombia 2014. Sin embargo, hoy la realidad es muy diferente. La mayoría de los profesionales de este sector está afrontando en la actualidad el reto de la reubicación laboral”, afirma Vergel.
     
    Pero si bien la disminución mundial de los precios del petróleo se siente en los diferentes mercados, aún hoy es posible encontrar ofertas con salarios muy atractivos para profesionales con perfiles muy especializados y difíciles de conseguir. “Actualmente, los perfiles más requeridos son los del área de Sistemas de gestión de calidad HSEQ, Social, Producción, Mantenimiento y Financiera. Son puestos capaces de garantizar los estándares y hacer frente óptimamente a las dificultades que se viven en la operación generando rentabilidad”, explica.
     
    En cambio, los efectos de la crisis petrolera sobre el empleo han empezado a perjudicar especialmente a los cargos relacionados con el área de exploración y perforación, en particular a los geólogos, debido a que este tipo de proyectos son los que primero se congelan cuando las operaciones se suspenden, que además de encontrar escasas oportunidades en el mercado local colombiano, deben competir con una fuerza laboral extranjera.
     
    Frente a este tipo de situaciones, la recomendación de Hays a las compañías pertenecientes al sector poner la cara a las adversidades a base de resiliencia con el objetivo de desarrollar las competencias adecuadas para adaptarse rápidamente a nuevas oportunidades de negocio.
     
    “La crisis en el sector petrolero se produce después de años de crecimiento constante. Hay que entender que la industria es cíclica y que la fuerza laboral debe seguir preparándose para asumir los nuevos retos del mercado. Es indispensable que las nuevas compañías se empiecen a ajustar al nuevo precio de la nueva industria Oil & Gas”, concluyó la representante de Hays Colombia.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Crisis petrolera dejó sin empleo a 250.000 personas

    Anadarko ExpDe acuerdo con el gerente de la división Oil & Gas de la cazatalentos Hays, John Faraguna, en términos generales, las empresas que están ofreciendo empleos en el sector petrolero se han reducido a la mitad.
     
    Unas 250.000 personas vinculadas a la industria del petróleo han perdido su empleo en todo el mundo a causa de la crisis de los precios del crudo, según estimó en una entrevista con Efe el presidente para América y gerente de la división Oil & Gas de la cazatalentos Hays, John Faraguna.
     
    “En términos generales, las empresas que están ofreciendo empleos, y sus vacantes, se han reducido a la mitad”, añadió Faraguna, quien advirtió que, aunque “es una tendencia global”, Latinoamérica, África y Oriente Medio son los más afectados.
     
    Para el ejecutivo de Hays, una empresa británica dedicada a reclutar recursos humanos en más de 30 países, el hecho de que esas zonas geográficas sean ricas en materias primas hace que “sufran más por su dependencia al crudo y su necesidad de explotarlo”.
     
    Los precios del petróleo han descendido por debajo de los 50 dólares el barril desde los más de 110 dólares registrados a mediados de 2014, entre otras causas por una oferta excesiva frente a una debilitada demanda mundial.
     
    Y cuando los precios están bajos, las compañías petroleras optan por reducir sus trabajos exploratorios, “para privilegiar la producción y generar ingresos”.
     
    Por ese motivo, explicó, los geofísicos han sido los profesionales que más han sentido los recortes de personal, seguidos de empleados de áreas como las de producción y administrativas.
     
    No solo se han perdido puestos de trabajo, sino que se ha registrado un importante estancamiento de los salarios en la industria de los hidrocarburos, “después de años de incrementos salariales año tras año, incluso muy superiores a la inflación de cada país”.
     
    La pérdida de poder adquisitivo de los trabajadores petroleros afecta a otros sectores industriales.
     
    “Aunque ahora en los países haya una percepción, incluso en Estados Unidos, de que los bajos precios del petróleo son buenos para los consumidores, el impacto en las empresas manufactureras que suplen la industria del petróleo ha sido muy grave”, explicó.
     
    Sin embargo, aclaró que las petroquímicas y las refinerías no han visto ni verán afectado su rol en la industria, pues a pesar de las bajas en los precios su trabajo continúa.
     
    Según cifras de Hays, antes de la crisis por lo menos el 35 % del total de las vacantes que las grandes empresas ofrecían era del sector petrolero, pero ahora no representa ni el 10 %.
     
    “Como es natural, el número de puestos que ofrecemos se ha reducido dramáticamente, mientras que el total de personas que ahora buscan trabajo se ha incrementado de manera fuerte”, explicó.
     
    Según Faraguna, la situación no va a empezar a cambiar hasta dentro de 6 ó 12 meses, cuando “el barril de petróleo podría alcanzar un precio de unos 60 o 70 dólares”.
     
    “Tener unos vastos recursos es una bendición y una maldición. Cuando los precios están altos, todo está bien, se puede invertir en el país, en las infraestructuras, pero cuando los precios bajan, las economías sufren”, consideró.
     
    Faraguna apuntó que todo este “panorama” ha hecho además que “la confianza en la industria se haya reducido significativamente”.
     
    Sobre el caso de corrupción enquistado en la petrolera estatal brasileña Petrobras, con desfalcos superiores a los 2.000 millones de dólares según cifras de la misma compañía, el ejecutivo fue enfático en asegurar que "ha minado" la visión del sector.
     
    "El nivel de confianza en Petrobras y también en el Gobierno brasileño ha recibido un gran golpe. Nuestro negocio en Brasil, que está más allá de solo reclutar empleados para ese sector (el petrolero) se ha reducido en un 30 % este año", aseguró.
     
    En el caso de Venezuela, aunque Hays no tiene negocios en ese país, opinó que el Gobierno "se encuentra en problemas" por "su dependencia de los beneficios petroleros para satisfacer sus necesidades sociales".
     
    Un aspecto positivo, según Faraguna, es que "es un buen momento para que las compañías encuentren el talento que ahora está desocupado, que antes no tenían y que necesitarán en unos años cuando la industria se estabilice".
     
    También aconsejó estudiar las facilidades que presentan los trabajos de medio tiempo para "retener a los empleados" y evitar la tendencia recurrente de "todos o ninguno" de la industria.
     
    "Estoy seguro que así veremos en el futuro a unas empresas petroleras adecuándose al panorama mundial y ajustando sus gastos", concluyó.
     
    EFE - portafolio.co
     
     
  • Crudo Brent se dispara a 60.90 dpb, su mejor nivel en más de dos años

    Los futuros sobre el petróleo mantuvieron las ganancias al final de la sesión, con el barril del crudo Brent cerrando por encima de los 60 dólares el barril, su mayor nivel desde julio dLos precios del crudo operaron en alza sobre niveles máximos desde 2015, ante las apuestas de que se prorrogarán los recortes de producción acordados por la Organización de Países Exportadores de Petróleo vigentes hasta finales de marzo de 2018.el 2015.
     
     
    Plataforma de Exxon Plataforma de ExxonEl mercado fue impulsado por las expectativas de que los recortes de producción impulsados por la OPEP se extiendan más allá de marzo, aunque un aumento de las exportaciones de crudo de Irak presionaban al mercado.
     
    El barril del crudo Brent de Londres subió 0.76 por ciento, a 60.90 dólares. El contrato está un 36 por ciento por encima del mínimo del 2017 que tocó en junio.
     
    Por su lado, el crudo ligero WTI de Estados Unidos avanzó 0.46 por ciento a 54.15 dólares el barril, su nivel máximo desde el 23 de febrero. En las últimas 16 ruedas, el contrato acumula una ganancia de un 10 por ciento.
     
    De acuerdo con analistas, la reciente alza de los contratos puede atribuirse de cierta manera al renovado apoyo de Arabia Saudita y Rusia a la extensión de los recortes globales de producción.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), además de Rusia y otros siete productores aliados, acordaron reducir sus volúmenes de bombeo por un total aproximado de 1,8 millones de barriles por día (bpd) a partir de enero de 2016, a fin de reducir el exceso de oferta en el mercado.
     
    El pacto, que ya ha sido renovado una vez, ahora expirará en marzo del 2018, pero Arabia Saudita y Rusia han expresado su respaldo a la idea de extender los recortes nuevamente.
     
    El secretario general de la OPEP, Mohammad Barkindo, dijo que el apoyo de Arabia Saudita y Rusia a una extensión del acuerdo aclaraba el panorama para la reunión que sostendrá el cartel petrolero el 30 de noviembre.
     
    Este lunes, JP Morgan elevó su panorama de precios para el 2018 del Brent y el WTI en 11 y 11.40 dólares a 58 y 54.63 dólares por barril, respectivamente. El banco explicó que la revisión refleja los recortes de la OPEP y un crecimiento de la demanda de crudo mayor al esperado.
     
     
    ELFINANCIERO.COM
  • Crudo cae tras reunión entre Venezuela y Arabia Saudita

    Ali I  NaimiLos precios del crudo caían el lunes, en medio de un débil volumen de operaciones causado por un extenso feriado en Asia y luego de que una reunión entre los productores de la OPEP no arrojara indicios de que se tomarán medidas para impulsar al mercado.
     
    Los futuros del referencial global Brent caían 8 centavos, a 34,98 dólares por barril. El viernes bajaron 40 centavos, a 34,06 dólares por barril.
     
    Los futuros del petróleo en Estados Unidos perdían 23 centavos, a 30,66 dólares por barril, tras declinar 83 centavos, a 30,89 dólares por barril.
     
    Ambos contratos subieron levemente más temprano en la sesión durante operaciones volátiles y ante bajos volúmenes de transacciones debido a que muchos mercados asiáticos permanecían cerrados por el Año Nuevo Lunar.
     
    El ministro del Petróleo de Arabia Saudita, Ali al-Naimi, discutió sobre una cooperación entre miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y otros productores de crudo para estabilizar al mercado global con su contraparte de Venezuela el domingo, pero no había indicios de un acuerdo.
     
    El ministro venezolano del Petróleo, Eulogio Del Pino, dijo que su encuentro con Naimi había sido "productivo".
     
    El mercado estará atento a un testimonio de la presidenta de la Reserva Federal de Estados Unidos, Janet Yellen, ante legisladores el miércoles, además de datos de inventarios de petróleo de la Administración de Información de Energía (EIA).
     
    La Agencia Internacional de Energía y la OPEP también publicarán sus informes mensuales el martes y miércoles, respectivamente.
     
     
    Reuters 
  • Crudo opera estable a pesar del exceso de oferta

    El barril de petróleo Brent para entrega en febrero abrió hoy en el mercado de futuros de Londres en 36,69 dólares, un 0,2 % más que al cierre de la jornada anterior.  Foto: ArchivoEl barril de petróleo Brent para entrega en febrero abrió hoy en el mercado de futuros de Londres en 36,69 dólares, un 0,2 % más que al cierre de la jornada anterior. Foto: ArchivoLas cotizaciones del crudo se mantenían en niveles bajos, en un contexto de indicadores económicos 'tibios' en Japón y tras la presentación del presupuesto de Arabia Saudita para 2016 que no deja entrever medidas de apoyo al mercado de crudo.
     
    El petróleo operaba estable el martes cerca de niveles mínimos de once años, presionado por una desaceleración de la demanda global y abundantes suministros, en momentos en que Arabia Saudita ha señalado que no alterará su política petrolera e Irán se prepara para elevar sus exportaciones de crudo.
     
    El referencial internacional Brent y el contrato en Estados Unidos subían luego de perder un 3 por ciento el lunes para operar por debajo de 37 dólares por barril.
     
    El petróleo Brent cotizaba a menos de un dólar de un mínimo de 11 años de 35,98 dólares visto la semana pasada.  
     
    Ambos referenciales han perdido más de un 60 por ciento de su valor desde que los precios comenzaron a desplomarse en junio de 2014 ante el auge en la producción de crudo de esquisto en Estados Unidos y la decisión del mayor productor de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep), Arabia Saudita, de bombear cerca devolúmenes récord para restringir a productores rivales de alto costo.
     
    El lunes, Arabia Saudita anunció planes para reducir su déficit de presupuesto récord de 98.000 millones de dólares con recortes al gasto, reformas a los subsidios de la energía y un alza en los ingresos obtenidos porimpuestos y privatizaciones.
     
    Arabia Saudita e Irak han sumado barriles adicionales de crudo al mercado durante 2015 y en algunos momentos la producción mundial ha excedido la demanda en más de 2 millones de barriles por día este año.
     
    El exceso de suministros podría empeorar en 2016, dado que Irán ha prometido llevar al menos otros 0,5 millones de bpd al mercado cuando y si se eliminan las sanciones de Occidente contra el país islámico.
     
    Arabia Saudita y sus aliados en el Golfo Pérsico, Emiratos Árabes Unidos y Kuwait, han dicho que están contando con un incremento en la demanda global para ayudar a reequilibrar al mercado durante 2016.
     
    Pero hay crecientes señales de que la demanda podría desacelerarse más de lo esperado tras un repunte en 2015.
     
    Con información de agencias - Portafolio.co
     
  • Crudo se cotiza a la baja ante preocupaciones sobre exceso de suministro

    Datos económicos también arrojan un panorama negativo para la demanda.  - Foto de BPDatos económicos también arrojan un panorama negativo para la demanda. - Foto de BPEl petróleo caía el martes debido a que el aumento de la producción desde Oriente Medio y el Mar del Norte volvía a provocar preocupaciones sobre un exceso de suministro global, mientras que datos económicos arrojaban un panorama negativo para la demanda. 
     
    Los futuros del crudo Brent caían 44 centavos, a 45,39 dólares por barril, retrocediendo tras anotar ganancias iniciales. En tanto, los futuros del petróleo en Estados Unidos perdían 54 centavos, a 44,24 dólares por barril. 
     
    Irak dijo que los envíos de petróleo desde sus yacimientos del sur promediaron 3,364 millones de barriles por día (bpd) en abril, más que los 3,286 millones de marzo. 
     
    La producción de Arabia Saudita, el mayor exportador del mundo, fue de 10,15 millones de bpd en abril, pero dos fuentes dijeron que pronto podría volver a un nivel casi récord de 10,5 millones de bpd. 
     
    Irán también está elevando su producción tras el levantamiento de sanciones internacionales en su contra por su programa nuclear, y ha incrementado sus exportaciones a casi 2 millones de bpd desde poco más de 1 millón de bpd a comienzos de año. 
     
    Las preocupaciones con la demanda también han vuelto ante un declive de la actividad manufacturera china en abril por decimocuarto mes consecutivo. La producción manufacturera británica, en tanto, cayó a un mínimo en tres años y el crecimiento de la zona euro sería menor a lo estimado previamente.
     
     
    Portafolio.co
  • Crudo sube ante disposición de reducir suministros

    Barril Brent se cotiza por encima de los US$ 30, mientras el de referencia WTI se acerca a los US$ 29.
     
    Foto de PetrobrasFoto de PetrobrasEl petróleo subía en torno a los 31 dólares por barril el miércoles tras cuatro sesiones a la baja, impulsado por las perspectivas de que la OPEP y productores rivales cooperarán para hacer frente a un exceso de suministros que ha debilitado los precios a mínimos de doce años.
     
    El ministro de Petróleo de Irán, Bijan Zangeneh, dijo que Teherán está dispuesto a negociar con Arabia Saudita sobre las condiciones del mercado petrolero, mientras que el jefe de Rosneft, Igor Sechin, propuso que los países productores reduzcan el bombeo en 1 millones de barriles por día, sin referir si Rusia, que no integra la OPEP, tomará esa decisión.
     
    Aunque operadores y delegados de la Organización de Países Exportadores de Petróleo se han mostrado escépticos a que se produzca un acuerdo entre el grupo y productores rivales -que sería el primero en más de una década- la perspectiva es un apoyo para el mercado.
     
    El crudo Brent sumaba 55 centavos, a 30,87 dólares por barril. El contrato cayó por cuarta sesión consecutiva el martes y cerró con mermas de 7,8 por ciento.
     
    El crudo en Estados Unidos subía 55 centavos, a 28,49 dólares.
     
    El petróleo se desplomó el mes pasado desde los más de 100 dólares por barril que alcanzaba en junio del 2014, a mínimos de 12 años de 27,10 dólares, presionado por un exceso de suministros y un cambio en la política de la OPEP en 2014 que favorece la cuota de mercado y no el alza de los precios.
     
    El desplome ha presionado el ingreso petrolero de los productores y está teniendo un impacto más amplio. La agitación en los mercados financieros, donde las acciones de los mayores bancos del mundo han caído con fuerza esta semana, se debe parcialmente a la baja del crudo, dijo el presidente ejecutivo de BP el miércoles.
     
    El barril también era impulsado por un incremento menor al esperado en los inventarios de petróleo en Estados Unidos, mientras que el mercado estaba a la expectativa del informe semanal de existencias de crudo que publicará el gobierno.
     
    Reuters - Portafolio.co
  • Cuando algunos inversionistas sueñan con el ascenso del petróleo, aparece Irán

    Los inversionistas que apuestan al alza del petróleo están de regreso.
     
    Operadores CrudoLa expansión de la producción de Estados Unidos, uno de los principales factores del descenso de los precios que ya lleva nueve meses, se desacelerará pronto, afirman algunos analistas e inversionistas. Eso podría revertir la tendencia bajista tras un derrumbe de hasta 59% desde junio.
     
    Los signos de una desaceleración en el ritmo de producción petrolera estadounidense podrían manifestarse tan pronto como este mes. La Administración de Información de Energía de EE.UU. (EIA, por sus siglas en inglés), que recaba y analiza datos para el gobierno, proyectó hace unas semanas que la producción de abril registraría un descenso mensual en tres de las regiones de crudo de esquisto.
     
    Si bien se prevé que la producción total en las siete regiones petroleras de esquisto de ese país suba en abril, la EIA pronostica el menor crecimiento mensual desde enero de 2011. De materializarse, esta desaceleración se sumaría al descenso gradual de la cantidad de plataformas de perforación en EE.UU., que ha disminuido 40% desde el inicio de este año.
     
    No obstante, pocos inversionistas tienen la confianza suficiente como para indicar que los precios tocaron fondo. La demanda global probablemente será débil en abril conforme las refinerías de Medio Oriente y Asia ponen en pausa las operaciones de algunas unidades para realizar obras de mantenimiento, lo que podría llevar más petróleo a tanques de almacenamiento que ya están al tope. La cantidad de crudo en el centro de almacenamiento de Cushing, en el estado de Oklahoma, un dato muy seguido en la industria, ya está cerca de su capacidad máxima. Las instalaciones de esta ciudad, que es el punto de entrega de los futuros transados en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), estaban 80% llenas al 20 de marzo, según la EIA.
     
     
    Los inventarios de crudo de EE.UU. se encuentran en su nivel más alto en cerca de 80 años, indica la EIA. Si los tanques de almacenamiento continúan llenándose, eso podría provocar un nuevo descenso de los precios, ya que el número de compradores disminuirá porque se quedarán sin espacio para guardar el petróleo.
     
    En el corto plazo, “el mercado está hiperenfocado en los inventarios (de EE.UU.) que se llenan”, señala David Zusman, director de inversión de Talara Capital Management, que supervisa unos US$400 millones en activos. “Pero más importante es el declive de la cantidad de plataformas (...) y el probable descenso del ritmo de cambio en la producción que será evidente para fines del verano (boreal)”. Talara ha aumentado su exposición a bonos y acciones de empresas energéticas, dice Zusman.
     
    Otro factor que ejerce presión sobre los precios del petróleo es el posible pacto nuclear con Irán, lo que podría abrir las compuertas para que el crudo de ese país ingrese a un mercado que ya sufre de un exceso de oferta. El plazo para un acuerdo final vence a fines de junio.
     
    Muchos actores del mercado temen que si se levantan las sanciones, Irán, que posee alrededor de 10% de las reservas petroleras del planeta, incrementará sus exportaciones y agravará el exceso global de crudo.
     
    “Un acuerdo sobre Irán podría deprimir los precios en el corto plazo de US$3 a US$5 por barril y restarle bríos a la recuperación en el segundo semestre”, sostiene Giovanni Staunovo, analista de UBS. UBS -2.04%  Los analistas estiman que se está produciendo entre 1 millón y 1,5 millones de barriles diarios por encima de la demanda.
     
    De todos modos, algunos analistas advierten que incluso si se alcanza un acuerdo sobre las sanciones a Irán, el impacto sobre los mercados petroleros no será inmediato. Más allá de los inventarios de crudo iraní almacenado en tanques, que se calculan en 35 millones de barriles, “es muy improbable que Irán pueda aumentar la producción hasta algún momento de 2016”, afirmó en un informe Ed Morse, analista de Citigroup. C -0.23%
     
    El martes, el contrato de petróleo West Texas Intermediate (WTI), la referencia estadounidense, para entrega en mayo cayó 2,2% a US$47,60 el barril en la Nymex. El Brent, el futuro de referencia mundial, para entrega en el mismo mes retrocedió 2,1% a US$55,11 por barril en la ICE Futures Europe, con lo cual cerró el primer trimestre con un descenso de 3,9%. Se trata del tercer trimestre consecutivo de declive.
     
    Después de perder la mitad de su valor en 2014, el petróleo se estabilizó ligeramente en el primer trimestre debido a la demanda de combustible para calefacción por el invierno en el hemisferio norte y señales de que las petroleras estaban perforando menos en respuesta a los bajos precios. No obstante, el descenso se reanudó en marzo conforme los operadores se enfocaron en los suministros récord y el continuo aumento de la producción en EE.UU.
     
    Se prevé que las refinerías estadounidenses procesen más crudo en el segundo trimestre tras finalizar su mantenimiento anual. Las vacaciones de verano en EE.UU., una época en la que muchos salen de viaje en sus autos, podrían mantener los inventarios bajo control. Las refinerías del país procesaron cerca de 15,5 millones de barriles de crudo al día en el primer trimestre, según la EIA, comparado con un promedio de 14,5 millones de barriles diarios en el mismo período de los últimos cinco años.
     
    Sin embargo, la demanda global podría no recuperarse de inmediato debido a que la temporada de mantenimiento de algunas plantas de otros países dura hasta mediados de año. La consultora londinense Energy Aspects proyecta que las refinerías a nivel mundial procesarán 76,8 millones de barriles al día en el segundo trimestre, frente a 77,1 millones en los últimos tres meses.
     
    “Las cifras de almacenamiento son muy dramáticas”, asevera John Pickart, gestor de portafolio del fondo Franklin Pelagos Commodities Strategy, que administra US$57 millones. El fondo tiene menos dinero invertido en futuros de crudo de lo que recomienda su referencia de mercado. “En algún punto, la menor cantidad de plataformas va a afectar la trayectoria de las cifras de producción, y con el tiempo la producción entrará en equilibrio con la demanda. Pero en el corto plazo, tenemos algunos asuntos que resolver”.
     
    Por NICOLE FRIEDMAN
     
    —Georgi Kantchev contribuyó a este artículo.
  • Cuando EE. UU. ataca, el crudo sube y el dólar vale menos pesos

    Las recientes acciones bélicas ordenadas por el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, en territorios de Siria y Afganistán, así como la creciente tensión con Corea del Norte, ya muestran consecuencias económicas en el planeta, en especial sobre el comportamiento del dólar frente a otras monedas.
     
    Los movimientos del mandatario estadounidense fortalecen el dólar y los precios del petróleo. Los movimientos del mandatario estadounidense fortalecen el dólar y los precios del petróleo.Sin embargo, llama la atención que en el mercado cambiario colombiano las fluctuaciones del precio del dólar han sido leves, pese a las acciones bélicas de Trump.
     
    Esto se explica por un aumento de los precios internacionales del petróleo, que se traduce en que a Colombia ingresarán más dólares por el producto que más vende al mundo.
     
    En este contexto, Orlando Santiago Jácome, fundador de Fénix Valor, señala que la inestabilidad del dólar por el giro de la política exterior de Donald Trump no implicaría un aumento de la moneda americana frente al peso. “Incluso se podría esperar un impacto bajista sobre la tasa de cambio”, agrega.
     
    La cotización de la divisa arrancó el lunes pasado en 2.869,28 pesos, subió el martes hasta 2875,88, y cayó el miércoles a 2866,70. Hoy comenzará a negociarse en 2.873 pesos, con una Tasa Representativa del Mercado (TRM) de 2.872,55.
    Pronósticos del mercado
     
    La Encuesta de Expectativas Económicas, del Banco de la República, muestra que los analistas esperan que la TRM alcance a fin de este mes un promedio de 2.899,88 pesos y para el cierre del año se ubique en torno a los 2.984,32. La encuesta del Emisor fue realizada entre el 7 y el 11 de abril, es decir, solo tuvo en cuenta el primer ataque lanzado por EE. UU. en Siria.
     
    Por su parte, la última Encuesta de Opinión Financiera, de Fedesarrollo y la Bolsa de Colombia, arrojó a finales de marzo que los analistas proyectan un comportamiento de la tasa de cambio que oscile hasta mayo entre los 2.950 y 3.100 pesos. También cada vez más analistas consultados, el 60 %, espera que la tasa de cambio cierre 2017 arriba de los 3.000 pesos.
     
    Asimismo el más reciente Informe Económico Mensual del Grupo de Investigaciones Económicas de Bancolombia, indica que el dólar comenzará a ganar terreno en el segundo semestre de este año.
     
    El reporte indica que las medidas de Trump frente a los acontecimientos en Siria “coincidieron con el ascenso del precio del barril de petróleo WTI a su máximo del mes”. La cotización ascendió hasta niveles superiores a 52 dólares por barril. Mientras que el barril de Brent se ubicó por encima de los 56 dólares (ver Dicen de...).
     
    Camilo Silva Jaramillo, socio fundador de la firma Valora Inversiones, explica que “el manotazo de Trump en el ajedrez político es el regreso de Estados Unidos a la geopolítica mundial”.
     
    Nervios y un dólar fuerte
     
    Menciona que esto tiene un efecto directo en la economía, “donde observamos cómo los precios del petróleo y el oro reaccionan con fuerza al alza”. Así que los inversionistas perciben un mayor riesgo en las bolsas, el dólar se fortalece y buscan activos más seguros.
     
    El bombardeo de EE. UU. en el este de Afganistán provocó que en la Bolsa de Nueva York el Dow Jones de Industriales, uno de los principales índices, descendiera 0,67 % el jueves pasado, cuando los inversionistas comenzaron a liquidar posiciones, acciones y otros activos más riesgosos.
     
    Entre tanto, Trump ve con preocupación la valorización del dólar frente a otras monedas, pues resta competitividad a las exportaciones estadounidenses. “Es muy difícil competir cuando el dólar es fuerte y otros países devalúan sus monedas”, reconoció en una entrevista la semana pasada con el diario Wall Street Journal ..
     
    ElColombiano.com
     
     
  • Cuando el crudo cae, las refinerías ganan

    Refineria VLONDRES—Que los precios del petróleo estén cayendo significa que las empresas energéticas y sus inversionistas proyectan menores ganancias en los próximos meses. Pero las grandes petroleras integradas probablemente descubran que una parte de su negocio recientemente no apreciada —la refinación de crudo— las ayudará a amortizar el impacto.
     
    Las firmas que reportarán ganancias en las próximas semanas seguramente mostrarán los primeros efectos de la caída de los precios del petróleo. Durante el tercer trimestre, el crudo Brent cayó 16%. Este mes siguió descendiendo y el miércoles cerró en US$83,78 por barril, un marcado descenso frente a los US$112,40 el barril a fines de junio.
     
    Un ejemplo es BP BP.LN -1.81% PLC. La petrolera británica afirma que pierde unos US$275 millones en ganancias operativas antes de impuestos cuando el precio del Brent cae US$1, ya que la división de exploración y producción de la compañía gana menos por el petróleo que genera.
     
    Pero las operaciones de refinería de BP y Royal Dutch Shell RDSA.LN -1.95% PLC —que han tenido un desempeño tan malo en los últimos años que los inversionistas han presionado a algunas empresas para que abandonen el negocio— ahora brindan un grado de amortiguación. Eso se debe a que las operaciones llamadas downstream, las que refinan crudo para convertirlo en gasolina y otros productos, se vuelven más rentables cuando el petróleo que usan es más barato. Los precios de productos refinados como la gasolina no suelen caer con tanta rapidez como los del crudo.
     
    Por cada alza de US$1 por barril en el margen de ganancia de productos refinados, BP genera US$500 millones extra en ganancias operativas antes de impuestos al año. En las últimas semanas, ese margen de refinación fue US$5,70 por barril más alto que en el cuarto trimestre del año pasado, según BP.
     
    Las empresas reciben un “apoyo de corto plazo de las ganancias de las operaciones de refinación” cuando caen los precios del petróleo, dice Jason Kenney, analista deBanco Santander. SAN.MC -2.78%
     
    En los últimos años, las operaciones de refinación de las dos mayores petroleras de Estados Unidos, Exxon Mobil Corp. XOM -0.36% y Chevron Corp. CVX -0.46% , no se han visto tan perjudicadas como las de sus pares europeos. La combinación de un exceso de oferta de petróleo y gas natural estadounidenses, sumada a la prohibición de exportar la mayor parte del crudo, ya significó costos más bajos para las refinerías de EE.UU., afirma Oswald Clint, analista de Berstein Research.
     
    Como consecuencia, Exxon y Chevron quizás no registren mejoras tan grandes en sus márgenes de refinería como Shell y BP, explica el analista, aunque las firmas estadounidenses aún están posicionadas para beneficiarse. Los bajos precios del petróleo muestran que “hay una ventaja real al tener este modelo integrado”, señala Clint.
     
    Exxon está de acuerdo. “El modelo integrado, creemos, tiene mucho valor, en especial debido a estos ciclos” de caídas de los precios del petróleo, dijo un vocero. Chevron prefirió no hacer comentarios.
     
    En los últimos tres años, algunos inversionistas se han alejado de las petroleras integradas, principalmente debido a sus altos costos y al mal desempeño de sus operaciones de refinación. En cambio, cuando los precios del crudo se ubicaban por encima de los US$100 el barril, los inversionistas prefieren empresas más pequeñas que se especializan en encontrar y producir petróleo y gas. El valor de este tipo de compañías está relacionado de forma más directa con los precios del crudo, lo que vuelve menos populares a las firmas cuando el precio del commodity comienza a caer.
     
    Pascal Menges, un gestor de portafolio de la firma de administración de activos Lombard Odier, afirma que en los últimos años ha preferido compañías exploradoras concentradas en el esquisto de EE.UU. y Canadá, en lugar de grandes petroleras. Las empresas pequeñas, dice, tienen más potencial que los grandes productores porque pueden avanzar con rapidez hacia campos nuevos y pueden reducir con facilidad la perforación durante épocas de vacas flacas, y aumentarla cuando los precios suben.
     
    Pero los precios de las acciones de esos pequeños productores en EE.UU. y Canadá han caído alrededor de 35% desde junio. Menges dice que su respuesta ha sido reducir sus inversiones en esa categoría entre 3% y 4% en las últimas semanas. “Quiero ver que la situación se estabilice antes de volver al modo de inversión”, explica.
     
    Las principales petroleras aún enfrentan problemas. Incluso antes de la caída, empresas como Shell han tenido dificultades para cubrir en los últimos años sus dividendos e inversiones de capital con flujo de efectivo. Eso se debe en parte al resultado de las enormes inversiones que han realizado para explotar nuevos recursos en lugares costosos como aguas profundas en altamar y las arenas petrolíferas de Canadá. El año pasado, el gasto de capital de Shell ascendió a US$46.000 millones.
     
    Analistas e inversionistas predicen que los precios del petróleo volverán a subir, en especial si Asia y Europa muestran mejoras económicas. Iain Pyle, analista de Bernstein, señala que proyecta que los precios del petróleo “sin dudas (estén) por encima de los US$100 el año próximo”.
     
    Pero si esa recuperación es lenta, dice, podría perjudicar a las grandes empresas. Bernstein estima que Shell y BP necesitan que el petróleo esté por encima de los US$85 el barril para que sus operaciones actuales no pierdan dinero. Cualquier caída sostenida podría significar que las empresas deben reducir el desarrollo.
     
    Un vocero de Shell señala que cuando deciden si invierten en proyectos nuevos, deben “cubrir sus gastos con un barril a US$70” para que la empresa siga adelante con la iniciativa.
     
    BP afirma que apunta a un precio de US$80 por barril para evaluar sus planes.
     
    Por Justin Scheck
     
    WSJournal.com
     
  • Cuatro empresas extranjeras se retiran de primera licitación de contratos de hidrocarburos en México

    La suiza Glencore, la tailandesa PTT Exploration and Production, la estadounidense Noble Energy y la colombiana Ecopetrol pidieron salir de los consorcios de los que formaban parte.
     
    Plt Cardon VzuelaMéxico DF. Cuatro empresas desistieron de participar en la primera licitación de contratos para la exploración y explotación de hidrocarburos en México a pocos días de que se anuncien los ganadores del histórico proceso, informó este lunes el regulador del sector petrolero.
     
    La suiza Glencore, la tailandesa PTT Exploration and Production, la estadounidense Noble Energy y la colombiana Ecopetrol pidieron salir de los consorcios de los que formaban parte para participar en la licitación de 14 contratos en aguas someras del Golfo de México, dijo la autoridad.
     
    La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), que aprobó la nueva composición de los consorcios, no explicó las razones por las que las empresas salían del proceso.
     
    La retirada de esta licitación, la primera de la Ronda Uno -que tiene programados también campos en tierra, aguas profundas y no convencionales- se da a días de que se den a conocer a los ganadores de los contratos, el 15 de julio.
     
    Ahora, la empresa Premier Oil PLC, que había calificado de manera individual para la licitación, formará parte del consorcio integrado por Talos Energy y Sierra Oil, tras la salida de Glencore del grupo.
     
     
    Reuters
     
  • Cuba insiste en que tiene petróleo en sus yacimientos mientras empresas de EE.UU. aún están desinteresadas

    Tres pozos exploratorios en aguas profundas cubanas resultaron estar secos en 2012. Los bajos precios del petróleo y las nuevas oportunidades en el sector liberalizado de México se observan como una alternativa atractiva, desestimando el interés en Cuba.
     
    Plataforma - ChevronPlataforma - ChevronLa Habana. Cuba reveló el miércoles datos que confirmaron la existencia de miles de millones de barriles de petróleo en sus aguas profundas del Golfo de México, pero admitió que había poco interés en nuevas exploraciones a pesar del deshielo en las relaciones con Estados Unidos.
     
    Ambos países se han comprometido a restablecer los lazos diplomáticos después de más de 50 años de hostilidades, pero el amplio embargo comercial que Washington aplica a La Habana se mantiene intacto.
     
    Mientras que empresas de turismo de Estados Unidos, así como de transporte y agricultura están tomando posiciones para relanzar sus negocios en Cuba, las compañías petroleras estadounidenses muestran estar menos ansiosas.
     
    Tres pozos exploratorios en aguas profundas cubanas resultaron estar secos en 2012. Los bajos precios del petróleo y las nuevas oportunidades en el sector liberalizado de México se observan como una alternativa atractiva, desestimando el interés en Cuba.
     
    "A pesar de la apertura no encontramos hasta ahora interés de las compañías estadounidenses", dijo a periodistas Pedro Sorzano, director comercial del monopolio estatal Cubapetróleo (Cupet) en la apertura de una convención anual de ciencias geológicas.
     
    Durante más de una década, el Gobierno cubano ha anunciado que posee más de 20.000 millones de barriles de petróleo por descubrir en su Zona Económica Exclusiva del Golfo de México, frente a la costa noroccidental.
    Cuba espera que el descubrimiento de petróleo en alta mar sea clave para liberarse de la dependencia de otros países, como actualmente de su aliado socialista Venezuela y previamente de la Unión Soviética.
     
    El director de exploración de Cupet, Rafael de Jesús Tenreyro, dijo que los nuevos datos petrolero serán presentados en varios eventos internacionales.
     
    "El estudio confirma el potencial de la zona", enfatizó.
     
    Durante más de una década, el Gobierno cubano ha anunciado que posee más de 20.000 millones de barriles de petróleo por descubrir en su Zona Económica Exclusiva del Golfo de México, frente a la costa noroccidental.
     
    El Servicio Geológico de Estados Unidos ha estimado una cantidad más modesta de entre 5.000 millones y 7.000 millones de barriles.
     
    Una docena de empresas extranjeras ha explorado en los últimos años en aguas profundas de la isla. La petrolera estatal venezolana PDVSA y la rusa Zarubezhneft aún conservan los derechos de exploración, dijo el director adjunto de Cupet, Roberto Suárez Sotolongo.
     
    Jorge Piñón, un experto petrolero de la Universidad de Texas que está participando en la convención a puerta cerrada, elogió a Cuba por dedicar "una gran cantidad de tiempo y esfuerzo" en los nuevos datos revelados, aunque apuntó que deben ser revisados por especialistas internacionales.
     
    La falta de interés de Estados Unidos hasta el momento era de esperar, dijo.
     
    "Además del embargo hay tres retos para los cubanos. El bajo precio del petróleo, las nuevas oportunidades en aguas de México y su fracaso hasta la fecha", argumentó Piñón.
     
    Algunas compañías extranjeras están ayudando a Cuba en la extracción de más crudo a lo largo del cinturón de petróleo pesado situado al noroeste de la isla, a unos 320 kilómetros en el tramo de la costa norte desde La Habana hasta Villa Clara y alcanzando hasta 5 kilómetros mar adentro.
     
    Cuba produce crudo de mala calidad que cumple con el 40 por ciento de las necesidades del país, mientras que Venezuela envía a La Habana 115.000 barriles de petróleo diarios en condiciones preferenciales de financiamiento.
     
     
    Reuters
     
  • Cuota de mercado de la OPEP disminuiría en 2020

    Petroleo ExtLa OPEP, que hace un año se negó a reducir el suministro para mantener su cuota de mercado frente a los rivales de mayor costo, elevó sus previsiones mundiales de suministros para el petróleo de esquisto en su panorama mundial 2015 del mercado petrolero.
     
    Londres. La demanda global por el petróleo de la OPEP será menor en el 2020 en comparación con el próximo año debido a que la oferta de los rivales ha demostrado ser más resistente a lo previsto, una proyección que podría cuestionar los méritos de la estrategia de permitir que los precios bajen para afectar a otros productores.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que hace un año se negó a reducir el suministro para mantener su cuota de mercado frente a los rivales de mayor costo, elevó sus previsiones mundiales de suministros para el petróleo de esquisto en su panorama mundial 2015 del mercado petrolero.
     
    La demanda por el crudo de la OPEP alcanzará 30,70 millones de barriles por día (bpd) en el 2020 , dijo la OPEP, por debajo de los 30,90 millones de bpd el año próximo. La demanda prevista de la OPEP en el 2020 es de aproximadamente 1 millón de bpd menos que lo que está produciendo actualmente.
     
    El petróleo ha perdido más de la mitad de su valor en 18 meses y tocó mínimos de 11 años de US$36,04 por barril esta semana. El descenso ha ayudado a impulsar el consumo de crudo a mediano plazo, aunque la OPEP dijo que el estímulo de la demanda por los bajos precios del crudo se desvanecerá con el tiempo.
     
    "El impacto en la demanda de la reciente caída del petróleo es mayormente visible en el corto plazo", escribió el secretario general de la OPEP, Abdullah al-Badri, en un preámbulo del reporte. "Luego se desvanece en el mediano plazo", agregó.
     
    La OPEP está cada vez más dividida sobre los méritos del cambio en el 2014 a una estrategia en favor de la cuota de mercado, que fue impulsada por Arabia Saudita y sus aliados en el Golfo Pérsico, y en una reunión el 4 de diciembre no logró acordar un techo de producción por primera vez en décadas.
     
    Sin embargo, el reporte muestra que la perspectiva a mediano plazo, desde el punto de vista de la OPEP como proveedor de un tercio del petróleo mundial, ha mejorado. En la versión 2014, se esperaba que la demanda por el crudo de la OPEP disminuyera a 29,0 millones de bpd al 2020.
     
    El cártel dijo que dejó de ajustar el reporte a mitad de año y que desde ese momento ha revisado a la baja sus proyecciones de suministros en los países que no integran el grupo en el 2016. Las cifras de la OPEP en el reporte no incluyen a Indonesia, que se reincorporó al grupo en diciembre.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
  • De auge a desinfle: cómo cerrarían el año las materias primas, desde el cobre al petróleo

    Foto AngloAmericanFoto AngloAmericanLos operadores ya se preparan para declinaciones. Los inversores retiraron el último mes US$791 millones de fondos de bolsa (ETF por la sigla en inglés) que siguen productos primarios, una reversión respecto de momentos anteriores del año que posibilitaron que, aún así, los flujos entrantes sean fuertemente positivos. Los fondos de cobertura han reducido las apuestas combinadas a un aumento de las materias primas en nueve de las últimas 11 semanas, mientras que ha caído el interés abierto por toda la clase de activos. 
     
    Para los productos primarios, 2016 comenzó con fuerza. Si la historia sirve de guía, terminará con languidez.
     
    El Índice de Productos Primarios de Bloomberg, que sigue los retornos de 22 componentes, se encamina a una declinación en el tercer trimestre luego de dos trimestres consecutivos de aumentos. Desde que comenzaron a registrarse los datos en 1991, eso sólo sucedió en otros cuatro años, y el último trimestre fue de caída en tres de los cuatro.
     
    Dado que persiste la abundancia de oferta en diversos productos, desde maíz hasta petróleo, los operadores ya se preparan para declinaciones. Los inversores retiraron el último mes US$791 millones de fondos de bolsa (ETF por la sigla en inglés) que siguen productos primarios, una reversión respecto de momentos anteriores del año que posibilitaron que, aún así, los flujos entrantes sean fuertemente positivos. Los fondos de cobertura han reducido las apuestas combinadas a un aumento de las materias primas en nueve de las últimas 11 semanas, mientras que ha caído el interés abierto por toda la clase de activos.
     
    "No alcanza para mantener el interés de los especuladores", dijo Rob Haworth, un estratega de inversión en Seattle de U.S. Bank Wealth Management, que administra US$133.000 millones. "Ningún producto primario ha tenido suficiente impulso o persistencia en el precio".
     
    El Índice de Productos Primarios de Bloomberg cayó 6,7 por ciento desde fines de junio, a 82,76 a las 10:34 del viernes en Nueva York. Las caídas comprendieron una declinación de 41 por ciento de los futuros de cerdo más activos y un retroceso de 23 por ciento de harina de soja. El petróleo crudo bajó 11 por ciento en Nueva York.
     
    Retirada de los inversores
     
    En el transcurso del último mes se retiraron unos US$991 millones de los ETF de energía y US$39 millones de metales industriales. Los metales preciosos tuvieron flujos entrantes de US$530 millones, pero ese ritmo se ha desacelerado. Los inversores se retiran luego de que las materias primas tuvieron su mejor primer semestre en ocho años y superaron el desempeño de los bonos del Tesoro de los Estados Unidos, el dólar, las acciones mundiales y los bonos corporativos de grado de inversión y de alto rendimiento.
     
    Entre el 31 de diciembre y el 30 de junio los precios subieron gracias a un aumento de 25 por ciento del precio del oro y de un avance similar del gas natural, los mayores componentes del Índice de Productos Primarios de Bloomberg. El dinero se volcó a los productos primarios ante la especulación de que la Reserva Federal tardaría en subir las tasas de interés de los Estados Unidos, lo que debilitaría el dólar y haría los productos primarios más baratos para los tenedores de otras monedas.
     
    "Lo inesperado fue la rapidez de la recuperación de principios de año", dijo John Stephenson, máximo responsable en Toronto de Stephenson & Co. Capital Management, que administra 50 millones de dólares canadienses (US$38 millones). "El segundo semestre fue una historia de incapacidad, o de lo que se percibe como incapacidad, de los productos primarios de subir mucho debido a algunos de los problemas de siempre", entre ellos el exceso de oferta, dijo.
     
    De auge a desinfle: cómo cerrarían el año las materias primas, desde el cobre al petróleo
     
    Con Información de El Mostrador -
     
    entornointeligente.com
  • De la mano del Grupo Alfa, Pacific operará en México

    Ronald Pantin habla del plan de expansión en el país azteca y de su operación en Colombia.
     
    Ronald PantinLa petrolera canadiense Pacific Rubiales, responsable de la tercera parte de la producción de crudo en Colombia, aprovechará la reciente reforma energética en México, que levanta el veto sobre las concesiones sobre hidrocarburos y permite que empresas locales y extranjeras puedan realizar actividades de exploración y operación, privilegio que era exclusivo de la estatal Petróleos Mexicanos (Pemex).
     
    Con esto, según las autoridades mexicanas, la producción de crudo en ese país pasará de los actuales 2,5 millones a 3,5 millones de barriles de petróleo en 11 años.
     
    En entrevista con Portafolio, el director ejecutivo de Pacific, Ronald Pantin, habla sobre los planes de expansión y los crecimientos históricos que obtuvo la compañía en varios de los indicadores financieros durante el segundo trimestre del año.
     
    ¿Esperaban cifras tan altas para este periodo?
     
    Los resultados son fabulosos, la empresa tuvo cifras récord en todo: utilidad, ingresos, Ebitda, flujo de caja, ganancias, producción. A pesar de lo que ha pasado, como lo del Oleoducto Bicentenario, donde hacemos parte, entre abril y junio crecimos 17 por ciento con respecto al año pasado. Pese a los costos adicionales que tuvimos que asumir, hemos tenido de nuevo un récord y podido consolidar la empresa como una de las principales petroleras independientes de Latinoamérica.
     
    Con la participación de 14% del Grupo Alfa, dueña de la azteca Alpek, en Pacific se dice que participarán en las licitaciones de bloques en México. ¿Cómo sería?
     
    La participación de Alfa en Pacific ya llega al 14 por ciento, pero hay otros fondos que tienen más, como Lazard (18,6 %) y Capital Group (10 %). Hay una apertura en México que ha sido muy exitosa, todo el mundo está sorprendido de la velocidad con la que se logró hacer la reforma. Esta semana anunciaron la aprobación de las leyes secundarias y, ayer, los bloques que se van a dar a licitación: el 83 por ciento serán de Pemex.
     
    Ellos están haciendo un movimiento estratégico con Pacific para entrar en las oportunidades que se ven. Nosotros estamos estudiando los yacimientos desde hace dos años y ya hemos llegado a un nivel de detalle. Son oportunidades impresionantes, tanto que ya constituimos hace poco la oficina Pacific México. Ahora viene el proceso de licitación de los diferentes contratos. No es que hasta ahora estamos viendo que México se está abriendo, no. Nosotros ya hemos hecho la tarea y estamos preparados.
     
    ¿En qué tipo de proyectos participarían?
     
    Proyectos onshore de crudos pesados muy parecidos a Rubiales y Quifa, y crudos livianos y pesados en aguas someras offshore que están en el sur y centro de México.
     
    ¿Esos planes se pueden leer como las primeras señales de que Pacific dejará Colombia?
     
    No, es un tajante no. Pacific se queda en Colombia. Estamos aquí para quedarnos. Venimos creciendo en crudos pesados y livianos, como también hemos venido creciendo en Perú; tenemos un descubrimiento en Brasil; en Guyana y Guatemala estamos explorando y tenemos confianza de encontrar petróleo allí. Ahora, se nos da México que es muy significativa.
     
    En Colombia tenemos campos que nos gustan mucho cerca de Rubiales, como CPE-6 y Río Ariari, en los que hay reservas muy importantes. Nosotros seguiremos aquí por muchísimo tiempo.
     
    ¿Dejarían Campo Rubiales?
     
    El contrato vence en junio del 2016; le hemos hecho a Ecopetrol una propuesta de gana-gana. Rubiales es un campo maduro que si no se hace recuperación mejorada, declinará y eso no le conviene a ninguna de las partes.
     
    ¿Qué les preocupa?
     
    En el futuro, lo que sí hay que hablar es de reservas. En Colombia son de 2.300 millones de barriles y si se produce un millón son 2.300 días, eso es menos de siete años. Hay dos caminos; la exploración que cada vez es más difícil. No es que sea imposible, pero es menos probable. No va a ser como en Cusiana y Caño Limón, incluso en Rubiales. Está también lo que ha sido menos explorado: costa afuera y aguas profundas, que lógicamente son inversiones muy costosas.
     
    Lo que sí está ahí es un petróleo descubierto. Se tiene pero hay que sacarlo con recuperación secundaria o mejorada. Tenemos la tecnología Star extremadamente exitosa, en la que se duplican las reservas. Tenemos certificado el 29 por ciento versus lo normal en Quifa que sería 14 por ciento. Eso le da viabilidad a largo plazo al sector petrolero en el país.
     
    Lógicamente, eso no descarta que la exploración hay seguir haciéndola, pero el petróleo más fácil de producir y menos costoso es el que ya se descubrió. Con Ecopetrol nos gustaría aplicarla en Quifa o Rubiales, nosotros lo aplicaremos en Río Ariari.
     
    UTILIDAD NETA CRECIÓ 208% EN SEGUNDO TRIMESTRE
     
    La petrolera canadiense Pacific Rubiales informó ayer que su utilidad neta en el segundo trimestre creció un 208 por ciento frente al mismo periodo del año pasado, a 229 millones de dólares, sustentada en un crecimiento récord de su producción.
     
    Pacific Rubiales precisó que si se compara con el primer trimestre, la ganancia neta alcanzó un alza de 92 por ciento entre abril y junio. La utilidad operacional de la compañía en el segundo trimestre subió un 24 por ciento a 338 millones de dólares.
     
    Por su parte, la producción neta se incrementó un 17 por ciento a un récord de 149.000 barriles de petróleo equivalente por día (Mbpe/d), al tiempo que el volumen de ventas creció un 22 por ciento a 155 Mbpe/d. Entre abril y junio, la petrolera perforó 9 pozos en Colombia, que resultaron en un nuevo descubrimiento en el bloque Cubiro en Casanare y en la confirmación de los descubrimientos en Canaguey, CPE-6 y Rio Ariari.
     
    El objetivo clave del 2014 es desarrollar CPE-6 y Rio Ariari, así como la franja de crudos pesados al sur y al oeste de Rubiales y Quifa.
     
    Christian Pardo Quinn
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Debutan en bolsa las acciones de la Organización Terpel

    Luego de recibir todas las autorizaciones, llegan al mercado de renta variable las estaciones de gasolina que tienen el 43 por ciento del mercado local y que cuentan con 1.700 accionistas.
     
    Sylvia EscovarLuego de 46 años de historia, Terpel llega a cotizar de forma directa a la bolsa.
     
    Si bien dos de sus accionistas estaban en el mercado la Sociedad Inversiones en Energía (SIE) y Proenergía, estas dejaron de negociarse al anunciarse la llegada de la empresa que cobija a todos los accionistas.
     
    “Lo que hicimos fue fusionar las compañías en una estructura societaria que la hace mucho más simple, mucho más transparente, más clara para entender y hace que el flujo de dividendos sea mucho más fácil a los accionistas”, afirma Sylvia Escovar, presidenta de la Organización Terpel.
     
    En diálogo con Portafolio, la directiva dijo que el consumidor no va a notar cambios, ya que estos son simplemente el tener bajo una misma sombrilla a todos los accionistas, pues la estructura de la compañía era muy compleja.
     
    ¿Cuántos accionistas tendrán y cuántas acciones salen al mercado?
     
    Nosotros vamos a tener más o menos 1.700 accionistas. El número de acciones va a depender de los términos de intercambio que se generaron con la fusión, pero puede ser una cifra cercana a los 180 millones de acciones.
     
    ¿En qué rango de precio van a estar?
     
    Creo que estaríamos en el rango de los 14.000 a los 16.000 pesos aproximadamente, pero es el mercado el que finalmente fija el precio.
    Esperamos que la acción se mueva y sea protagonista del mercado, pues representa una compañía estable, sólida, segura, con planes de crecimiento nacionales e internacionales, entonces uno esperaría que sea una acción de buen comportamiento.
     
    ¿Quiénes son los dueños de la Organización Terpel?
     
    Terpel siempre ha tenido inversión extranjera. En el año 2010 entró el grupo chileno Copec, que compró la participación de un fondo inglés.
    La diferencia es que antes era un fondo de inversión y los dueños de hoy son una compañía experta en combustibles y quieren estar en el largo plazo con la compañía.
    Pero esta es una compañía colombiana. Independientemente de que tenga inversionistas extranjeros, se maneja con cultura colombiana.
     
    Ellos siguen siendo controlantes y la administración sigue siendo colombiana.
     
    Los otros accionistas son los dueños de los que antes eran los siete terpeles (Bucaramanga, Centro, Antioquia, Sur, Norte, Sabana y Occidente).
     
    Esta es una empresa que nació en 1968 de la necesidad de llevar el combustible a todas las regiones del país, de ir a sitios donde otras compañías no llegaban y esa es la verdadera fortaleza de Terpel.
     
    Por eso, si usted mira todos los cambios que hemos tenido, se da cuenta de que esta empresa mantiene las gerencias regionales, porque queremos que las regiones
    sientan a la compañía como una empresa suya, que está ahí. La Presidencia está en Bogotá, pero esa estructura regional no ha cambiado, ni va cambiar.
     
    ¿En qué países están?
     
    En Ecuador, en Panamá, estamos en Perú y México con la marca Gazel (estaciones de gas natural). Tenemos una incursión muy interesante con combustibles de aviación en República Dominicana, allí prestamos el servicio en cuatro aeropuertos, incluido el de Santo Domingo.
     
    En Colombia, prestamos ese servicio y tenemos cerca del 70 por ciento de participación de mercado.
     
    ¿Qué proyectos vienen?
     
    Uno de los grandes cambios es que en cada estación Terpel, el consumidor encontrará por lo menos un punto de comidas desde una pequeña tienda a un restaurante con comida de la región.
     
    Pero lo más importante es implementar la cultura “a tu servicio”, servir al consumidor final.
     
    Y para ello tenemos tres pilares: el mejor servicio, infraestructura renovada y precios competitivos (los mejores del microsector donde está la estación).
     
    Entonces, trabajamos en estaciones con un diseño especial, con espacios verdes, plantas, baños impecables, dignos para el consumidor.
     
    Estamos implementando las tiendas de conveniencia.
     
    Trabajamos con nuestra gente en el servicio a las personas.
     
    Y para los precios, miramos el entorno, nos comparamos y buscamos tener el mejor precio en el sector en donde está la estación. Nuestro objetivo es estar en el corazón del consumidor colombiano.
     
    Realmente, nosotros estamos volcando la compañía al usuario.
     
    Casi todas las estaciones tendrán una planta al lado del surtidor para que la gente se sienta mejor.
     
    Esperamos que al final del año tengamos 500 estaciones renovadas (estas serán tanto de afiliados como propias). En total tenemos 2.000 estaciones y creo que en tres años todas estarán renovadas.
     
    Hay en ellas cosas simples pero que gustan. Por ejemplo, hoy hemos hecho la inversión en 190 baños nuevos en nuestras estaciones, dignos y limpios, con sus puertas abiertas al público. Eso es un valor agregado importante para los clientes.
     
    ¿Y cómo cerrará el año?
     
    Creo que lo más importante es lograr la cultura del servicio y cumplir el plan de remodelaciones.
     
    En cuanto a las cifras, hoy tenemos una participación de mercado de 43,2 por ciento en combustibles liquidos; tenemos 46 por ciento en gas natural y 70 por ciento en aviación.
     
    Quiero aumentar esas participaciones y ser la número uno en la preferencia de los colombianos.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Demanda de petróleo será más fuerte de lo previsto en 2017

    Así lo prevé la Agencia Internacional de la Energía, en referencia a que la OPEP ya ha aplicado el 90% de su prometida reducción de la producción.Así lo prevé la Agencia Internacional de la Energía, en referencia a que la OPEP ya ha aplicado el 90% de su prometida reducción de la producción.La Agencia Internacional de la Energía (AIE) indicó este viernes que la OPEP ya ha aplicado el 90% de su prometida reducción de la producción de petróleo y auguró que la demanda de crudo en 2017 será más importante de lo previsto.
     
    La disminución de producción de la Organización de Países Exportadores de Petróleo —un millón de barriles al día (mbd) menos en enero que en diciembre— ya representa el 90% del recorte prometido por el cártel.
     
    En enero la OPEP produjo 32,06 mbd y algunos de sus miembros, como Arabia Saudí, líder del cártel, incluso superaron sus objetivos de reducción.
     
    "Este primer recorte es sin duda uno de los más importantes llevados a cabo en la historia de las iniciativas de la OPEP para reducir su producción", dijo la agencia con sede en París.
     
    En noviembre, los países de la OPEP acordaron en Viena reducir su producción en 1,2 mbd a partir del 1 de enero por un periodo de seis meses renovable.
     
    Y en diciembre un grupo de países productores no miembros, liderados por Rusia, decidieron también reducir su producción en 558.000 barriles al día.
     
    El objetivo es estimular al alza el precio del barril, actualmente en 50-55 dólares, tras años de precios bajos. 
     
    Por otro lado, la demanda debería ser más importante de lo previsto, indica la AIE.
     
    Para 2016 la agencia aumentó sus previsiones de demanda en 1,6 mbd, hasta 96,6 mbd (frente a +1,5 mbd hasta ahora), y para este año augura un aumento de +1,4 mbd, hasta 98 mbd (frente a +1,3 mbd hasta ahora).
     
     
    ELESPECTADOR.COM
  • Demanda por petróleo subirá más rápido en 2017: AIE

    Planta de Exxon - Foto CortesiaPlanta de Exxon - Foto CortesiaLONDRES (Reuters) - La demanda global por petróleo subirá con más fuerza que lo previsto en el 2016 y el 2017, aunque es muy pronto para evaluar el impacto de un recorte conjunto en la oferta por parte de los mayores productores mundiales de crudo, dijo el martes la Agencia Internacional de Energía (AIE).
     
    En su reporte mensual sobre el mercado petrolero, la AIE afirmó que las revisiones a su estimación sobre el consumo chino y ruso la llevó a elevar su pronóstico para el crecimiento de la demanda en el mercado global de crudo este año en 120.000 barriles por día (bpd), a 1,4 millones de bpd.
     
    Además, elevó su proyección para la expansión de la demanda en el 2017 en 110.000 bpd, a 1,3 millones de bpd.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) acordó el 30 de noviembre reducir el bombeo en 1,2 millones de bpd, a 32,5 millones de bpd, en los primeros seis meses del 2017, junto a otro recorte de 558.000 bpd por parte de Rusia, Omán y México.
     
    "Si la OPEP y sus socios fuera del grupo mantienen sus promesas, los inventarios globales podrían comenzar a bajar en la primera mitad del 2017", sostuvo la AIE, que agregó que no era su estimación propia, sino que está basada en el acuerdo.
     
    "El acuerdo es por seis meses y deberíamos darle tiempo para implementarse antes de reevaluar nuestro panorama para el mercado. El éxito significa el refuerzo de precios y estabilidad en los ingresos para los productores tras dos años difíciles; el fracaso arriesga un cuarto año de acumulación de inventarios y un posible retorno a precios más bajos", dijo la AIE.
     
    La AIE elevó su estimación para el consumo chino en 2016 en 135.000 bpd, a 11,9 millones de bpd, gracias a fuertes alzas en importaciones en la primera mitad de este año y una mejor cobertura de refinerías independientes.
     
    La entidad también dijo que había reducido en más de la mitad su estimación para el crecimiento de la oferta fuera de la OPEP para el próximo año a 220.000 bpd tras el acuerdo de Rusia y otros 10 productores fuera del cártel de unirse al esfuerzo para reducir el bombeo y acelerar el reequilibrio del mercado.
     
    En su último reporte mensual de noviembre, la EIA advirtió que sin un recorte, en 2017 podría haber un "implacable crecimiento de la oferta" de productores fuera de la OPEP.
    (Reporte de Amanda Cooper. Editado en español por Patricio Abusleme)
  • Descubren enormes depósitos de petróleo y gas en Irán

    Irán ha encontrado una docena de nuevos yacimientos de petróleo con reservas in situ de 30.000 millones de barriles (4.700 millones de barriles son extraíbles) y 39 billones de metros cúbicos de gas natural, informa Press TV citando a funcionarios en Teherán.
     
    Los nuevos depósitos permitirán a la República Islámica cubrir su demanda de petróleo durante casi 21 años.Los nuevos depósitos permitirán a la República Islámica cubrir su demanda de petróleo durante casi 21 años.Nuevos descubrimientos realizados en los últimos cuatro años muestran que es probable que se produzcan más hallazgos de gas, aunque no se cree que haya bolsas de crudo de gran tamaño, ha afirmado Seyyed Saleh Hendi, jefe de exploración de la Compañía Nacional Iraní de Petróleo.
     
    La producción de petróleo iraní es de unos cuatro millones de barriles por día, de los cuales alrededor de 1,5 millones se consumen en el país. Esto significa que los nuevos depósitos permitirán a la República Islámica cubrir su demanda de petróleo durante casi 21 años.
     
    Irán tiene 157.000 millones de barriles de reservas probadas de petróleo y, según los datos de la Administración de Información de Energía de EE.UU., ocupa el tercer lugar en cuanto a las reservas del gas. 
     
    La Repúbica Islámica ha quedada exento del acuerdo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) para reducir la producción de crudo.
     
    En su primer acuerdo desde el 2008, la Organización de Países Exportadores de Petróleo acordó en noviembre pasado reducir la producción de crudo mundial en 1,2 millones de barriles al día hasta los 32,5 millones de barriles diarios. 
     
    Irán ha venido impulsando la producción de petróleo desde el final de las sanciones internacionales contra el programa nuclear.
     
     
  • Desde Casanare se incrementará producción de hidrocarburos

    Petroleo CasanareEl Ministerio de Minas y Energía realizó la inauguración de obras de infraestructura en el Casanare que permitirán incrementar la producción de hidrocarburos en el país.
     
    Este jueves en el marco de la estrategia de Gobierno “El Presidente en las Regiones”, el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada, realiza un recorrido por el departamento de Casanare, en donde inaugurará el proyecto de expansión de las Instalaciones Centrales de Procesamiento de Hidrocarburos de Floreña (CPFF).
     
    Este es un complejo que aumenta la capacidad de procesamiento hasta 50.000 barriles de crudo por día y eleva la capacidad de manejo de gas de proceso, ventas e inyección a 330 millones de pies cúbicos diarios.
     
    La visita del Ministro González forma parte de las actividades programadas en el plan “El Presidente en las Regiones”, nombre que se le ha dado a la segunda fase de los Encuentros para la Prosperidad y los Encuentros Regionales, que durante el cuatrienio anterior hicieron posible el contacto directo del Gobierno Nacional con las comunidades de 153 municipios de todos los departamentos del país.
     
    Con la consigna de “resolver y cumplir”, una treintena de altos funcionarios –ministros, viceministros y directores de entidades, entre otros– estarán visitando mañana 21 municipios de los Llanos, la región más dinámica en crecimiento de la población y con el mayor potencial para producir alimentos de Colombia.
     
    Durante los últimos cuatro años, la inversión en los siete departamentos que la conforman (Arauca, Meta, Casanare, Guaviare, Guainía, Vaupés y Vichada) creció más de $3,8 billones. Estos recursos han hecho posible la atención de 41.000 niños y 57.000 ancianos, además de la modernización de más de 112 colegios y la entrega de 50.000 computadores para los niños.
     
    Dinero.com
     
  • Detrás de la decisión de Arabia Saudita de mantener la producción del petróleo

    El ministro petrolero de Arabia Saudita Ali al-Naimi El ministro petrolero de Arabia Saudita Ali al-NaimiA principios de octubre, el representante de Arabia Saudita en la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) sorprendió a los presentes en un seminario en Nueva York al revelar que su país estaba dispuesto a dejar que los precios de la energía cayeran.
     
    El mensaje de Nasser al-Dossary rompió con la ortodoxia saudita que durante décadas buscó mantener los precios altos mediante la limitación de la producción petrolera global, indicaron personas al tanto de la sesión. Esto sentó las bases para que las autoridades petroleras de Arabia Saudita suscitaran un desplome de los precios del crudo a fines del mes pasado tras persuadir a otros miembros de la OPEP a que mantuvieran su producción estable.
     
    Países golpeados por la decisión, como Irán, Rusia y Venezuela, sospecharon que era un esfuerzo coordinado entre el reino y su aliado de larga data, Estados Unidos, para debilitar las economías y la postura geopolítica de sus enemigos.
     
    Sin embargo, la historia de la nueva estrategia petrolera de Arabia Saudita, reconstruida a través de entrevistas con autoridades de Medio Oriente, EE.UU. y Europa, no se trata de la vieja alianza. Es más bien la historia de una naciente rivalidad, impulsada por lo que Arabia Saudita percibe como una amenaza por parte de las empresas de energía estadounidenses, indicaron estos funcionarios.
     
    El petróleo de esquisto en lugares como Texas y Dakota del Norte ha impulsado la producción estadounidense, sustituyendo las exportaciones a EE.UU. de los miembros de la OPEP y expandiendo la sobreoferta global.
     
    El mensaje de Dossary en octubre fue una señal de un desafío directo a las firmas energéticas de América del Norte, que la monarquía cree han avivado un exceso en el suministro, afirmaron las fuentes con conocimiento de la sesión.
     
    Las autoridades sauditas estaban convencidas de que no podían apuntalar los precios del petróleo por sí solos ante la nueva abundancia del crudo. Además, concluyeron que muchos miembros de la OPEP se resistirían a hacer considerables recortes, al igual que grandes productores que no pertenecen al grupo, como México y Rusia. Si sólo Arabia Saudita recortaba la producción, temían las autoridades del país, otros productores aprovecharían para arrebatar cuota de mercado.
     
    El ministro de Petróleo saudita, Ali al-Naimi, puso a prueba su conclusión 48 horas antes de la decisión de la OPEP del 27 de noviembre, al reunirse en Viena con los líderes de varios grandes países productores para coordinar un recorte en la producción. Como había sospechado, no pudo obtener un acuerdo, indicaron fuentes al tanto.
     
    La opción que quedó fue dejar que los precios cayeran para determinar por cuánto tiempo, y a qué niveles, los productores de esquisto estadounidenses podrían seguir extrayendo.
     
    La decisión del 27 de noviembre de la OPEP contribuyó a la caída del crudo a menos de US$60 el barril, frente a US$100 hace unos seis meses, aunque generó desacuerdo entre los miembros de la OPEP —y otros países productores— cuyas arcas se habían beneficiado de los altos precios.
     
    Naimi dijo el jueves pasado que Arabia Saudita y la OPEP no tenían otra opción que mantener la producción a los niveles actuales ante la debilidad de los precios.
     
    “En una situación como esta, es difícil, si no imposible para el reino y la OPEP, tomar medidas que podrían resultar en una menor cuota de mercado y mayores cuotas para otros, en momentos en los que es difícil controlar los precios”, dijo el funcionario, según lo citó la agencia de prensa saudita. Naimi no respondió a preguntas. Representantes del Ministerio de Petróleo saudita no quisieron hacer comentarios.
     
     
    La estrategia saudita forma parte de una importante evolución en la relación de Riad con Washington en la última década. Como aliados cercanos desde la Segunda Guerra Mundial, los países prosperaron conforme el reino proporcionaba un suministro estable de petróleo a cambio de la protección que EE.UU. proveía en sus fronteras.
     
    No obstante, el ascenso de EE.UU. como rival en el sector energético está poniendo a prueba este cimiento de maneras que aún no se aprecian ampliamente, indicaron autoridades estadounidenses y sauditas, como lo han hecho también las grandes diferencias por las políticas estadounidenses en Medio Oriente.
     
    Arabia Saudita está asumiendo un riesgo al dejar que desciendan los precios del crudo, dijeron funcionarios árabes, estadounidenses y europeos. Las autoridades sauditas han señalado que su economía puede sobrevivir al menos dos años con precios bajos, gracias en parte a sus reservas internacionales de US$750.000 millones.
     
    Aun así, indicaron algunos ejecutivos de la industria, Riad y Naimi podrían subestimar la forma en que la tecnología y el auge del petróleo de esquisto han transformado de forma fundamental los mercados de energía. Muchas empresas estadounidenses, apuntaron, pueden generar ganancias o no tener pérdidas con precios menores de US$40.
     
    Un vocero del Consejo de Seguridad Nacional de EE.UU. dijo el domingo que la alianza de Washington con Riad se mantiene fuerte y centrada en la cooperación en varios asuntos económicos y de seguridad.
     
    Sin embargo, la relación se ha enfriado en los últimos años debido a diferencias por la forma en que el gobierno de Barack Obama ha lidiado con la inestabilidad política en Medio Oriente.
     
    El auge energético estadounidense ha complicado más la relación, señalaron funcionarios estadounidenses y sauditas. Las altas autoridades sauditas han parecido perplejas en los últimos meses al intentar evaluar el impacto del auge del esquisto estadounidense.
     
    A finales de septiembre, Ibrahim al-Muhanna, un alto asesor de Naimi, dijo en público en Bahréin que no preveía que los precios del petróleo cayeran muy por debajo de US$90 el barril debido al alto costo de extraer petróleo de esquisto de Norteamérica. No respondió a preguntas.
     
    Los sauditas se mantuvieron en gran medida en silencio conforme los precios continuaban cayendo. Después, Naimi se fue de vacaciones a fines de septiembre, ausentándose así de un debate público sobre si la OPEP debería reducir la producción en su reunión de noviembre.
     
    Los comentarios de Naimi pueden agitar o tranquilizar a los mercados. Por tanto, el momento de sus vacaciones desconcertó a muchos de sus colegas, según personas al tanto, y durante su ausencia hubo riñas dentro del gobierno sobre cómo frenar el declive del precio. La interrogante era la siguiente: si enfocarse en detener el impacto a corto plazo sobre los ingresos por la caída de los precios o explotar el potencial de mediano plazo de reducir la competencia de los productores de esquisto de Norteamérica.
     
    Mientras tanto, los miembros de la OPEP estaban recortando los precios, a menudo intentando vender más barato que los demás. A principios de noviembre, la petrolera estatal saudita Saudi Aramco redujo los precios a los clientes estadounidenses con el fin de asegurar compradores a medida que se expandía la producción de crudo de esquisto, dijeron representantes del sector.
     
    Cuando regresó de sus vacaciones, Naimi se reunió con Rafael Ramírez, el ministro de Relaciones Exteriores de Venezuela y principal representante de ese país en la OPEP. En privado, el funcionario saudita les dijo a los venezolanos que respaldaría un recorte de la producción sólo si estos lograban persuadir a productores dentro y fuera de la OPEP a participar, indicaron personas al tanto. Una vocera del Ministerio de Relaciones Exteriores de Venezuela no quiso hacer comentarios.
     
    Ramírez viajó a Rusia, Argelia, Irán y Qatar para obtener respaldo para la reducción de la producción. Dos días antes de la reunión del 27 de noviembre, convocó a altos funcionarios de energía de Rusia, México y Arabia Saudita —entre ellos a Naimi— al hotel Hyatt de Viena.
     
    Les propuso eliminar dos millones de barriles diarios del mercado, según funcionarios al tanto. Sin embargo, los delegados rusos indicaron que no podían recortar la producción por motivos técnicos y porque podrían perder capacidad de extracción al suspender sus pozos. Un funcionario de OAO Rosneft, la petrolera estatal rusa, confirmó que se llevó a cabo la reunión pero negó que hubiera conversaciones sobre un recorte de la producción.
     
    “Desde el comienzo, Rusia dejó en claro que no iba a reducir la producción y la reunión terminó allí”, dijo una persona al tanto.
     
    Naimi se dirigió a la reunión del 27 de noviembre con la decisión, apoyada por el rey Abdullah, de alinear a los estados árabes de la OPEP detrás de una política de no reducir la producción y de defender su cuota de mercado, indicaron personas al tanto. Emiratos Unidos Árabes, Qatar y Kuwait concedieron su apoyo antes de la reunión.
     
    En la reunión, Naimi reconoció que la caída de los precios sería dolorosa, pero que perder clientes a los productores de esquisto de EE.UU. sería peor, según personas al tanto.
     
    Naimi no abogaba por bajar los precios para perjudicar a los productores estadounidenses, indicaron las fuentes, sino que advertía que si la OPEP recortaba la producción, el crudo de otros países probablemente la reemplazaría. Los ministros de la OPEP acordaron mantener sus metas de producción.
     
    Las órdenes de venta inundaron los mercados petroleros. Las acciones de grandes productores se desplomaron, junto con las monedas de estados petroleros como Rusia y Nigeria.
     
    —Benoît Faucon, Sarah Kent y Kejal Vyas contribuyeron a este artículo.
     
    Por Jay Solomon, en Washington, y Summer Said, en Dubai
     
  • Deuda de grandes petroleras toca un tope con subida de precios

    Desde que los precios empezaron a hundirse en 2014, las cinco “súper grandes” elevaron a más del doble su deuda neta combinada a US$220.000 millones.

    PlataformaUna deuda en alza acosó a las mayores compañías petroleras del mundo durante el colapso del crudo. Ahora, masivos recortes de costos y unos precios crecientes se combinaron para reducir la necesidad de tomar préstamos.
     
    Desde que los precios empezaron a hundirse en 2014, las cinco “súper grandes” elevaron a más del doble su deuda neta combinada a US$220.000 millones. Es posible que eso haya sido lo peor. Con el barril de petróleo a US$50, las empresas pueden equilibrar sus cuentas y pagar dividendos sin tomar prestado por primera vez en cinco años, según analistas de Jefferies International Ltd. Todas las perforadoras probablemente informen un crecimiento de los beneficios en las próximas dos semanas.
     
    Conforme el precio del crudo declinaba, los productores ahorraron miles de millones de dólares reduciendo empleos, renegociando los contratos con los proveedores y cancelando proyectos. BP Pic ha dicho que planea mantener al menos 75% de sus recortes, y otras compañías han expresado intenciones similares. Esta estrategia, combinada con la recuperación del petróleo, está permitiendo a las grandes empresas generar efectivo nuevamente, un foco clave para los inversores que se encaminan a la temporada de ganancias.
     
    “Como grupo están en niveles de deuda máximos ahora”, dijo Jason Gammel, analista de Jefferies en Londres, quien citó eficiencias de operaciones y capital, así como la suba de los precios del petróleo. “Como las ganancias trimestrales reflejan la situación pasada, la perspectiva suele ser un motor de mayor peso para la acción”, con flujos de caja y dividendos más importantes, agregó.
     
    En 2014, cuando el petróleo se vendía a US$100 el barril, las cinco súper grandes generaban entre todas US$180.000 millones en efectivo con sus operaciones. El año pasado, la cifra cayó a solo US$83.000 millones, calcula Jefferies. Los recortes de costos y el aumento de los precios del petróleo elevarán esa cifra a US$142.000 millones en 2017 y a US$176.000 millones al año siguiente, según la firma de corretaje.
     
    Primera ganancia
     
    Ahora que las compañías publican sus informes del cuarto trimestre, tres de ellas –Exxon Mobil Corp., Chevron Corp. y BP– probablemente hayan registrado el primer aumento interanual de beneficios desde 2014, según estimaciones de analistas compiladas por Bloomberg.
     
    Durante la caída del mercado, los productores de petróleo tomaron prestado para mantener los dividendos, que consideraban sacrosantos. En el caso de Shell, la deuda subió más a causa de la compra de BG Group Plc por US$54.000 millones. La compañía angloholandesa, así como Exxon BP y Total, sufrió rebajas de su calificación crediticia en tanto las deudas se disparaban.
     
    Reparar y fortalecer sus balances seguirá siendo el uso principal de los excedentes de efectivo para estas compañías, dijo Gammel de Jefferies. Shell, el más endeudado productor de petróleo después de la brasileña Petrobras, dijo el año pasado que liberarse de esa carga era su principal prioridad financiera. Las notas de crédito de Shell y algunos de sus pares siguen estando en observación por la perspectiva de nuevas rebajas.
     
    El crudo Brent todavía se negocia a la mitad de su nivel de mediados de 2014, pero se espera que promedie US$56 el barril este año, desde US$45 en 2016, según pronósticos de analistas compilados por Bloomberg.
     
    “Hemos tenido dos años y medio de malas noticias, pero las empresas de exploración y producción de petróleo están a punto de iniciar una nueva recuperación”, dijo Tom Ellacott, vicepresidente sénior de la consultora Wood Mackenzie Ltd. “Esperamos escuchar una música algo más alegre ahora”.
     
    Por: Bloomberg News
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  • Devaluación amortiguó golpe de la caída del precio del crudo

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

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

    Josu Jon Imaz, presidente ejecutivo de Repsol, durante una entrevista en la sede de la compañía en Madrid. Antonio Heredia for The Wall Street JournalJosu Jon Imaz, presidente ejecutivo de Repsol, durante una entrevista en la sede de la compañía en Madrid. Antonio Heredia for The Wall Street JournalMADRID—Después de asumir completamente los poderes ejecutivos en Repsol SA REP.MC +1.06%  la semana pasada, el presidente ejecutivo Josu Jon Imaz enfrenta ahora el reto de completar la mayor adquisición emprendida por el gigante petrolero español en años y a la vez implementar los profundos recortes de costos necesarios para sobrevivir al declive actual de los precios.
     
    Imaz, un ex político vasco que escaló hasta la cima de la empresa al exprimir ganancias al negocio de refinación, se convirtió en presidente ejecutivo hace un año. Sin embargo desde entonces Imaz, de 51 años, había estado a la sombra del presidente de la junta Antonio Brufau, quien renunció a sus funciones ejecutivas el jueves después de una turbulenta década al mando de Repsol. Brufau se quedará en la compañía como presidente no ejecutivo.
     
    A finales del año pasado, Brufau orquestó la compra por US$8.300 millones de Talisman Energy Inc., TLM.T +0.83%  una empresa canadiense de petróleo y gas natural. La adquisición es para Repsol una oportunidad para restaurar sus ambiciones más de dos años después que Argentina expropiara una gran parte de sus yacimientos.
     
    Se espera que el acuerdo con Talisman se concluya el 8 de mayo. Mientras Imaz toma responsabilidad por ejecutar la integración, los analistas ya comenzaron a cuestionar el precio que Repsol pagó, a medida que los precios del crudo se mantienen bajos. Imaz dijo que aplicará las lecciones que aprendió durante su gestión al frente de las operaciones de refinación de Repsol para exprimirle ahorros al nuevo negocio expandido de exploración y producción de la compañía.
     
    En los últimos años, las firmas petroleras han cerrado en Europa 20 refinerías que arrojaban pérdidas. Repsol tomó otro camino, asignando a Imaz la supervisión de una renovación de sus refinerías en España a un costo de 4.000 millones de euros (US$4.450 millones) para que pudieran operar a costos más bajos.
     
    “Nos acostumbramos a trabajar muy eficientemente, exprimiendo ganancias cuando los márgenes eran muy estrechos”, dijo Imaz a The Wall Street Journal antes de la transferencia de poder. “Ese es el equivalente de operar con los precios del crudo bajos”.
     
    Imaz dijo que la expansión de Repsol ayudará a exprimir el costo de producir crudo en activos en todo el mundo, incluyendo los enormes recursos de esquisto de Talisman en Norteamérica y sus campos de petróleo y gas en el Mar del Norte y el sudeste asiático.
     
    Repsol actualmente gasta un promedio de US$12 en exploración por cada barril que produce. Imaz dice que puede recortar eso a entre US$6 y US$7 el barril al perforar con mayor selectividad en el portafolio expandido de reservas de la empresa.
     
    “Durante las últimas dos décadas, el sector se encontraba en un ambiente en el que agregar barriles y crecer era lo que más importaba”, dijo. “Todos pusimos a la eficiencia en segundo plano”.
     
    Con los precios del crudo muy por debajo de lo que Repsol calculó al momento de comprar Talisman, Imaz está bajo presión para mostrar resultados rápidamente.
     
    El crudo Brent se cotizaba apenas por debajo de US$80 el barril a finales de noviembre cuando Repsol hizo su valuación final de Talisman. Para el momento en el que se anunció la adquisición en diciembre, el petróleo había caído por debajo de US$65 el barril. El viernes, el crudo cerró a US$66,51 el barril.
     
    Para justificar el precio del acuerdo, Repsol dijo que espera que el crudo Brent suba a US$85 el barril este año y a US$99 en el lapso de tres años. La empresa dijo que el acuerdo tiene sentido incluso si los precios se mantienen entre US$70 y US$80 hasta 2017. “Parece que compraron demasiado temprano”, dijo Pascal Menges, en gestor de fondos en Lombard Odier —el fondo no tiene acciones de Repsol.
     
    Imaz dijo que espera una recuperación del precio del crudo. “No sé si va a tomar tres meses o seis, un año o un año y medio”, dijo. “Pero espero que vuelvan a los US$80 por barril”.
     
    De momento, Imaz no tiene planeadas más adquisiciones grandes. Sumando a Talisman, Repsol tiene un tamaño óptimo, dijo. “Nuestra historia de crecimiento ha terminado, por ahora”.
     
    El sustancial negocio de refinamiento de Repsol le da un colchón financiero a Imaz. En el cuarto trimestre, la división de downstream (cómo se le conoce a las operaciones de refinación y distribución) generó una ganancia de US$370 millones, en comparación a los US$4 millones de ganancia que arrojó la división de upstream (las operaciones de exploración y extracción).
     
    Con un doctorado en química y ninguna experiencia en los negocios upstream, Imaz se ha apurado a aprender sobre el negocio de perforación de Repsol, que con la compra de Talisman crecerá significativamente.
     
    En noviembre, en una reunión con uno de los 20 mayores inversionistas institucionales de la empresa, tuvo que apoyarse en otros ejecutivos para responder a preguntas detalladas sobre las actividades de perforación de Repsol, según un gerente de portafolio que estuvo presente. En la tercer reunión de este tipo, meses después, Imaz pudo defenderse solo.
     
    “Podía preguntarle lo que quisiera”, dijo el gerente de portafolio.
     
    Proveniente de una familia de clase media del pueblo de Zumárraga, Guipúzcoa, Imaz llegó a liderar el Partido Nacionalista Vasco, entonces la mayor fuerza política en el fuertemente industrializado País Vasco. Imaz se retiró de la política en 2007 tras enfrentarse a la fracción de su partido que quería un referéndum sobre la independencia de la región respecto de España, algo a lo que él se oponía.
     
    Brufau, que había conocido a Imaz cuando este era ministro de Industria de la región, lo reclutó para Repsol un año más tarde. Imaz comenzó dirigiendo una de las cinco refinerías de Repsol en España, y luego tomó el mando de las cinco plantas de la compañía. En años recientes, grandes accionistas han estado presionando a Brufau para que delegara para de su control sobre la compañía. En medio de la disputa con Argentina sobre la expropiación de YPF, Repsol comenzó a organizar la transición en el poder, incluyendo la separación de los roles de presidente ejecutivo y presidente de la junta. Ante la opción de tres candidatos, la junta de Repsol eligió a Imaz.
     
    En la reunión anual de accionistas, el jueves pasado, Brufau dijo que la compañía necesitaba un líder “juvenil”.
     
     
    Por: Christopher Bjork
     
    Fuente: WSJournal.com
     
  • Durante la semana, los precios del petróleo cayeron más de 5 por ciento

    A mediano plazo no se ve un reequilibrio del mercado, como mostraron informes de la Opep y la AIE.
     
    Foto de ChevronFoto de ChevronEl petróleo bajó el viernes debido al retorno del temor por la elevada oferta en un contexto de fortalecimiento del dólar, lo que ocasionó que durante la semana pasada el Brent perdiera cinco por ciento y el WTI seis por ciento.
     
     
    El viernes, en el mercado de Nueva York el barril de WTI dejó 88 centavos a 43,03 dólares en los contratos para entrega en octubre; mientras que en Londres, el Brent para entrega en noviembre cedió 82 centavos a 45,77 dólares. 
     
    Los mercados mundiales tomaron en cuenta el gradual retorno de la producción de Nigeria y que Libia está a punto de volver a exportar en un futuro próximo, dijo James Williams de WTRG Economics. 
     
    La producción de Nigeria se ha visto perjudicada desde hace meses por ataques de rebeldes a sus instalaciones petroleras. Los perjuicios fueron de tal magnitud que Nigeria perdió su sitial de mayor productor africano de crudo. 
     
    A más largo plazo, las chances de un reequilibrio del mercado no son mejores como indicaron informes de la Opep y de la Agencia Internacional de Energía (AIE) divulgados hace una semana. 
     
    “La AIE mostró que la sobreoferta de crudo seguirá este año. En agosto vimos aumentar nuevamente el volumen de la producción iraní para llegar a los niveles previos las sanciones” impuestas hasta enero por su programa nuclear, comentó John Kilduff de Again Capital. 
     
    La tendencia a que la oferta siga elevada fue observada también en un informe de la Opep en el que se estimó que será menos rápido el declive de la producción de los países ajenos al cartel.
     
     
    Portafolio.co
  • Ecopetrol abre convocatoria laboral a para cubrir más de 250 oportunidades laborales

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

    Punto de control del derrame en la Gabarra -  Nte de SantanderPunto de control del derrame en la Gabarra - Nte de SantanderEcopetrol informa que en desarrollo del plan de contingencia, que se activó por los recientes ataques contra la infraestructura petrolera en Norte de Santander, se pusieron en marcha varias acciones con el fin de mitigar el impacto de los atentados en las comunidades y el medio ambiente.
     
    La primera medida fue la protección de la bocatoma del acueducto municipal de Tibú y la  instalación de dos puntos de control operativos en la desembocadura de Caño Cinco y  Los Samanes sobre el río Tibú, con el fin de contener el crudo derramado. 
     
    Adicionalmente se activó un punto de control permanente en la vereda Club de Leones,  en el mismo afluente, y se mantiene activado otro punto en La Gabarra sobre el río  Catatumbo.
     
    La Empresa apoyará la emergencia con 12 carrotanques de agua, los cuales serán entregados al Consejo Municipal de Gestión del Riesgo y Desastres de Tibú para su distribución a la comunidad.
     
    Los ataques contra el oleoducto Caño Limón se registraron el martes en jurisdicción de la vereda Guachimán en Tibú y en la vereda Filo Guamo en el municipio de Teorama,  ambos en el departamento de Norte de Santander. Adicionalmente se registró un  atentado contra el oleoducto I 21 en la vereda Campo Seis, propiedad de Ecopetrol, a la  altura del km 13 + 135, en el municipio de Tibú.
     
    Con el apoyo de las Fuerzas Militares se están asegurando las zonas afectadas para que  el personal técnico de Ecopetrol ingrese a realizar las labores de atención de la  emergencia, limpieza de áreas afectadas y reparación de la  infraestructura.
     
    Ecopetrol rechaza enfáticamente estas acciones ilícitas que ponen en riesgo la integridad  de las personas, afectan gravemente el medio ambiente, impiden el bienestar de las  comunidades y el normal desarrollo de las actividades petroleras
     
    Ecopetrol.com
  • Ecopetrol advierte por falsas convocatorias y páginas web

    trabajadores Ecopetroltrabajadores EcopetrolEcopetrol se permite informar que personas inescrupulosas están creando páginas web con  los nombres de los proyectos que Ecopetrol realizará en tierra o costa afuera con el fin de  pedir dinero a cambio de empleo.
     
    También se están creando falsas convocatorias masivas de hasta 5.500 plazas a través de redes sociales especializadas en ofertas laborales o conexiones profesionales. Esta nueva modalidad se suma a la suplantación de identidad de directivos y funcionarios de Ecopetrol con el fin de cometer estafas mediante falsas solicitudes de bienes y servicios a  empresas locales en nombre de la compañía petrolera, incluida la radicación de supuestas 
    facturas y la solicitud de dinero para garantizar el pago.
     
    No se deje engañar 
     
    La Empresa recuerda que ni Ecopetrol ni sus empresas contratistas cobran por la  intermediación de un proceso de selección.
     
    También recuerde que el Presidente de la compañía no firma contratos para la prestación de servicios o compra de bienes y reitera que toda la información relacionada con temas de compras se publica oportunamente en la página web: www.ecopetrol.com.co
     
    Ecopetrol no establece acuerdos, convenios o alianzas con personas naturales o jurídicas para su intermediación o en representación de Ecopetrol en procesos de contratación. 
     
    Estos son los canales de comunicación con Ecopetrol 
     
    Ecopetrol se permite recordar que las líneas telefónicas para comunicarse con la Empresa son: 
     
    Conmutador:  2344000 
    Linea de Atencón al Cliente; 2345000
    Línea Gratuita Nacional: 018000918418
    Canal de denuncias: https//lineaetica.ecopetrol.com.co
     
    Y que el dominio de toda cuenta de correo electrónico de la Empresa es  @ecopetrol.com.co 
     
    Una vez más la Empresa invita a las personas a abstenerse de negociar, entregar dinero, bienes y/o servicios a personas que buscan obtener provecho mediante el uso fraudulento del nombre de Ecopetrol. De la misma forma, la Empresa solicita a la ciudadanía denunciar esta clase de hechos a las autoridades competentes.
  • Ecopetrol busca adicionar 1.700 millones de barriles de petróleo a la reserva a 2020

    Con la meta de producción de 870 mil barriles equivalentes en 2020, oficialmente empieza la gestión del entrante presidente de la estatal petrolera
     
    Juan Carlos EcheveryLa junta directiva de Ecopetrol aprobó la nueva estrategia corporativa “enfocada en garantizar la sostenibilidad de la empresa en el largo plazo, en la que prioriza la generación de valor con base en barriles eficientes y la rentabilidad para los accionistas”, señaló la compañía en un comunicado. (Vea: Echeverry, a mantener la independencia de Ecopetrol)
     
    Entre los objetivos que tendrá que cumplir el entrante presidente de la estatal petrolera, Juan Carlos Echeverry, será la de incrementar la producción anual entre 1% y 2% “ con miras a superar aproximadamente 870 mil barriles diarios equivalentes en 2020”.
     
    Asimismo, se esperan incorporar 1.700 millones de barriles de petróleo a la reserva en los próximos cinco años y se buscará fortalecer Cenit, una filial de la compañía dedicada al transportes, y que fue la única que marcó números verdes en el primer trimestre cuando la petrolera redujo sus utilidades en más del 90%.
     
    Según la compañía, se “realizarán inversiones rentables, en niveles anuales estimados de US$6.000 millones hasta 2020, para proyectos de alto valor que contribuyan a la consecución de los resultados de la estrategia”.
     
    Como ya había anunciado recientemente con la venta de su participación en la Empresa de Energía de Bogotá (EEB), Ecopetrol continuará con un programa de desinversión de activos “no estratégicos” de los que también hacen parte las acciones en ISA.
     
    La estrategia fue contemplada bajo un escenario en que del precio del crudo Brent estuviese entre 70 y 80 dólares por barril.
     
    "En medio de una compleja coyuntura internacional de precios, la estrategia define que Ecopetrol se enfocará en las áreas de exploración y producción de petróleo y gas, al tiempo que buscará niveles de excelencia operacional en las áreas de transporte, refinación y petroquímica. La estrategia también persigue lograr eficiencias estructurales que permitan al Grupo incrementar sus niveles de competitividad para igualar a los mejores referentes internacionales", dice el informe de prensa reportado a la superintendencia Financiera.
     
    Redaccion económica - Elespectador.com
  • Ecopetrol busca sistematizar yacimientos

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

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

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

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

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

    Región Centro Oriente $6,6 billones

    Región Magdalena Medio $2,18 billones

    Región Meta - Vichada $2,93 billones

    Región Sur $735 mil millones

    Región Caribe $394 mil millones

    Región Casanare - Arauca $245 mil millones

    Región Occidente $125 mil millones

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

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


    Por: Paisminero.co / CP - Ecopetrol

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

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

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

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

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

    Ecopetrol fortalece su unidad de transporte, un negocio que “salva la patria” en medio de las dificultades de la exploración y explotación. Estos son los cambios.
     
    Maria Victoria RContinúan las movidas en el proceso de transformación de Ecopetrol. La más reciente está relacionada con el negocio del transporte, una de las unidades de mayor dinamismo y aporte a los resultados de la petrolera, justo en el momento en que las actividades de exploración y explotación han sufrido un duro golpe.
     
    Se trata de la transferencia de la participación que tenía Equión Energía Limited (filial de la empresa estatal) en el Oleoducto de Colombia (ODC), a Cenit, otra subsidiaria de Ecopetrol dedicada al negocio de transporte.
     
    Ecopetrol, que tiene 51% de participación en Equión, y Repsol –dueña de 49%– decidieron adquirir las acciones que su filial tiene en ODC y que representan 14,57%. Con esta escisión, las mencionadas acciones pasarán a manos de Ecopetrol a través de Cenit y Repsol en sus porcentajes de participación accionaria.
     
    Equión –que se dedica a la exploración, producción y comercialización de petróleo y gas– aclaró que por esta transferencia no recibirá ningún tipo de beneficio o utilidad asociada; así como tampoco se afectará el normal desarrollo de sus operaciones en el departamento de Casanare porque la compañía tiene acceso garantizado mediante contrato a otros sistemas de transporte.
     
    Sobre lo que no hay claridad es el destino de las acciones de Repsol, pues existe la posibilidad de que la empresa se quede con las mismas o que se las venda a Ecopetrol y salga de esa participación.
     
    A través de ODC, Equión transportaba crudo mezcla y crudo pesado para varias empresas en una cantidad aproximada de 200.000 barriles diarios entre Vasconia y Coveñas, en un trayecto de 483 kilómetros.
     
    Datos suministrados por la propia estatal petrolera indican que al cierre de 2015 su filial Equión registró ingresos por $1,21 billones frente a $1,26 billones obtenidos el año anterior. El resultado del ejercicio sumó $175.227 millones en utilidades al cierre del año pasado, mientras en 2014 se situó en $283.519 millones.
     
    A junio, Equión registró un Ebitda de US$141 millones, mientras el flujo de caja sumó US$94 millones, los ingresos alcanzaron US$187 millones y la utilidad neta US$26 millones, de acuerdo con información suministrada por la propia empresa.
     
    En los planes de Equión para lo que resta del año está continuar el desarrollo completo del Contrato Piedemonte (campos Floreña y Pauto), en Yopal, Casanare, continuar con la perforación del pozo exploratorio Payero E1 y explorar alternativas innovadoras para mercadeo de gas y GLP.
     
    La participación mayoritaria de Ecopetrol fue adquirida en 2011. En ese momento la otra parte de las acciones las adquirió la multinacional Talisman, pero posteriormente, en febrero de 2015, esta organización vendió su parte de Repsol S.A.
     
    Los Proyectos
     
    El negocio de transporte de Ecopetrol, prestado a través de Cenit, es el tercer eslabón en su cadena de valor y se realiza a través de un sistema de oleoductos, poliductos y transporte alternativo (flota fluvial y carrotanques), para llevar los crudos desde los campos de producción hasta las refinerías o los puertos de exportación.
     
    Cenit cuenta con activos en oleoductos, poliductos, puertos y descargadero. Adicionalmente, tiene participaciones en las compañías Ocensa, Oleoducto de Colombia S.A., Oleoducto de los Llanos S.A. y Oleoducto Bicentenario S.A.S.
     
    En 2015, Cenit transportó un volumen promedio de 1,2 millones de barriles por día, lo que representó un incremento de 2% con respecto al ejercicio anterior. De este volumen, 964.000 barriles correspondieron a crudos y 267.000 a productos refinados.
     
    Dada la situación actual de la industria, Cenit se centró en el transporte de crudos pesados, con el cual se propone adecuar los sistemas de transporte para manejar crudos de mayor viscosidad, que conllevarían la disminución de los requerimientos de dilución y, a su vez, podría generar economías para el productor.
     
    Las inversiones totales realizadas por Cenit –unidad de negocio que depende de la vicepresidencia de Transporte y Logística de Ecopetrol– y sus filiales sumaron en 2015 alrededor de US$885 millones, un incremento de 17% frente al ejercicio inmediatamente anterior.
     
    El principal proyecto de inversión en las filiales de Ecopetrol en el negocio de transporte de crudos y refinados es Potencia 135 (P-135), liderado por Ocensa, que entrará en plena operación antes de que finalice el presente periodo y ampliará la capacidad de transporte de crudos entre El Porvenir y Coveñas en 135 Kbd (miles de barriles por día).
     
    Sin embargo, no es el único. También está el proyecto San Fernando–Monterrey, que se prevé entrará en operación en 2017 y comprende la construcción de una nueva línea de transporte de crudo a 390 Kbd, entre estos dos puntos con el fin de evacuar los crudos de Castilla, Chichimene, Apiay y alrededores. Otra iniciativa es la ampliación a 130 Kbd de la capacidad de transporte de refinados entre Pozos Colorados y la refinería de Barrancabermeja.
     
    Respecto a nuevos negocios y teniendo en cuenta la situación actual de la industria, Cenit se centró en el transporte de crudos pesados, con el cual se propone adecuar los sistemas de transporte para manejar crudos de mayor viscosidad, que conllevarían la disminución de los requerimientos de dilución y, a su vez, podría generar economías para el productor.
     
    En medio de los buenos resultados de este negocio, mucho se ha hablado de lo que pueda suceder a futuro con los activos de Ecopetrol en transporte. Primero se dio un trueque en las presidencias de Cenit y Ocensa: Thomas Rueda, que estaba en Cenit, llegó a Ocensa; y Luisa Fernanda Lafaurie, de Ocensa pasó a Cenit.
     
    También se habla de que la firma estaría buscando un socio estratégico, una posible venta o un enlistamiento en bolsa. Sin embargo, aún ninguna de estas decisiones se ha tomado. Sea cual sea, es claro que las movidas de la petrolera buscan consolidar una de las joyas de la corona que tiene hoy: sus oleoductos y otros activos de transporte. Bajo este panorama, no sería raro que en cualquier momento se conozcan nuevas noticias sobre el futuro de Cenit.
     
     
    Dinero.com
     
  • Ecopetrol hace su primera venta de crudo a Japón

    Ecopetrol REn agosto se embarcarán 2 millones de barriles con destino a ese país. El crudo Castilla llegará en octubre al Puerto Kiire, en el sur del país asiático.
    En tres semanas Ecopetrol despachará desde el puerto de Coveñas un cargamento de dos millones de crudo Castilla, que tendrá como destino el puerto Kiire, en el sur de Japón.
     
    Así, la petrolera confirmará su primera venta a ese país, gracias a un negocio cerrado con la firma JX Nippon, empresa perteneciente al grupo JX Holdings, que se dedica a refinar y comercializar petróleo y productos petroquímicos, principalmente en el mercado asiático.
     
    Esta empresa normalmente importa el crudo de proveedores en Rusia y en Oriente Medio. Cuenta con una capacidad de refinación de 1,25 millones de barriles por día en siete refinerías.
     
    Este negocio, que se cocinó durante el primer semestre de este año, hace parte de la estrategia de diversificación de mercados de la petrolera, que también dio origen a una venta de un millón de barriles a la surcoreana Hyundai Oilbank, que se despachó este mes.
     
    Hyundai tiene una capacidad de refinación de 390.000 barriles diarios de crudos pesados e intermedios.
     
    Asia es el principal mercado de exportación de Ecopetrol. En el primer trimestre del año se vendieron 143.000 barriles promedio diario a ese mercado. Sin embargo, los mejores precios de los productores de Medio Oriente y de África han hecho que la petrolera pierda cuota de mercado en ese destino con respecto a las cifras del año pasado.
     
    INICIAN PARADA EN PLANTA DE BARRANCA 
     
    La unidad 200 que procesa el 35 por ciento del crudo de la refinería de Barrancabermeja dejará de operar temporalmente a partir de mañana, por un proceso de mantenimiento, tras el cual podrá refinar crudos pesados.
     
    Para agilizar las obras se contrataron 600 trabajadores. El proceso implica cambiar 90 toneladas de tubería y cableado de la unidad.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Ecopetrol invertirá US$ 3.200 millones para operación en el 2017

    El Grupo Ecopetrol se alista a invertir en el 2017 más de US$3.200 millones para desarrollar sus operaciones de exploración y producción petrolera.

    La petrolera comenzará una actividad exploratoria sin precedentes en el ‘offshore’ del Caribe colombiano en 6 nuevos bloques. - Plataforma MarcopoloLa petrolera comenzará una actividad exploratoria sin precedentes en el ‘offshore’ del Caribe colombiano en 6 nuevos bloques. - Plataforma MarcopoloLa ejecución de los recursos fue abordada en un cónclave de ejecutivos de primer y segundo nivel que pertenecen a las 12 empresas del Grupo Ecopetrol y que se reunieron a puerta cerrada el pasado jueves en Bogotá.
     
    En la cita, no solo ventilaron el tema del gran ahorro obtenido en los últimos dos años, sino además confirmaron varios puntos de la hoja de ruta para la operación en el 2017 y en la que se invertirán los citados recursos.
     
    Portafolio pudo establecer que cerca de 500 líderes de la petrolera colombiana encargados de los campos de producción, refinerías, oleoductos, poliductos y demás activos petroleros, tanto en Colombia como en Estados Unidos, Brasil y Perú tomaron atenta nota de las inversiones.
     
    La hoja de ruta que trazó la presidencia de Ecopetrol se concentrará en la exploración y en la producción. 
     
    “La meta es mantener la producción por encima de los 715.000 barriles por día, e incrementar la exploración en Colombia y en el Golfo de México, donde en 2016 se descubrió petróleo en el pozo Warrior”, señaló un vocero de Ecopetrol a Portafolio.
    La operación
     
    Sin embargo, ante sus ejecutivos, el presidente de la petrolera, Juan Carlos Echeverry, enfatizó que, en el 2017 el conglomerado iniciará una campaña exploratoria sin precedentes en el offshore en las aguas de la Costa Caribe colombiana con varios pozos, dos de los cuales se están perforando en este momento en asociación con la compañía Anadarko. Explicó que así se fortalecerá la operación en seis pozos. Pero lo que más llamó la atención de los ejecutivos, es que en esa operación costa afuera, se llevará a cabo por primera vez la perforación de un pozo directamente por la petrolera colombiana como operador. 
     
    El proyecto offshore al que hace referencia el presidente de Ecopetrol es al del pozo Molusco, cerca a la costa del departamento de La Guajira.
     
    Por su parte en la actividad onshore, Echeverry afirmó que se reactivará la exploración. En esta tarea será clave la región de los Llanos Orientales con los pozos Lorito y Trogón, ubicados en el departamento del Meta, cerca del campo Castilla, el segundo más grande en producción.
     
    Así, Ecopetrol operará un total de 16 pozos exploratorios en el 2017, así como más de 500 pozos de desarrollo. “Eso es más del doble de lo hecho en el 2016”, le dijo a sus ejecutivos Echeverry.
     
    De hecho, recientemente, Guillermo Fonseca, presidente de Hocol, le había indicado a Portafolio que Ecopetrol se enfocaría en unos campos grandes que tienen un impacto estratégico tanto en el grupo como en el país, mientras que la empresa que él dirige se encargaría de los campos pequeños, maduros y que no tienen altas complejidades en la operación.
     
    Ahorro productivo
     
    En el citado cónclave se revisaron además los resultados de la transformación que ha vivido Ecopetrol en los últimos dos años para enfrentar la caída de los precios del petróleo.
     
    Y el principal resultado fue la reducción de costos por $4,3 billones de pesos en dos años, ahorro que ha sido reconocido por analistas y agencias calificadoras
    En este sentido, Echeverry precisó que Ecopetrol es una de las empresas con mayores eficiencias entre las petroleras mundiales, ya que éstos ahorros han permitido que los campos de la empresa sean rentables a los precios actuales del petróleo. Inclusive, permitió reactivar la producción en activos como Caño Sur o Akacías. 
     
    “La compañía dedicó todos sus esfuerzos en los últimos 18 meses a ejecutar un plan de transformación estructural que le permitiera enfrentar la coyuntura de bajos precios y salir airosa con el fin de volver a generar réditos para su más de 370.000 accionistas”, dijo la cabeza de la petrolera en esa reunión. 
     
    Durante a cita se confirmó que el ahorro en costos obedece a factores como la reducción en el diluyente importado para el transporte de crudo pesado, el cambio del modelo de contratación y un severo plan de austeridad. 
     
    Los líderes concluyeron que la peor de la crisis ya pasó, los ajustes tuvieron efectos y hoy es posible enfocarse en una nueva etapa de crecimiento, con un significativo aumento del presupuesto para exploración y producción.
     
    Alfonso López Suárez
    Redactor Portafolio
  • Ecopetrol necesita aumentar eficiencia en crudos pesados

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Larepublica.co / Lilian Mariño Espinosa

  • Ecopetrol obtiene cuatro patentes

    Iguana EcopeIndonesia, Corea del Sur, Estados Unidos y Colombia otorgaron los derechos de propiedad intelectual a la petrolera.
     
    La petrolera estatal colombiana Ecopetrol recibió cuatro patentes de invención por parte de las autoridades de Indonesia, Corea del Sur, Estados Unidos y Colombia, informó la compañía.
     
    En Indonesia, explicó Ecopetrol en un comunicado, la Dirección General de Derechos de Propiedad Intelectual otorgó el reconocimiento al "proceso para la obtención de compuestos parafínicos sólidos por hidrotratamiento de aceites vegetales". El proceso, que ya cuenta con patente en Colombia, genera una materia prima de alto valor que se utiliza, entre otras cosas, para el papel parafinado y la industria de los cosméticos debido a que su composición es similar a la de ceras naturales, como la de abejas, aseguró la petrolera.
     
    En Corea del Sur, la Oficina Coreana de Propiedad Intelectual fue la encargada de conceder el registro a la tecnología denominada "Trampa de vanadio para el proceso de ruptura catalítica y su preparación", que ya está avalada en Estados Unidos, China y Colombia. Según Ecopetrol, este aditivo optimiza el desempeño y rendimiento de las unidades donde se producen combustibles clave como el diésel y la gasolina.
     
    También recibió licencia por parte de la Oficina de Patentes y Marcas de los Estados Unidos la herramienta "Eco-Hole Hunter", para la detección de perforaciones e interpretación de datos en línea. Este procedimiento forma parte de la estrategia contra el hurto de combustibles, y actualmente está registrado Colombia y México.
     
    Por su parte, la Superintendencia de Industria y Comercio de Colombia entregó una patente al "proceso para la reducción de la viscosidad de crudos pesados y transporte por tubería con diluyentes no convencionales". Con este tratamiento es posible mejorar la movilidad por oleoductos de crudos pesados y extra pesados en grandes distancias.
     
    Ecopetrol aseguró que todas las patentes que logró tienen una vigencia de 20 años. La compañía cuenta con 63 reconocimientos a la propiedad industrial de sus desarrollos, de los cuales diez se han recibido este año.
     
    Ecopetrol es la empresa más grande de Colombia, está ubicada entre las 50 petroleras más importantes del mundo y entre las cuatro principales de Latinoamérica.
     
    Además de Colombia, en donde genera más del 60 % de la producción nacional de petróleo, tiene operaciones en Brasil, Perú y Estados Unidos.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / EFE
     
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  • Ecopetrol obtuvo US$1.200 millones en el exterior

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

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

     Los campos tienen un interesante potencial de desarrollo para empresas pequeñas y medianas.
     
    Ecopetrol lanzó hoy en Bogotá la ‘Ronda Campos 2016’, un proceso público y competitivo, que tiene como objetivo ofrecer a las empresas de petróleo y gas la totalidad de la participación e intereses que tiene la Empresa en 20 activos de producción localizados en las regiones del Catatumbo, el Valle Medio y Superior del Magdalena, Llanos y Putumayo.
     
    La ‘Ronda Campos 2016’ se enmarca dentro de la nueva estrategia de Ecopetrol 2015-2020 que está sustentada en la creación de valor sostenible y la operación más eficiente de sus activos. Uno de los objetivos es la rotación del portafolio en busca de la mayor rentabilidad para sus accionistas.
     
    Las oportunidades de negocio ofrecidas tienen potencial de desarrollo en recobro primario y recobro mejorado. Los campos se encuentran cerca de facilidades logísticas, lo que se constituye en un atractivo adicional para empresas pequeñas y medianas de petróleo y gas.
     
    El proceso, que se presentó ante representantes de la industria, es una convocatoria pública dirigida a compañías nacionales e internacionales que deseen afianzar su posición en Colombia o que busquen expandir sus operaciones en el país, lo cual se traducirá en el fortalecimiento del sector de los hidrocarburos.
     
    Las empresas interesadas en aplicar al cuarto de datos, podrán encontrar la información y los documentos relacionados con la Ronda en la siguiente dirección electrónica:
    www.ecopetrol.com.co/rondacampos2016 El proceso de adjudicación a las mejores ofertas
    económicas se realizará el 30 septiembre mediante una subasta electrónica.
     
    Fuente: Paisminero.co / Ecopetrol
  • Ecopetrol propone realizar piloto controlado para desmitificar explotación de no convencionales

     Fracking MythsCon el propósito de contextualizar a la opinión pública y desmitificar todas las ‘leyendas’ que se han tejido alrededor de los yacimientos no convencionales (YNC), Ecopetrol propuso la realización de un piloto controlado el cual contaría con la veeduría de las autoridades competentes, comunidades y entes territoriales.
     
    Así lo manifestó el Vicepresidente de Desarrollo y Producción de Ecopetrol, Héctor Manosalva en desarrollo del foro “Temores, Mitos v Verdades del Fracking” que se realizó en el municipio de San Martín (Cesar). El evento fue organizado por la Fundación Universitaria del Área Andina con el apoyo de Acipet, y contó con la participación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, docentes de universidades y directores de agremiaciones del sector minero y de hidrocarburos.
     
    “En esencia lo que estamos proponiéndole a las comunidades, a las autoridades regionales y del orden nacional, es tener la posibilidad de diseñar un piloto controlado, un piloto en donde tenga participación la comunidad, las veedurías, los entes territoriales, las autoridades regulatorias, en general, para poder aplicar la tecnología y poder conocer, en una prueba de aplicación práctica, cuales son los efectos y si esos mitos y leyendas que hay alrededor de los no convencionales son ciertos”, aseguró Manosalva.
     
    El directivo sostuvo que los YNC son una alternativa que permite garantizar la sostenibilidad y la actividad del sector en el mediano y largo plazo, pero adicionalmente es una fuente de recursos que puede incorporarle a la Nación cerca de 5.000 millones de barriles de petróleo equivalente en los próximos años.
     
    Agregó que gracias las nuevas tecnologías, es posible su extracción responsablemente con el medio ambiente bajo el cumplimiento de los más altos estándares de calidad.
     
    Por su parte, el Presidente de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, Jhon Cerón, aseguró que hay estudios del Geological Survey, de las universidades, de la EPA (agencia de protección ambiental de EEUU), que muestran que no hay contaminación en los acuíferos y que esta técnica no genera sismicidad.
     
    En su intervención, Orlando Velandia, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) manifestó que para el país es fundamental la industria petrolera.
     
    “De cada 4 pesos que le ingresan al estado colombiano, uno es de la industria petrolera, es decir que el 25% de los ingresos tributarios provienen de la industria... si no aprovechamos los recursos hidrocarburíferos estaríamos en una situación muy complicada fiscalmente que tendríamos que financiar desafortunadamente con impuestos”, señaló.
    Ecopetrol continuará participando en escenarios académicos al tiempo que ratificó que de posibilitarse la extracción de YNC habría crudo suficiente para cargar las refinerías, mejoraría el balance entre crudo liviano y pesado de Colombia y garantizaría el abastecimiento de hidrocarburos para el país.
     
    Por: Paisminero.co / CP - Ecopetrol
  • Ecopetrol publicó la oferta para enajenación de sus acciones en EEB

    Ecopetrol REcopetrol, S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC; TSX: ECP) informa que el día 19 de  mayo de 2015, tal como lo exige el Reglamento de Colocación, se publicó en diarios de  amplia circulación el Aviso de Oferta de la Primera Etapa del Programa de Enajenación y  Adjudicación de las Acciones de la Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. de la que  es titular Ecopetrol. La oferta iniciará el 20 de mayo de 2015 y estará vigente hasta el 21 de julio del presente año.
     
    Como ha sido informado, la transacción fue aprobada por el Gobierno Nacional a través  del Decreto 2305 del 14 de noviembre de 2014 y se rige por la Ley 226 de 1995, por  medio de la cual se desarrolla el artículo 60 de la Constitución Política en cuanto a la  enajenación de la propiedad accionaria estatal.
     
    La documentación relativa a la oferta puede ser consultada en la página web de Ecopetrol  www.ecopetrol.com.co en el Link: http://www.ecopetrol.com.co/wps/portal/es/ecopetrol- web/relacion-inversionistas/para-el-accionista/Enajenacion-Adjudicacion-acciones-EEB/ 
     
    PAISMINERO
  • Ecopetrol realiza seminario internacional de innovación y tecnología en petróleo y gas

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

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

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

    Pacific Pozos

    Los dos campos en producción serán entregados a la petrolera estatal en los primeros días del mes de  julio. El proceso de entrega se encuentra en un 90 por ciento.

    La compañia petrolera colombiana Ecopetrol trabaja arduamente para recibir el campo de crudo Rubiales ubicado en el departamento del Meta que está en manos de Pacific E&P y campo Cusiana en el departamento del Casanare, que actualmente opera la compañia  Equión, esto en los primeros cuatro días del próximo mes de julio.

    Para campo Rubiales, el principal de producción en el país y que empezará a operar a partir de las 00:00 horas del 1 de julio, Ecopetrol creó la Vicepresidencia Regional Oriente, en la cual cuenta actualmente con 93 personas, que se encargan tanto de la terminación del contrato con Pacific como de recibir el campo.

    Ecopetrol no amplió el contrato con Pacific porque consideró que constituía un gran activo para la empresa y el país. Este campo de tal importancia, que Juan Carlos Echeverry, presidente de la petrolera, afirmó que es uno de los mayores retos para la empresa este año.

    Para la transición, que fue acordada en el mes de marzo del año pasado, Ecopetrol y su socio definieron un procedimiento conjunto de terminación y recibo, el cual incluye temas como gestión social, los jurídico-catastrales, medio ambiente, así como los inventarios de equipos ,  productos e infraestructura.

    La entrega del campo Rubiales consta de aproximadamente 400 actividades, las cuales ya están cumplidas en un 90 por ciento, con un monitoreo semanal entre ambas empresas para revisar los avances. En esas mismas reuniones se realiza la planeación de las principales actividades y se coordina la gestión de las mismas, según informaron fuentes de la compañía.

    La hora de la entrega

    En la noche del próximo 30 de junio, ambas compañías realizaran el proceso de fiscalización del crudo y firmaran el acta donde quedara en detalle de lo que recibirá Ecopetrol por parte del socio, así como todos las obligaciones y compromisos que las dos partes deben atender y resolver en el período posterior a la finalización del contrato.

    El objetivo fundamental de la petrolera estatal es operar el campo con niveles de producción rentables para mantener los empleos, bienes y servicios y la actividad económica local y  regional.

    Se espera que pocos días después de la entrega se reactive la campaña de perforación con el propósito de mantener la producción del campo en cerca de 135.000 barriles diarios.

    En la Actualidad, la participación ponderada de Ecopetrol en Rubiales es de 57 por ciento, mientras que Meta Petroleum (filial de Pacific) tiene un 43 por ciento. 

    Según las últimas cifras de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), en el primer bimestre del 2016, campo Rubiales tuvo una producción de 152.237 barriles diarios. Este campo equivaldrá para Ecopetrol, un 21 por ciento del total de la producción de la empresa . 

    De igual manera, la petrolera colombiana quedará con casi 90 por ciento de la producción total del país, la cual al mes de abril promedió 943.000 barriles diarios en el 2016, con cifras de la ANH.

    La Estrategia 

    Desde finales del año pasado y comienzos de este, Ecopetrol se ha venido reuniendo con las comunidades y autoridades de la zona de influencia para explicarles todo lo relacionado con la contratación de bienes y servicios, así como las políticas de contratación de mano de obra local y demás temas de interes de los habitantes.

    El comienzo de Rubiales

    De la mano del magnate canadiense Frank Giustra, Pacific se hizo al campo de Rubiales cuando lo adquirió en julio del 2007 del empresario Germán Efromovich, de la empresa Rubiales Holdings Limited, dueña de Meta Petroleum, la cual tenía un contrato de asociación con Ecopetrol por ese campo, en ese momento el campo solo producía 18.724 barriles diarios. desde ese momento  la gerencia de Pacific, con experiencia en crudos pesados elevó la producción hasta llegar al récord de los 212.115 barriles diarios durante el mes de  agosto del 2013.

    Campo Cusiana 

    Desde el próximo 4 de julio, Ecopetrol recibirá también el campo de Cusiana, ubicado en el departamento de Casanare, debido a que termina el contrato de asociación Tauramena, suscrito entre BP y Ecopetrol en 1986.

    Cusiana, operado por Equión (de la cual Ecopetrol posee el 51 por ciento)., estará a cargo de la recién creada Vicepresidencia Regional Orinoquía.   

    El campo uno de los más prósperos, que en el año 1999 alcanzó a producir 434.000 barriles diarios, se encuentra en su etapa de declive con una producción de 7.573 barriles diarios en los dos primeros meses de este año.

    Los equipos de Ecopetrol y Equión han venido trabajando para facilitar el proceso de entrega y recibo. En este momento Ecopetrol está cerrando estudios, líneas bases e inventarios con el propósito de asumir el campo sin contratiempos.

    Se espera que Cusiana fortalezca el posicionamiento de Ecopetrol en el Casanare y permita crear sinergías operativas con Cupiagua, que es operado por la empresa desde el 2010. 

    Por: Paisminero.co

  • Ecopetrol reduce 28% su patrimonio con implementación de Niif

    Con la implementación de la Normas Internacionales de Información Financiera la petrolera colombiana disminuirá su patrimonio de $71,1 billones a $50,9 billones.
     
    Juan C EcheverryEcopetrol reportará este martes sus estados financieros del primer trimestre de 2015. Este será el primer balance que la compañía presente con la implementación de las Normas Internacionales de Información Financiera Niif.
     
    El rubro que más afectado se verá con el nuevo esquema de presentación de resultados es el del patrimonio de la empresa, que se espera se reduzca en un 28,3%. Con la adaptación de los balances, el patrimonio de la petrolera pasará de $71,1 billones con la medición anterior a $50,9 billones con las Niif. Esto corresponde al patrimonio reportado por la compañía al primero de enero de 2014.
     
    En el acople a las normas se incluyen dentro del patrimonio de Ecopetrol $4.57 billones del interés no controlante, el cual es presentado como parte del patrimonio. Lo mismo se hace con $133 mil millones de la valoración de cuentas por cobrar y por pagar en operaciones por desbalanceo de crudo y efecto por recuperación de provisiones al valorar inventarios al menor entre el costo y el valor neto realizable.
     
    La reducción fuerte del patrimonio está en los $21,24 billones que dejan de ser contemplados dentro de este por cuenta de activos que dejan de ser contemplados dentro del mismo. La eliminación de éstos del patrimonio es equivalente al GAAP de la compañía en su ADR de la Bolsa de Nueva York.
     
    Otros valores que se excluyen del patrimonio son los $707 mil millones que pagó la compañía del impuesto al patrimonio, $1,2 billones de su inversión en Equion, $1.3 billones que bajo las Niif aumentan el pasivo y $269 mil millones del impuesto de renta.
     
    Por otro lado, Ecopetrol reportó utilidades por $7,5 billones en diciembre de 2014. Adaptando este resultado a la normativa exigida en adelante, estas ganancias serían de $7 billones, un 6,6% menos.
     
    Esto es resultado de incluir dentro de los beneficios los $718 mil millones producto de un menor r gasto por depreciaciones, agotamiento y amortizaciones debido a cambio en vidas útiles de los activos; $526 mil millones de impuesto al patrimonio, $300 mil millones del menor gasto por beneficios a empleados y $20 mil millones provenientes de su participación en Equion.
     
    Así mismo, son excluidos de las ganancias los $1,7 billones de la diferencia de cambio que resulta no capitalizable y $317 mil millones del mayor gasto por deterioro de activos (Inversiones petrolíferas e intangibles).
     
    Fuente: Dinero.com
  • Ecopetrol responde a la contraloria general

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

    La petrolera suspendió operaciones a raíz de dos atentados contra su infraestructura la tarde del viernes

    Ecopetrol RLa petrolera Ecopetrol suspendió las operaciones en su campo en Tibú, en el departamento de Norte de Santander, fronterizo con Venezuela, a raíz de dos atentados perpetrados contra su infraestructura la tarde del viernes, anunció hoy la compañía.
     
    La producción del campo Tibú es de cerca de 1.800 barriles de petróleo por día, agregó Ecopetrol en un comunicado.
     
    Según la compañía, el primer ataque fue registrado hacia las 16.40 hora local (21.40 GMT) en el pozo Tibú-50, "donde se realizaban operaciones de reacondicionamiento de pozos por parte de la empresa contratista Key Energy".
     
    El segundo ocurrió casi una hora después "cuando hombres armados llegaron a la estación M-24, donde fueron activadas cargas explosivas en la estación de inyección de agua y en el área de tratamiento de fluidos".
     
    "Ecopetrol rechaza atentados contra infraestructura petrolera en el campo Tibú Ecopetrol", manifestó la empresa en un comunicado en el que señala que esos ataques "pusieron en riesgo la vida de los trabajadores y de las comunidades vecinas".
     
    Para enfrentar la situación, "la empresa activó el plan de contingencia" en la Gerencia de Operaciones de Desarrollo y Producción Catatumbo, la región donde está ubicado Tibú, una zona de fuerte presencia guerrillera.
     
    Como medida preventiva, Ecopetrol suspendió las actividades en ese campo "de forma temporal hasta que se garanticen las condiciones de seguridad de los trabajadores" por parte de la Fuerza Pública que ayer mismo reforzó la vigilancia.
     
    En la zona actúa principalmente el Ejército de Liberación Nacional (ELN), que en las últimas décadas ha perpetrado numerosos ataques contra la infraestructura petrolera, pero también algunos frentes de las Fuerzas Armadas Revolucionarias de Colombia (FARC).
     
    El pasado jueves, en el discurso de investidura de su segundo mandato, el presidente colombiano, Juan Manuel Santos, advirtió a las FARC, con las que su Gobierno negocia en Cuba el fin del conflicto, que deben dejar de cometer atentados como los de las últimas semanas principalmente en el sur del país contra la infraestructura energética y de servicios.
     
    "¡No dinamiten las vías de los campesinos! ¡No más pueblos sin luz o sin agua! ¡No más petróleo contaminando nuestros ríos!", enfatizó el presidente.
     
    Fuente: Semana.com
  • Ecopetrol y JX Nippon establecen alianza para explorar bloque costa afuera en Brasil

    BLOQUE BRASIL FZAM320 WRio de Janeiro, agosto 25   - Ecopetrol informa que a través de su filial en Brasil (Ecopetrol Óleo e Gás) estableció una alianza con la empresa japonesa JX Nippon Oil & Gas Exploration para explorar el bloque FZA-M-320, localizado en aguas someras de la cuenca Foz de Brasil, en el margen ecuatorial de la región amazónica.
     
    Ecopetrol tenía los derechos exclusivos del bloque que le había sido adjudicado en la Ronda 11 de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas y Biocombustibles del Brasil (ANP) en
    mayo de 2013.
     
    El Acuerdo comercial, que está en proceso de aprobación por la ANP, establece que JX Nippon se unirá a la exploración del área con un 30% de participación, tanto para las
    inversiones exploratorias como para los recursos que pudiesen llegar a descubrirse.
     
    Ecopetrol mantendrá el 70% de los intereses y continuará como operador.
     
    “Esta alianza con JX Nippon está en línea con nuestra nueva estrategia que busca posicionarnos como una empresa panamericana, con una exploración costa afuera en crecimiento en Colombia, el Golfo de Mexico y Brasil, al mismo tiempo que diversificamos el riesgo aliándonos con compañías de clase mundial”, señaló el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry.
     
    JX Nippon es una compañía con intereses en América del Norte, el Mar del Norte, Malasia y Vietnam, entre otros.
     
     
    El bloque FZA-M-320 se encuentra en la primera fase del periodo exploratorio de cinco años. Los socios se encuentran diseñando el programa de adquisición sísmica que
    adelantarán en los 192 kilómetros cuadrados del bloque, de acuerdo con el compromiso adquirido con la ANP.
     
    En Brasil, Ecopetrol participa también en el bloque CE-M-715 en la cuenca Ceará en asociación con Chevron, empresa operadora con el 50% de participación, y en el bloque
    POT-M-567 en la cuenca Potiguar.
     
     
    Por: Paisminero.co / CP - Ecopetrol
     
     
  • Ecopetrol y Pacific Rubiales, casos diferentes que confirman el crudo panorama del sector petrolero

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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




    Fuente: Larepublica.co / Gabriel Forero Oliveros
     

  • Ecopetrol, Drummond y EPM son los reyes en ingresos

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

    En el Auditorio de la Asociación de Egresados de la Universidad de los Andes (Uniandinos), se presentaron los resultados de la Encuesta de Especialistas en Responsabilidad Social y Sostenibilidad, 2014.
     
    RSE PetEsta encuesta, realizada por el Centro Internacional de Responsabilidad Social & Sostenibilidad (Centro RS) en alianza con Cifras & Conceptos, da cuenta de la percepción de expertos en responsabilidad social en el país. A nivel general, la encuesta revela que para los encuestados, el desempeño de las organizaciones colombianas o con presencia en Colombia en materia de responsabilidad social y sostenibilidad está entre regular (47%) y buena (40%).
    Ecopetrol (16%), Nutresa (8%), Bancolombia (7%), EPM (5%) y Pacific Rubiales (5%) son las organizaciones elegidas por los encargados de responsabilidad social de varias empresas como las compañías que aplican de forma efectiva los principios de responsabilidad social. Bavaria, Argos, Alpina, Coca Cola e Isagén cierran el grupo de las primeras 10 compañías.
     
    Los resultados de este ejercicio presentan las tendencias de las empresas para ejecutar sus políticas de responsabilidad social y sostenibilidad, y los conceptos de los especialistas en torno a estos temas.
     
    Para el 47% de los encuestados, las empresas privadas nacionales son las que más han avanzado en el tema, seguidas de las filiales multinacionales con un 41% y las empresas públicas con un 10%.
    Las preguntas se realizaron por vía telefónica e incluyeron un rango etario y de género bastante amplio, compuesto en un 56% por mujeres y en un 44% por hombres. El 30% de los participantes se encuentra entre los 36 a 45 años de edad y el 32% tiene entre 2 y 5 años de experiencia en temas de responsabilidad social.
     
    Este ejercicio realizado por la alianza entre el Centro RS y Cifras & Conceptos, busca presentar un estado de la responsabilidad social y la sostenibilidad, de acuerdo con la opinión de expertos en este ámbito.
     

    ·         Además de estas empresas, Bavaria, Argos, Alpina, Coca Cola e Isagén cierran el grupo de las primeras 10 compañías, elegidas por expertos en el tema.

    ·         Para los encuestados, el desempeño de las organizaciones colombianas o con presencia en Colombia en materia de responsabilidad social y sostenibilidad está entre regular (47%) y buena (40%)

  • Ecuador aumenta reservas petroleras en su mayor bloque ITT a 1.670 millones de barriles de crudo

    El campo Ishpingo, Tambococha y Tiputini (ITT), ubicado en el Parque Nacional Yasuní, ya había certificado reservas por unos 920 millones de crudo cuando el Gobierno decidió en el 2013 la explotación del polémico yacimiento.- Foto de  ecuavisaEl campo Ishpingo, Tambococha y Tiputini (ITT), ubicado en el Parque Nacional Yasuní, ya había certificado reservas por unos 920 millones de crudo cuando el Gobierno decidió en el 2013 la explotación del polémico yacimiento.- Foto de ecuavisaQuito. Ecuador reportó el jueves el hallazgo de unos 750 millones de barriles de crudo en reservas adicionales a las existentes en su mayor bloque petrolero ITT, con lo que el potencial del yacimiento sube a unos US$1.670 millones.
     
    El campo Ishpingo, Tambococha y Tiputini (ITT), ubicado en el Parque Nacional Yasuní, ya había certificado reservas por unos 920 millones de crudo cuando el Gobierno decidió en el 2013 la explotación del polémico yacimiento.
     
    Luego de las primeras perforaciones en un área del ITT, las autoridades encontraron las reservas adicionales.
     
    "Esto significa que el patrimonio nacional en reservas petroleras llega a los 4.000 millones de barriles, lo cual representa US$19.500 millones de nueva riqueza para los ecuatorianos", dijo el vicepresidente, Jorge Glas, a periodistas.
     
    Las autoridades esperan comenzar en agosto la producción del campo Tiputini, el único bloque de ITT fuera de la reserva Yasuní, y proyectan que alcanzará hasta un promedio de unos 20.000 barriles por día (bpd) a finales de año.
     
    Con la certificación de las nuevas reservas, aumentan las proyecciones de producción del bloque ITT a un máximo de 300.000 barriles por día promedio para el 2022, según Glas.
     
    Ecuador fracasó en una iniciativa con la que buscaba una compensación de la comunidad internacional para dejar de producir el bloque ITT, por lo que decidió su explotación pese a la oposición de grupos ambientalistas e indígenas.
     
    El Parque Yasuní es un área de 982.000 hectáreas que alberga especies de flora y fauna en peligro de extinción.
     
    El socio más pequeño de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) produce unos 540.000 bpd.
     
     
    Reuters
  • Ecuador comienza a extraer petróleo de la reserva del Yasuní, en pleno Amazonas

    Foto de la HoraFoto de la HoraLa compañía estatal Petroamazonas ha comenzado a perforar en plena selva del Amazonas para extraer petróleo de una zona muy próxima al parque nacional amazónico conocido como Yasuní, justo al lado del río Tiputini. Este idílico lugar fue protegido en el pasado por el presidente de Ecuador, Rafael Correa, una defensa que se ha revertido por las necesidades económicas del país.
     
    Según publica Reuters, Correa culpa a la comunidad internacional del comienzo de la explotación de esta reserva. En 2007, el Gobierno de Ecuador reclamó 3.600 millones de dólares a los países desarrollados a cambio de no explotar los recursos energéticos de esta zona, pero esta petición fue rechazada. 
     
    La economía de Ecuador, el miembro más pequeño de la OPEP, acumula tres trimestres consecutivos presentando tasas de crecimiento anual negativas, siendo uno más de los afectados por el hundimiento de los precios del petróleo. Según el Gobierno latinoamericano, esta situación obliga a explotar esta parte de la Amazonia, que no obstante, sólo supone el 1% de la reserva natural de Yasuní, según el presidente de Ecuador. 
     
    Jorge Glas, vicepresidente de Ecuador, ha explicado que "comienza una nueva era para el petróleo ecuatoriano. El cuidado del medio ambiente es lo primero, lo segundo es la responsabilidad con la economía y el pueblo". 
     
    La explotación de esta zona resulta interesante porque el coste de producción es inferior a los 12 dólares por barriles, por lo que extraer petróleo ahí es muy rentable a pesar de los precios actuales del oro negro.  
     
    Este parque nacional alberga el 40% de las reservas probadas de Ecuador, de ahí su importancia para el futuro económico del país. Yasuní se extiende en un área de 9820 kilómetros cuadrados y fue designado en 1989 reserva de la biosfera por la Unesco. 
     
    Kevin Koening, director del Programa Ecuador de Amazon Watch (ONG dedicada a la conservación del Amazonas), señala que "este es el peor lugar imaginable para extraer petróleo. El mundo no puede permitirse perder un sitio como Yasuní".
     
    economiahoy.com
     
  • Ecuador y Perú contratarán estudio para desarrollo petrolero en la Amazonía

    Ecuador, Perú- El ministro ecuatoriano de Recursos Naturales No Renovables, Pedro Merizalde, y su colega peruano de Energía y Minas, Eleodoro Mayorga, acordaron contratar el estudio para determinar el desarrollo conjunto del llamado "Bloque 86", en Ecuador, y del "Lote 192", en Perú.
     
    El análisis identificará y cuantificará los volúmenes de reservas existentes en los yacimientos y sus posibilidades de desarrollo técnico y económico.
     
    Petroleo PeruLos gobiernos de Ecuador y Perú contratarán un estudio para determinar el potencial desarrollo conjunto de una zona petrolífera fronteriza en la Amazonía, informó el ministerio ecuatoriano de Recursos Naturales No Renovables.
     
    El anuncio se hizo en el marco del "Taller Binacional" que congrega desde este jueves a autoridades energéticas de los dos países en la Isla Baltra, en el archipiélago de Galápagos, mil kilómetros al oeste de las costas continentales de Ecuador.
     
    En esa cita, el ministro ecuatoriano de Recursos Naturales No Renovables, Pedro Merizalde, y su colega peruano de Energía y Minas, Eleodoro Mayorga, acordaron contratar el estudio para determinar el desarrollo conjunto del llamado "Bloque 86", en Ecuador, y del "Lote 192", en Perú, ambos ubicados en la frontera amazónica.
     
    El estudio, que se encargará a una consultora independiente, identificará y cuantificará los volúmenes de reservas existentes en los yacimientos y sus posibilidades de desarrollo técnico y económico.
     
    Asimismo, los dos países analizarán el potencial de reservas petroleras de los bloques ecuatorianos 72, 73, 76, 77 y 78, que tienen relación con los campos del Lote 64, en Perú.
     
    Merizalde justificó la necesidad de un "estudio binacional integral", porque permitirá obtener información actualizada requerida para la toma de decisiones en el marco del desarrollo de la industria petrolera.
     
    "Es importante este trabajo, en cuanto a las posibilidades de avanzar en temas de cooperación y búsqueda de alternativas que permitan un desarrollo conjunto a ambos países", indicó el ministro ecuatoriano.
     
    Mayorga, de su lado, resaltó la cita en Galápagos porque le permitió exponer a sus socios ecuatorianos el proyecto de masificación de gas natural, para la interconexión energética de quince ciudades del noroeste de Perú.
     
    "Con Ecuador se puede desarrollar la interconexión eléctrica, para ello se puede utilizar financiamiento externo para los estudios de estos proyectos. Se debe trabajar el marco regulatorio y establecer mecanismos para viabilizar estas propuestas", sostuvo el ministro peruano.
     
    Uno de los objetivos de los estudios es determinar la posibilidad de que Perú entregue gas natural a Ecuador para generación eléctrica o uso industrial.
     
    Estas propuestas pretenden ser presentadas durante una próxima reunión de los presidentes de ambos países, el ecuatoriano Rafael Correa y el peruano Ollanta Humala, prevista para octubre próximo.
     
    Además, en el taller de Baltra se planificó una nueva cita de los ministros de Energía, cuya fecha aún no se ha precisado, para analizar los avances alcanzados en el control de la minería ilegal en las zonas fronterizas, compromiso en el que los dos países han trabajado conjuntamente desde el año pasado.
     
    EFE - Americaeconomia.com
  • EE.UU. aprobará nuevas normas para el sector de petróleo y gas

    Plataforma UsaWASHINGTON (EFE Dow Jones)—El gobierno de Barack Obama tiene previsto publicar en los próximos meses un conjunto de normas para regular la industria del petróleo y el gas natural en respuesta al auge energético que vive el país, y para pulir el legado medioambiental del presidente en sus dos últimos años de mandato.
     
    Las nuevas normas —al menos nueve— podrían incluir los primeros estándares federales de la historia en materia de emisiones de metano, un control más estricto de la fracturación hidráulica, requisitos de perforación en el Ártico, nuevas normas para regular el transporte de crudo por tren y estándares más estrictos para la tecnología de perforación mar adentro.
     
    Las repercusiones de estas normas para la industria podrían incluir mayores costos operativos y menores incentivos para perforar en terrenos públicos. Obama y los defensores medioambientales afirman que estas normas son necesarias para hacer frente al auge en las perforaciones de crudo y gas y a la mayor producción.
     
    Estados Unidos es ahora el mayor productor de gas natural del mundo, y va camino de convertirse en el mayor productor de petróleo en 2015. Desde 2008, la producción de crudo de Estados Unidos ha crecido 74% a 8,8 millones de barriles al día, mientras que la producción de gas natural ha repuntado 22% a 2,7 billones de pies cúbicos en septiembre, según datos del Departamento de Energía de EE.UU.
     
    Al mismo tiempo, la producción de crudo y gas en terrenos públicos ha descendido 16% y 24%, respectivamente, en el mismo período de tiempo, según el Departamento de Energía. Varios estados han aprobado leyes en respuesta al aumento de la producción, pero el gobierno federal no lo ha hecho aún.
     
    Por Amy Harder
     
    Fuente: WSJournal.com
  • EEUU no sabe qué hacer con tanto petróleo

    Estados Unidos tiene hoy más petróleo que nunca en los últimos 80 años. Si esto se mantiene en abril se produciría un desplome de los precios del crudo, y probablemente también de la gasolina. El precio del petróleo podría caer a 20 dólares el barril de los 50 actuales
     
    Plataforma3Las últimas siete semanas el país ha estado produciendo e importando un promedio diario de un millón de barriles más de lo que consume. El excedente es almacenado en tanques y hay tanto que el país tiene hoy más petróleo que nunca en los últimos 80 años, según informó el Departamento de Energía la semana pasada.
     
    Si esta tónica se mantiene, hacia mediados de abril ya no habrá dónde almacenar petróleo y se produciría un desplome de los precios del crudo, y probablemente también de la gasolina.
     
    “La realidad es que nos estamos quedando sin espacio para almacenar en Estados Unidos”, expresó Ed Morse, director de investigación de productos primarios de Citibank, en un reciente simposio del Consejo de Relaciones Exteriores en Nueva York.
     
    Morse dijo que el precio del petróleo podría caer a 20 dólares el barril de los 50 actuales. De bajar tanto, las empresas petrolíferas correrían peligro de sufrir grandes pérdidas y dejarían de extraer petróleo hasta que se acaba todo el crudo almacenado. Un desplome de los precios del petróleo arrastraría también los precios de la gasolina, aunque no al mismo nivel.
     
    El precio de la gasolina es de 2,44 dólares el galón (cuatro litros), 1,02 dólares más barato que hace un año y un 37% más que en el mes pasado.
     
    Otros analistas coinciden en que los precios del crudo caerán abruptamente, aunque no necesariamente a 20 dólares, porque sigue almacenándose crudo en depósitos por distintas razones:
     
    — La producción en Estados Unidos continúa subiendo. Las compañías están reduciendo las perforaciones nuevas, pero no habrá una merma en la oferta hasta más adelante este año.
     
    — El petróleo que se está produciendo es una variedad de crudo liviano, dulce, que muchas refinerías estadounidenses no pueden procesar. Y las empresas no pueden enviarlo al exterior porque hay leyes que restringen las exportaciones.
     
    — Sigue entrando mucho petróleo extranjero a Estados Unidos, por la debilidad económica de otras naciones y para alimentar refinerías que procesan crudo pesado.
     
    — Este es el período del año de menor demanda de gasolina, por lo que las refinerías generalmente reducen o suspenden la producción y aprovechan para realizar tareas de mantenimiento. Si las refinerías procesan menos crudo, las existencias aumentan.
     
    — Los inversionistas ganan dinero comprando petróleo y almacenándolo por la diferencia en los precios actuales y los que habrá más adelante. Un inversionista puede comprar petróleo a 50 dólares el barril hoy y firmar un contrato para venderlo a 59 dólares en diciembre, asegurándose una buena ganancia incluso después de descontar el costo del almacenamiento.
     
    AGENCIAS
  • EEUU: Continúan disminuyendo las torres petroleras

    Foto de larazon.comFoto de larazon.comEn EEUU las torres petroleras se redujeron 6.07% pasando de 922 a 866 comparando las dos semana anteriores, siendo su nivel más bajo desde el 25 de marzo 2011 según informó Baker Hughes Inc. en su listado semanal.

     Donde más se puede evidenciar esta caída, es en el campo petrolero más grande y uno de los más antiguos de EEUU, el Permian Basin de Texas y Nuevo México, donde llegaron a 305 torres o 23 menos que lo reportado anteriormente, el menor en dicha zona desde 2009. En total durante las últimas 14 semanas, se han abandonado 709 torres como consecuencia de la ciada en el precio del crudo y las respectivas reducciones de gasto.

     Este comportamiento sigue la tendencia que las grandes petroleras en el mundo han venido mostrando, pues sus inversiones serán focalizadas en los pozos con más producción y con inversiones previas más altas, para esperar un alza en los precios. Por lo tanto, utilizan el método fracklog, dejando torres petroleras ociosas con reservas probadas sin perforar.

    Fuente: Bilatam.con

  • EEUU: por qué las grandes petroleras, como ExxonMobil y Shell, no apoyan la salida del Acuerdo de París contra el cambio climático anunciada por Donald Trump

    ¿Es posible que el negocio petrolero esté del lado del Acuerdo de París contra el cambio climático que Donald Trump acaba anunciar que su país abandonará?
     
    PetrolerasSuena contradictorio. Mucho más después de que el presidente de Estados Unidos afirmara que uno de los motivos para retirar a su país del tratado era precisamente favorecer a la industria del petróleo y el carbón.
     
    Sin embargo, es así.
     
    Antes y después del anuncio de Trump de este jueves, grandes consorcios del rubro de los combustibles fósiles tomaron partido a favor del acuerdo global firmado por 195 países en la capital francesa en diciembre de 2015.
     
    ¿Por qué algunos de los gigantes de la industria tomaron esta postura en apariencia contradictoria?
    Empresas vinculadas con el negocio energético como ExxonMobil, Chevron, Shell Oil Company, ConocoPhillips e incluso General Electric, expresaron su respaldo al Acuerdo de París en mayor o menor medida.
     
    "El cambio climático es real. La industria debe ahora dirigir (las iniciativas para enfrentarlo) y no depender del gobierno", dijo Jeffrey Immelt, director ejecutivo de General Electric, una compañía que trabaja con energía nuclear, solar y fósil.
    Darren Woods, máximo ejecutivo de la petrolera ExxonMobil, la mayor del mundo, escribió personalmente una carta a Trump a principios de mayo instándole a suscribir el acuerdo.
     
    "EE.UU. está bien posicionado para competir con el acuerdo y contar con un sitio en la negociación para establecer las reglas de juego", se leía en la misiva.
    Donald Trump en la Casa Blanca después de anunciar el retiro de Estados Unidos.Derechos de autor de la imagenREUTERS
     
    Trump hizo el anuncio desde los jardines de la Casa Blanca.
     
    ¿Por qué algunos de los gigantes de la industria tomaron esta postura en apariencia contradictoria?
    Aquí algunas razones.
     
    El negocio de las "energías limpias"
     
    Los combustibles fósiles como el petróleo, el gas y el carbón han sido tradicionalmente la forma más barata de energía.
    Juntos representan el 86% de la potencia utilizada en todo el mundo.
     
    Qué consecuencias tendrá la decisión de Donald Trump de retirar a Estados Unidos del acuerdo climático de París
     
    Sin embargo, el costo de aprovechar las fuentes de energía renovables como la energía solar, la hidroeléctrica y el viento disminuyó drásticamente en la última década.
    De hecho, algunas investigaciones señalan que estas alternativas pueden resultar más baratas que la electricidad convencional distribuida en red y que pueden generar ahorros, por lo que las empresas ven este sector cada vez más atractivo.
     
    ConocoPhillips expresó que ser parte del Acuerdo de París permite a Estados Unidos mantener un papel importante en los esfuerzos para reducir las emisiones de carbono.
    Además, este tipo de energías a menudo reciben grandes subsidios de los gobiernos.
     
    Walmart, por ejemplo, afirma que ahorra US$1.000 millones al año al obtener una cuarta parte de la energía que consume de fuentes renovables.
     
    "Es un día triste para la comunidad global": los líderes internacionales muestran su rechazo a la decisión de Donald Trump de retirar a EE.UU. del Acuerdo de París sobre cambio climático
     
    ExxonMobil gastó más de US$3 millones en esfuerzos de cabildeo involucrando temas climáticos y ambientales, incluyendo "discusiones relacionadas con el Acuerdo de París" sólo en el primer trimestre de 2017.
     
    Se trata de una de las decisiones más cuestionadas de Donald Trump desde que es presidente de Estados Unidos.
    Al igual que ExxonMobil y otras grandes compañías estadounidenses, muchos de los mayores actores energéticos del mundo, como BP, Total y Royal Dutch Shell, también han invertido miles de millones de dólares en la investigación y el desarrollo de fuentes de energía limpias y sostenibles, alentadas en parte por el colapso de los precios del crudo desde 2014.
     
    El paso que acaba de dar Trump resulta contraproducente para los recientes esfuerzos de todas estas compañías, fundamentalmente para las estadounidenses.
     
    El cambio climático es real
     
    ConocoPhillips, otra de las gigantes petroleras estadounidenses, expresó que ser parte del Acuerdo de París permite a Estados Unidos mantener un papel importante en los esfuerzos para reducir las emisiones de carbono.
     
    "(Permanecer en el tratado) otorga a Estados Unidos la capacidad de participar en futuras discusiones sobre el clima para salvaguardar sus mejores intereses económicos y ambientales", señaló el portavoz de la compañía, Daren Beaudo, este jueves al portal Bloomberg.
     
    Presidentes de varios países, entre ellos el francés Emmanuel Macron, cuestionaron la decisión de Trump.
     
    Después del anuncio de Trump, Chevron también señaló que apoyaba el tratado global.
     
    "La reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero es una cuestión mundial que requiere un compromiso y una acción mundiales", dijo la compañía.
    Pero no sólo se trata de liderazgo en la toma de políticas, también hay que "cuidar el negocio".
     
    Empresas como Kellogg y General Mills, que dependen del clima para producir sus cereales, tomaron partido por el Acuerdo de París como una forma de proteger sus cadenas de suministros.
     
    Estas compañías saben que el rubro de la agricultura se verá cada vez más comprometido si el calentamiento global sigue en aumento.
     
    Además, son conscientes de que sus nuevos y futuros clientes tienen mayor afinidad por temas sociales y ambientales.
     
    Otros rubros
     
    Elon Musk, el director ejecutivo de Tesla, una compañía dedicada a la producción de autos eléctricos, confirmó este jueves que abandona su puesto como asesor de la Casa Blanca después del anuncio de Trump.
     
    El emprendedor publicó en Twitter un mensaje en el que anunciaba que se retiraba del grupo de consejeros señalando que "el cambio climático es real".
    "Dejar (el Acuerdo de) París no es bueno ni para Estados Unidos ni para el mundo".
     
     
    El director ejecutivo de Tesla abandonará su puesto como consejero de la Casa Blanca después de la decisión de Trump.
     
    Grandes compañías, como Morgan Stanley, Unilever, Intel y empresas tecnológicas como Apple también anticiparon que se oponían a la retirada.
    En un esfuerzo de último momento, un día antes del anuncio definitivo, 16 compañías estadounidenses firmaron una carta instando a Trump a mantenerse en el tratado global.
     
    Entre los firmantes aparecen Adobe, Apple, Facebook, Gap Inc., Google, Hewlett Packard, Levi Strauss, Microsoft, Salesforce y otros.
     
    Al respecto, Anant Sundaram, profesor de la Escuela de Negocios de la Universidad de Dartmouth, en Nuevo Hampshire, señaló al medio International Business Times que este respaldo corporativo al Acuerdo de París es "más que positivo".
     
    "La conclusión es que la mayoría de estas compañías han avanzado", indicó en experto al destacar que muchas empresas invierten grandes sumas de dinero en investigación y tecnología para reducir sus huellas de carbono.
     
    Los que celebran
     
    Desde luego que la decisión anunciada este jueves también fue celebrada.
     
    Para buena parte del rubro estadounidense del carbón, la decisión del presidente estadounidense de retirarse del acuerdo global de París sobre el cambio climático fue una victoria.
     
    Inmediatamente después del anuncio, activistas ambientales se reunieron frente a la Casa Blanca.
     
    Murray Energy, una compañía de minería de carbón con sede en Ohio, aplaudió la medida, describiéndola como "una parte importante de la agenda ambiental más amplia" del gobierno de Trump.
     
    "Al cumplir su promesa, el presidente está apoyando los valores irrenunciables de Estados Unidos, rescatando los empleos del carbón y promoviendo electricidad confiable y de bajo costo para los estadounidenses y el resto del mundo", dijo en un comunicado el presidente ejecutivo de la compañía, Robert Murray.
     
    Por su parte, Paul Bailey, presidente de la Coalición Estadounidense por una Energía de Carbón Limpia, señaló que los estándares establecidos bajo el gobierno de Barack Obama eran demasiado estrictos.
     
    "Apoyamos la decisión del presidente Trump de retirarse del Acuerdo de París. Cumplir con el objetivo del Presidente Obama habría llevado a más regulaciones, mayores precios de la energía y dependencia de fuentes de energía menos confiables", añadió Bailey.
     
     
    BBCMUNDO.COM
  • Egipto confirmó que Arabia Saudí dejó de suministrarle petróleo

    Las autoridades egipcias confirmaron que la compañía petrolera estatal saudí Aramco no ha suministrado crudo a Egipto por segundo mes consecutivo, en medio de una creciente tensión entre ambos países.

     
    Foto de Absolut EgiptoFoto de Absolut EgiptoSegún el portavoz del Ministerio egipcio de Petróleo, Hamdi Abdelaziz, citado por la agencia oficial MENA, Egipto no ha recibido ningún aviso de la empresa saudí para justificar esta medida ni determinar cuánto durará.
     
    Ante la falta de suministro, Egipto recurrirá al mercado internacional para “responder a las necesidades locales”, agregó Abdelaziz.
     
    El suministro de petróleo se producía en el marco de un acuerdo firmado el 30 de marzo entre los dos países, que estipulaba que Aramco iba a proporcionar a Egipto 700.000 toneladas de crudo mensualmente y durante cinco años.
     
    Este acuerdo fue violado por la empresa saudí el pasado octubre, unos días después de que estallara una disputa entre Egipto y Arabia Saudí respecto a una resolución del Consejo de Seguridad de la ONU sobre la guerra en Siria.
     
    Arabia Saudí no encajó bien que Egipto votara a favor de una resolución presentada por Rusia, aliado del régimen sirio de Bachar al Asad.
     
    Oficialmente, las autoridades de los dos países han optado por rebajar el alcance de esta tensión.
     
    EFE - Vanguardia.com
     
     
     
     
     
  • EIA: Producciòn y consumo de Petróleo crecerán hasta el 2018

    Se espera que la producción mundial aumente a 97,5 millones b/d en 2017 y a 98,9 millones b/d en 2018Se espera que la producción mundial aumente a 97,5 millones b/d en 2017 y a 98,9 millones b/d en 2018La gubernamental oficina de Administración de Información de Energía de los Estados Unidos (EIA por sus siglas en inglés), prevé que la producción y el consumo mundiales aumenten hasta 2018, pero se espera que la demanda aumente a un ritmo más rápido que la producción. Como resultado, se espera que los saldos globales se estrechen, dijo el organismo en un reporte publicado en su portal.
     
    La EIA estima que los inventarios de crudo y otros líquidos aumentaron en 2,0 millones de barriles diarios (b/d) en el cuarto trimestre de 2016, impulsados por un aumento en la producción y una caída significativa, pero estacional, del consumo. 
     
    El aumento del bombeo en el cuarto trimestre de 2016, refleja en gran medida a los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) quienes elevaron la extracción antes de implementar el acuerdo de noviembre sobre los recortes de producción. 
     
    Se calcula, dice el organismo energético, que la producción mundial aumentó 1,6 millones de b/d en el cuarto trimestre de 2016, y que la Opep representó 0,9 millones de b/d, o 55%, de este aumento. 
     
    La EIA estima que la producción mundial total promedió 96,4 millones b/d en 2016. Y que se espera que la producción mundial aumente a 97,5 millones b/d en 2017 y a 98,9 millones b/d en 2018.
     
    Se espera que los inventarios mundiales hayan aumentado un promedio de 0,9 millones de b/d en 2016. La perspectiva de energía a corto plazo de enero 2017 prevé que los saldos anuales de petróleo crudo se contraigan durante los próximos dos años, con un promedio de 0,3 millones de b/d Y 2018 promediando una acumulación de acciones de 0,1 millones de b/d. Para el segundo semestre de 2018, se espera que los inventarios disminuyan en un promedio de 0,1 millones de b/d.
     
    Con la acumulación anual de inventarios, junto con la falta de un significativo aprovechamiento de los inventarios existentes, los precios se mantienen por debajo de $60 por barril hasta finales de 2018. Igualmente se espera que los precios spot del petróleo crudo Brent permanezcan bastante planos durante 2017. 
     
    Las previsiones de la EIA consideran que los precios del Brent subirán lentamente en 2018, comenzando el año en $54 por barril en enero y terminando el año en $59 en diciembre, promediando $56 por barril anualmente.
     
    Elmondo.com.ve
     
  • Eike Batista cede control de su petrolera a acreedores

    Eike BatistaSao Paulo.El empresario brasileño Eike Batista cedió a los acreedores el control de la compañía Oleo e Gas Participacoes (OGP), como la petrolera OGX fue bautizada tras acogerse a la ley de quiebras, según se dio a conocer este viernes.
     
    De esta forma, el ex multimillonario consiguió librarse de una deuda contraída con el mercado de 13.800 millones de reales (unos US$5.600 millones), de acuerdo con un comunicado remitido por OGP a la Comisión de Valores Mobiliarios (CVM).
     
    La acción estaba prevista en el plan de recuperación judicial presentado por la petrolera en febrero y, tras la reestructuración, los papeles de la compañía volverán a ser negociados en el índice Ibovespa, principal indicador de la bolsa de Sao Paulo, aunque la fecha todavía no fue definida.
     
    Según el documento de OGP, "tal paso hará viable la manutención y el crecimiento de las actividades y operaciones del Grupo OGX".
     
    La compañía, la más emblemática de Eike Batista, fue creada en 2007 cuando el entonces séptimo hombre más rico del mundo ganó los derechos para explorar 21 áreas petroleras en Brasil.
     
    Sin embargo los problemas financieros del grupo surgieron en 2012, cuando la compañía admitió que la producción prevista para el hasta entonces prometedor yacimiento de Tiburón Azul sería muy inferior a la calculada debido a dificultades técnicas para extraer el petróleo.
     
    La delicada situación de OGX arrastró a otras compañías del conglomerado EBX, como la empresa de construcción naval OSX, que el pasado año convocó el inicio de un proceso de concurso de acreedores.
     
    Esta semana, una subsidiaria de la minera MMX, MMX Sudeste, también anunció que presentó un pedido de recuperación judicial, una medida que, según la empresa, fue necesaria "debido a la situación económico financiera de la compañía".
     
    Efe / Americaeconomia.com
  • Ejecutivos de grandes empresas del sector petrolero prevén un aumento leve en los precios del petróleo

    "La baja en los mercados de petróleo quedó atrás (...) La tendencia es ahora alcista (...) Pero un reequilibrio tomará tiempo. Probablemente continuaremos teniendo reservas por un tiempo", dijo Torbjorn Tornqvist, presidente de Gunvor, en la Cumbre de Materias Primas de FT.
     
    El economista en jefe de BP, Spencer Dale, dijo que los mercados petroleros posiblemente vean los niveles de sobreabastecimiento sin cambios este año.El economista en jefe de BP, Spencer Dale, dijo que los mercados petroleros posiblemente vean los niveles de sobreabastecimiento sin cambios este año.Lausana, Suiza. Los precios del crudo probablemente hayan tocado fondo y subirán a partir de ahora, aunque la recuperación será lenta debido al exceso de suministros, dijeron este martes ejecutivos de algunas de las compañías más grandes del sector petrolero.
     
    "La baja en los mercados de petróleo quedó atrás (...) La tendencia es ahora alcista (...) Pero un reequilibrio tomará tiempo. Probablemente continuaremos teniendo reservas por un tiempo", dijo Torbjorn Tornqvist, presidente de Gunvor, en la Cumbre de Materias Primas de FT.
     
    "Hemos visto el fondo", dijo Jeremy Weir, presidente ejecutivo de Trafigura, proyectando que la demanda y la oferta estarán equilibradas para el tercer o cuarto trimestre de este año. Marco Dunand, jefe de Mercuria, dijo que veía los precios por encima de US$50 por barril para el próximo año.
     
    Los precios del crudo cayeron en enero a un mínimo de US$27  por barril, desde un máximo de 115 dólares que alcanzaron a mediados del 2014, obligando a productores a recortar el gasto en cientos de miles de millones de dólares y limitar la producción en Estados Unidos.
     
    "Los precios bajos no pueden durar demasiado ya que los precios actuales no permiten que muchos productores recuperen costos (...) Actualmente parece que podremos superar el exceso en el suministro global en dos años", dijo Igor Sechin, presidente de la rusa Rosneft.
     
    Rusia y la OPEP están cerca de alcanzar un acuerdo para congelar la producción y así ayudar al mercado a lograr un equilibrio más rápido, aunque el presidente de Glencore, Alex Beard, dijo el martes que no creía que esta medida tuviera el efecto necesario para terminar rápido con el sobreabastecimiento.
     
    "No veo una gran oportunidad para sorpresas positivas (de la reunión en Doha entre la OPEP y países no miembros del cártel). Un congelamiento no cambia la dinámica del mercado", afirmó Beard.
     
    El economista en jefe de BP, Spencer Dale, dijo que los mercados petroleros posiblemente vean los niveles de sobreabastecimiento sin cambios este año, ya que el aumento de la producción iraní compensará las caídas en otras partes del mundo.
     
     
    Reuters
     
  • El 'big data' llega a las empresas petrolíferas

    El análisis de estos datos podría revolucionar el sector. EEUU destronaría a Arabia Saudí como principal productor.
     
    Big DataEl número de plataformas petrolíferas activas en Estados Unidos siguió bajando durante el mes de mayo mientras los bajos precios empujaron a las empresas del sector a cerrar temporalmente algunos de sus centros de operaciones. El recuento total de estas plataformas ha caído de 1.536 a 646 desde mayo de 2014 según la empresa de análisis energética Platts – lo que supone una caída del 58%.
     
    Los bajos precios del petróleo y el número de plataformas que caen en picado han provocado una avalancha de titulares que proclaman que la revolución del petróleo de esquisto bituminoso, que a principios de este año elevó la producción estadounidense del crudo a casi 10 millones de barriles al día, está llegando a su fin. Sin embargo, a los pesimistas se les pasa por alto una tendencia clave: la bajada de precios está impulsando innovaciones sin precedentes en los campos petrolíferos, aumentando la producción por pozo y reduciendo drásticamente los costes.
     
    Esto es lo que ha permitido que, aunque el número de plataformas haya caído, se haya podido mantener, o incluso aumentar, la producción total. En Eagle Ford, una importante formación de esquisto al sur de Tejas (EEUU), la producción del mes de abril aumentó un 22% comparado con la producción del mismo mes del año anterior, según Platts.
     
    De hecho, algunos observadores esperan una segunda oleada de innovación tecnológica en la producción de crudo que iguale, o supere, la primera , que se basó en técnicas de perforación dirigida horizontal y la fracturación hidráulica. Alentado por rápidos avances en big data, esta nueva oleada promete abrir paso a un segundo renacimiento estadounidense del petróleo: "Esquisto 2.0 ", según un informe de mayo 2015 de Mark Mills, un miembro de Manhattan Institute (EEUU), un think-tank de mercados libres.
     
    Gran parte de las innovaciones tecnológicas para el esquisto surgen de un hecho sencillo: la práctica hace al maestro. La obtención de hidrocarburos de formaciones geológicamente complejas implica la perfora ción de un gran número de pozos – mucho mayor que en los campos petrolíferos tradicionales. La perforación de miles de pozos desde el comienzo de la revolución del esquisto en 2006 ha permitido a los productores – siendo muchos de ellos relativamente pequeños y ágiles – que apliquen las lecciones aprendidas a un ritmo mucho más rápido que sus homólogos de la industria tradicional del petróleo.
     
    Este "aprendizaje de interacciones repetidas" como lo describe el director de Análisis de la agencia de investigaciones energéticas IHS, Judson Jacobs, incluye el cambio a "plataformas petrolíferas móviles" que se pueden desplazar de una ubicación a otra, permitiendo así la explotación simultánea de múltiples pozos. Los avances en las brocas de perforación; en la mezcla de agua, sal y los productos químicos que se emplean para realizar la fractura de las formaciones de esquisto; y en el control remoto, y en tiempo real, de los equipos de perforación y producción dan lugar a una mayor eficacia.
     
    Al mismo tiempo, los productores han aprendido cuándo hacer una pausa: más de la mitad de los costes de pozos de petróleo de esquisto bituminoso son generados en la fase de la fracturación, cuando se bombean fluídos presurizados bajo tierra para así partir la piedra. Esta parte del proceso se conoce como la terminación de pozos, y cientos de ellos en Estados Unidos están listos para terminar a la espera de una subida del precio del crudo que haga más rentable su explotación. En las últimas semanas, varios ejecutivos de empresas petrolíferas han llegado a comentar que una vez se reestablezcan los precios en torno a los 65 dólares por barril (unos 58,45 euros) – el  1 de junio se situaba en 64.92 dólares, lo que equivale 58,34 euros -  se desatará otra oleada de producción.
     
    Esto podría ayudar a EEUU a reemplazar a Arabia Saudí como el swing producer del petróleo (este término representa al proveedor principal, que controla las mayores reservas de un producto y ejerce la principal influencia sobre los precios de mercado), capaz de adaptaciones rápidas del nivel de producción en respuesta a las variaciones del precio. Sin embargo, la revolución que realmente se divisa ya en el horizonte no trata de los equipos de perforación ni en las prácticas: se centrará en big data.
     
    Gracias a nuevas capacidades sensoriales, el volumen de datos producidos por una operación vanguardista de perforación es inmenso – hasta un megabyte por cada pie perforado, según el informe "Esquisto 2.0" de Mills, o entre uno y 15 terabytes por pozo, en función de la longitud de las tuberías subterráneas. Este aluvión de datos puede emplearse para optimizar la ubicación de la broca de perforación, mejorar el mapa subterráneo, aumentar la producción total y las eficiencias del transporte – y para predecir dónde se encuentra la próxima formación prometedora para la explotación. Muchas empresas petrolíferas ya invierten tanto en tecnología de la información y analítica como en las labores de exploración y producción a la antigua.
     
    Al mismo tiempo, una afluencia de start-ups de datos petrolíferos, como Ayata, FracKnowledge, y Blade Energy Partners, ofrecen servicios analíticos del siglo XXI a las petrolíferas, que no son conocidos precisamente por la rápida innovación basada en datos. Esfuerzos tempranos de traer la analítica moderna de datos a la industria petrolífera flaquearon, según Jacobs: "Las petrolíferas intentaron contratar a un montón de expertos en datos y formarles para convertirlos en ingenieros petrolíferos. Eso no salió demasiado bien. El enfoque actual es el de contratar ingenieros petrolíferos y emparejarlos con los expertos técnicos que pueden suministrar la potencia analítica, e intentar casar estos dos grupos entre sí".  
     
    Por ejemplo la petrolífera BP, radicada en Reino Unido, estableció "una red analítica de toma de decisiones" en 2012 que ahora da trabajo a más de 200 personas que "investigan maneras de hacer avanzar el uso de datos y así ayudar a los negocios de BP a aprovechar estas oportunidades".
     
    Si las iniciativas como esta resultasen exitosas, el big data podría no sólo alargar el auge del esquisto en EEUU, sino provocar una revolución similar en el extranjero también. Aplicar las lecciones aprendidas del país a los campos petrolíferos de baja producción en otras regiones podría desatascar hasta 140.000 millones de barriles de crudo en países como China, Irán, Rusia y México, según un informe del IHS publicado el mes pasado.
     
     
    Fuente: Innovaticias.com
  • El ‘Fracking’ Aumentaría Reservas En 3.000 Millones De Barriles

     

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

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

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

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

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

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

    OPERACIÓN EN EL PAÍS

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

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

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

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

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

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

     

    Fuente: Portafolio.co 

  • El ‘fracking’, arma y víctima de la guerra del petróleo

    La rentabilidad de la fracturación hidráulica disminuye al depreciarse el oro negro
     
    Fracking Diagramweb1El fuerte descenso del precio del petróleo se ha cobrado su primera víctima excelente en el mundo de la fracturación hidráulica, el llamado fracking. El multimillonario Harold Hamm, quien en EE UU fue pionero en la extracción de crudo y de gas a través de fracturas provocadas en la roca por medios hidráulicos y químicos, ha perdido más de la mitad de su fortuna en los últimos tres meses, alrededor de 12.000 millones de dólares (unos 9.730 millones de euros), debido a la guerra de precios.
     
    Mientras el West Texas Intermediate (WTI) se desliza por debajo de los 70 dólares por primera vez desde 2010 y circulan rumores sobre la posibilidad de que este índice se hunda incluso hasta los 40 dólares, el CEO de la compañía petrolera Continental Resources prevé un frenazo en la producción estadounidense “hasta una recuperación de los precios”, dijo en una entrevista a Bloomberg.
     
    La tendencia a la baja del precio del petróleo –un descenso del 35% en el último año– no tiene visos de moderarse, tras la negativa de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) de rebajar su producción, decidida en la reunión de la semana pasada. De esta forma, algunos shale plays (proyectos de fracturación hidráulica), empiezan a perder rentabilidad.
     
    De cara a los próximos cinco años, “algunas compañías petroleras están cancelando proyectos que requieren que el precio de equilibrio del petróleo esté por encima de 80 dólares el barril, dado que cubrir un precio superior se califica de reto en el mercado de futuros", afirma el analista de Citigroup, Edward Morse.
     
    Aún así, la creciente producción de petróleo de esquisto de EE UU –que podría pasar de los 4,5 millones de barriles por día actuales a los 9,2 millones en 2020, en el escenario más optimista de la consultora– no rebajaría su ritmo en el corto plazo, opina el mismo experto. De esta forma, la producción de petróleo a nivel mundial seguiría aumentando, lo que a su vez alimentaría el proceso de disminución del precio del petróleo.
     
    “Serán necesarios seis meses entre una desinversión en las plataformas y la desaceleración de la producción”, señala el jefe de investigación en Energía del Investment Technology Group, Manuj Nikhanj. Lo que peligra son las explotaciones futuras, puesto que de momento el dinero ya invertido en los pozos activos sigue pesando. Por su parte, el vicepresidente ejecutivo de Pimco, Greg Sharenow, dijo ayer que, para que se recortara la producción, el crudo tendría que caer otros 15-20 dólares. En este caso, “los primeros en hacer recortes serían las compañías petrolíferas canadienses, seguidas por los operadores de los nuevos yacimientos de esquisto estadounidenses, entre ellos Niobrara, South Central Oklahoma Oil Province y Mississippi Lime”, explicó. “De lo que se trata ahora es de llegar a un nivel de precio donde la producción continúa creciendo, pero a un ritmo más lento que en años anteriores”.
     
    La decisión de la OPEP de no producir por debajo de los 30 millones de barriles por día, un nivel establecido desde 2011, podría revelarse un boomerang. Bien es verdad que el mayor exportador del cártel, Arabia Saudí, puede mantener de esta forma su cuota de mercado en Estados Unidos, pero los analistas subrayan que el abaratamiento del barril perjudica sobre todo a aquellos socios de la organización –Irán, Iraq, Libia y Venezuela entre ellos– cuyos presupuestos dependen de forma significativa del precio del crudo.
     
    “Es mucho más fácil para las empresas acometer ajustes, que para estos países adaptarse a precios tan bajos”, dijo Hamm. De ahí que el CEO de Continental, una compañía que ha perdido el 50% de su valor en Bolsa desde agosto, rechace “el pánico”. “No es necesario”, asegura.
     
    Claves de la batalla de precios
     
    LA FUERZA DE ESTADOS UNIDOS. Gracias al fracking, EEUU ha recortado la importación neta de petróleo unos 8,7 millones de barriles por día desde 2006, lo que equivale a la exportación de Arabia Saudí y Nigeria juntas. La consultora Citi prevé que EE UU consiga el equilibrio comercial en este mercado en 2018.
     
    EL 'NO' DE LA OPEP. “Si bien se prevé que la demanda mundial de crudo aumentará en 2015, este ascenso se verá compensado por el aumento de la producción de 1,36 millones de barriles por día por parte de los países no pertenecientes a la OPEP”, declaró la organización, al rechazar una disminución de su producción por debajo de los 30 millones de barriles por día.
     
    EL ESQUISTO. El objetivo del principal exportador, Arabia Saudí, es el de conseguir detener el crecimiento de la producción de esquisto.
     
    LOS CÁLCULOS. “La resistencia del mercado de esquisto en EEUU puede revelarse mayor que la resistencia de la OPEP”, afirma el analista de Nomura, Alistair Newton. Si el WTI llegara a 60 dólares en 2015, este precio solo “haría disminuir la producción unos 500.000 barriles por día”, según advierte Citi
     
     
    Fuente: Cincodias.com
  • El "plan B" de las naciones petroleras para frenar la crisis

    Los países petroleros analizan una propuesta para congelar la producción de petróleo para evitar un exceso de oferta de este hidrocarburo: Foto de PetrobrasLos países petroleros analizan una propuesta para congelar la producción de petróleo para evitar un exceso de oferta de este hidrocarburo: Foto de PetrobrasPaolo Magnino es un ingeniero maquinista noruego. Durante dos años se desempeñó en una empresa de buques que entregaba suministros a las plataformas petroleras ubicadas en el Mar del Norte. Ganaba 50 mil coronas mensuales (US$ 6.000) y tenía un buen pasar, hasta que llegó la crisis del petróleo. Porque el precio de este commodity pasó de superar los US$ 100 el barril en 2012 a estar a menos de US$ 40 el viernes pasado.Fue así como Magnino pasó a integrar el grupo de desempleados producto de la crisis que dejó la caída del precio del petróleo en el mundo. “Me despidieron porque las cuotas diarias que le pagaban a los PSV eran y son muy bajas. Despidieron a unas 30 o 40 personas en esa planta”, contó a La Tercera. Actualmente, Paolo Magnino sólo espera que aparezca una nueva oportunidad de empleo. “Nadie sabe cómo cambiarán las cosas en el futuro. Nunca estuvo tan mal la situación en el petróleo, y está afectando a muchas personas”, agregó. 
     
    Según un estudio de la consultora estadounidense, Graves & Co., divulgado en noviembre del año pasado, se habían perdido 250 mil trabajos de la industria petrolera y se esperaba que la cifra siguiera creciendo. En el caso de Noruega,  el mayor productor de petróleo de Europa Occidental, son 30 mil los empleos que se han perdido y las autoridades ya han reconocido que es probable que muchos de ellos no se puedan recuperar.
     
    “Los países en problemas son todos los que producen petróleo, además de China, que es uno de los principales importadores del mundo. Es probable que la crisis afecte a algunas economías africanas, donde China invirtió fuertemente”, señaló a La Tercera el economista y profesor del London School of Economics, Joan Costa-i-Font. “En todo el mundo, se observa un suministro que permite a las economías del oeste mantener las tasas de interés bajas o incluso negativas, pero esto va a cambiar cuando el número de países en crisis, debido a la caída del precio del petróleo, genere una especie de contaminación en el resto”, añadió.
     
    Es el caso de Noruega, donde la industria del crudo aporta con un quinto del PIB. El país cuenta con un fondo soberano de US$ 830 mil millones, lo que en la práctica significa que tienen una gran cuenta de ahorro. Es por eso que un desplome en el precio del petróleo los puede afectar duramente. Si bien las autoridades noruegas no quieren utilizar la palabra crisis, un artículo de la agencia Bloomberg señaló que ya se encuentran tomando medidas, como la baja en la tasa de interés y un paquete de estímulo presupuestario. La primera ministra, Erna Solberg, dijo que la situación era “crítica” para las petroleras de la costa oeste.   
     
    Con la caída del precio del petróleo todos los ojos están puesto en la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep), compuesta por 13 miembros, para que reduzcan su producción y así poder estabilizar el precio. En ese sentido, el mes pasado las naciones petroleras participaron en una reunión en Doha, Qatar, donde discutieron  la propuesta de congelar la producción de petróleo para evitar que se mantenga un exceso de oferta de esta sustancia. “Unos 15 productores OPEP y no OPEP, que representan cerca del 73% de la producción mundial del petróleo, apoyan esta iniciativa” dijo en marzo, a través de un comunicado, el ministro de Energía de Qatar y actual presidente de la OPEP, Muhammed al Sada.
     
    Arabia Saudita, el mayor productor de la OPEP,  dijo el viernes que aceptaría congelar sus niveles de producción de petróleo sólo si Irán y otros grandes productores, como Rusia y Venezuela, hacen lo mismo. 
     
    Otro de los países que enfrenta un panorama complicado es Rusia. Agobiados por las sanciones de Occidente producto de la crisis en Ucrania, el país ha tenido que hacer frente a la caída del precio del petróleo y, por consecuencia, del gas, cuyas exportaciones representan la mitad de su presupuesto. Esto ha provocado la devaluación del rublo. Es por esto que a fines de enero pasado, Moscú anunció un plan de estímulo de la economía de US$ 11 mil millones.
     
    Camila Vargas - LaTercera.com
  • El acuerdo de la OPEP deja terreno para la recuperación del petróleo de EE. U.U.

    El ministro de energía de Arabia Saudita dijo que la OPEP tenía poco que temer de una recuperación inmediata en la industria del petróleo de esquisto estadounidense, y que es poco probable que la producción aumente considerablemente en el futuro próximo.
     
    La industria del esquisto se recupera después de la decisión de los países productores de recortar la producción. Nuevas inversiones aparecen en el horizonte - Plataforma de StaOil - foto cortesíaLa industria del esquisto se recupera después de la decisión de los países productores de recortar la producción. Nuevas inversiones aparecen en el horizonte - Plataforma de StaOil - foto cortesíaKhalid al Falih, en una conferencia en el Foro Económico Mundial en Davos, dijo que, aunque la producción estadounidense repuntó en los últimos meses, no creía que EE.UU. pudiera agregar de 2 a 4 millones de barriles por día para satisfacer el crecimiento de la demanda a corto plazo.
     
    "Las que se han aprovechado recientemente son las áreas más prolíficas", dijo Falih sobre la industria del esquisto estadounidense. "A medida que aumente la demanda, tendrán que recurrir a las zonas más costosas, más difíciles y menos prolíficas en esquisto y descubrirán que necesitan precios más altos".
     
    Sus comentarios abordan el problema más importante que enfrenta la industria del petróleo. Dos años después de que la OPEP abriera los grifos petrolíferos para intentar exprimir a sus rivales con mayores costos de producción, la revocación de su política a finales de 2016 ha sentado las bases para una recuperación del mercado.
     
    Comerciantes y ejecutivos petroleros están observando muy de cerca el ritmo de la recuperación de la industria del esquisto estadounidense endurecida por la recesión; la producción ya se ha recuperado de la desaceleración sufrida a mediados del año pasado. Kenneth Hersh, cofundador de NGP Energy Capital Management, dijo que la OPEP había intentado enfrentar a los empresarios estadounidenses del esquisto en 2014 pero había "perdido" básicamente, pues la producción estadounidense ahora estaba aumentando nuevamente.
     
    Antes de la caída de los precios, la revolución del esquisto ayudó a impulsar la producción estadounidense en aproximadamente 1 millón de barriles por día entre 2011 y 2015, amenazando a los miembros más poderosos de la OPEP.
     
    Una señal de que algunas de las mayores compañías petroleras del mundo están dispuestas a apostarle a una sostenida recuperación del esquisto es que ExxonMobil anunció un acuerdo de u$s 6600 millones para adquirir 250.000 acres en la cuenca pérmica de esquisto en Texas, la cual ha surgido como el más prolífico de los campos de esquisto durante la desaceleración.

     

    elcronista.com 

     
    El nuevo director ejecutivo de Exxon, Darren Woods, proclamó el potencial de sus nuevos activos de esquisto, diciendo que podrían "generar ganancias atractivas en un entorno de bajos precios" como "el área predominante de crecimiento estadounidense para la producción terrestre de petróleo".
    Arabia Saudita sigue mostrando confianza desde que acordó los recortes en el suministro con países miembros y no miembros de la OPEP a finales del año pasado.
     
    Amin Nasser, director ejecutivo de la compañía petrolera estatal saudí Saudi Aramco, dijo que los recortes de la producción deberían equilibrar el mercado para finales del primer semestre de 2017, consolidando una recuperación en la que los precios se han duplicado durante los últimos 12 meses.
     
    Dijo que si bien la OPEP -cuyos 13 miembros producen aproximadamente el 40% de la producción mundial de crudo- aún enfrenta desafíos, el mundo necesitaría invertir u$s 25 billones en nuevas capacidades de petróleo durante los próximos 25 años, argumentando que la demanda podría seguir creciendo a pesar de las previsiones de crecimiento de los automóviles eléctricos. "Va a tomar décadas para que las energías renovables y los coches eléctricos sustituyan al petróleo", dijo Nasser, prediciendo que la demanda de petróleo seguiría aumentando.
     
  • El acuerdo de la OPEP pone a prueba al mercado

    Los representantes de la Organización de Países Exportadores de Petróleo alcanzaron un acuerdo histórico el miércoles para reducir la producción de petróleo, una medida que impulsó de inmediato el precio del barril después de meses de negociaciones y dudas en torno a la capacidad del organismo para ponerse de acuerdo.

     
    ‘Es un buen día para el mercado petrolero’, dijo el ministro de Energía de Arabia Saudita, Khalid al-Falih‘Es un buen día para el mercado petrolero’, dijo el ministro de Energía de Arabia Saudita, Khalid al-FalihCasi exactamente dos años después de decidir quedarse de brazos cruzados y permitir la caída de los precios, el cartel acordó reducir la producción en 1,2 millones de barriles al día desde el nivel actual de 33,6 millones de barriles diarios. El grupo prevé que los países productores que no lo integran se sumen con recortes adicionales de 600.000 barriles por día.
     
    El recorte que acordó la OPEP equivale a 1% de la producción mundial, lo que contribuirá a disminuir el exceso de oferta que ha deprimido los precios durante más de dos años. Las reducciones prometidas incluyen contribuciones importantes de los mayores exportadores, incluyendo Arabia Saudita, el miembro más poderoso de la organización y su líder de facto.
     
    Aunque persisten los interrogantes sobre el impacto de largo plazo del acuerdo y la capacidad de la OPEP para velar por su cumplimiento, la noticia fue celebrada por los inversionistas.
     
    El precio de referencia en Estados Unidos se disparó 9,3% para alcanzar US$49,44 el barril, su mayor nivel en un mes. El Brent, la referencia internacional, avanzó 8,8% y cerró en US$50,47 el barril.

    “La OPEP está de vuelta”, proclamó Daniel Yergin, vicepresidente de IHS Markit y un experimentado observador del mercado energético. “Pasará a ser una de sus decisiones históricas. Si no lo hubieran hecho, habrían estado contemplando el precipicio, y el precipicio es muy hondo. El interés le ganó a la política hoy”, aseveró.
     
    Miembros de la OPEP dicen que su meta es lograr que la cotización del crudo oscile entre US$55 y US$60 el barril, un nivel que apuntalaría a economías dependientes de las exportaciones de petróleo, que han quedado devastadas luego de que los precios han permanecido por debajo de US$50 el barril durante dos años.
     
    La decisión de la OPEP podría beneficiar a la alicaída economía global. Aunque los textos tradicionales de economía estiman que el alza de los precios del petróleo perjudica el crecimiento al reducir el poder adquisitivo de las personas, la situación que atraviesa la economía mundial puede alterar tal visión. “Los precios más altos del petróleo son buenos para el crecimiento”, dice Jeffrey Currie, director de investigación de materias primas de Goldman Sachs.
     
    El aumento de los precios debería estimular el crecimiento en EE.UU. La mayor economía mundial es uno de los tres principales productores de crudo, al extraer más de nueve millones de barriles al día, alrededor de 10% del consumo global.
     
    El repunte de los precios en anticipo a un acuerdo de la OPEP ha elevado la inversión en el sector. Eso debería reducir el desempleo, generar presiones salariales y estimular la expansión de la economía.
     
    El alza del petróleo también beneficiaría a los países que han soportado el derrumbe de los últimos dos años. Rusia, Brasil, los productores de Medio Oriente y el norte de África y Nigeria, la mayor economía africana, han experimentado un incremento del déficit fiscal y la deuda. El colapso de los precios los obligó a disminuir el gasto estatal y sumió a algunas economías en la recesión.
     
    Las monedas de una serie de países exportadores de petróleo se apreciaron el miércoles, entre las que figuran el rublo, el peso mexicano y el dólar canadiense.
     
    Los mayores precios del crudo también podría elevar la débil inflación en EE.UU., Europa y Japón. “Considero que el aumento de los precios del petróleo confirma el fin de la deflación en la mayoría de los países, incluso posiblemente en Japón”, dice Marc Chandler, responsable de estrategia de divisas de la firma de valores Brown Brothers Harriman.
     
    El recorte de producción, no obstante, acarrea riesgos.
     
    La OPEP señaló que el pacto sería reevaluado en su próxima reunión regular, que tendrá lugar en seis meses. Asimismo, el acuerdo sienta las bases para un nuevo enfrentamiento entre el organismo y los productores estadounidenses de energía de esquisto, que luego de dominar la técnica de fracturación hidráulica generaron un auge de suministro que contribuyó al derrumbe de los precios.
     
    Se prevé que el incremento de los precios estimule a los productores estadounidenses de esquisto a reanudar sus operaciones e inyectar suministro al mercado. Eso podría poner un fin anticipado al repunte y mantener la cotización en un rango de entre US$40 y US$60 durante el próximo años, dice Neal Anderson, presidente ejecutivo de la consultora de energía Wood Mackenzie.
     
    Harold Hamm, presidente de la junta directiva de Continental Resources Inc. y asesor de política energética del presidente electo de EE.UU., Donald Trump, prevé un aumento de la producción estadounidense tras el recorte de la OPEP, aunque estima que demorará 18 meses.
     
    La producción de esquisto en EE.UU. “es un enorme factor que complica la capacidad de la OPEP para manejar el mercado”, señala Jason Bordoff, director del Centro de Política Energética Global de la Universidad de Columbia. “A US$50, la producción de esquisto en EE.UU. puede reanudar su crecimiento”.
     
    El beneficio que derivaría EE.UU. de precios más altos es, precisamente, lo que la OPEP trató de impedir al negarse a disminuir la producción durante los últimos dos años. No obstante, aunque la producción de esquisto cayó, los precios descendieron a niveles más bajos de lo previsto, llegando a menos de US$28 el barril en enero.
     
    En esta ocasión, Arabia Saudita insistió en lograr un acuerdo amplio que incluyera a la OPEP y países que no la integran y acordó asumir el recorte más grande, unos 486.000 barriles al día. El organismo informó que Rusia reducirá su producción en 300.000 barriles al día. “Es un buen día para el mercado petrolero, es un buen día para la industria petrolera”, manifestó Khalid al-Falih, ministro saudita de Energía.
     
    —Lynn Cook y Sarah McFarlane contribuyeron a este artículo.
     
    Por Benoit Faucon y Georgi Kantchev, en Viena, e Ian Talley, en Nueva York

     

  • El alza del oro contra el petróleo apenas ha comenzado

    Bloomberg.- Aun cuando algunos analistas dicen que el oro se ve costoso, el alza recién podría estar empezando.
     
    En medio de un mes agitado en la política estadounidense y la seguridad mundial, los operadores han impulsado los futuros del oro cerca de un máximo de nueve meses.En medio de un mes agitado en la política estadounidense y la seguridad mundial, los operadores han impulsado los futuros del oro cerca de un máximo de nueve meses.En medio de un mes agitado en la política estadounidense y la seguridad mundial, los operadores han impulsado los futuros del oro cerca de un máximo de nueve meses.
     
    Pero si la historia de la relación entre el oro y el petróleo es una guía, esa alza podría durar más que el estallido en la tensión geopolítica.
     
    El metal precioso ha subido un 11% en 2017 para negociarse a US$ 1’294,40, en comparación con una caída del 10% en el crudo. Esa divergencia en el precio todavía puede estar ocurriendo, lo que significa que el oro debería seguir superando al petróleo antes de que finalice el ciclo de 34 meses, según un estudio de patrones de negociación pasados ​​de los dos activos.
     
    “El oro ha subido durante el reciente revés del mercado y ahora está probando su nivel de resistencia clave de US$ 1,300”, escribió Matt Maley, estratega de acciones de Miller Tabak & Co., en una nota a los clientes.
     
    “Ese es el nivel que interrumpió las alzas en abril y junio, por lo que si finalmente puede superar el nivel de manera significativa, será muy positivo para el metal amarillo”, agrega.
     
    Ya sea por factores técnicos o por la amenaza de un descarrilamiento del crecimiento económico de Estados Unidos, los administradores de dinero están acudiendo al oro. Las apuestas netas alcistas sobre el metal son las más altas desde octubre, según datos de la Commodity Futures Trading Commission.
     
    Mientras tanto, los inversionistas han colocado US$ 321 millones en el fondo cotizado en bolsa SPDR Gold Shares en lo que va de este mes, mientras que han retirado US$ 540 millones del fondo SPDR Energy Select Sector, según datos recopilados por Bloomberg.
  • El barril de crudo a US$20, a la vista

    Entusiastas del petróleo, no se desanimen. El último tramo del mercado bajista que se inició a mediados de 2014 está probablemente a la vista, a medida que los productores marginales quedan en el camino. Los recortes de producción deberían provocar un repunte del precio del crudo en el segundo semestre de 2016.
     
    Foto trabajadro de RepsolFoto trabajadro de RepsolSin embargo, antes de que ocurra eso, el West Texas Intermediate, la cotización de referencia en Estados Unidos, probablemente seguirá cayendo, tal vez hasta US$20 por barril, para dispararse por encima de US$50 el barril hacia finales de año.
     
    Los inversionistas en acciones también pueden recuperar su aliento. En los últimos tiempos, los índices de acciones han estado estrechamente correlacionados con el precio del crudo, moviéndose al compás hacia arriba o (mayormente) hacia abajo. Este patrón perverso ha persistido a pesar de que la inmensa mayoría de las compañías globales se benefician de un crudo más barato, ya que para ejecutar sus operaciones deben comprar productos refinados.
     
    Es cierto que muchos países exportadores de petróleo son mercados emergentes y que la caída de los precios ha desacelerado su crecimiento económico y mellado sus fondos soberanos. No obstante, muchos corredores suscriben a la errónea creencia de que los bajos precios del petróleo indican una inminente recesión global.
     
    En consecuencia, la esperada recuperación del crudo en el segundo semestre probablemente traiga una recuperación de las bolsas. Tal vez incluso antes de esa fecha los operadores se den cuenta de que el mercado bajista del crudo ha sido principalmente el reflejo de un mundo inundado de oro negro.
     
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    Es cierto que la debilidad de la demanda global ha jugado un papel importante en la acumulación de suministro, pero ha sido una debilidad en la tasa de crecimiento, no una contracción económica. Una mayor desaceleración de la expansión mundial, especialmente en China, también influirá, pero de todas formas la oferta dominará la escena a medida que los recortes en la producción generen un repunte de los precios.
     
    El consumo mundial de petróleo se ha sostenido relativamente bien. Se elevó de 91,9 millones de barriles al día en 2013 a 92,8 millones en 2014, un incremento de sólo 0,9 millones. En 2015, el consumo creció a 94,5 millones de barriles diarios, un aumento relativamente importante respecto de 2014, pero eso se debió principalmente al gran abaratamiento del petróleo.
     
    Eric Lee, analista sénior de energía de Citigroup, pronostica para 2016 un crecimiento mediocre de la demanda de petróleo —en gran parte debido a la desaceleración económica prevista en China— de un millón de barriles diarios, a 95,5 millones.
     
    El lado de la oferta ha sido, por lo tanto, el principal motor del exceso de suministro que ha dado lugar al mercado bajista. Y en ninguna parte ha sido la revolución de la oferta más dramática que en EE.UU. En 2010, por ejemplo, el país bombeó 5,5 millones de barriles diarios, pero gracias a la fracturación hidráulica o fracking —la extracción de petróleo de formaciones de esquisto— la producción aumentó a 8,7 millones en 2014 y a 9,7 millones en 2015.
     
    Mientras tanto, Arabia Saudita, durante mucho tiempo el integrante de la Organización de Países Exportadores de Petróleo que subía o bajaba la producción para equilibrar los precios , reconoció que es incapaz de controlar el mercado y empezó a producir a toda máquina para ganar lo más posible. Rusia también pudo elevar su producción del año pasado, en parte debido a que el colapso del rublo frente al dólar significó más rublos por la venta de crudo, que se negocia en la divisa estadounidense, a pesar de la caída en el precio del petróleo.
     
    El exceso de oferta mundial de petróleo queda de manifiesto con la acumulación de inventarios. Fuera de EE.UU., la capacidad de almacenamiento en tanques está prácticamente agotada. Edward Morse, jefe de investigación global de materias primas de Citigroup, dice que las altas temperaturas de diciembre generaron un excedente de combustible para calefacción en Europa que se almacenó en barcos, ya que no hay otro lugar donde guardarlo.
     
    EE.UU. es prácticamente el único país tiene espacio de almacenamiento disponible. Incluso allí, como informó la semana pasada la Administración de Información de Energía, “con 502,7 millones de barriles, los inventarios de crudo de EE.UU. permanecen cerca de niveles no vistos para esta época del año en al menos los últimos 80 años”. Esta cifra no incluye el crudo de la reserva estratégica del gobierno, unos 700 millones de barriles más.
     
    Este no es el momento para comenzar a vender esa reserva estratégica, por menos estratégica que se haya vuelto, pero las restricciones de exportación fueron levantadas por el Congreso en diciembre. Fue una medida sensata, pero que dará frutos en el largo plazo. Por el momento, el mercado de crudo en otros países parece estar casi saturado.
     
    La disminución de los precios, de un promedio de US$37,20 en diciembre a US$31,70 en enero —con un mínimo de US$26,68 el 20 de enero—, se debió a cuatro factores: señales claras de la desaceleración de la economía china, y por consiguiente una caída de la demanda en ese país; un invierno benigno en Europa, que causó una acumulación de enormes existencias de combustible para calefacción que se tuvieron que almacenar en buques; las apuestas de los inversionistas a un descenso de los precios debido al levantamiento de sanciones contra las exportaciones iraníes; y la habitual retracción estacional de las refinerías en enero y diciembre.
     
    Como señala Morse, “las únicas entidades en el mundo que realmente consumen crudo son las refinerías”. Se espera una recuperación de los precios en febrero y marzo, debido al retorno de la demanda de las refinerías y al típico patrón de invierno en el hemisferio norte, con aumentos de precios que acompañan las temperaturas más bajas de febrero y marzo.
     
    Para el segundo trimestre, Morse anticipa un retorno a la debilidad de los precios basado en dos factores clave: un período más largo de mantenimiento de las refinerías en todo el mundo, en particular en EE.UU., especialmente en abril, lo que provocará un retroceso de la demanda; y la expectativa de que para ese mes la producción iraní tenga un efecto notable en el suministro.
     
    Según Steve Briese, editor y escritor del Bullish Review of Commodity Insiders, esto podría sentar las bases para el largamente anticipado escenario de US$20 el barril. Al 2 de febrero, los grandes especuladores tenían posiciones que se beneficiaban única y exclusivamente de un alza de los precios de 579.266 contratos, casi 36% de todas las posiciones abiertas en crudo en la Bolsa Mercantil de Nueva York. A medida que los fundamentos comienzan a afectar el precio, la liquidación forzosa de estas posiciones alcistas podría deprimir brevemente el precio a niveles tan bajos como US$20 el barril.
     
    Lee, de Citigroup, también prevé un escenario provisional de US$20 causado por los fundamentos de oferta y demanda. Si los suministros se acumulan hasta el punto que se agote toda capacidad de almacenamiento, incluso en EE.UU., cualquier producción tendría que ser vendida inmediatamente, señala. Tales ventas de emergencia podrían hacer caer brevemente los precios por debajo de US$20 por barril.
     
    No obstante, los precios repuntarán en el segundo semestre. “Creemos que el mundo está a punto de perder mucha producción de petróleo en EE.UU., Colombia, México, Venezuela, China, y luego posiblemente en Rusia, Brasil y el sector del Mar del Norte del Reino Unido”, apunta Lee.
     
    Rusia está en un aprieto, explica. El gobierno tiene una cantidad cada vez menor de reservas de divisas. A menos que decida gastarse todas sus reservas, tendrá que aumentar los impuestos, que probablemente afectarán a las compañías de hidrocarburos. Estas, por ende, se verían obligadas a reducir su producción, matando parcialmente la gallina de los huevos de oro que ha sido la principal fuente de divisas de Rusia.
     
    Morse proyecta un precio promedio de US$50 en el cuarto trimestre, del cual Barron’s extrapola US$55 para diciembre. Como muestra de lo mucho que ha cambiado el entorno, tenga en cuenta que cuando en marzo de 2014 predijimos un barril a US$75, era una proyección exageradamente pesimista. Una previsión de US$55 ahora parece bastante optimista.
     
    En los últimos cinco años, el mundo ha encontrado un billón de barriles adicionales de petróleo, el equivalente a 30 años de suministro adicional; una tercera parte de ese petróleo proviene del esquisto, otra tercera parte de aguas profundas, y el resto de arenas bituminosas. Durante el año pasado, los costos de recuperación de estas fuentes se redujeron notablemente. Un retorno a los precios del crudo de tres dígitos es poco probable en el futuro previsible.
     
    Por GENE EPSTEIN, de Barron’s
     
    WSJournal.com
     
     
  • El barril de crudo a US$40 aporrea a los países productores de petróleo

    PozosLONDRES—La caída de los precios del petróleo a sus niveles más bajos de los últimos seis años ha castigado a los países productores, desde Venezuela a Irak, a la vez que amenaza su capacidad para seguir bombeando petróleo y obliga a los gobiernos a adoptar dolorosas medidas para apuntalar sus finanzas.
     
    Pocos países han sido más vapuleados que Nigeria, el mayor exportador de África. El petróleo genera 75% de los ingresos del país de 182 millones de habitantes, un dinero que necesita para invertir en infraestructura para una población que crece a razón de 13.000 personas por día. El país pasó a ser la mayor economía africana en abril del año pasado, después de que los altos precios del crudo lo ayudaran a crecer a 6% durante una década. Su Producto Interno Bruto es equivalente al de Polonia.
     
    Nigeria se expandió apenas 2,8% anualizado en el tercer trimestre, comparado con 6,5% en igual lapso del año previo. La mitad de los estados del país no han podido pagarles a los empleados públicos. Para conseguir los fondos, el gobierno ha analizado a fondo si está pagando en exceso por pasajes de avión, papel de oficina, servicios de catering para las oficinas del gobierno, etc. Varios senadores han ofrecido reducir sus salarios.
     
    “Ahora, tenemos que mirar hacia adentro. Tendremos que ser mucho más disciplinados”, dijo Kemi Adeosun, el ministro de Finanzas, en una entrevista la semana pasada en Abuya, la capital nigeriana.
     
    El precio del crudo Brent, la referencia del mercado internacional, cayó el jueves por debajo de US$40 el barril, su menor nivel desde febrero de 2009 y un descenso importante desde los US$114 el barril de 2014. Los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) como Nigeria han obtenido precios incluso inferiores por el tipo de crudo que exportan, un promedio de US$35,30 esta semana, informó el organismo el jueves. La diferencia radica en la calidad del petróleo que produce la OPEP.
     
    Dos grandes razones que explican el descenso en los precios son el amplio suministro de Estados Unidos y la reacción de Arabia Saudita al ingreso de esos barriles al mercado. En lugar de recortar la producción para apuntalar los precios, el reino la ha aumentado a niveles récord para ganar participación en el mercado global.
     
    La estrategia saudita no cambió la semana pasada durante una polémica reunión de la OPEP en la que los países más pobres solicitaron medidas para elevar los precios. La producción de la OPEP alcanzó en noviembre su mayor nivel desde 2009, informó el organismo, llegando a 31,7 millones de barriles al día.
     
    Las turbulencias quedaron en evidencia el mes pasado en Argelia, cuando una discusión en torno a propuestas de alzas de impuestos y el congelamiento de los salarios del sector público desembocó en una violenta pelea televisada. Argelia, un miembro de la OPEP, necesita que los precios del petróleo ronden US$111 el barril para financiar los niveles actuales de gasto fiscal, más del doble del precio actual.
     
    La producción de hidrocarburos del país se ha estancado en los últimos y las estrictas condiciones que impone el gobierno y la burocracia han desincentivado la inversión extranjera. Se prevé que la producción petrolera caiga en cerca de 20% a 1,3 millones al día durante la próxima década, según la Agencia Internacional de Energía.
     
    En el caso de Venezuela, cuyo gobierno deriva cerca del 95% de sus ingresos del petróleo, la producción de crudo ha caído en cerca de 350.000 barriles diarios a 2,6 millones de barriles al día, según un reciente estudio del Centro de Política Energética Global de la Universidad de Columbia.
     
    El alza de los precios durante 15 años ayudó a generar apoyo a las políticas del ex presidente Hugo Chávez y su sucesor, Nicolás Maduro, pero la economía está en crisis tras el derrumbe de 60% en los precios en los últimos 12 meses. El Banco Mundial proyecta que el PIB de Venezuela se contraiga 5,1% este año, lo que representaría el tercer año de recesión.
     
    La oposición obtuvo una importante victoria en las elecciones parlamentarias de la semana pasada lo que se debió, en parte, al malestar del electorado con la deteriorada economía.
     
    Los gobiernos de otros países están dando pasos para reducir el gasto. El presupuesto de Irak de 2015 incluye aumentos en los ingresos no petroleros así como nuevos controles de gastos. El presupuesto iraní que cierra en el segundo trimestre del año entrante se propone limitar la caída de los ingresos petroleros mediante un aumento de la proporción de exportaciones de crudo que va al presupuesto en lugar de un fondo de estabilización.
     
    Incluso Arabia Saudita no ha tenido más remedio que ajustar a una realidad más austera, a pesar de contar con reservas que exceden los US$600.000 millones. El gobierno lanzó en julio su primera emisión de bonos soberanos desde 2007 para financiar el déficit fiscal provocado por la caída de los precios del petróleo.
     
    El reino afronta un enorme déficit fiscal este año, que según el titular del banco central superara los US$39.900 millones. El Fondo Monetario Internacional acaba de señalar que es probable que Arabia Saudita registre un déficit fiscal de 20% del PIB, equivalente a unos US$150.000 millones. La economía, en tanto, se expandiría cerca de 3,5% este año pero se debilitaría en 2016, según el FMI.
     
    La calificadora de riesgo Fitch Ratings indicó el jueves que tenía una perspectiva negativa para los bancos del Consejo de Cooperación para los Estados Árabes del Golfo, que incluye a Bahréin, Kuwait, Omán, Qatar, Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos. Cerca del 70% del PIB de los miembros de la entidad proviene del petróleo.
     
    —Summer Said contribuyó a este artículo.
     
    Por Bill Spindle, Benoît Faucon y Drew Hinshaw
     
    Fuente: WSJournal.com
  • El Brent gana terreno, mientras que el WTI retrocede

    Plataforma De PetroleoLos precios del petróleo avanzan en Europa por los datos alentadores sobre el buen clima empresarial en alemania y Francia. En Estados Unidos el aumento de las reservas de crudo empujan a la baja los precios del WTI. El almacenamiento de crudo en China llegó a su límite.
     
    El petróleo Brent abrió la jornada recuperando terreno, suma 32 centavos y se cotiza en 55,43 dólares por barril.
     
    Por su parte, el precio del barril de “light sweet crude” (WTI) perdía 4 centavos y se transaba en 47,47 dólares.
     
    Los precios del crudo en Europa comenzaron la sesión en Londres al alza debido a una mejora en la confianza empresarial en las dos principales economías de la zona euro.
     
    Alemania, la mayor economía de Europa, registró un aumento en la confianza empresarial por quinto mes consecutivo en marzo, alcanzando su nivel más alto desde julio del 2014, mostró el índice de clima empresarial (Ifo). La confianza empresarial también aumentó en Francia a su nivel más alto en casi tres años.
     
    En Estados Unidos, los precios del petróleo de Texas abrieron a la baja como consecuencia de un incremento en los inventarios. Las reservas de petróleo subieron 4,8 millones de barriles en la semana del 20 de marzo, según lo revelado por el Instituto Americano del Petróleo (Api), lo que llevó las existencias de crudo a un nivel récord por encima de 450 millones de barriles.
     
    “El almacenamiento de petróleo comercial y estratégico de China también ha llegado a su límite”, dijo un ejecutivo de Sinopec.
     
    Las importaciones chinas de crudo probablemente se mantendrán planas o aumentarán sólo levemente en el 2015, mientras que la demanda de diesel disminuirá en el primer trimestre, agregó.
     
    China se ha beneficiado de los bajos precios del crudo para aumentar sus reservas estratégicas de petróleo, ayudando a impulsar sus importaciones a niveles récord a fines del año pasado pese a que su economía está creciendo a su ritmo más débil en 25 años.
     
    Analistas de la Agencia Internacional de Energía y la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) estiman que la demanda mundial de crudo se ubica en más de 1,5 millones de barriles por día por debajo de los suministros en promedio y dijo que es improbable que el mercado alcance un equilibrio hasta la segunda mitad del año.
     
    Esto significa varios meses más de crecientes inventarios y el riesgo de una mayor presión en los precios del crudo.
     
    Los inversores están a la espera del reporte semanal de inventarios de la Administración de Información de Energía (Eia) para ver si se confirman los datos entregados por Api.
     
    Un sondeo a ocho analistas proyectó que el reporte de la Eia mostraría un aumento en las existencias de crudo de 5,1 millones de barriles en promedio.
     
    Agencias - Portafolio.co
  • El campo La Cira Infantas logró una producción de 40 mil barriles por día

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

    EuropaFRÁNCFORT (EFE Dow Jones)--Standard & Poor’s Ratings Services se muestra más positivo que a finales de 2014 respecto a las perspectivas económicas de la eurozona para los próximos dos años, y su postura más optimista se sustenta en los bajos precios del petróleo, la debilidad del euro y el programa de relajación cuantitativa del Banco Central Europeo.
     
    “Creemos que hay motivos para mostrarse más positivos respecto a las perspectivas económicas de la eurozona para los próximos dos años, y nuestras previsiones macroeconómicas...[son] más positivas de lo que eran en el último trimestre del pasado año”, indicó la agencia de calificación el jueves.
     
    Algunos “vientos a favor poderosos”, como los bajos precios del petróleo, el tipo de cambio mucho menor del euro y la activación por parte del BCE de un gran programa de relajación cuantitativa en toda regla suponen un “acicate bienvenido” para la demanda de los consumidores y el crecimiento en la unión monetaria, dijo S&P.
     
    El BCE activó su programa de compra de deuda del sector público el 9 de marzo, con la intención de comprar 60.000 millones de euros cada mes en activos al menos hasta septiembre de 2016.
     
    Los economistas de S&P han revisado al alza su previsión de crecimiento de la eurozona en entre 0,5 y 1 puntos porcentuales, de media, frente a su previsión de diciembre. En su escenario base y para el conjunto de la eurozona, ahora esperan un crecimiento del 1,5% del Producto Interior Bruto real en 2015 y del 1,7% en 2016.
     
    Pero no todo es de color de rosa, advirtió S&P. El desigual crecimiento de los estados que componen la eurozona seguirá reflejando distintos niveles de éxito en el restablecimiento de la competitividad económica de cada país a través de reformas estructurales, mientras que la desaceleración en los principales mercados emergentes podría lastrar a las exportaciones de la eurozona. Además, las dudas sobre el futuro de Grecia en la eurozona añaden suponen riesgos para la estabilidad de los mercados financieros, dijo S&P.
     
    Emese Bartha
     
    Fuente: WSJournal.com
  • El crudo cae a su nivel más bajo en cinco años

    Los precios del petróleo volvieron a caer el lunes a mínimos de cinco años, ejerciendo presión adicional sobre los países que dependen de ingresos por crudo y sobre las empresas de energía que están tratando de calibrar sus planes de inversión.
     
    Plataforma MexEl crudo Brent, la referencia internacional, descendió 4,2% a US$66,19 el barril, su nivel más bajo desde el 29 de septiembre de 2009. El Brent ha retrocedido 40% en lo que va del año.
     
    Los precios del crudo estadounidense se ubicaron en US$63,05 el barril en la Bolsa Mercantil de Nueva York, 4,2% a la baja, su nivel más bajo desde el 16 de julio de 2009.
     
    Los precios del petróleo han caído por meses conforme el suministro global supera las expectativas y la demanda sigue débil. Ayer, los precios del crudo descendieron de forma constante durante las jornadas bursátiles de Asia y Europa, pero la caída se aceleró cuando la sesión en Estados Unidos empezó a avanzar.
     
    Las empresas ya se han visto obligadas a realizar cambios. ConocoPhillips COP -4.16%  anunció el lunes que ahora espera que su gasto de capital se reduzca 20% frente a hace un año a US$13.500 millones en 2015. El gigante petrolero con sede en Houston señaló que espera gastar menos en grandes proyectos que están a punto de completarse así como diferir desembolsos en operaciones en formaciones de esquisto en América del Norte.
     
    La noruega Statoil AS STL.OS -1.90%  A dijo el viernes que suspenderá las operaciones de tres plataformas petroleras por más tiempo de lo previamente planeado debido al exceso de capacidad. Entre tanto, Schlumberger, empresa estadounidense de servicios petroleros, dijo que espera registrar una rebaja contable antes de impuestos de US$800 millones en el cuarto trimestre, relacionada al plan de la empresa de reducir el tamaño de su flota de sísmica marina WesternGeco.
     
    Continental Resources Inc., CLR -11.74%  un productor importante en la formación de esquisto Bakken en Dakota del Norte, dijo el mes pasado que gastaría US$4.600 millones en 2015, US$600 millones menos de lo planeado, debido a precios del crudo más bajos.
     
    Iain Pyle, analista de Bernstein Research, dijo que las petroleras tendrán que reexaminar algunas de sus grandes inversiones. Si los precios del crudo no se recuperan pronto, “lo que vamos a ver es cancelaciones de proyectos”, señaló.
     
    Mientras que las empresas en la industria petrolera advierten de cambios mayores a su producción y planes de gasto, los líderes de muchas de las economías más grandes del mundo han dicho que la caída de los precios podría ser una inyección bienvenida a sus proyecciones económicas. La consideración positiva de estrategas en EE.UU., Europa y Japón, y otras partes, se produce incluso cuando la historia ha demostrado que fuertes caídas del crudo suelen ser asociadas a recesiones conforme colapsa la demanda de energía.
     
    Los países productores de petróleo ya están sufriendo, especialmente aquellos que dependen de los ingresos del crudo, como Irak, Argelia y Nigeria. También es una situación difícil para países como Rusia, Venezuela e Irán, que ya enfrentan problemas económicos profundos.
     
    La caída del lunes fue causada principalmente por datos que mostraron que la economía de Japón se contrajo 1,9% en el tercer trimestre, más de lo que se había estimado previamente, mientras que el crecimiento de las exportaciones en China cayó por debajo de las expectativas y las importaciones descendieron. China y Japón son el segundo y tercer consumidor de petróleo del mundo después de EE.UU., respectivamente.
     
    Las importaciones chinas de crudo subieron 5,5% en noviembre frente a octubre y marcaron un alza interanual de 7,9%, según cálculos de The Wall Street Journal que se basó en datos preliminares dados a conocer por la Dirección General de Aduanas de China.
     
    Las caídas del gasto por parte de firmas petroleras probablemente pongan más presión sobre empresas que brindan servicios a yacimientos de crudo —como Schlumberger, Halliburton Co. HAL +1.63%  y Baker Hughes Inc. BHI -3.12%  — que suelen sentir el ajuste cuando las petroleras reducen el gasto.
     
    En su declaración del lunes, Conoco dijo que ahora prevé que la producción aumente alrededor de 3% en las operaciones que mantiene, excluyendo las de Libia. El mes pasado, la compañía de exploración y producción petrolera había dicho que el presupuesto del año próximo caería por debajo de los US$16.000 millones gastados este año, por lo que dejarían de lado los planes de explotar algunos pozos nuevos en lugares como Niobrara Shale, en Colorado, EE.UU.
     
    Las petroleras también se vieron perjudicadas por el alza del ICE Dollar Index, un índice que mide el dólar frente a una canasta de monedas y que alcanzó un máximo de varios años a primera hora del lunes. El crudo cotiza en dólares, así que un dólar más fuerte encarece el petróleo para compradores que usan otras monedas.
     
    Aún así, algunos inversionistas apuestan a un repunte. Las posiciones largas netas que adoptaron grandes inversionistas apostando a que el precio del crudo Brent subiría aumentaron 47% al 2 de diciembre, según la bolsa Intercontinental Exchange Inc. ICE +0.48%  Las posiciones largas netas son calculadas según la cantidad total de apuestas a que el precio del petróleo subiría menos la cantidad de apuestas a que caería.
     
    Ese repunte se produciría a pesar de la poca ayuda de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, organismo de 12 miembros que en conjunto extraen más de un tercio del petróleo mundial. El 27 de noviembre, el grupo decidió mantener los niveles de producción a pesar de la reciente venta generalizada. La decisión llevó al mercado del petróleo a su ronda de venta más reciente, y los precios cayeron más de 10% desde la decisión.
     
    Morgan Stanley MS +2.04%  prevé que los precios se mantengan bajos durante un tiempo. El lunes, la firma redujo sus pronósticos para los precios del crudo durante los próximos cinco años. Para su escenario de base, el banco estadounidense prevé que el petróleo promedie US$70 por barril en 2015, un descenso de casi US$28 frente a su pronóstico anterior. En el peor escenario, el próximo año los precios podrían bajar un promedio de 38%.
     
    Nicole Friedman
     
    —Ian Talley, Justin Scheck y Neena Rai contribuyeron a este artículo.
     
    Fuente: WSJournal.com
  • El crudo ronda los US$50 el barril, pero nadie sabe si el alza es sostenible

    Service StationEl precio del petróleo se empinó por encima de los US$50 el barril el jueves conforme la disminución de los inventarios en Estados Unidos generaron esperanzas de que el mercado estaba reduciendo el exceso de suministro y se dirigía a un mejor equilibrio entre la oferta y la demanda.
     
    No obstante, el primer aumento de la cotización más allá de los US$50 el barril desde noviembre vino acompañado de dudas en torno a si el alza de los precios inyectará más suministro al mercado, lo que limitaría los avances, y los analistas no tienen una idea clara de cuánto podría durar el actual repunte.
     
    Los precios de referencia descendieron tras perforar la barrera de US$50. El West Texas Intermediate (WTI), la referencia de Estados Unidos que se cotiza en la Bolsa Mercantil de Nueva York, cerró en US$49,48 el barril. El Brent, la referencia internacional que se cotiza en la bolsa ICE Futures en Londres, quedó en US$49,59 el barril.
     
    El regreso del barril de US$50 es el último de una serie de acontecimientos que ha dejado perplejos a analistas, productores y operadores desde que los precios comenzaron a caer ante el exceso de oferta en 2014. La cotización del crudo rondaba los US$30 el barril a comienzos de año, un nivel que no se había visto desde inicios de la década, antes de empezar a repuntar.
     
    Aunque el aumento de los precios del petróleo tiene aspectos positivos, al aliviar el riesgo de que algunas de empresas de energía caigan en cesación de pagos y ayudar a los bancos centrales de los países desarrollados en su campaña para elevar la inflación y acercarla a sus metas, también tiene un lado negativo. En algún momento, los consumidores empezarán a sentir el efecto en sus billeteras, lo que podría mermar el consumo. Pero los economistas creen que todavía hay un largo camino que recorrer antes de que ello acontezca. “Claramente, hay un punto donde se vuelve un peso muerto, pero todavía estamos muy lejos de eso”, dijo Stephen Stanley, economista jefe de Amherst Pierpoint Securities LLC. “No me preocuparía del petróleo hasta que regrese a los US$75 o US$80” el barril.
     
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    Mientras tanto, inversionistas y economistas dijeron que la economía mundial se beneficiaría si los precios del crudo oscilan entre los US$50 y US$60 el barril. Tal nivel no sería tan alto para perjudicar a los consumidores y las empresas, pero también apuntalaría un sector que en los últimos años se ha visto muy maltrecho.
     
    Los avances del jueves se produjeron después de que las cifras divulgadas por el Departamento de Energía estadounidense el miércoles mostraran una reducción de 4,2 millones de barriles en los inventarios de crudo. Los analistas encuestados por The Wall Street Journal proyectaban un descenso de apenas 2,5 millones de barriles.
     
    El debilitamiento del dólar también apuntaló los precios. El petróleo, que se cotiza en la divisa estadounidense, adquiere mayor atractivo para los tenedores de otras divisas cuando cae el dólar. Esto se sumó a un ánimo mayormente positivo durante las últimas semanas. Las interrupciones del suministro en diferentes partes del mundo han elevado el precio del petróleo. Los incendios en Canadá y la inestabilidad en la región productora de crudo de Nigeria, por ejemplo, han aliviado el exceso de oferta y reforzado los precios. “Creemos que el mercado recuperó su equilibrio en marzo, con una corrección fundamental acelerada por las disrupciones de suministro”, dijo Jason Gammel, analista de Jefferies. “Por primera vez en dos años, esperamos que nuestras previsiones de precios estables pequen más de un exceso de pesimismo que de un exceso de optimismo”, aseveró.
     
    Algunos analistas también mencionan la sólida demanda de las mayores economías emergentes como China e India como una de las razones para justificar un alza de los precios del crudo.
     
    Otros, sin embargo, son más escépticos sobre el repunte. Enfatizan que las interrupciones de suministro son pasajeras y que los barriles perdidos volverán pronto al mercado. A ello hay que sumar la vuelta a los mercados globales de los miles de barriles de petróleo de Irán. “Este nuevo entorno del petróleo promete ser volátil y la nueva realidad de los precios del crudo hace que la estabilidad sea un objetivo esquivo”, indicaron los analistas de Citigroup en un informe.
     
    Michael Nielsen, operador sénior de derivados de Global Risk Management, señaló que el precio podría volver a caer entre US$6 y US$10 el barril cuando alcance los US$51 o US$52 el barril. En ese momento, es probable que los inversionistas vendan sus posiciones para tomar ganancias, vaticinó. “Nos dirigimos hacia una corrección pronto porque los fundamentos nos dicen que todavía hay mucho petróleo guardado en depósitos flotantes”, añadió.
     
    La persistencia de los precios bajos ayudó a impulsar la demanda de combustible. Las importaciones de crudo de China han crecido 12% este año, según datos oficiales. El alza es atribuible en parte a la decisión de suplir las reservas estratégicas de petróleo del país.
     
    El consumo de combustible en India, a su vez, subió 10% en el primer trimestre, lo que coincidió con un nuevo récord de ventas de automóviles, según estimaciones de la Agencia Internacional de Energía.
     
    Además, se aproxima la temporada de verano en EE.UU., Europa y otras economías avanzadas, cuando aumenta el uso de los productos de petróleo, en especial la gasolina.
     
    Otro factor que incide en el alza es que la Organización de Países Exportadores de Petróleo, OPEP, que durante mucho tiempo ha sido la fuerza dominante en los precios del petróleo, ha perdido gran parte de su capacidad para incrementar la producción debido a que muchos de sus principales productores tienen una menor capacidad ociosa.
     
    Aunque la recuperación de los precios es acogida con beneplácito por los productores de crudo y las empresas de servicios petrolíferos, pocos esperan un retorno al auge de la primera mitad de la década, cuando los precios no bajaban de US$100 el barril. Fueron los días en que se produjo el renacimiento de las perforaciones de EE.UU. Ahora, sin embargo, las energéticas estadounidenses se mantienen a flote como pueden en un sector donde abundan las bancarrotas.
     
    Al mismo tiempo, EE.UU. está lleno de yacimientos perforados que no han sido activados y un precio de US$50 el barril los vuelve rentables, según Citigroup. Una cotización de US$60 el barril incentivaría una nueva ronda de perforaciones, indicó el banco, que estimó el actual nivel de precios podría inyectar al mercado 400.000 barriles diarios de los productores estadounidenses.
     
    Citigroup prevé que los precios del crudo podrían alcanzar los US$65 el barril para fines de 2017, aunque subrayó que su confianza de que los precios sigan esta trayectoria “es de sólo alrededor de 65%”.
     
    Uno de los temores es que el alza de los precios reanude las perforaciones en EE.UU., aumentando la producción y volviendo a generar un desajuste entre la oferta y la demanda.
     
    El sector energético estadounidense que cotiza en bolsa, agrupado en el indicador S&P Energy Select Sector Index, no tocó fondo el 11 de febrero, cuando lo hizo el precio de referencia WTI, sino el 20 de enero. Desde entonces, ha subido cerca de 30%, mientras que el precio del crudo se ha disparado 89% desde su mínimo del 11 de febrero.
     
    Nicholas Colas, estratega jefe de mercado de Convergex, calculó la correlación entre el precio del crudo y el de las acciones de las empresas estadounidenses de energía. Halló que un aumento de 1% en la cotización del petróleo equivale un avance de casi 0,5% (0,4862% para ser exactos) en las acciones de petroleras. Su análisis muestra, en el fondo, que las acciones de las petroleras siguen siendo baratas, aunque tal apreciación depende de cómo los inversionistas creen que evolucionará la industria.
     
    “Los inversionistas en acciones no están seguros sobre la sustentabilidad de los precios en los niveles actuales”, escribió Colas en un reporte. “Si el precio del crudo se estabiliza en los niveles de ahora, el S&P Energy Select Sector Index debiera subir otro 5%”.
     
    — Paul Vigna, Min Zeng y Miriam Malek contribuyeron a este artículo.
     
     
    Por Dan Strumpf y Georgi Kantchev
     
     
  • El crudo sigue en caída, pero los inversionistas apuestan a las petroleras

    Foto: Shell-PalataformaFoto: Shell-PalataformaLos inversionistas siguen siendo pesimistas sobre el crudo, pero algunos empiezan a comprar las acciones de las empresas que lo extraen del subsuelo.
     
    Desde principios de octubre, el precio del Brent, el contrato de referencia mundial, ha bajado 8% y pocos vaticinan una recuperación importante este año o el próximo. De todos modos, las acciones de las compañías de hidrocarburos han subido casi 8%, según el Índice Global de Petróleo de S&P.
     
    El renovado interés en este asediado sector tiene poco que ver con visiones optimistas sobre el crudo y refleja, en cambio, los intentos de la industria de adaptarse a un precio más barato mediante la reducción de gastos, las desinversiones y la presión sobre los proveedores para obtener condiciones más ventajosas.
     
    Desde luego, no todos los inversionistas son entusiastas y numerosas petroleras registran pérdidas cuantiosas y recortan presupuestos, lo que podría obstaculizar su crecimiento futuro. No obstante, un número creciente de gestores de fondos apuestan a que estas compañías van en camino de convertirse en inversiones más rentables.
     
    “Existe el potencial de que estas empresas se conviertan en máquinas de ganar dinero”, dice James Sym, gestor de portafolio de Schroders, que supervisa un portafolio de 295.000 millones de libras esterlinas (US$449.000 millones). Sym ha comprado en los últimos meses acciones de empresas como el gigante energético italiano ENI SpA y la francesa Total SA.
     
    El precio del petróleo ha caído 61% desde junio de 2014, conforme la nueva producción de los yacimientos de esquisto de Estados Unidos llevó a una sobreoferta de suministro en los precisos momentos en que la demanda global perdía bríos ante la desaceleración de la economía china. Las acciones de algunas de las mayores empresas del sector han recibido una paliza. BP PLC, por ejemplo, acumula una caída de 30%, Exxon Mobil Corp. ha perdido 24% y Total ha bajado 21% en el mismo período.
     
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    Varias empresas han reaccionado con drásticos recortes de costos. BP informó en octubre que prevé lograr para 2017 una reducción anual de costos de más de US$6.000 millones. La energética británica también se comprometió a vender entre US$3.000 millones y US$5.000 millones en activos en 2016 y entre US$2.000 millones y US$3.000 millones en 2017.
     
    Para muchos inversionistas, el eje de sus apuestas es la capacidad de las petroleras de reducir costos operativos al obligar a las empresas de servicios a aceptar precios más bajos por suministros como equipos de perforación y refinación y sistemas tecnológicos.
     
    Ya está sucediendo.
     
    Amec Foster Wheeler PLC, una importante empresa de servicios petroleros del Reino Unido, indicó hace unos días que debido a la “presión sobre los precios por parte de los clientes” no tendrá más remedio que eliminar su dividendo. Es un paso que las grandes petroleras del sector privado no han dado. En los primeros nueve meses del año, Royal Dutch Shell PLC, Exxon Mobil Corp., Chevron Corp. y BP han repartido casi US$28.000 millones a sus accionistas, un alza de cerca de 10% frente a igual lapso del año anterior.
     
    Se trata de una reversión de las tendencias de los años de auge, cuando la alta demanda permitió a las compañías de servicios amentar sus precios a costa de los productores. Por ejemplo, el costo operativo por barril de ENI pasó de US$4,99 en 2007 a US$8,40 en 2014.
     
    “Es cada vez más evidente que las acciones de petróleo y gas podrían beneficiarse, perversamente, del bajo precio del petróleo”, asevera Sym.
     
    Las petroleras han atravesado malas rachas en los precios del crudo y han sobrevivido. Entre 1987 y 1997, la industria sufrió un largo período de precios bajos y respondió con rondas de reducciones de costos que aseguraron “un fuerte crecimiento de las ganancias”, según una investigación de Bernstein.
     
    Matthew Tillett, gestor de cartera de Allianz Global Investors, ha estado comprando acciones de BP y Shell, así como de algunas empresas de exploración y producción más pequeñas.
     
    Tillett opina que la capacidad de estas empresas para cumplir con sus planes de recortes de costos es “a partir de ahora probablemente tan importante como el precio del petróleo”.
     
    “Se ha producido un gran cambio en la forma en que estas empresas son gestionadas”, afirma el estratega, cuya firma supervisa activos del orden de los 412.000 millones de euros (unos US$626.500 millones).
     
    Hervé Samour-Cachian, gestor de cartera sénior de Natixis Asset Management, cuenta que ha estado comprando acciones de las grandes petroleras desde mediados de año, apostando a una atenuación del desequilibrio entre la oferta y la demanda en los mercados de crudo.
     
    Los recortes en los gastos de capital de las petroleras deberían reducir la producción, dice, en tanto que la demanda debería remontar conforme la economía mundial se recupera.
     
    Las medidas de “autoayuda” adoptadas por las petroleras serían suficientes para cubrir sus dividendos y “restaurar la confianza de los inversionistas”, manifiesta Samour-Cachian, cuya firma administra alrededor de US$324.000 millones en activos.
     
    No todo el mundo comparte su opinión. Algunos analistas argumentan que los profundos recortes de gastos no serán suficientes si la cotización del petróleo no repunta a US$60 el barril, el precio que la mayoría de las petroleras y los bancos de inversión proyectan para el Brent el próximo año. Con las reducciones de gastos, las empresas también corren el riesgo de sacrificar su capacidad de agregar barriles a través de la exploración y la producción.
     
    Una de las razones para el optimismo de algunos inversionistas pueden ser las renovadas promesas de las petroleras de no disminuir los dividendos.
     
    “Los únicos elementos que tienen para atraer a los inversionistas es una predecible y creciente distribución de dividendos”, señala Fadel Gheit, analista de Oppenheimer & Co. Si no se mantienen los dividendos, entonces “el cuchillo cortará con mucha fuerza”, predice.
     
    Por CHRISTOPHER WHITTALL
     
    Fuente: WSJournal.com
  • El derrumbe de los precios del crudo estimularía el crecimiento global

    OA BC479 Wsjamd NS 20141207191719Muchas de las principales autoridades económicas están revisando sus pronósticos para Estados Unidos, Europa, Japón y otras regiones en una apuesta a que el derrumbe de los precios del petróleo impulsará el crecimiento al depositar más dinero en los bolsillos de los consumidores y los fabricantes.
     
    Funcionarios del Fondo Monetario Internacional, la Reserva Federal de EE.UU. y el Banco Central Europeo desestimaron en los últimos días las preocupaciones de que la caída del petróleo sea síntoma de una desaceleración global. En cambio, proyectan que el crudo más barato será un estímulo para la economía mundial, en especial para los países con un alto gasto en energía.
     
    Stanley Fischer, vicepresidente de la Fed, lo llamó un “shock de la oferta” que beneficiará a EE.UU. “Es más probable que aumente el PIB a que lo reduzca”, sostuvo.
     
    “El efecto es positivo sin ambigüedades”, declaró el presidente del BCE, Mario Draghi, tras la reunión mensual del organismo la semana pasada.
     
    Algunos economistas, sin embargo, advierten que la caída de casi 40% en los precios del crudo en los últimos meses presagia problemas en momentos en que Europa corre el riesgo de volver a caer en recesión, Japón intenta recuperarse y la desaceleración de China amenaza con agravarse. De hecho, las caídas pronunciadas en los precios del petróleo en general han estado asociadas con recesiones cuando colapsa la demanda de energía.
     
    En esta ocasión, no obstante, un conjunto de factores que impulsan la oferta de petróleo está alterando el cálculo de muchos economistas, desde técnicas de perforación avanzadas a un resurgimiento de la producción de Libia y el intento de algunos productores de Medio Oriente de marginar del mercado a rivales de costos más altos.
     
    “Esta vez es distinto”, afirma Guy Caruso, ex director de la Oficina de Información de Energía de EE.UU. y asesor sénior del Centro de Estudios Estratégicos e Internacionales.
     
    La pregunta de si la reciente caída de los precios se debe a un exceso de oferta o una menor demanda podría determinar la dirección de la economía global en 2015. El costo del crudo West Texas Intermediate, la referencia en EE.UU., ha descendido a cerca de US$65 por barril, una caída de unos US$40 el barril desde mediados de junio.
     
    Los menores precios energéticos están perjudicando a importantes exportadores de petróleo como Irak, Argelia y Nigeria, que son muy dependientes de los ingresos petroleros. Las noticias son particularmente negativas para los países que afrontan serios aprietos económicos, como como Rusia, Venezuela e Irán.
     
    En cambio, para los mayores importadores de crudo, como Japón, Italia y Alemania, el FMI calcula que el descenso del precio puede sumar casi un punto porcentual al Producto Interno Bruto de sus economías. El FMI elevó su pronóstico del crecimiento de EE.UU. el año próximo de 3,1% a 3,5%, en parte debido al abaratamiento de la energía.
     
    “Habrá ganadores y perdedores, pero en términos netos son buenas noticias para la economía global”, sostuvo la directora gerente del FMI, Christine Lagarde, la semana pasada en la conferencia anual CEO Council de The Wall Street Journal.
     
    La entidad atribuye alrededor de 80% de la caída en los precios del petróleo a causas vinculadas con la oferta, como las decisiones de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y estándares de economía de combustible más estrictos, y sólo 20% a una menor demanda ante el enfriamiento de la economía global.
     
    Economistas de J.P. Morgan Chase JPM +2.15%  tienen cifras distintas: 55% debido a la oferta y 40% al crecimiento más débil de los mercados emergentes. El banco estima que la caída del precio del crudo podría sumar 0,7 puntos porcentuales al crecimiento global en los dos próximos trimestres.
     
    Parte del impulso proviene de los menores costos del transporte y la manufactura, en particular para sectores que consumen mucha energía, como las aerolíneas y las siderúrgicas. El principal beneficio es más dinero en los bolsillos de las personas conforme gastan menos en combustible, lo que alienta el consumo.
     
    La consultora IHS Global Insight calcula que la familia promedio en EE.UU. debería tener US$750 adicionales el próximo año, comparado con los últimos 12 meses, si los precios se mantienen.
     
    Un riesgo para las autoridades es que considerar la caída de los precios como un factor mayormente positivo puede ocultar la debilidad subyacente de la economía global. “Es imposible ignorar el rol de la menor demanda global”, asevera Stephen King, economista jefe global de HSBC. HSBA.LN -0.51%  “Los menores precios del petróleo son en parte un reflejo de tendencias deflacionarias más amplias”, añade. Mercados emergentes clave como Brasil, Sudáfrica e India tienen problemas desde hace más de un año, en parte debido a la desaceleración en China.
     
    “El gran tema es China”, indica Kevin Book, director gerente de Clearview Energy Partners. Book no está convencido de que el crecimiento de la demanda petrolera el año próximo se acerque a la estimación de la Agencia Internacional de Energía (AIE) de 1,1 millones de barriles diarios. El motivo: un crecimiento inferior al previsto en la segunda economía mundial.
     
    “No parece razonable pensar que el motor industrial de los mercados emergentes de alguna forma esté desconectado del motor de consumo del mundo desarrollado”, argumenta Book.
     
    La mayoría de las caídas previas en los precios del crudo fueron acompañadas de recesiones, o al menos fueron señales de desaceleraciones económicas.
     
    En general, los economistas coinciden en que el declive actual se debe en parte al crecimiento anémico de Europa y la desaceleración de China. No obstante, la AIE y otros expertos enfatizan que la enorme producción petrolera es el principal motivo de la caída.
     
    Trevor Houser, socio de la consultora Rhodium Group e investigador del Instituto Peterson para la Economía Internacional, estima que los países que importan más petróleo podrían pagar hasta US$500.000 millones menos si los precios siguen bajos durante otros seis a ocho meses.
     
    Por Ian Talley
     
    Fuente: WSJournal.com
  • El derrumbe de los precios del petróleo todavía no llega a su fin

    Todo lo que sube tiene que bajar lentamente. Una variante de la ley de Newton aún se aplica en el mercado petrolero.
     
    Libia PozoEl precio del crudo se disparó el mes pasado, subiendo cerca de 30% en tres días. A continuación, cedió un tercio de esas ganancias y desde entonces el barril de referencia para EE.UU. se ha cotizado en torno a los US$46.
     
    La ferocidad de las ganancias fue la pista indicaba que esta recuperación no sería duradera. El mes pasado, los fondos de cobertura incrementaron sus apuestas en contra de un alza de los precios del crudo a sus niveles más altos desde marzo, según datos de la Comisión de Corretaje de Futuros de EE.UU. Esto exacerbó el salto repentino del crudo, a medida que los fondos se apuraban a deshacerse de estos contratos.
     
    Los fundamentos del sector petrolero no han variado mucho, lo que indica es poco probable que la presión bajista sobre los precios se reduzca. La Administración de información Energética de EE.UU. recortó sus previsiones para la producción estadounidense de este año, después de cambiar la forma en la que recopila los datos. Pero una producción ligeramente menor no cambia el hecho de que el suministro mundial de petróleo es abundante.
     
    Igualmente, en medio de la especulación de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) considera recortar su producción, parece un momento extraño para que Arabia Saudita renuncie a su intento de conseguir una mayor participación de mercado para apuntalar los precios.
     
    Las legiones de productores de crudo de esquisto de EE.UU. han demostrado su capacidad de resistencia, ayudados por mercados de capital que se han ajustado a la situación. Los recortes de costos han hecho que el sector sea más sólido, lo cual permite que los productores de bajo costo respondan rápidamente al alza de los precios: la cifra de plataformas petroleras en EE.UU. se estabilizó en junio, después que los precios se estabilizaran, y luego comenzó a subir. Desde entonces ha vuelto a caer.
     
    Mientras tanto, la producción en otras latitudes sigue siendo robusta y no sólo en Arabia Saudita y el resto de los miembros de la OPEP. La Agencia Internacional de Energía (IEA) predice que la producción de países que no integran el cartel promediará 58,1 millones de barriles al día este año. En julio pasado, justo en momentos en que la caída del precio del crudo empezaba, la agencia pronosticaba 57,5 millones de barriles al día para 2015.
     
    Sin embargo, si Riad tiene un ojo puesto en la demanda, esto ofrece más motivos para mantener el curso. La respuesta a la caída de los precios del crudo no ha sido dramática. La IEA calcula una demanda global de 94,2 millones de barriles al día, lo cual es casi igual a su previsión de 94,1 millones barriles de junio.
     
    Además, las perspectivas se están nublando. China consumió más del 12% de petróleo global el año pasado y sus dificultades económicas arrojan dudas sobre el apetito del mayor importador neto del mundo. Por otra parte, las consecuencias de la desaceleración del crecimiento chino podrían mermar la demanda en otras partes de una región que representa cerca de un tercio del consumo global.
     
    Seth Kleinman, de Citigroup, subraya que los productores compiten para llevar crudo al mercado asiático. A medida que la eficiencia energética reduce la demanda europea y EE.UU. se dirige al autoabastecimiento, la importancia de Asia para el comercio global de energía está creciendo.
     
    Arabia Saudita recortó la semana pasada su precio oficial de venta a clientes asiáticos en octubre. En ese contexto, indica Kleinman, las señales de que los saudíes estén recortando la producción serían un mal augurio para el crudo: el reino podría tener problemas para colocar su crudo en Asia, con el almacenamiento local a todo dar.
     
    En el mercado actual que parece al revés, incluso los recortes no son lo que parecen.
     
    Por HELEN THOMAS
     
    Fuente: WSJournal.com
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