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  • Precios del petróleo tocan máximos en más de un mes a la espera de reunión de la Opep

    Los precios mundiales del crudo ampliaron sus ganancias al arranque de esta semana, tocando un máximo en más de un mes a la espera de la reunión de los países de la Opep en la que se definirá la extensión del programa de recorte de suministro de petróleo.
     
    Oil Platform Supporting ImageEl contrato de junio del petróleo del West Texas Intermediate (WTI) de Estados Unidos subió en torno a un 1,3% o US$66 centavos hasta negociarse a US$51,34 por barril a las 14:35 horas (CET). El petróleo estadounidense de referencia había subido hasta US$51,42 durante la noche, su cota más alta desde el 19 de abril.
     
    El petróleo subió en torno a un 5% o US$2,49 en términos semanales, su segunda subida semanal consecutiva.
     
    En el ICE Futures Exchange de Londres, el petróleo Brent para entrega en junio se apuntó un alza de 65 centavos hasta negociarse a 54,26 USD por barril, tras subir anteriormente hasta 54,17 USD su cota más alta desde el 19 de abril.
     
    El petróleo londinense de referencia mundial se disparó la jornada anterior 1,10 USD, con un avance de apenas un 5,2% o 2,77 USD la semana pasada.
     
    Los ministros del petróleo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y otros de los principales productores se reunirán en Viena el próximo 25 de mayo para decidir si ampliarán su actual acuerdo sobre la producción más allá de la fecha límite fijada el 30 de junio.
     
    Países productores miembros y no miembros de la OPEP, incluido Rusia, acordaron en noviembre del año pasado reducir su producción de petróleo en unos 1,8 millones de barriles al día entre el 1 de enero y el 30 de junio, reporta Investing.com.
     
    La mayoría de los analistas del mercado creen que el cartel petrolero ampliarán las reducciones de producción otros nueve meses hasta marzo de 2018, en lugar de los seis meses que estaba previsto.
     
    También se dice que la OPEP está contemplando la opción de aumentar las reducciones de producción, aunque no está claro si obtendrán el apoyo suficiente.
     
    Hasta ahora, el acuerdo de reducción de la producción ha tenido poco impacto en los niveles de reservas a escala mundial, debido al aumento del suministro por parte de los productores no participantes en el acuerdo como Libia y el imparable aumento de la producción de petróleo de esquisto de Estados Unidos.
     
    Según datos de este viernes del proveedor de servicios petroleros Baker Hughes, se ha producido un aumento de la actividad perforadora de Estados Unidos por decimoctava semana consecutiva, el mayor aumento registrado durante dicha racha, lo que implica que se avecina otro aumento de la producción de la nación.
     
    Esto sitúa el recuento total en 720, ampliándose la recuperación de la actividad perforadora que dura ya 11 meses hasta máximos de abril de 2015, reporta Investing.com.
     
    Mientras, en el Nymex, los futuros sobre gasolina para entrega en junio subieron un 0,9% o 1,4 centavos hasta 1,664 USD por galón, mientras que el carburante para calefacción para entrega asimismo en junio subió 2,0 centavos hasta 1,603 USD por galón.
     
    Los futuros de gas natural para entrega en junio subieron 5,4 centavos hasta 3,408 USD por millón de unidades térmicas británicas.
     
     
    HSBNoticias.com
  • Preocupación por oferta y demanda de gas

    Durante el foro académico Colombia Genera, realizado por la Andi, el presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda Mera, expresó que el país tiene un problema serio de oferta y demanda de gas.
     
    Fransisco Lloreda“El país se ha centrado en una discusión de corto plazo, inmediatista. No se ha percatado que el gas más costoso es el que no existe. Si no se honran los contratos y se respetan las reglas del juego, se pone en riesgo la producción de gas a futuro.” señaló Francisco José Lloreda Mera, Presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP).
     
    De acuerdo con el dirigente gremial la oferta de gas del país en 2015 será de 1.200 millones de Pies Cúbicos, pero para 2018 se tendrá un déficit de 190 millones de Pies Cúbicos, y para 2021 un déficit de 345 millones de pies cúbicos.
     
    Con estas cifras, Lloreda Mera encendió las alarmas sobre la difícil situación que afronta el sector del gas en Colombia. “Tenemos un problema serio de oferta y demanda de gas (…) entre los años 2015 y 2028 las reservas probadas declinarán 5 por ciento anual; es decir, un déficit a partir de 2018, y en la Costa Atlántica a partir del año 2017”, manifestó el líder gremial ante los más de 300 asistentes al foro Colombia Genera organizado por la ANDI en Cartagena.
     
    Lloreda Mera enfatizó que las reservas de gas son limitadas y que están decreciendo, por lo que urge una solución ser integral. “De lo contrario, preparémonos para ser importadores de gas, pagando precios mucho más altos que los actuales”, señaló Lloreda.
     
    Según Lloreda una solución integral debe incluir incentivos a la exploración y producción de gas “con reglas justas, claras y estables, solucionar los cuellos de botella en materia de infraestructura de transporte, y facilitar las pruebas, para llegar luego al consumidor.” 
     
    Una posible salida
     
    “Tenemos 23 proyectos de producción de gas en evaluación, la mayoría en la Costa Atlántica. Si resultan positivos, tendremos una oferta adicional de gas, lo que sería una muy buena noticia para el país y para la Costa, pues permitiría ampliar la oferta de gas, aunque la solución de abastecimiento de mediano y largo plazo está en los Yacimientos No Convencionales y Costa Afuera, lo que requerirá inversiones muy cuantiosas. De ahí la importancia de tener reglas del juego claras y estables,” señaló el Presidente de la ACP.
     
     
    Fuente: Dinero.com
  • Prevén WTI a US$58 y Brent a US$68

    El petróleo intermedio de Texas (WTI) cayó hoy un 6,59 % y cerró en US$50,42 el barril tras conocerse que las reservas de crudo volvieron a aumentar la semana pasada y están en su nivel más alto desde la década de 1930.El petróleo intermedio de Texas (WTI) cayó hoy un 6,59 % y cerró en US$50,42 el barril tras conocerse que las reservas de crudo volvieron a aumentar la semana pasada y están en su nivel más alto desde la década de 1930.En el segundo semestre de 2015, el crudo se recuperará alentado por el incremento del consumo y la refinación en Estados Unidos, pronosticó hoy en Uruguay la directora de la consultora internacional Wood Mackenzie, Ann-Louise Hittle.
     
    Durante la cuarta conferencia bianual de la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (Arpel), que se celebra en Punta del Este, Hittle opinó acerca del estado actual del mercado del crudo ante la presencia de destacados representantes energéticos del continente.
     
    Esta especialista advirtió que el análisis del equilibrio entre oferta y demanda está siendo afectado por un lado por el aumento del consumo de la gasolina en Estados Unidos por la baja del precio, y por otro, por el enlentecimiento del crecimiento de la oferta, resumió Arpel en una nota de prensa.
     
    El petróleo intermedio de Texas (WTI) cayó hoy un 6,59 % y cerró en US$50,42 el barril tras conocerse que las reservas de crudo volvieron a aumentar la semana pasada y están en su nivel más alto desde la década de 1930.
     
    Por su parte, el barril de crudo Brent para entrega en mayo cerró hoy en el mercado de futuros de Londres en US$55,55, un 6 % menos que al término de la sesión anterior.
     
    Para Hittle, en el segundo semestre de este año, el WTI podría girar en torno a US$58 y el Brent en US$68.
     
    Además, señaló que la demanda de gasolina en China continuará creciendo el año próximo. "Quizá haya más demanda de petróleo que en 2014 y que esta tendencia continúe en 2016", agregó la directora de Wood Mackenzie.
     
    En cuanto a la oferta, el comunicado de Arpel indica que la consultora estimó que, por lo menos, unas 150 compañías medianas estadounidenses efectuaron recortes de gastos para este año, un 24 % más en relación a 2014, equivalentes a 124 mil millones de dólares.
     
    "Lo importante es que Estados Unidos tiene productores independientes que a pesar de haber efectuado importantes recortes en gastos, reaccionan muy rápido a los cambios en precios", sostuvo.
    Hittle mencionó también que el crecimiento de la producción del "tight oil" en Estados Unidos será mucho más lento, lo que tendrá efecto en el crecimiento de la oferta.
     
    Wood Mackenzie es una consultora británica fundada en los años setenta especializada en el análisis de información sobre el sector de la energía y el metal y cuenta en la actualidad con más de 600 trabajadores.
     
    En el encuentro de Punta del Este, que se extiende hasta el jueves, participan presidentes y gerentes financieros de empresas nacionales e internacionales de petróleo y gas así como especialistas internacionales para ofrecer una visión de la actualidad del sector. 
     
    EFE/D.com
     
  • Primera ronda petrolera en México requerirá una inversión de US$50.500 millones

     

    México La inversión total para la "ronda uno", que incluye las asociaciones de Pemex con privados, es de US$12.600 millones al año, es decir 50.500 millones en el período 2015-2018.

     
    Enrique Pea NEl Gobierno mexicano informó este viernes que las primeras licitaciones de campos petroleros entre el sector privado, correspondientes a la llamada "ronda uno", necesitarán una inversión total de unos US$50.500 millones para los próximos cuatro años.
     
    La subsecretaria de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía (Sener), Lourdes Melgar, indicó que la inversión total para la "ronda uno", que incluye las asociaciones de Pemex con privados, es de US$12.600 millones al año, es decir 50.500 millones en el período 2015-2018.
     
    En un encuentro con representantes de empresas mexicanas interesadas en participar en la apertura del sector petrolero, la funcionaria de la Sener precisó que la propuesta inicial de esta "ronda" consiste en 169 bloques, 109 para exploración de hidrocarburos y 60 de extracción.
     
    Melgar dijo que estos bloques "serán licitados escalonadamente por tipo de recursos a lo largo de 2015", ante representantes de empresas, de cámaras y asociaciones mexicanas de diversos sectores industriales, así como de firmas extranjeras establecidas en México.
     
    La subsecretaria detalló los aspectos más relevantes del nuevo marco institucional del sector, así como del proceso de contratación de esta primera ronda, para permitir la inversión del sector privado en la industria petrolera de México, que durante 76 años se mantuvo en exclusividad del Estado.
     
    En 2013, el gobierno de Enrique Peña Nieto propuso una reforma energética para abrir la industria petrolera a la inversión privada, que estaba en manos de la estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) desde 1938, tras la expropiación de las empresas extranjeras.
     
    Los cambios constitucionales para esta reforma energética fueron promulgados el 21 de diciembre de 2013 y las leyes reglamentarias en agosto de este año, con lo que arrancó la apertura del sector.
     
    Para garantizar su rentabilidad, Pemex tuvo el derecho exclusivo, en una "ronda cero", de solicitar el control de campos petroleros y yacimientos ya conocidos con reservas por unos 34.500 millones de barriles de hidrocarburos.
     
    Pemex ha sido la columna vertebral de las finanzas públicas del Estado mexicano en las últimas décadas y ha aportado una tercera parte de la recaudación fiscal.
     
    Ahora, la petrolera mexicana tiene el reto de convertirse en una compañía productiva y rentable como empresa productiva del Estado, con alta capacidad financiera y tecnológica para enfrentar la competencia de los gigantes petroleros mundiales.
     
    EFE
  • Proceso de insolvencia de Pacific se hará en Canadá

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co

  • Proceso de insolvencia de Pacific se hará en Canadá

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co

  • Proceso de Reconciliación de Pacific incluido en Reconciliación Colombia

    ConcertacionEl proceso que generaron las mesas de concertación en Puerto Gaitán durante la coyuntura de 2011 se ha convertido, tres años después, en un modelo exitoso destacado por Reconciliación Colombia, una inciativa país que cuenta actualmente con 47 aliados entre medios de comunicación nacionales y regionales, el sector privado, la cooperación internacional y los programas de desarrollo y paz agrupados en la Red Prodepaz.
     
    "Este es un ejemplo de reconciliación que muchas comunidades en el país podrían replicar" señaló Ximena Botero, Coordinadora General de esta iniciativa de la sociedad civil.
     
    Las mesas de negociación definieron 115 acuerdos que hoy se traducen en proyectos de desarrollo tales como el Centro de Desarrollo Infantil para la primera infancia; la modernización y dotación del hospital del municipio; la creación del fondo de becas universitarias; el Programa de Desarrollo de Proveedores Locales y la Fundación Siglo XXI, entre otros. Estos proyectos se han consolidarlos gracias al trabajo mancomunado empresa-comunidad, con el apoyo de la Alcaldía Municipal y la articulación a programas del orden local, regional y nacional.
     
    "Fui convocado por varios líderes de la comunidad para ayudarlos a organizar las famosas mesas de diálogo y desde entonces no hemos dejado de trabajar. Se superó el conflicto, las nueve empresas que tienen presencia allí reanudaron sus operaciones pero solo Pacific ha mantenido el diálogo social que hoy mostramos orgullosos como un esfuerzo de todos: comunidad y empresa, con el respaldo del Gobierno local",  señaló el sacerdote Eisson Barrios Coordinador de las Mesas de Concertación del municipio.
     
    A su turno Alejandro Jiménez, Gerente de Responsabilidad Social de Pacific, destacó  que "la protesta social del 2011 fue una oportunidad para que las demandas de la comunidad en distintos órdenes, fueran objeto del trabajo conjunto en la búsqueda de soluciones". Agregó que "llegar al punto en el que el proceso de diálogo social se encuentra hoy no fue fácil. Gran parte del éxito radica en que identificamos conjuntamente las necesidades reales de la comunidad para construir soluciones sobre ellas. Es un modelo que hoy estamos replicando en todas las regiones donde operamos y que nos permite promover el desarrollo sostenible de nuestras comunidades".
     
    Al evaluar el proceso, Ana Beatriz Fierro, Líder Comunitaria y Presidenta del Comité Intergremial de Puerto Gaitán, el cual  agrupa a  los comerciantres de la localidad, señaló "este proceso de diálogo social ha permitido, en primer lugar contar hoy con una comunidad organizada y cualificada para tramitar sus demandas y gestionar su propio desarrollo y, en segundo lugar, con gran cantidad de iniciativas y proyectos en ejecución que han impactado positivamente nuestro desarrollo económico".
     
    En este mismo sentido, Rocío Bernal, lider de la Mesa Social, manifestó "lo vivido en Puerto Gaitán, en los últimos tres años, nos ha dejado muchas enseñanzas. La principal es que hemos conseguido más con el diálogo que con las vías de hecho. No sólo aprendimos a construir desarrollo sino a generar nuestras propias soluciones".
     
    Un recuento sobre esta experiencia, puede ser consultado en la página web www.reconciliacioncolombia.com o en https://www.youtube.com/watch?v=L2YntI2w-uY&feature=youtu.be
     
     Reconciliación Colombia es una iniciativa de:
     
    La Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional (USAID), Ecopetrol, Semana, la Organización Internacional para las Migraciones (OIM), el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), la Embajada de Suecia, la Misión de Apoyo al Proceso de Paz de la OEA (Mapp/OEA), la Unión Europea, UNICEF, GIZ, Proantioquia, la Unidad de Acción Vallecaucana, Empresarios del Caribe por la Paz, Empresas por la Reconciliación, Sin Límites, El Colombiano, Vanguardia Liberal, El País, El Heraldo, El Nuevo Día, La Nación, La Tarde, El Tiempo, El Espectador, Portafolio, La República, Arcadia, Fucsia, Caracol Televisión, RCN Televisión, Canal Capital, CM&, La W, Caracol Radio, RCN Radio, RCN La Radio, Blu Radio, Publik, La FM, Verdad Abierta, la Agencia Colombiana para la Reintegración, la Unidad de Atención y Reparación Integral para las Víctimas, el Centro Nacional de Memoria Histórica, la Redprodepaz, la Fundación Ideas para la Paz (FIP), BSD y Colombia Líder.
     
     
    Pacific Rubiales - Paisminero.co
     
  • Producción crudo de EE.UU. supera los 9 millones de barriles al día

    Pet UsaNUEVA YORK (EFE Dow Jones)—La producción de crudo de Estados Unidos superó los 9 millones de barriles al día la semana terminada el 7 de noviembre, dijo el jueves el Departamento de Energía de Estados Unidos.
     
    Es la primera vez que la producción supera este nivel desde 1983 según los datos semanales del Departamento de Energía.
     
    Según el informe mensual del Departamento de Energía, considerado más fiable, la producción superó por última vez los 9 millones de barriles al día en 1986.
     
    La producción de crudo de Estados Unidos ha crecido con fuerza durante los últimos años gracias a las técnicas de perforación horizontal y de fracturación hidráulica, que han permitido a los productores tener acceso a petróleo atrapado en yacimientos de esquisto.
     
    El Departamento de Energía dijo el miércoles que la producción de Estados Unidos alcanzó los 8,9 millones de barriles en octubre, el nivel más alto desde marzo de 1986, y previó que la producción superaría los 9 millones de barriles al día en diciembre.
     
    En 2015, la producción tocará un máximo anual medio desde 1972, dijo el Departamento de Energía.
     
     
    Por Nicole Friedman
     
    Fuente; WSJournal.com
  • Producción de Crudo Superó el Millón de Barriles

    Extraccion OilEl Ministerio de Minas y Energía informó que la cifra preliminar de producción de crudo en Colombia en el mes de junio fue de 1.008.000 BPD, un incremento del 6,06 por ciento con respecto a mayo cuando se alcanzaron 950.000 BPD. Con esto, la producción diaria estimada promedio anual de crudo alcanza los 981.000 BPD en lo que va de 2014.
     
    Durante el mes de junio la producción fue afectada principalmente por mantenimientos correctivos y programados en pozos de los contratos Castilla y Chichimene. Asimismo, por bloqueo de vías de acceso por parte de la comunidad que obstaculizaron la ejecución de trabajos en pozos y el transporte de hidrocarburos en carrotanques.
     
     Cabe anotar que durante los días 17 y 18 de junio, se presentaron atentados en el Oleoducto Caño Limón-Coveñas, afectando la producción  en promedio en 5.200 BPD.  A partir del 28 de junio, por efecto de los atentados al campamento del operador, la producción de los campos del grupo Caño Limón se restringió en 44.000 BPD y desde el 30 de junio, fue necesario el cierre total de pozos de la compañía Occidental.
                                                                    
    Por otro lado, la producción de gas promedio mensual de gas durante el mes de junio 2014, alcanzó los 1.108 millones de pies cúbicos por día (MPCD), lo que representa un aumento del 2,22 por ciento con respecto al mes de mayo (1.084 MPCD), con lo cual  la producción diaria estimada promedio anual se mantuvo en 1.126 MPCD.  La variación en volumen de gas comercializado se debe a incremento en la demanda.
     
    MME - paisminero.co
     
  • Producción de Ecopetrol superó los 725 mil barriles diarios en enero y febrero de 2015

    Ecopetrol CampoDurante los dos primeros meses del año 2015, la producción de Ecopetrol S.A. (sin incluir las de las empresas del grupo) se ha mantenido por encima de los 725 mil barriles de petróleo  equivalente, resultado que se explica principalmente por las producciones récord en campos  como Castilla y Chichimene, ubicados en el departamento del Meta, y en el campo La Cira  Infantas del Magdalena Medio.
     
    En enero se obtuvieron en promedio 726.000 bped, mientas que en febrero fueron 725.000 bped. Dichos volúmenes superaron la meta que se había fijado la Empresa para este periodo  de 710.000 bped. Además, el resultado representa un incremento de 20 mil barriles por día frente al promedio registrado en 2014 de 705.100 bped.
     
    De los volúmenes producidos en el primer bimestre del año, el 36% fue aportado por la Vicepresidencia Regional Orinoquía, que agrupa los campos del Meta y Casanare; el 14%  por la Vicepresidencia Regional Central, que reúne los campos del Magdalena Medio y  Catatumbo; el 5% por la Vicepresidencia Regional Sur, que concentra los campos de Huila,  Tolima y Putumayo; y el 45% restante por la Vicepresidencia de Activos con Socios, que incluye activos operados por asociadas donde Ecopetrol tiene participación.
     
    Este mejor desempeño en producción se explica principalmente por producciones récord en el  campo Castilla, operado directamente por Ecopetrol, donde se alcanzó una cifra superior a 124.000 bpd en el mes de febrero, así como el desempeño del campo La Cira Infantas (contrato de colaboración entre Oxy y Ecopetrol), que logró producir 40.566 bped el pasado 5 de marzo, una cifra que no se registraba desde 1945.
     
    Otro factor que ha influido en los resultados es el incremento de la producción en el campo Chichemene, también de operación directa de Ecopetrol, donde se logró producción récord de 85.000 bpd en enero y actualmente registra producciones estables que en promedio se  encuentran alrededor de 80.000 bpd.
     
    Igualmente se destacan los crecimientos en los campos Cantagallo y Casabe del Magdalena  Medio que en conjunto reportaron un crecimiento de 1.300 bped. 
     
    Además de los esfuerzos operativos para lograr una producción por encima de las metas planeadas, la mejor situación del entorno ha contribuido a estos logros, pues se ha facilitado  la extracción y la evacuación de los crudos.
  • Producción de petróleo en EE. UU llegaría a récord

    Debido a la explotación de crudo esquisto, se prevé que el bombeo aumentaría a un máximo histórico de 9,9 millones de barriles diarios en 2018.
     
    La demanda mundial de petróleo aumentará a 98,16 millones de barriles diarios este año.La demanda mundial de petróleo aumentará a 98,16 millones de barriles diarios este año.Los pronósticos de producción de crudo de Estados Unidos continúan subiendo a medida que los campos de esquisto y los pozos petroleros en alta mar entran en funcionamiento.
     
    La Administración de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés) del país dijo que la producción nacional promediaría 9,22 millones de barriles diarios en 2017, frente a 9,21 millones proyectados en marzo, según su informe mensual Perspectiva de energía a corto plazo publicado el martes. Se prevé que la producción aumentará a un máximo histórico de 9,9 millones de barriles diarios en 2018, frente a 9,73 millones de barriles estimados el mes pasado.
     
    Las empresas estadounidenses están impulsando la inversión después de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y otras 11 naciones acordaron recortar la producción a partir de enero para aliviar el exceso de suministro mundial. El conteo de plataformas petroleras activas se ha más que duplicado desde mayo a 672 la semana pasada, según Baker Hughes Inc. La producción de crudo de EE.UU. subió a 9,2 millones de barriles diarios en la semana terminada el 31 de marzo, la mayor cantidad desde enero de 2016, según datos de la EIA.
     
    "La tendencia es muy a favor de más producción de petróleo de EE.UU. Es una cuestión de cuánto. Seguimos viendo más plataformas petrolíferas y las estimaciones semanales de la producción estadounidense han superado los pronósticos", dijo Tim Evans, un analista de energía de Citi Futures Perspective en Nueva York, por teléfono.
     
    Los gastos de capital de 44 compañías petroleras en el país se incrementaron en US$4.900 millones entre el cuarto trimestre de 2015 y el mismo periodo de 2016, según la EIA.
     
    "Se espera que la producción de crudo estadounidense sea más alta durante los próximos dos años de lo que se había previsto. Se prevé que la producción del próximo año llegue a 9,9 millones de barriles por día, superando el nivel récord anterior de 9,6 millones de barriles diarios alcanzado en 1970", dijo el administrador interino de la EIA, Howard Gruenspecht, en un comunicado por correo electrónico.
     
    WTI, Brent
     
    El aumento de la producción de crudo estadounidense pesará sobre el valor relativo del crudo West Texas Intermediate, la referencia estadounidense, dijo la agencia. El WTI promediará US$52,24 por barril en 2017 frente a la estimación de marzo de US$53,49, según el informe. Se proyecta que los precios subirán a US$55,10 el próximo año.
     
    El crudo Brent, el punto de referencia para más de la mitad del petróleo mundial, se proyecta a un promedio de US$54,23 este año, una disminución de la estimación anterior de US$54,62.
     
    La demanda mundial de petróleo aumentará a 98,16 millones de barriles diarios este año, mientras que la producción avanzaría a 98,31 millones. El consumo se elevará a 99,79 millones de barriles diarios en 2018, mientras que la producción subirá a 100,18 millones.
     
     
    Bloomberg 
     
     
    ElEspectador.com
  • Producción de petróleo ruso cae a mínimo de un año en agosto

    La producción de petróleo de Rusia cayó a un mínimo de un año de 10,91 millones de barriles por día (bpd) en agosto, desde los 10,95 millones de bpd en el mes previo, mostraron el sábado datos del Ministerio de Energía, debido a que Gazprom Neft suspendió su explotación en el Ártico por mantenimiento.
     
    El nivel de agosto fue el menor desde los 10,71 millones de bpd del mismo mes de 2016, y es una baja de 3% frente al nivel de octubre    Leer más en: http://www.elmundo.com.ve/noticias/petroleo/industria/produccion-de-petroleo-ruso-cae-a-minimo-de-un-ano.aspx#ixzz4rdJrejOqEl nivel de agosto fue el menor desde los 10,71 millones de bpd del mismo mes de 2016, y es una baja de 3% frente al nivel de octubre Leer más en: http://www.elmundo.com.ve/noticias/petroleo/industria/produccion-de-petroleo-ruso-cae-a-minimo-de-un-ano.aspx#ixzz4rdJrejOqSegún reseña la agencia Reuters, el nivel de agosto fue el menor desde los 10,71 millones de bpd del mismo mes de 2016, y es una baja de 3% frente al nivel de octubre, cuando se alcanzó un acuerdo a nivel mundial para frenar el bombeo de crudo.
     
    Los países de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) y otros grandes productores como Rusia acordaron a fines del año pasado bajar su bombeo combinado en casi 1,8 millones de bpd para balancear el mercado e impulsar los precios.
     
    Rusia acordó reducir su bombeo en 300.000 bpd desde el nivel récord de octubre de 11,247 millones de bpd.
     
    De acuerdo a los datos del ministerio, Gazprom Neft, el brazo petrolera del gigante ruso del gas Gazprom, redujo su producción el mes pasado en casi un 5 por ciento por la suspensión de la explotación en el campo ártico Prirazlomnoye debido a tareas de mantenimiento.
     
    Las sanciones económicas impuestas por las potencias occidentales a Rusia en 2014 impiden que las empresas colaboren con Gazprom Neft en el desarrollo de los campos en el Ártico.
     
     
    ELMUNDO.COM
  • Producción de petróleo se desacelerará por caída de precios

    Jason Furman, asesor económico del Gobierno de los Estados Unidos, dijo que el ritmo de la producción de crudo "subirá más lentamente", tras la decisión de la Opep.
    Estados Unidos seguirá incrementando su producción de petróleo, pero la caída de los precios globales desacelerará el ritmo, afirmó el principal asesor económico del presidente Barack Obama.
    Jason Furman
    “Veremos un incremento de la producción de petróleo incluso con un precio más bajo. Simplemente subirá más lentamente de lo que lo habría hecho de otra forma”, afirmó Jason Furman en el margen de una conferencia de negocios en Israel.
     
    Después de que Arabia Saudita bloqueó el 27 de noviembre los llamados de los miembros más pobres de la Opep para que redujera la producción con el fin de frenar la caída de los precios globale
    s, algunos analistas especularon que los saudíes podrían estar dispuestos a vivir con precios más bajos para obstaculizar la producción de Estados Unidos.
     
    El crudo Brent cayó por debajo de los 69 dólares por barril el viernes, terminando la semana bajo los 70 dólares por primera vez desde 2010.
     
    “El bajo precio del petróleo es una gran rebaja de impuestos para los consumidores, lo que ayuda al gasto”, dijo Furman.
     
    “Todos los modelos muestran que, en cifras netas, es positivo para la economía estadounidense, lo que es consistente con el hecho de que Estados Unidos sigue siendo un importador neto de crudo”
    , agregó.
     
    En un discurso pronunciado en la conferencia, Furman dijo que aunque la economía estadounidense está fuerte, con el crecimiento del empleo más robusto en 15 años, Europa, Japón y otras zonas necesitan más estímulo por la debilidad de la demanda y el bajo poder adquisitivo.
     
    Pidió al Gobierno de Alemania que gaste más para aumentar la demanda, especialmente debido a que la inflación cercana al cero indica que hay una demanda débil.
     
    “Alemania tiene el mayor superávit por cuenta corriente del mundo (...) Hay mucho espacio para expandir la demanda doméstica”, señaló.
     
    Estados Unidos ha aumentado la presión sobre Europa en los últimos meses para que actúe de forma decidida para ayudar a su economía y evitar una “década perdida” de bajo crecimiento, como advirtió el secretario del Tesoro, Jack Lew.
     
    Nathan Sheets, subsecretario del Tesoro para asuntos internacionales, dijo la semana pasada que el Banco Central Europeo debe dar "pasos continuos" para estimular el crecimiento y que los países con posiciones fiscales y exportaciones fuertes deberían alentar a un mayor gasto de los consumidores.
     
    Reuters - Portafolio.co
     
  • Producción petrolera fue de 1'002.000 barriles diarios en octubre

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

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

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

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

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

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

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

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



    Fuente: Eltiempo.com

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  • Producción petrolera fue de 999.000 barriles

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

    REFINERIA1Las últimas cifras del gremio dicen que a 30 de junio de este año se han ejecutado solo 1.100 kilómetros de sísmica, una caída de 92 por ciento frente al primer semestre del año pasado.
     
    Ayer, el Ministerio de Minas y Energía anunció que por noveno mes consecutivo la producción petrolera se mantuvo por encima del millón de barriles.
     
    La noticia fue calificada por el ministro de Minas, Tomás González Estrada, como positiva, en especial teniendo en cuenta que en junio la industria sufrió una oleada de atentados terroristas que dificultó las operaciones de las empresas en ese mes.
     
    Sin embargo, la pregunta del millón (literalmente) es por cuánto tiempo el país podrá mantener estos niveles de producción.
     
    Para la Asociación Colombiana del Petróleo la respuesta es: no por mucho tiempo.
     
    El principal argumento del gremio son las cifras recientes de exploración, que muestran que a 30 de junio de este año se han perforado 14 pozos para buscar petróleo, 80 por ciento menos que los 68 construidos en el mismo periodo del 2014.
     
    En cuanto a la sísmica (método que se utiliza para conocer los yacimientos) en los primeros seis meses del año en el país se ejecutaron 1.100 kilómetros equivalentes de esta actividad, es decir, 92 por ciento menos con relación a los 14.000 kilómetros equivalentes realizados en los primeros seis meses del año pasado.
     
    “La actividad exploratoria está casi paralizada”, declaró el presidente de la agremiación, Francisco José Lloreda Mena.
     
    Hay que decir que la desaceleración en la exploración no pasa solo en Colombia, pero, según la ACP, en otros países esta actividad ha caído entre 30 y 40 por ciento.
     
    “Será muy difícil atajar el descenso en la producción en los años venideros, por el declive natural de los campos y la caída vertiginosa en la actividad petrolera”, agregó.
     
    POR ENCIMA DEL MILLÓN
     
    Pese a esto, el último reporte de la Agencia Internacional de Energía, publicado ayer en su totalidad, indica que este año Colombia mantendría su producción por encima del millón de barriles promedio diario.
     
    La Agencia calcula que este año el país producirá 1.020.000 barriles promedio diario aproximadamente. También prevé que en el tercer trimestre del año habrá una mayor reducción, y se producirán 1.010.000 barriles promedio diario, y en el último trimestre regresará a los niveles de 1.020.000.
     
    “Se espera, sin embargo, que la producción se modere desde los niveles actuales, dados los fuertes recortes en el presupuesto de gastos de Ecopetrol, que produce más de la mitad del petróleo del país, y el mayor productor independiente de Colombia, Pacific Rubiales, que verá impactada su producción”, señaló el reporte de la Agencia Internacional de Energía, uno de los principales referentes para el mercado mundial de hidrocarburos.
     
    A pesar de esta consideración, las proyecciones de producción de la Agencia para Colombia han mejorado. En el reporte de enero de este año, la entidad calculaba que Colombia cerraría el 2015 con un promedio de 930.000 barriles de petróleo al día.
     
    El Marco Fiscal de Mediano Plazo, que fija las proyecciones oficiales, plantea que el país mantendrá una producción por encima del millón de barriles hasta el 2022.
     
    Pero, de acuerdo con gremios como la ACP y la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros, Campetrol, con las cifras actuales de exploración el golpe en la producción se empezaría a sentir a partir del próximo año.
     
    “Veo incluso que hacia finales de este año podríamos empezar a producir menos de un millón de barriles, iniciaremos lentamente una caída de la producción”, señaló Rubén Darío Lizarralde, presidente de Campetrol.
     
    Sin embargo, para el líder gremial, si se logran destrabar licencias ambientales en una serie de proyectos estratégicos de Ecopetrol, la caída podría aplazarse.
     
    CORTO Y LARGO PLAZO 
     
    Pese a las preocupaciones hay indicios que muestran que en los próximos meses mejorarían las cifras de producción petrolera.
     
    El Ministro de Minas y Energía señaló que están trabajando para mejorar el entorno de la industria: “Hemos tomado medidas para hacer más competitivo el sector a partir de un cobro de regalías variable para la producción nueva, dar mayor flexibilidad a la exploración, estimular los proyectos costa afuera donde está mucho de nuestro potencial futuro y facilitar el acceso a áreas para asegurar una mayor inversión (...) Además de esta medidas, estamos trabajando en otras que van en la misma línea de mantener la competitividad”, señaló. Entre estas medidas está la revisión de la carga fiscal de las petroleras.
     
    Por otro lado, con el cese al fuego de las Farc, se espera una reducción significativa en el número de atentados al sector.
     
    Las empresas también están haciendo esfuerzos importantes, Ecopetrol este año ha logrado cifras históricas de producción en al menos cinco campos; Canacol logró llegar a una producción máxima desde el tercer trimestre del año pasado y Pacific Rubiales adelantó que el segundo trimestre sería histórico para la empresa en materia de producción.
     
    Para Lloreda Mena, estos proyectos de las compañías han permitido sostener el millón: “La producción se ha mantenido por decisiones de inversión previas a la crisis y el esfuerzo de las empresas por mantenerlas”, declaró.
     
    La gran preocupación es el futuro. Y los gremios están convencidos de que para asegurarlo será fundamental trabajar en tres frentes: agilizar los trámites, mejorar las relaciones con las comunidades y aliviar la carga fiscal.
     
    EL BALANCE PARA LA PRODUCCIÓN DE GAS 
     
    La cifra preliminar de producción promedio de gas durante junio alcanzó 1.035 millones de pies cúbicos por día (MPCD), menor en 1,42% con respecto a la de mayo de 2015 (1.050 Mpcd), variación que se sustenta, fundamentalmente, en el comportamiento de la demanda.
     
    Para finales de este año se espera que haya al menos 95 millones de pies cúbicos adicionales gracias a la construcción de un gasoducto de Promigas entre Jobo y Cartagena.
     
    Nohora Celedón - Portafolio.co
  • Producción promedio de crudo supero el millón de barriles en abril

     “Estamos respondiendo exitosamente a la consigna de mantener los mayores volúmenes de producción posibles para contrarrestar los efectos del actual escenario de precios del petróleo”, dijo el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada, al referirse al resultado alcanzado en el cuarto mes del año.
     
    REFINERIA1En abril, Colombia logró una producción promedio de crudo de 1.025.000 barriles por día (BPD), 0,38% más frente a marzo pasado y 9,6% superior a los 935.000 BPD alcanzados en abril de 2014.
     
    “El país completó siete meses consecutivos produciendo por encima del millón de barriles, es decir estamos respondiendo exitosamente a la consigna de mantener los mayores volúmenes de producción posibles para contrarrestar los efectos del actual escenario de precios del petróleo”, destacó el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada.
     
    Cabe mencionar que del total de la producción de abril, el 18% (184.000 BPD) corresponde a contratos suscritos por la ANH. El incremento en la producción en el cuarto mes del año fue resultado del restablecimiento de las operaciones después de mantenimientos en los campos Quifa, Rubiales, Rondón, Chipirón y Pauto.
     
    "Para el caso del gas, la producción comercializada durante el mes de abril de 2015 fue de 1.008 millones de pies cúbicos por día (Mpcd), cifra muy similar a la de igual mes de 2014 y un 3,85% menos con respecto a la registrada en marzo pasado cuando fue de 1.049 Mpcd.  La disminución refleja principalmente la fluctuación en la demanda en los campos Riohacha, Nelson y Arianna."
     
    paisminero.co
  • Producir un barril de petróleo es más caro en Colombia

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

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

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

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

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

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

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

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

    RUBRO POR RUBRO

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    LA ODISEA LOGÍSTICA

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co /Nohora Celedón

  • Productores de petróleo buscan estabilizar mercado

     Alexandr Nóvak, ministro de energía Ruso Alexandr Nóvak, ministro de energía RusoEl ministro ruso de Energía, Alexandr Nóvak, no descartó que al margen de la reunión ministerial del Foro de Países Exportadores de Gas, programado para el próximo jueves 17  en Doha (Qatar), se aborden las medidas para estabilizar el mercado del petróleo.
     
    “En el Foro participarán numerosos países miembros y no miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), por eso tendremos una oportunidad para abordar este tema, porque normalmente los que exploran petróleo, exploran también el gas, en general se trata de los mismos países”, señaló Nóvak según reseñó Sputnik
     
    El 28 de septiembre la OPEP acordó establecer límites en la extracción de crudo en un rango de 32,5 y 33 millones de barriles diarios, unos 700.000 barriles menos de lo que produce actualmente. Sin embargo, los niveles de producción de cada país todavía están pendientes de confirmación en la próxima reunión del organismo el 30 de noviembre, en Viena, cuando también se anunciará la fecha de entrada en vigor del acuerdo.
     
    Los países de la OPEP y otros grandes exportadores de petróleo han tomado esta decisión en un foro de energía en celebrado en Argelia en el que debatieron las medidas a adoptar para estabilizar el mercado de crudo.
     
    Visita a Irán
     
    Los representantes de las empresas petroleras rusas visitarán Teherán  esta semana, informó  el  viceministro iraní de Petróleo, Amir Zamani-Nia.
     
    “Durante la visita se celebrarán numerosas negociaciones con la Compañía Nacional Iraní de Petróleo (NIOC) sobre los memorandos de entendimiento”, indicó.
     
    Según el viceministro, la delegación estará compuesta por los representantes de las empresas Gazprom, Lukoil, Tatneft y Zarubezhneft.
     
    Agregó el funcionario que una delegación de altos cargos de Gazprom visitará Teherán la primera semana de diciembre para negociar con la NIOC. Antes Zamani-Nia informó que varias empresas rusas de petróleo y gas, incluido Lukoil, Zarubezhneft, Rosneft, Gazprom, firmaron acuerdos previos de trabajo conjunto con las empresas iraníes.
     
    ElUniversal.com
  • Proyectan baja en la producción petrolera a partir del 2016

    Precios BajanSegún Fedesarrollo, el panorama en este frente no es muy promisorio en los próximos años.
     
    Aunque las autoridades energéticas y el mismo sector petrolero han dicho que la principal fórmula para enfrentar la caída en los precios del crudo es el incremento en la producción, pues les ayuda a capotear el bajonazo en los ingresos y permite mantener algunas actividades de exploración, el ritmo de extracción del país puede verse afectado, a la baja, en los próximos años, por varios factores.
     
    Así lo señala un documento del centro de estudios económicos Fedesarrollo, denominado ‘Coyuntura petrolera’, en el que además se revelan los efectos para las cuentas del Gobierno y para el país que ha dejado la destorcida de los precios mundiales del crudo.
     
    Según el documento, realizado por el economista Mauricio Reina, a la nueva realidad, en la que los precios del petróleo dependerán básicamente de la capacidad de Estados Unidos de mantener su nivel en un entorno de bajas cotizaciones, y a la reacción que puedan tener Arabia Saudita y otros países exportadores frente a las importaciones del país norteamericano, se suma un panorama ‘poco promisorio’ de la producción de crudo local.
     
    El estudio señala que si bien este año la producción ha vuelto a estar por encima del millón de barriles diarios, logro que fue esquivo en el 2014, no hay que olvidar que el país solo tiene reservas para menos de siete años y que las perspectivas de nuevos hallazgos todavía son bastante precarias, más aún en el entorno actual.
     
    Agrega que a los pobres resultados de la ronda Colombia del 2014, en la que se ofrecieron bloques para nueva exploración a inversionistas internacionales con una tasa de adjudicación de solo el 27 por ciento, se suma ahora el desincentivo de la caída de los precios internacionales y la competencia de un mercado muy atractivo para la exploración como el mexicano, que ha vuelto a llamar la atención de los inversionistas de la industria, luego de que ese país implementara una reforma de su sector petrolero.
     
    Fedesarrollo señala que la baja exploración y el ‘efecto México’ hacen prever que el país disminuya su producción esperada a partir del 2016.
     
    El impacto
     
    Las cifras de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) muestran que al cierre del primer semestre la perforación de pozos exploratorios no reaccionó con respecto a los tres primeros meses, toda vez que entre enero y junio del 2015 solamente se perforaron 13 pozos, equivalentes solamente al 18,3 por ciento de los que se abrieron en igual período del año pasado.
     
    En otras palabras, la perforación de pozos cayó un 81,6 por ciento anual en el primer semestre, mientras en la adquisición de sísmica la situación es más crítica, pues el número de kilómetros ejecutados llegó en junio de este año a 1.173, para una reducción del 93 por ciento con respecto al primer semestre del 2014.
     
    Sin embargo, en el Marco Fiscal de Mediano Plazo, divulgado recientemente, el Gobierno optó por fijar una proyección de producción anual de crudo de un millón de barriles por día entre los años 2015 y 2022, cifra que permanece ‘inamovible’ en esos períodos, pero que se redujo considerablemente con respecto a la estimación anterior, que comenzaba en 1’029.000 barriles diarios en el 2015 para subir a 1’094.000 barriles en el 2016 y lograr un pico de 1’146.000 barriles en el 2018, año a partir del cual iría descendiendo progresivamente, hasta ubicarse en 940.000 barriles en el 2026.
     
    Pero fuentes de la industria petrolera señalan que las compañías están midiendo muy bien sus gastos a la hora de invertir, no solo en exploración sino en producción.
     
    Por ejemplo, en cuanto a la búsqueda de recursos no convencionales, una fuente consultada dijo que en proyectos de este tipo, correspondientes a los bloques adjudicados en el 2012, las compañías del sector van a un paso lento, pues hay que revisar muy bien los costos que deberán asumir, antes de adquirir compromisos con las autoridades de la industria.
     
    Golpe pleno al fisco
     
    Mientras el petróleo está otra vez a la baja, hoy en 53,3 dólares por barril para la referencia Brent (a la que se vende el crudo local y que a mediados de junio llegó a los 65 dólares por barril), Fedesarrollo advierte que los efectos de la situación se verán en su dimensión real en el 2016.
     
    Esto, porque las empresas pagan impuestos y dividendos sobre los ingresos del año anterior (el 2015 es año de contracción), los cuales son las principales fuentes de la renta petrolera.
     
    Así, con base en los datos del Marco Fiscal de Mediano Plazo del 2014, y asumiendo que en este año el promedio del crudo sea de 55 dólares por barril, la entidad estima un impacto sobre los ingresos corrientes del Gobierno Central cercano a 18 billones para el próximo año, cifra que podría bajar a la mitad gracias a los efectos del aumento del dólar, que eleva el valor en pesos de cada barril exportado.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / Ómar G. Ahumada Rojas
  • Proyectos de recobro, salvavidas de producción petrolera

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

    Es la señal más clara de que Rusia podría participar en el congelamiento de los suministrosEs la señal más clara de que Rusia podría participar en el congelamiento de los suministrosESTAMBUL (EFE Dow Jones)—El presidente de Rusia, Vladimir Putin, dijo el lunes que apoya los planes internacionales para limitar la producción e impulsar los precios del petróleo, lo que supone la señal más clara hasta la fecha de que su país podría participar en un esfuerzo para congelar o incluso recortar la producción de crudo.
     
    “Creemos que congelar e incluso recortar la producción de petróleo es la única manera de salvar la estabilidad del sector energético”, indicó Putin durante una conferencia sobre energía que se celebra en Estambul.
     
    “Rusia está dispuesta a unirse a los esfuerzos comunes para limitar la producción de crudo e insta a otros a que lo hagan también”, dijo.
     
    Se espera que los ministros de Energía de los principales países productores de petróleo del mundo, entre ellos Rusia y Arabia Saudita, celebren reuniones esta semana durante la conferencia en la capital turca con el fin de lograr un principio de acuerdo para limitar la oferta de petróleo.
     
     
    WSJournal.com

     

     

  • Putin: Los futuros precios de petróleo sacudirán la economía mundial

    Putin SechinEl presidente ruso, Vladímir Putin, considera que la disminución actual de los precios de petróleo podría sacudir en el futuro la economía global debido a una posterior subida demasiado brusca.
     
    Entrevistado por el diario egipcio 'Al-Ahram' en vísperas de su visita a este país, el presidente ruso indicó que existe una seria posibilidad de que "la fuerte corrección de los precios" del petróleo después de su disminución actual se convierta en una conmoción para toda la economía mundial.
     
    Al comentar la situación de los actuales precios muy bajos del 'oro negro', el mandatario ruso indicó que "para Rusia, como uno de los mayores países productores de petróleo del mundo, esto significa ciertos problemas asociados con la elaboración del presupuesto, con la contribución del gasto público al crecimiento económico y la puesta en marcha de programas de inversión por parte de las empresas petroleras", informa la página web del servicio de prensa presidencial.
     
    Putin subrayó que debido a los precios actuales del petróleo y del gas, estos sectores se presentan menos atractivos para potenciales inversores. "Se ven obligados a abandonar el desarrollo de campos petrolíferos de extracción tecnológicamente complicada, los proyectos de infraestructura y, por lo tanto, la oferta de petróleo en el mercado disminuirá de paulatinamente, pero de forma inevitable", explicó.
     
    "En un determinado momento puede darse una potente corrección de precios en la dirección contraria [es decir una subida], lo que desembocará en un verdadero choque económico. Estas conmociones no le hacen falta ni a los productores de petróleo, ni a sus consumidores, ni a la economía global en general", resaltó Putin.
     
     
    Actualidad.rt.com
  • Reactivación de interés de Alfa en Pacific impulsa acción

    Pantin ArataDespués de que el Presidente de Grupo Alfa señalara que la organización estudia la posibilidad de aumentar su participación en la petrolera, las acciones de la canadiense iniciaron un rally que esta semana acumula un ascenso del 51%.
     
    En la actualidad Grupo Alfa es propietario del 19,5% de las acciones de Rubiales.  En la actualidad Grupo Alfa es propietario del 19,5% de las acciones de Rubiales. 
     
    Los papeles de Pacific Rubiales han registrado una vertiginosa alza del 51% durante las negociaciones de esta semana en los mercados accionarios de Colombia y Canadá. Esta situación se enmarca en dos contextos. 
     
    El primero de ellos es la mayor subida en una semana del petróleo desde 2011; y el segundo, la posible intención del conglomerado mexicano, Grupo Alfa, de incrementar su participación en la petrolera canadiense, lo cual la obligaría a lanzar una Oferta Pública de Adquisición, OPA, en el mercado de Toronto.
     
    La acción de la canadiense pasó de $5.190 el pasado viernes 10 de abril a $7.650 al cierre de la jornada de este jueves 16 de abril. Esto supone un rebote del 51% desde su nivel más bajo alcanzado desde el 2009.
     
    Esta reanudación del interés de Grupo Alfa obedece según la agencia Bloomberg a que el Presidente de la entidad, Armando Garza, manifestó que el Grupo podría considerar la idea de comprar, vender, o mantener su actual participación en la petrolera.
     
    En la actualidad Grupo Alfa es propietario del 19,5% de las acciones de Rubiales. De acuerdo con la normatividad canadiense, que rige a los títulos de la petrolera, al alcanzar una participación del 20% se verá obligada a lanzar una OPA al mercado por el porcentaje restante.
     
    Fuente; Dinero.co
     
  • Reficar análiza estudio sectorial sobre el proyecto de ampliación y modernización de la refinería de Cartagena

    ReficarEn relación con el informe del estudio sectorial sobre el proyecto de ampliación y modernización de la refinería de Cartagena realizado por la Contraloría General de la República, Reficar se permite informar: 

    1. Una vez sea conocido de manera oficial e integral el informe de la Contraloría, Reficar realizará un análisis detallado del documento y de los temas específicos abordados.
    2. Reficar y Ecopetrol han aportado la información requerida por los organismos de control sobre el proyecto de ampliación y modernización de la refinería de Cartagena, incluida la relacionada con la contratación desde 2007, bajo la dirección de Glencore como socio mayoritario de Reficar hasta 2009, de la empresa Chicago Bridge and Iron (CB&I), contratista principal de la ejecución del proyecto.

     

    Desde 2008 se han realizado siete auditorías regulares y dos especiales a Reficar. Para las auditorías adelantadas en el 2015, Reficar dio respuesta a 530 requerimientos de información, sostuvo 187 reuniones con los delegados de la Contraloría, atendió cinco visitas al proyecto y entregó más de 14 mil archivos equivalentes a 38 gigas de información.  

    3 . Reficar presentó oportunamente a la Contraloría las variaciones que ha tenido el proyecto en términos de su inversión y cronograma de ejecución, las cuales se detallan en cinco controles de cambio realizados al proyecto entre los años 2011 a 2015. Las causas de las variaciones no siempre son “sobrecostos”. Entre las variaciones se incluyen rubros como:  1) cambios en el alcance del proyecto; 2) mayores cantidades de obras; 3) el incremento de precios; 4) olas invernales; 5) conflictos laborales (huelga); 6) Ingeniería y planeación del contratista y 7) menor productividad del contratista.

     

    4. Desde 2012, Reficar viene evaluando y documentando las causas y responsabilidades de dichas variaciones. Como parte del proceso actual de cierre del proyecto, Reficar está finalizando los balances técnicos, financieros y jurídicos de la gestión de sus contratistas; en determinados casos, ya activó los mecanismos contractuales de resolución de controversias entre las partes.

     

    5. Ecopetrol y Reficar han adoptado una serie de medidas para una mayor supervisión y control de la ejecución del proyecto, entre las que se destacan la contratación de una firma especializada de gerenciamiento de proyectos, y la incorporación de expertos en megaproyectos en el equipo de Reficar.

     

    6. Ecopetrol y Reficar están desarrollando las estrategias para alcanzar la mayor rentabilidad de esta obra, un proyecto estratégico que impulsará la economía nacional y el sector industrial, como lo han mostrado estudios y análisis de entidades públicas y privadas.

     

    7. La nueva refinería de Cartagena hoy es una realidad. Inició operaciones el 21 de octubre con la puesta en marcha de la Unidad de Crudo y el 30 de noviembre realizó su primera exportación a Estados Unidos y el Caribe. En la actualidad, la refinería trabaja con una carga promedio de 90.000 barriles diarios de crudo, el 55% de su capacidad total de 165 mil barriles por día. En las próximas semanas y hasta marzo de 2016 entrarán en operación de forma secuencial el resto de las plantas que componen la que es considerada la más moderna refinería de América Latina. 

     

    8. Ecopetrol y Reficar seguirán trabajando de la mano de los organismos de control para buscar que se adelanten las acciones requeridas para la buena gestión de los recursos.

     

    Por: paisminero.co/ CP Ecopetrol

    1.  
  • Refinería de Barrancabermeja logró producción de polietileno superior a 50 mil toneladas

    Para finales de diciembre se proyecta alcanzar una producción de 55 mil toneladas/año.Para finales de diciembre se proyecta alcanzar una producción de 55 mil toneladas/año.La Planta de Polietileno de la Refinería de Barrancabermeja logró una producción de 50.997 toneladas de Polietileno, la más alta en los últimos 15 años. Para finales de diciembre se proyecta alcanzar una producción de 55 mil toneladas/año.
     
    Para Ecopetrol esta mayor producción le ha permitido colocar en los mercados nacional e internacional este producto a un precio de 180 dólares por barril equivalente, aprovechando la buena demanda en nuevos mercados altamente rentables en Brasil, Argentina, México y Perú, lo cual ha dejado ingresos incrementales de 90 mil millones de pesos en el presente año.
     
    Los altos niveles de producción logrados obedecen al excelente desempeño y disponibilidad operacional de las unidades de Cracking y Etileno II, encargadas de entregar la carga de las dos unidades de Polietileno con que cuenta la refinería. Este hito también fue posible por la recuperación y actualización tecnológica de la planta de Turboexpander, unidad que permaneció fuera de servicio por más de 12 años y se hallaba en proceso de desincorporación por la baja disponibilidad de gas natural rico en etano.
     
    Gracias al trabajo en equipo de los ingenieros de la refinería, en el primer semestre de 2015 se puso en servicio esa planta con el objetivo de maximizar el valor económico del segmento petroquímico mediante el retiro del etanol y algunos contaminantes contenidos en el gas natural proveniente del nuevo campo Gibraltar, además de los campos Payoa, Cantagallo y Provincia, para su posterior conversión a etileno en la unidad de Etileno II.
     
    Orlando Díaz Montoya, gerente general de la Refinería, destacó el esfuerzo, la disciplina y excelencia operacional de los trabajadores de las plantas proveedoras de la materia prima así como del tren de polietileno para cumplir las metas y contribuir de manera significativa con el incremento del margen económico de la refinería. Igualmente hizo un reconocimiento a los profesionales de la Vicepresidencia Comercial y de Mercadeo de Ecopetrol que a partir de su conocimiento del mercado de las resinas a nivel local y mundial han incrementado las ventas del producto.
     
    ecopetrol - paisminero.co
  • Regreso de Irán al mercado plantea nuevas dudas para el precio del petróleo

    Petroleo IranNueva York. Libre de las sanciones internacionales, las exportaciones iraníes sin restricciones podrían llevar los precios del petróleo a caer aún más bajo los 30 dólares por barril.
     
    Sin embargo, algunos agentes del mercado dicen que el levantamiento de las restricciones estaba tan anunciado que las oscilaciones de los precios deberían de moverse poco.
     
    El supervisor nuclear de la ONU dijo el sábado que Teherán había cumplido con sus compromisos para reducir su programa nuclear, y Estados Unidos inmediatamente revocó sanciones que habían recortado las exportaciones del país de la OPEP desde unos 2 millones de barriles por día (bpd) en 2011 a algo más de 1 millón de bpd.
     
    Las numerosas señales desde hace un mes de que el acuerdo se implementaría antes de lo que se esperaba contribuyeron a una caída del precio del petróleo Brent de un 24 por ciento desde comienzos del año, un desplome que no se veía desde la crisis financiera de 2008.
     
    Irán ha dicho que espera incrementar sus exportaciones tras el levantamiento de las sanciones en cerca de 1 millón de bpd en un año, mientras que la mayoría de los analistas anticipan un aumento de entre 200.000 y 500.000 bpd en los próximos seis meses.
     
    "Irán es ahora libre para vender todo el petróleo que quiera a quien quiera y al precio que pueda conseguir", dijo Richard Nephew, del Centro Global de Política Energética de la Universidad de Columbia. Aún así, la mayoría de los analistas no espera una gran reacción cuando los mercados abran tras el fin de semana.
     
    "El acuerdo con Irán no debería de ser una sorpresa para el mercado, pues se ha esperado desde hace mucho tiempo. Yo diría que ya está reflejado en los precios", dijo Amrita Sen de la consultora Energy Aspects.
     
    Tras haber vendido con el rumor, algunos se preguntan si se "comprará con la noticia", especialmente si algunos operadores que han sido muy pesimistas buscan recoger ganancias. Las posiciones cortas de grandes fondos en los futuros de petróleo en Nueva York se han más que duplicado a 200.000 contratos desde mediados de octubre, cuando el petróleo se negociaba cerca de los 50 dólares.
     
     
    Reuters - Americaeconomia.com
  • Repsol anuncia provisiones por 2.900 millones de euros

    Operario PlataformaMADRID (EFE Dow Jones)— Repsol SA anunció el miércoles que la constante caída de los precios del crudo y el gas le han obligado a realizar provisiones extraordinarias por valor de 2.900 millones de euros en sus cuentas, lo que llevó a la petrolera española a cerrar 2015 con una pérdida neta de 1.200 millones de euros.

    “Estos saneamientos podrán revertirse positivamente en las cuentas de resultados de próximos ejercicios, cuando cambie el escenario de precios”, dijo Repsol en un comunicado remitido al supervisor bursátil en España.

    La petrolera indicó que su ganancia neta ajustada a costos de reemplazo -una magnitud de referencia en el sector— aumentó más de 8% en 2015, hasta situarse en 1.850 millones de euros, por encima de la estimación que hizo Repsol en octubre de entre 1.600 millones de euros y 1.800 millones de euros.

    En el último trimestre de 2015, la ganancia neta ajustada de Repsol aumentó más de 20% interanual, a 450 millones de euros, favorecida por la gestión integrada de los negocios deupstream —exploración y producción— y downstream —refinación—.

    “La gestión de los negocios en el periodo se ha producido en un contexto de intensa y continuada caída de los precios del crudo y gas, por lo que Repsol ha profundizado en la aplicación de sus planes de generación de sinergias, mejora de eficiencias, desinversión de activos no estratégicos y reducción de inversiones”, explicó la compañía.

    Repsol destacó que su deuda se redujo en más de 1.000 millones de euros en 2015 respecto al año anterior, sin tener en cuenta el efecto de la compra de Talisman Energy Inc.

    Con el fin de reforzar los objetivos incluidos en el plan estratégico presentado en octubre, Repsol ha decidido reducir en 20% las inversiones previstas para 2016, a 4.000 millones de euros.

    Además, la compañía ha aumentado el objetivo de las sinergias derivadas de la integración de Talisman a US$400 millones anuales desde US$220 millones inicialmente. Repsol dijo que ya se ha materializado más de la mitad de las sinergias de la operación.

    Las acciones de Repsol cerraron el miércoles con una caída de 2,2% a 8,83 euros.

    WSJournal.com

  • Repsol anuncia una caída de sus ganancias de 44% en el segundo trimestre

    Operario RepsolOperario RepsolMADRID (EFE Dow Jones)--La petrolera española Repsol SA REPYY -0.09%  anunció el jueves que su ganancia bajó un 44% interanual en el segundo trimestre al no repetirse las plusvalías obtenidas hace un año con la venta de su participación en la argentina YPF que no había sido expropiada por el gobierno de ese país.
     
    Repsol dijo en un comunicado que su ganancia entre enero y marzo fue de 292 millones de euros frente a 520 millones de euros un año antes.
     
    La ganancia ajustada --una cifra que excluye las ganancias o pérdidas en el valor de los inventarios-- cayó un 20% a 312 millones de euros en el segundo trimestre desde 390 millones de euros en el año anterior.
     
    En los primeros seis meses del año, la ganancia de la petrolera se redujo un 21% interanual a 1.053 millones de euros desde 1.327 millones de euros, mientras que en términos ajustados aumentó un 35% a 1.240 millones de euros desde 922 millones de euros.
     
    La producción total de Repsol entre abril y junio aumentó casi un 56% a 526.000 barriles de equivalente diarios, gracias en parte a la aportación de Talisman Energy Inc, que la española cuantificó en 182.000 barriles diarios de media en el trimestre.
     
    Repsol compró la canadiense por US$8.300 millones, en una transacción que se cerró definitivamente a principios de mayo y que constituye la mayor operación internacional realizada por una compañía española en los últimos cinco años. Cuando se anunció la adquisición, la petrolera española aseguró que la compra incrementaría su producción en un 76% a 680.000 barriles de equivalente de petróleo al día.
     
    Pese al incremento de la producción en el trimestre, las operaciones de exploración y explotación de la petrolera registraron una pérdida neta ajustada de 48 millones de euros --que se compara con la ganancia ajustado de 145 millones de euros un año antes-- por el impacto de los menores precios de realización del crudo y del gas. La compañía explicó que los menores costos exploratorios y el aumento de la producción en el proyecto Sapinhoá en Brasil contribuyeron a amortiguar las pérdidas en esta partida.
     
    De todos modos, la pérdida neta ajustada de esta división se redujo respecto al primer trimestre del año, cuando alcanzó los 190 millones de euros.
     
    Respecto a la actividad de refinación, Repsol dijo que el resultado neto ajustado en el segundo trimestre del año casi se triplicó a 439 millones de euros desde 162 millones de euros en el año anterior por la mejora en márgenes y la mayor utilización de refinación. La petrolera adelantó a principios de julio que entre abril y junio obtuvo una ganancia de US$9,1 por barril en sus operaciones de refinación, frente a US$3,1 por barril un año antes. Estos márgenes de refinación constituyen un máximo histórico para Repsol.
     
    Repsol SA también dijo que prevé que, gracias a la aportación de la recién adquirida Talisman Energy Inc, su ganancia antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización, o Ebitda, pueda alcanzar este año los 5.500 millones de euros.
     
    En una presentación remitida por la compañía para la conferencia de analistas sobre los resultados del segundo trimestre, Repsol señaló que el Ebitda en 2015 se situará en una banda de entre 5.000 millones de euros y 5.500 millones de euros.
     
    El importe se ha calculado asumiendo que el precio del crudo Brent se situará en torno a los US$59/barril.
     
    Repsol añadió que, si se excluye la aportación de Talisman, el Ebitda de la compañía este año será similar al del ejercicio anterior, “incluso con un escenario de precios del crudo US$40 más barato y sin contribución de Libia”, dijo la compañía en la presentación.
     
    En el primer semestre del año, el Ebitda de Repsol subió un 8,2% a 2.383 millones de euros y la aportación de los activos de Talisman --en las operaciones de exploración y explotación de la petrolera-- fue de 233 millones de euros.
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Reservas de Ecopetrol suben 5,7% y llegan a 2.084 millones de barriles equivalentes

    Petroleo 1La vida media de las reservas se incrementó a 8,6 años, informó la petrolera colombiana.

     

    Ecopetrol anunció en un comunicado de prensa su nuevo balance de reservas probadas (1P, según la denominación internacional) de crudo, condensado y gas natural de su propiedad (incluye su participación en filiales y subsidiarias) a diciembre 31 de 2014.

     

    Las reservas de la petrolera colombiana son calculadas con base en los estándares y metodología de la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos (SEC) y auditadas en un 99% por Ryder Scott Company y DeGolyer and MacNaughton, firmas internacionales especializadas independientes.

     

    Dice el informe de prensa que las reservas probadas netas de hidrocarburos de propiedad de Ecopetrol, incluida su participación en filiales y subsidiarias, ascendieron a 2.084 millones de barriles de petróleo equivalente (Mbpe) al cierre del año pasado. Este aumento representa un incremento de 5,7% frente al balance de cierre en 2013 de 1.972 Mbpe.

     

    En 2014, Ecopetrol incorporó 355 millones de barriles de reservas probadas, cifra superior a la registrada en 2013, cuando se incorporaron 340 Mbpe. La producción total acumulada del año 2014 fue 243 Mbpe, precisa el informe.

     

    El índice de reposición de reservas del año 2014 fue de 146%, mayor al registrado en 2013 de 139%. La relación reservas/producción (vida media de las reservas) se incrementó a 8,6 años.

     

    La petrolera colombiana reafirma que el aumento de las reservas probadas se debe principalmente a revisiones y extensiones, así como a la incorporación de barriles equivalentes de gas.

     

    De los 2.084 Mbpe de reservas probadas, el 94% es aportado por Ecopetrol, mientras que Hocol, Ecopetrol América y las participaciones de la Empresa en Equión y Savia Perú aportan el restante 6%.

     

    En los últimos 5 años Ecopetrol aumentó sus reservas netas 22% y alcanzó un índice de reposición de 150% en promedio, precisa el informe de prensa

     

     

    Fuente: Elespectador.com

  • Reservas de petróleo aumentan en 4,8 millones de barriles

    Plataforma De PetroleoEn la semana precedente, las reservas de crudo, excluidas las estratégicas del Gobierno, aumentaron en otros 8,2 millones de barriles, en una serie de incrementos sin precedentes, que viene registrándose casi ininterrumpidamente en los últimos tres meses.
     
    Las reservas de crudo en Estados se situaron en 471,4 millones, informó  el Departamento de Energía.
     
    La semana que acabó el 27 de marzo, la producción de las refinerías estadounidenses registró una media de 15,7 millones de barriles diarios, 198.000 barriles diarios de media más que la semana anterior, según las cifras oficiales.
     
    En lo que se refiere a la gasolina, la producción aumentó la semana pasada a una media de 9,7 millones de barriles diarios, mientras que la producción media de los productos destilados se situó en 4,9 millones de barriles diarios.
     
    Las importaciones de crudo alcanzaron un promedio diario de 7,3 millones de barriles la semana pasada, unos 44.000 barriles menos que la semana precedente, con lo que la media diaria de las últimas cuatro semanas se mantuvo en los 7,3 millones de barriles, un 0,1 % por debajo de la media del mismo periodo del año anterior.
     
    En total, las importaciones de gasolina para motores (incluidas las gasolinas refinadas y los componentes de las mezclas) alcanzaron una media de 709.000 barriles diarios, mientras que las compras en el exterior de combustibles destilados fueron de 270.000 barriles diarios de media.
     
    Asimismo, las refinerías operaron al 89,4 % de su capacidad la semana pasada, frente al 89,0 % de la semana anterior. Una vez conocido el dato, el precio del barril de petróleo de Texas (WTI) para entrega el 15 de mayo alcanzó los 49,13 dólares, con un aumento de 1,53 dólares en relación con la apertura, equivalente a un 3,21 por ciento.
     
    EFE 
     
    Fuente: Portafolio.co
     
  • Reservas petroleras de México ascienden a 9.160 millones de barriles

    Petroleo OxyLas reservas petroleras probadas de México ascienden a 9.160 millones de barriles de crudo equivalente (bce), anunció el órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH, regulador estatal).
     
    Los 9.160 millones de reservas probadas de crudo equivalente están conformadas por 7.037 millones barriles de aceite crudo y 2.123 millones de barriles equivalentes de gas (que suponen 10.402 millones de pies cúbicos de gas natural), dijo el organismo que encabeza el consejero presidente de la CNH, Juan Carlos Zepeda.
     
    La comisión "aprobó la consolidación y publicación de los valores de las Reservas Probadas de hidrocarburos de la Nación al 1 de enero de 2017", informó en un comunicado.
     
    La proyección para este año es que el promedio de la producción petrolera diaria será de 1,95 millones de barriles, lo que equivale a 711 millones de barriles anuales, de acuerdo con una estimación de la secretaría de Finanzas, en un documento enviado al Congreso.
     
    A ese ritmo de producción anual, sin contar nuevos descubrimientos de reservorios, los 9.160 millones de barriles de crudo equivalente de reservas probadas de México, alcanzarían para 12,8 años.
     
    El balance anterior indica que "se observa una disminución de 7,9% en las reservas de petróleo, así como una reducción de 17,8% en las reservas de gas", dijo la CNH.
     
    Significado de las reservas probadas
     
    Hasta la reforma energética que entró en vigencia en 2014 y las primeras licitaciones de contratos petroleros de 2015 las reservas las cuantificaba la estatal Petróleos Mexicanos (Pemex).
     
    Pero después de la apertura a la inversión privada y extranjera el órgano de gobierno de la CNH "publicó el dato con fundamento en su atribución para consolidar y publicar la información nacional de reservas de hidrocarburos que cuantifiquen los Asignatarios y Contratistas", dijo el organismo regulador, creado hace tres años.
     
    Ese reporte no incluye las informaciones de las reservas de crudo ligero asociadas al reciente hallazgo anunciado por la empresa petrolera italiana ENI, el 24 de marzo pasado, aclaró la propia CNH.
     
    Desde el punto de vista financiero, las reservas probadas son las que sustentan los proyectos de inversión, por esa razón es importante para los inversionistas petroleros que México adoptara definiciones estándar para valorar a las compañías petroleras en el mundo, emitidas por la Securities and Exchange Comission (SEC, de EEUU) organismo regulador de los mercados financieros de Nueva York.
     
    Debido a que todas las estimaciones de reservas involucran algún grado de incertidumbre tecnológica, las reservas probadas de hidrocarburos son cantidades estimadas de aceite crudo, gas natural, y líquidos del gas natural, que tiene la mayor calidad de información geológica, geofísica, petrofísica y de ingeniería, así como de su disponibilidad al tiempo de la estimación e interpretación de esta información y recursos financieros para la explotación.
     
    De acuerdo con Pemex las reservas probadas son aquellos hidrocarburos fósiles que "mediante datos geológicos y de ingeniería, se demuestra con certidumbre razonable que serán recuperadas en años futuros de yacimientos conocidos bajo condiciones económicas y de operación existentes a una fecha específica".
     
    Las reservas probadas, por lo tanto, son las que aportan la producción de un país o empresa petrolera y tienen mayor certidumbre (90% de éxito comercial) que las probables (50% de probabilidad de hallar y explotar) y que posibles (10% de posibilidad).
     
    Las reservas probadas de hidrocarburos de México se evaluaron de acuerdo con los criterios y definiciones de la SEC de EEUU por primera vez el 1 de enero de 2014, reportando reservas remanentes por 13.438 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de manera que han disminuido desde entonces un total de 4.278 millones de barriles hasta el reporte del viernes.
     
    En cuanto a la producción petrolera de México, ésta alcanzará este año un promedio de 1,95 millones de barriles diarios en 2017, un mínimo histórico a niveles de los años 1980, y subirá en 2018 a un promedio anual de 2,6 millones de barriles al día.
     
    Si México logra ese aumento en su producción —gracias a inversiones de casi 60.000 millones de dólares en contratos por unos 10 años firmados con las grandes petroleras privadas y extranjeras desde 2015—, será la primera vez en 14 años que suba la extracción de crudo del décimo productor mundial.
     
    En el año 2004, la producción mexicana de petróleo alcanzó su pico histórico de 3,4 millones de barriles diarios, y desde entonces ha declinado año tras año, hasta el mínimo previsto en 2017, una caída de 75% en 14 años, informó Reuters. 
     
    Fuente: Diariodelsur.com.co
  • Resultados poco alentadores en la producción de petróleo y gas

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co

  • Rubén Darío Lizarralde, nuevo presidente de Campetrol

    Logo CampetrolEl exministro de Agricultura fue designado en el cargo por la junta directiva de la Cámara de Servicios Petroleros.
     
    Rubén Darío Lizarralde, quien fuera ministro de Agricultura durante la presidencia de Juan Manuel Santos, fue designado como nuevo presidente ejecutivo de la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros (Campetrol).
     
    La decisión fue tomada por la junta directiva del gremio que de pasó ratificó a Margarita Villate como directora de Campetrol, cargo que ha ejercido por un lustro.
     
    “El doctor Rubén Darío Lizarralde, cuyas claras habilidades administrativas y gerenciales son conocidas por el público, nos dan la garantía de que bajo su gestión este gremio se consolidará y afrontará los retos que tiene de cara al futuro, continuando con su fortalecimiento que por más de 20 años ha forjado y le ha permitido convertirse en pilar fundamental de la industria de hidrocarburos en el país” aseguró Rose Marie Saab, Presidente de la junta directiva de Campetrol.
     
    Lizarralde señaló, por su parte, que acepta este reto ya que cree "firmemente en que el sector al que representa Campetrol es uno de los pilares fundamentales sobre los cuales se va a soportar el desarrollo económico y social de Colombia".
     
     
    Fuente: Portafolio.co / 
     
     
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  • Rusia aumentará sus exportaciones de petróleo a Asia

    Vladimir Putin(1)SINGAPUR (EFE Dow Jones)--Rusia planea seguir incrementando sus exportaciones de crudo a Asia a pesar del desplome de los precios del petróleo y de las sanciones occidentales y pese a que su suministro a esa región ya ha tocado niveles máximos históricos este año.
     
    La estrategia de Rusia de aumentar sus ventas de energía a Asia se debe a que la demanda energética en sus mercados tradicionales en Europa se ha estancado y a que su relación con estos países se ha deteriorado por las sanciones impuestas a Moscú por su comportamiento en Ucrania.
     
    Las exportaciones de crudo ruso a Asia se han visto espoleadas desde 2009 por el oleoducto que une el este de Siberia con el Océano Pacífico, conocido por las siglas ESPO. Por este canal se abastece directamente al norte de China y el crudo llega al puerto de Kozmino, en el este de Rusia, donde se carga en buques y se distribuye por el resto de Asia.
     
    Alexander Gladkov, director de la división de producción y distribución de petróleo y crudo del Ministerio de Energía ruso, dijo en un evento en Singapur que no prevé una caída en la producción destinada a suministrar a Asia.
     
    Un aumento del suministro de petróleo ruso a Asia permitiría a países como China y Japón reducir su dependencia de los productores de Oriento Medio y ayudaría a Moscú a alcanzar su objetivo de vender una tercera parte de sus exportaciones de petróleo a Asia en 2020.
     
    El oleoducto ESPO está siendo ampliado para aumentar su capacidad total a 80 millones de toneladas al año en 2018, desde los actuales 50 millones de toneladas, explicó Gladkov.
     
    De todos modos, los inversionistas han mostrado cierta preocupación respecto a la capacidad de Rusia de cumplir su objetivo por la falta de una infraestructura adecuada y de inversiones, por las sanciones occidentales y por el reciente desplome del precio del crudo que supone un riesgo para la producción.
     
    “Desde nuestro punto de vista no debería haber ningún cambio en los volúmenes de producción debido al precio del crudo”, señaló Gladkov, ya que gran parte de los proyectos de exportación de crudo en Rusia se basaban en un precio del barril muy inferior a US$100. “La decisión de transportar más crudo hacia Asia y ampliar la capacidad está, sin ninguna duda, relacionada con la disponibilidad de una serie de yacimientos petrolíferos que están alimentando o que potencialmente abastecerán al sistema”, añadió.
     
    Comentó que las reservas de hidrocarburos en el oeste de Siberia se están agotando gradualmente y que la región clave en cuanto a producción es actualmente el este de Siberia, cuya producción está destinada a los mercados asiáticos.
     
    Las exportaciones de crudo ruso a través de ESPO han sido de media este año de unos 820.000 barriles diarios, un máximo histórico, según la agencia de precios del crudo Argus Media Ltd. Para el año que viene se alcanzarían 1,1 millones de barriles diarios y el nuevo suministro se podría vender a través del puerto de Kozmino, explicó Sergey Andronov, vicepresidente de la rusa OAO Transneft.
     
    La gran mayoría de las exportaciones de crudo que llegan por mar al puerto de Kozmino son compradas por China, Japón, Corea del Sur, Filipinas, Tailandia, Singapur, Australia, Nueva Zelanda y Taiwán.
     
    El año pasado, la petrolera estatal OAO Rosneft firmó un acuerdo de US$270.000 millones con China National Petroleum Corp. para duplicar las entregas de crudo a 600.000 barriles diarios a partir de 2018 durante 25 años
     
    Eric Yep
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Rusia cree que precio del petróleo entre US$45 y US$50 por barril es "aceptable"

    Importantes productores petroleros planean reunirse el 17 de abril en Doha para afianzar un acuerdo preliminar alcanzado entre Rusia, Venezuela, Qatar y Arabia Saudita en febrero para congelar la producción de crudo en los niveles de enero.
     
    Plataforma de RosneftPlataforma de RosneftMoscú. Rusia considera que un precio del petróleo entre US$45 y US$50 por barril es aceptable para el equilibrio del mercado petrolero global, en momentos en que se prepara para reunirse con importantes productores de crudo este mes en Doha, dijeron este miércoles fuentes familiarizadas con los planes de Moscú.
     
    Importantes productores petroleros planean reunirse el 17 de abril en Doha para afianzar un acuerdo preliminar alcanzado entre Rusia, Venezuela, Qatar y Arabia Saudita en febrero para congelar la producción de crudo en los niveles de enero, a fin de reducir el superávit de suministros en el mercado petrolero.
     
    "Ahora existe la discusión sobre cuánto tiempo permanecerá congelada la producción y las maneras de supervisar el acuerdo", dijo una de las fuentes.
     
    "El nivel de entre US$45 y US$50 (por barril) es aceptable desde el punto de vista del equilibrio del mercado: si los precios suben la producción de petróleo de esquisto podría comenzar a recuperarse", agregó.
     
    Rusia produjo un máximo de 30 años el mes pasado de 10,91 millones de barriles por día (bpd), incluso más que su récord anterior en enero.
    Productores petroleros como Rusia y Venezuela dependen fuertemente de los ingresos del sector energético, en momentos en que sus presupuestos estatales están en riesgo luego de que los precios globales de crudo cayeran por debajo de US$40 por barril desde los más de US$115 que alcanzaban en junio del 2014.
     
    Fuentes rusas dijeron que el acuerdo para congelar la producción de crudo aceleraría el balance de la oferta y demanda de crudo en torno a mitad de año.
     
    Rusia produjo un máximo de 30 años el mes pasado de 10,91 millones de barriles por día (bpd), incluso más que su récord anterior en enero.
     
    Las fuentes dijeron que Rusia no suspendería nuevos proyectos como parte del acuerdo para congelar el bombeo, y podría usar otros métodos para regular su producción. También dijeron que el acuerdo en Doha abarcaría la producción, no las exportaciones.
     
     
    Reuters
  • Rusia desplazó a Arabia Saudita como el mayor productor mundial de petróleo

    Estados Unidos se consolidó como el tercer productor mundial de petróleo, con un total de 8.8 millones de barriles diarios en diciembre del 2016, frente a los 8.9 millones de barriles diarios que produjo en noviembre.
     
    Nqg11Gu2y70Rusia superó a Arabia Saudita como el mayor productor de crudo del mundo en diciembre de 2016, cuando ambos países comenzaron a restringir la oferta antes de los recortes acordados con otros productores mundiales, como una medida para frenar el peor exceso del commodity registrado en décadas.
     
    Rusia extrajo un total de 10.49 millones de barriles diarios en diciembre, lo que significó un descenso de 29,000 barriles diarios respecto a noviembre, mientras que la producción saudí descendió a 10.46 millones de barriles diarios, frente a los 10.72 millones de barriles diarios que experimentó en noviembre.
     
    Según El Mercurio, esos datos fueron publicados por la Iniciativa de Datos de las Organizaciones Conjuntas (JODI, por sus siglas en inglés, entidad ubicada en la ciudad de Riad), que reproduce la agencia Bloomberg.
     
    Arabia Saudita y otros productores de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) decidieron a fines de noviembre restringir la oferta en 1.2 millones de barriles diarios durante seis meses, a partir del 1 de enero, y Arabia Saudita sería decisiva en la concreción de dicho plan.
     
    En aquella oportunidad, los productores no miembros de dicho cartel del crudo, entre ellos Rusia, también prometieron recortes adicionales de 300 mil barriles diarios, para intentar elevar el precio de los combustibles que ha experimentado fuertes bajas en los últimos años.
     
    Después del anuncio de los productores de crudo, el valor del barril Brent ha subido cerca de un 20% desde fines del mes de noviembre de 2016.
     
    Según los datos de la citada página web de la JODI, Estados Unidos se consolidó como el tercer productor mundial de petróleo, con un total de 8.8 millones de barriles diarios en diciembre, frente a los 8.9 millones de barriles diarios que produjo en noviembre.
     
    En tanto, las exportaciones de crudo de Arabia Saudita se redujeron a ocho millones de barriles diarios en diciembre, desde 8.26 millones de barriles diarios, la cifra más alta desde mayo del 2003, según datos de la misma entidad.
     
     
    gestion.pe
  • Rusia no reducirá su producción de petróleo para apuntalar los precios

    Petroleo RusiaMOSCÚ(EFE Dow Jones)--Rusia no reducirá su producción de petróleo para apoyar los precios, aunque la producción podría caer si los precios siguen bajos durante un periodo largo de tiempo, informaron el martes las agencias de noticias rusas citando al vice primer ministro, Arkady Dvorkovich.
     
    La postura de Rusia ha atraído atención en las últimas semanas porque el renovado desplome de los precios del petróleo ha golpeado a su economía y a la de los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, como Venezuela, aliado de Rusia. Rusia ha dicho en reiteradas ocasiones que no planea rebajar su producción de petróleo para apuntalar los precios, pero un asesor del Kremlin comentó el lunes que el presidente ruso, Vladimir Putin, abordaría la posibilidad de dar pasos mutuos para estabilizar los precios mundiales del petróleo en una reunión el jueves con su homólogo venezolano, Nicolás Maduro, sin dar más detalles sobre esos pasos.
     
    Dvorkovich dijo el martes que Rusia, que pugna con Arabia Saudí para alzarse con el título de principal productor mundial de petróleo, está dispuesta a debatir medidas para estabilizar los precios con la OPEP. No obstante, volvió a descartar una reducción de la producción.
     
    Dvorkovich dijo que la producción en los campos petrolíferos rusos no puede pararse y reiniciarse fácilmente, como ocurre en muchos países de la OPEP. “Por este motivo, el proceso sólo puede desarrollarse de manera natural. No puede haber decisiones artificiales”, dijo a la agencia de noticias estatal TASS.
     
    Venezuela ha estado presionando para que se celebre una reunión de emergencia de la OPEP en coordinación con Rusia para trabajar en una estrategia que permita poner fin a la reciente caída de los precios.
     
    El descenso de los precios también ha provocado una recesión en la economía rusa y casi ha reducido a la mitad el valor del rublo frente al dólar en el último año. Pero la debilidad de la moneda ha protegido los flujos de entrada del capital en el presupuesto federal, en el que el petróleo y el gas suponen cerca de la mitad de los ingresos.
     
    Por JAMES MARSON
     
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Rusia perdería US$135.000 millones por el crudo

    Con unos hidrocarburos que representan el 70% de las exportaciones rusas, "cada bajada de un dólar en el precio del petróleo representa una pérdida de 3.000 millones de dólares para las exportaciones anuales" del país, recuerda la Opep, de la que no forma parte Rusia.

    Rusia PetroleoEl segundo exportador mundial de petróleo, estaría en aprietos por culpa de la caída del precio del crudo, asegura la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) en su informe mensual.

    Con un precio medio de "55 dólares el barril durante un año, Rusia ganaría unos 135.000 millones de dólares menos en 2015 que en 2014", esto es, "el equivalente de un 10% de su Producto Interior Bruto", explica la OPEP.

    "El país afronta grandes retos por culpa de las sanciones (occidentales por el conflicto en Ucrania), la devaluación del rublo y la caída de los precios del petróleo", afirma.

    Con unos hidrocarburos que representan el 70% de las exportaciones rusas, "cada bajada de un dólar en el precio del petróleo representa una pérdida de 3.000 millones de dólares para las exportaciones anuales" del país, recuerda la organización, de la que no forma parte Rusia.

    Para sus estimaciones, la OPEP se basó en un precio medio anual de 100 dólares el barril en 2014, comparado a los 55 dólares que registraba su cesta de referencia en febrero. Desde entonces, el precio de su cesta bajó hasta los 51,66 dólares el barril, el viernes 13 de marzo, último dato publicado por la OPEP.

    En noviembre, la OPEP, que extrae un tercio del crudo mundial, había rechazado bajar su producción para aumentar los precios del petróleo, que cayeron en casi un 60% en siete meses.


    Afp/D.com

  • Rusia podría comenzar diálogo con la Opep para impulsar los precios del crudo

    Plataforma StaoilLos comentarios del presidente de la estatal petrolera rusa sobre la posibilidad de un diálogo con la Opep impulsaron los precios del petróleo. El barril llegó a US$32 en medio de las expectativas por un posible recorte de la producción mundial.
     
    Los futuros del petróleo subieron el miércoles, luego de que Rusia dijera que está discutiendo la posibilidad de cooperar con la Opep, lo que generó esperanzas de un acuerdo que reduzca el exceso de oferta que hizo que los precios cayeran días atrás a un mínimo de 12 años.
     
    El barril opera en US$32, lo que implica una ganancia de más del 2% frente al martes y de un 21% frente al mínimo de la semana anterior. 
     
    Rusia decidió que debería hablar con Arabia Saudita y otros miembros de la Opep sobre un recorte del bombeo para hacer subir el petróleo, sostuvo el jefe del monopolio estatal Transneft. Por su parte el Ministerio de Energía ruso dijo que se discutió una posible coordinación con el cartel en una reunión con petroleras locales.
     
    El país asiático es uno de los mayores productores de hidrocarburos fuera de la organización y lucha por ganar participación en el mercado petrolero con Arabia Saudita. 
     
    En Colombia el precio del dólar bajó este miércoles $11 y cerró en $3.354. 
     
    Dinero.com
  • Rusia prevé debatir con la OPEP límites de extracción de petróleo

    V PutinMOSCÚ (Sputnik) — Rusia debatirá de modo adicional con la OPEP el mes cuyo nivel de extracción definirá el nivel de congelamiento de la producción de petróleo, declaró al canal de televisión Rossiya 24 el ministro de Energía de Rusia, Alexandr Nóvak.
     
    "Respecto al mes concreto (cuyo nivel de extracción definirá el nivel de congelamiento), como ya dije, conversaremos adicionalmente con los países de la OPEP", aseveró el titular. 
     
    Según Nóvak, lo más efectivo podría ser un congelamiento de la extracción por un plazo de 6 meses con una posible prórroga. El titular expresó su confianza de que para fines de noviembre la OPEP presente propuestas concretas sobre el congelamiento de producción de crudo. "Confío en que realmente para fines de noviembre estén listas propuestas concretas por parte de la OPEP", afirmó. 
     
    Nóvak señaló que el Ministerio de Energía espera que todas las compañías petroleras de Rusia participen en este proceso de congelamiento, ya que esto es beneficioso para ellas y el presupuesto. "Continuamos trabajando con nuestras compañías, realizando consultas, y esperamos que todas participen en esto, considerando que esto le conviene a las compañías y el presupuesto, ya que apoya los precios y el proceso inversionista de las compañías", aseveró. 
     
    Los ingresos por petróleo y gas de Rusia El ministro afirmó que la entidad contaba con "actitudes comunes respecto al cumplimiento de estos objetivos".
     
     
    Nóvak destacó que el ministerio celebró a principios de año reuniones y consultas con las compañías, recibiendo el apoyo de éstas y la confirmación de que estaban dispuestas a sumarse a estas medidas. En ese sentido, el alto funcionario aseveró que su entidad trabajaría junto a las compañías para implementar los mecanismos de congelamiento de la producción de petróleo. "Desarrollaremos junto a las compañías los instrumentos para garantizar la conservación de la extracción general en Rusia al nivel establecido", aseveró. El 28 de septiembre la OPEP acordó en una reunión informal en Argelia limitar el bombeo a 32,5 mbd, unos 700.000 barriles menos de lo que produce actualmente. La organización tiene previsto publicar los detalles del pacto el 30 de noviembre en Viena.
     
    Sputnik
     
  • Rusia se opone a pedido de Venezuela y otros miembros de la OPEP para reducir producción de petróleo

    Brent Latercera"Creemos que cualquier reducción artificial no traerá nada bueno, sino lo contrario, exacerba la situación en el futuro", dijo este miércoles el ministro de Energía ruso, Alexander Novak.
     
    Moscú. El ministro de Energía ruso, Alexander Novak, dijo este miércoles que su país rechazó las solicitudes de Venezuela y otros estados miembro de la OPEP para que Rusia reduzca la producción de petróleo, y sostuvo que Moscú considera que cualquier disminución en el bombeo es innecesaria.
     
    "Creemos que cualquier reducción artificial no traerá nada bueno, sino lo contrario, exacerba la situación en el futuro", dijo Novak a la prensa. "Esto es, en el corto plazo esto podría tener un efecto, pero en el largo plazo no", agregó.
     
    Novak dijo que Ecuador y Argelia también le han pedido a Moscú que reduzca el bombeo de crudo.
     
    La negativa de Rusia a disminuir la producción, una de las más altas del mundo, es un golpe para el presidente venezolano, Nicolás Maduro, que durante meses ha presionado para que se lleve a cabo una reunión de emergencia y coordinación con las naciones que no integran la OPEP.
     
    Hasta ahora, los productores del grupo en Oriente Medio han sostenido que mantendrán la producción elevada, en una batalla por defender su cuota de mercado ante lo que consideran una creciente competencia.
     
    Maduro se reunió con el presidente ruso, Vladimir Putin, previamente este mes en un intento por impulsar medidas ante los bajos precios del crudo, pero no logró su objetivo.
     
    Funcionarios rusos han reiterado que sería difícil que las compañías reduzcan la producción de crudo debido a las severas condiciones climáticas en ese país y la compleja geología en Siberia, el centro de la industria petrolera de Rusia.
     
    Moscú ha incrementado la producción este año, extrayendo petróleo a un volumen récord tras la era soviética de casi 10,7 millones de barriles por día.
     
    Novak dijo que el mercado ha comenzado a equilibrarse por sí mismo debido a un declive en las inversiones.
     
    Los precios del petróleo han perdido más de la mitad de su valor desde un máximo alcanzado en junio del 2014 ante un persistente exceso de suministros y una desaceleración económica en China, el mayor consumidor mundial de energía.
     
    La economía rusa ha caído en recesión, fundamentalmente debido al bajo costo del petróleo, su principal exportación.
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
  • Rusia tiene mucho que ganar si congela la producción de petróleo

    Petroleo RusoCon una producción a niveles récord y las arcas del estado vacías, Rusia tiene poco que perder y mucho que ganar si finalmente decide congelar su producción de petróleo.
    Antes de la reunión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), prevista el 30 de noviembre en Viena, Rusia, que no es miembro del cartel, es favorable a a un acuerdo de la organización tras el fracaso de las negociaciones de Doha a principios de año.
     
    El país, junto a Arabia Saudí y Estados Unidos, es uno de los principales productores del mundo y ha pagado caro la caída de precios, con dos años de recesión, agravada por las sanciones occidentales por la crisis en Ucrania.
     
    Si la OPEP se plantea reducir las cuotas de producción de sus miembros, Rusia propone, como recordó el domingo el presidente Vladimir Putin, "congelar la producción a su nivel actual". "Para nosotros, no supone ningún esfuerzo", aseguró.
    Y es cierto que la producción del país no ha dejado de aumentar en los últimos meses y ya supera los 11 millones de barriles al día, un nivel inédito desde la caída de la URSS.
     
    El potencial para aumentar la producción es "limitado", asegura Emily Stromquist, una experta de Eurasia Group, por lo que congelar la producción necesita muy pocos esfuerzos por parte de la petroleras rusas.
     
    "No se puede comparar con los beneficios [para Rusia] de un acuerdo [de la OPEP], incluso si fuera vago, que haría subir los precios" del petróleo, asegura.
     
    La oferta rusa de petróleo ha aumentado un 50% desde el año 2000, gracias a la puesta en marcha de varios yacimientos de la época soviética.
     
    Desde entonces, Rusia ha mantenido su producción con nuevos métodos de perforación que han permitido alargar la vida de algunos yacimientos, sobre todo en Siberia, y lanzando nuevos proyectos de explotación.
     
    La caída del rublo de finales de 2014 compensa en parte el efecto de la caída del petróleo.
    Gracias a ello, los grupos rusos han podido conservar ingresos importantes y continúan perforando a pesar de las sanciones occidentales, que limitan las transferencias de
    tecnología.
     
    Las negociaciones en Rusia y Arabia Saudí sobre la producción "han alentado a las compañías a perforar y producir más para, en caso de congelación, estar al nivel más alto de producción y no afectar ni a las empresas ni al presupuesto ruso", explica Valéri Nesterov, una analista del banco Sberbank CIB.
     
    En los años buenos, los hidrocarburos representan la mitad de los ingresos de Rusia. La reciente caída de los precios ha obligado al gobierno a limitar el gasto y el déficit ya alcanza el 4% del PIB este año.
     
    El presupuesto para 2017, que están debatiendo los diputados, prevé nuevos recortes en gasto que afectan a la educación e incluso a la defensa.
     
    Los comunistas lo consideran "antisocial" y la patronal cree que son un lastre para la recuperación económica, prevista para el año que viene.
     
    El presupuesto se basa en una estimación de 40 dólares el barril y cada dólar suplementario representa 130.000 millones de rublos de ingresos presupuestarios (unos 2.000 millones de euros al cambio actual), calcula Natalia Orlova, una economista del banco ruso Alfa.
     
    En los últimos días, el barril se está negociando en unos 50 dólares en Londres.
     
    "Podemos pensar que [un aumento del precio del barril] llevaría al gobierno a gastar más durante el año electoral", asegura.
     
    El mandato de Vladimir Putin terminará en 2018 y hay presiones para que evite recortar las pensiones y los sueldos de los funcionarios, dos de las categorías más afectadas por la crisis y con las que el presidente había prometido tener especial atención cuando llegó al poder en 2012.

     

    Germain MOYON | AFP

     

  • Rusia y Arabia acuerdan reducir producción de petróleo hasta 2018

     

    Petroleo ArabeLos dos mayores productores mundiales de petróleo, Rusia y Arabia Saudita, se pronunciaron este lunes en un comunicado conjunto en favor de la ampliación de un acuerdo de reducción de la producción hasta marzo de 2018.

    Este anuncio se produjo tras un encuentro en Pekín entre el ministro ruso de energía Alexandre Novak y su homólogo saudí Jaled Al-Faleh, y antes de una reunión el 25 de mayo de los estados miembros de la Organización de países exportadores de petróleo (OPEP).

    "Los dos ministros convinieron en la necesidad, para lograr una estabilización del mercado, de prolongar los acuerdos (de reducción de la producción) durante nueve meses más, hasta el 31 de marzo de 2018",indican en un comunicado conjunto.

    Rusia y Arabia consultarán con los demás países productores de petróleo antes del 25 de mayo para "llegar a un total consenso" sobre esta prolongación del acuerdo, prosigue el comunicado.

    La Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP) y otros 11 países, incluido Rusia --no miembro de la OPEP--, se comprometieron a reducir su producción en 1,2 millones de barriles diarios durante seis meses desde enero, con la esperanza de sostener las cotizaciones del crudo, hundidas por una oferta excesiva.

    Fuente: Elespectador.com / AFP

     

  • Ruta del Ártico se consolida por exportaciones de petróleo

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: portafolio.co / EFE


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  • Se acentúa la caída en la exploración petrolera: ACP

    Francisco LLoredaLas cifras del gremio indican que de enero a abril se perforaron 9 pozos petroleros, lo que representa una caída de 82,6 % con respecto al mismo periodo del año pasado. Asegura que sin incentivos tributarios será difícil evitar la caída de la producción y que el país está listo para el fracking.
     
    Para la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, los precios actuales del crudo, pese a su leve repunte, no garantizan que la actividad de exploración en el país despegue y alcance los niveles logrados en años anteriores.
     
    El precio del petróleo sigue registrando una alta volatilidad y es incierto por cuánto tiempo se mantendrán los niveles registrados en los últimos días. El gremio asegura que, más allá del repunte reciente, la industria se está ajustando al escenario de precios bajos, que ya tuvo un impacto negativo en las inversiones de las compañías.
     
    Prueba de ello es que en los primeros cuatro meses de 2015 solo se perforaron nueve pozos exploratorios, lo que representa una caída de 82,6 por ciento frente al mismo periodo de 2014 cuando se habían perforado 52 pozos, según datos de la ACP. En cuanto a la sísmica, entre enero y abril de este año se han ejecutado 800 kilómetros, una caída de 92 por ciento frente a 10.000 kilómetros que ya se contabilizaban en 2014.
     
    “Aunque el Gobierno ya ha adoptado algunas medidas propuestas en el Plan de Impulso al Sector Petrolero, como el acuerdo 02 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, que busca flexibilizar las condiciones contractuales para facilitar el ajuste del sector ante la coyuntura de precios, y otras en el Plan Nacional de Desarrollo, se requiere medidas adicionales que permitan hacer viable la operación, atraer inversión e impulsar la industria”, reflexiona el gremio.
     
    Según la ACP, se ha venido trabajando con el Gobierno en la búsqueda de incentivos fiscales que permitan activar la exploración en medio de la crisis, “éstos no deben ser vistos como premios para la industria, pues se activarían si lo precios caen y se desactivarían en caso contrario”, aclara.
     
    “Sin incentivos tributarios no será factible reanimar la exploración y producción actual, por encima del millón de barriles al día, lo cual impactará aún más las rentas del país”, afirma el Presidente de la ACP, Francisco José Lloreda Mera.
     
    EXPORTACIONES A LA BAJA
     
    Durante el primer trimestre de 2015 el valor FOB de las exportaciones disminuyó 48% versus el mismo periodo 2014, reflejando la caída en el precio del crudo, mientras que el volumen exportado aumentó 9,3%, en línea con el desempeño de la producción.
     
    El gremio resalta que Colombia ha logrado diversificar sus socios comerciales y compensar las menores compras de petróleo por parte de Estados Unidos. En particular, entre 2010 y 2014 la participación de China en las ventas externas de crudo colombiano aumentó de 5% a 23%, la de India de 3% a 13% y la de España de 0.3% a 9%.
     
    YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES
     
    La ACP considera que existe desinformación con respecto a los yacimientos no convencionales y la aplicación de la técnica denominada fracking, y que se le ha dado una lectura equivocada a algunos estudios internacionales. “Colombia está preparada para aplicarla correctamente desde el punto de vista operacional y ambiental”, afirma el Presidente de la ACP.
     
    El estudio del USGS (Servicio Geológico de Estados Unidos) sobre la inclusión en los modelos de riesgo de la sismicidad inducida, ha sido mal interpretado ya que en su contexto general no presenta conclusiones definitivas frente a una posible relación entre las actividades de hidrocarburos con la sismicidad de una región, porque concluye que no es fácil diferenciar entre un sismo natural y uno inducido.
     
    Según el gremio, la técnica de fracturamiento hidráulico se ha utilizado en más de un millón de pozos, cada año se realizan 35.000 estimulaciones hidráulicas, principalmente en Estados Unidos, y solo se han registrado dos sismos en el mundo a causa de esta técnica, uno en Estados Unidos (M=2.8) y otro en el Reino Unido (M=2.3), que debido a su baja magnitud no fueron percibidos por las comunidades.
     
    “La sismicidad relacionada con fracking es aislada e imperceptible y Colombia cuenta con términos de referencia rigurosos diseñados para prevenirla”, asegura Lloreda Mera.
     
    La ACP asegura que el país cuenta con una regulación muy clara y exigente para prevenir cualquier riesgo de sismicidad durante la estimulación hidráulica, la cual está contenida en la resolución 90341 de marzo de 2014 del Ministerio de Minas y Energía, es decir, Colombia ya cuenta con una normatividad sobre el tema.
     
    “La industria de hidrocarburos está totalmente comprometida con el desarrollo sostenible del país y está de acuerdo con las normas fijadas para la exploración de YNC, necesarias para lograr una exploración técnica, social y ambientalmente responsable”, resalta el gremio.
     
    “El país debe impulsar todo tipo de exploración de yacimientos, es decir yacimientos convencionales, recobro mejorado, offshore y no convencionales, pues es la forma en que Colombia podrá aumentar sus reservas y garantizar su autosuficiencia en hidrocarburos” concluye el Presidente Ejecutivo de la ACP, Francisco José Lloreda Mera.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Se avecinan cambios en la Upme y la ANH

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

    Opep EDUBAI—La reunión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo de esta semana mostrará cuánto poder ha perdido el grupo ante los extensos cambios que vive el mercado mundial de energía.
     
    Los precios del crudo se han desplomado en los últimos ocho meses debido a un lustro de aumento de la producción en Estados Unidos y a una débil demanda internacional. El precio del crudo Brent para entrega en julio, la referencia internacional, cayó 0,8% el lunes y se ubicó en US$65,05 por barril, muy por debajo de los US$100 que varios miembros de la OPEP necesitan para equilibrar sus presupuestos.
     
    En el pasado, la organización provocaba un alza de los precios al recortar la producción, o los estabilizaba inundando el mercado de crudo en tiempos de crisis, de guerra o cuando quería hacer alarde de su poderío colectivo.
     
    Sin embargo, para la reunión fijada para el viernes en Viena, se prevé que los delegados de la OPEP mantengan por séptima vez en tres años el actual techo de producción de 30 millones de barriles al día.
     
    “La OPEP es el pasado, y su influencia sobre las economías del mundo ha disminuido considerablemente”, dijo recientemente John Hickenlooper, ex directivo de la industria petrolera que ahora es gobernador del estado de Colorado en Estados Unidos. “Realmente controlamos nuestros propios destinos”.
     
    El año pasado, Colorado produjo más de 86 millones de barriles como parte del auge de la producción estadounidense que ha ayudado a reducir la cuota de la producción mundial que tenía la OPEP de más de 50% en 1979, cuando el poderío del grupo era indiscutido, a aproximadamente 33% en la actualidad.
     
    Los propios líderes de la OPEP reconocen que su poder para fijar precios se ha debilitado.
     
    La producción de crudo mundial supera la demanda en aproximadamente dos millones de barriles al día, según la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Ante la previsión de que la demanda crecerá en más de un millón de barriles al día este año —y que el crecimiento de la producción en EE.UU. terminaría— los líderes de la OPEP han dicho que la oferta y la demanda podrían equilibrarse en los próximos años. La organización espera que eso la ayude a recuperar su influencia.
     
    “Tenemos una perspectiva a largo plazo”, dijo en marzo el ministro de Petróleo de Arabia Saudita, Ali al-Naimi. El funcionario recordó los recortes que hizo la entidad en la década de los 80, durante un período de exceso de suministro mundial provocado por la producción en el Mar del Norte y en Alaska, recortes que perjudicaron los intereses de la OPEP porque sus rivales siguieron llenando el vacío que dejó. “No volveremos a cometer el mismo error”, sentenció.
     
    Sin embargo, en círculos privados, algunos delegados de la OPEP se pusieron nerviosos con la sugerencia de Naimi del año pasado de que el grupo empezara a reunirse solo una vez al año, en lugar de dos. Varios representantes interpretaron este comentario como una señal de que incluso el miembro de mayor peso de la organización piensa que el grupo ha perdido buena parte de su influencia.
     
    No hay señales de que la OPEP cederá esta semana a las presiones de algunos miembros para reducir la producción. El grupo evitó explícitamente recortar la producción en su última reunión de noviembre.
     
    Este patrón no hace más que intensificar los problemas financieros para los productores golpeados por la caída de los precios desde niveles superiores a US$100 por barril durante tres años hasta mediados del año pasado.
     
    “Es una nueva realidad”, dijo uno de ellos. “Y esto pondrá a prueba la unidad de la OPEP”.
     
     
    Los precios ahora son fijados por los operadores de energía y los responsables de la industria a nivel mundial. Los productores rivales responden más rápido que nunca a las fluctuaciones de la demanda.
     
    “Si la OPEP o Arabia Saudita o cualquier otro quiere llamar” a EE.UU. para que limite la producción, “no hay nadie a quien llamar”, dijo en mayo Amos Hochstein, coordinador de asuntos de energía internacional para el Departamento de Estado de EE.UU. “Tendrá que llamar a 4.000 compañías que operan en el país como productores. Por primera vez, hay un elemento de libre mercado real”.
     
    Mientras tanto, muchos en el mercado creen que a los nuevos líderes en algunos países productores de crudo les preocupa que la demanda a largo plazo pueda tocar techo antes de lo previsto.
     
    Hasta ahora, la OPEP ha ofrecido la misma respuesta tanto para sus problemas a corto plazo como los de largo plazo: extraer más crudo.
     
    Los bajos precios resultantes han provocado tensiones en el seno del grupo y han generado intentos por parte de los miembros más vulnerables financieramente, como Argelia y Nigeria, de lograr una reducción de la producción.
     
    La situación geopolítica es otro factor que está dividiendo a los miembros de la OPEP. Irán espera firmar un acuerdo final sobre su programa nuclear en julio, lo que eliminaría las sanciones internacionales y podría suponer la inyección de un millón de barriles nuevos al día en los mercados. Las autoridades de las monarquías árabes vecinas e Irak afirman que no recortarán su producción para dejar hueco al aumento de la producción de Irán.
     
    En esta ocasión, el cártel se enfrenta a la competencia de un conjunto más variado de rivales. Y todos tienen margen para crecer, lo que llevaría a presiones a la baja sobre los precios.
     
    Según la AIE, la demanda de crudo producido por la OPEP es plana o desciende. Los productores rivales, o consumen más de su propio petróleo o están más cerca de mercados de exportación, lo que sitúa al crudo de la OPEP en desventaja. Rusia, Brasil, China, Vietnam y Malasia han mostrado un fuerte crecimiento de la producción durante los últimos meses.
     
    En consecuencia, la batalla por el mercado mundial del crudo “apenas está empezando”, indicó la agencia recientemente.
     
    Por BENOÎT FAUCON, BILL SPINDLE y SUMMER SAID
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Se Estabiliza la Contratacion en el Sector Petróleo y Gas

    Operadores Crudo1Bogotá, octubre de 2014: Desde el inicio de la segunda mitad del 2014 se observa un reequilibrio en el índice de empleo en Oil & Gas, después de un aumento en la contratación a principios de año y en años pasados, ​asegura  John Faraguna, Global Managing Director de Hays para este sector.

    Según el  Índice Global de Empleo Hays, Oil & Gas que analiza las fluctuaciones  de puestos de trabajo mes a mes, publicados en los principales nueve portales de empleo en línea dentro de esta industria mundial, revela que hay un ligero descenso respecto al trimestre anterior. Sin embargo, los niveles de 2014 siguen siendo fuertes, y el índice subió a 1.55 en el primer trimestre, y ha experimentado una elevación de 1,69,  año tras año. Estas medidas se comparan con el índice de empleo que se estableció en octubre de 2010, cuando se fijó en 1 y todos los meses subsiguientes se han comparado con este punto de referencia.

    Hablando concretamente de la recta final del año, el mercado de trabajo mundial en el sector se ha debilitado tras una gran actividad de contrataciones a principios de año. La debilidad económica global, la oferta excesiva de profesionales calificados, la incertidumbre regulatoria, los cambios en las políticas gubernamentales y los disturbios civiles en países de influencia, han impactado negativamente en la contratación de todas las regiones clave del mundo.

    Según Faraguna, "la disminución en el precio del petróleo, junto con el cambio de escenarios políticos en áreas claves de petróleo y gas, como Oriente Medio y Rusia, están reduciendo sus planes de contratación. Por el contrario, en los Estados Unidos la actividad no convencional continúa a buen ritmo. Por su parte, la economía de África sigue creciendo, la reforma en México indica futuras inversiones en la industria del petróleo y el gas, y está previsto que el mercado del Shale gas en el Reino Unido aumente significativamente. Con tales mercados contrastantes, esperamos ver esta nivelación del Índice de Trabajo Mundial para continuar hasta el final de 2014".

    Para comprender la situación del Reino Unido, debemos entender que el llamado Shale Gas es el mismo gas de los yacimientos convencionales pero este está atrapado en rocas generadoras con bajísima permeabilidad lo que eleva los costos de explotación en un gran porcentaje, y esto hace que la valoración de la viabilidad económica de un proyecto de shale gas sea completamente diferente a la valoración de un proyecto de gas convencional.

    TENDENCIAS POR REGIÓN

    Además de una perspectiva global, el Índice de Empleo global Hays Oil & Gas también proporciona una medida de puestos de trabajo mes a mes, publicados por región. Las cifras de julio a septiembre de 2014 revelan lo siguiente:

    SUDAMERICA

    Según Silvana Vergel, senior manager de Hays Colombia “El índice de empleo ha caído en América del Sur; las elecciones presidenciales en Brasil, junto con las licencias ambientales y los problemas de seguridad en Colombia han dado lugar a una pausa en la contratación. Sin embargo, los empresarios confían en la industria como resultado de los cambios regulatorios en México y Argentina”.

    AMÉRICA DEL NORTE

    El crecimiento del fuerte mercado de trabajo en esta zona es escalonado pero constante y es reflejo de las regulaciones y de la incertidumbre de los proyectos en Canadá y EE.UU.. Se espera que la reforma energética México para impactar positivamente en el mercado laboral con un aumento significativo en el número de trabajo y la inversión en los próximos tres años.

     
    EUROPA

    El índice de empleo para Europa se ha debilitado. Como se predijo, el referéndum escocés afectó la contratación de la actividad en el Reino Unido, con lo que el índice general de empleo bajó en la región. Los precios del petróleo también han debilitado el atractivo en el envejecimiento de activos en el Mar del Norte. Por el contrario, el desarrollo de proyectos de shale gas en el Reino Unido podría generar un aumento en la contratación de ingenieros con experiencia hasta el próximo año.

     
    COMUNIDAD DE ESTADOS INDEPENDIENTES (CEI)

    La contratación en la región es muy variable de acuerdo con el clima político. Las sanciones de Estados Unidos y la inaccesibilidad a los permisos de trabajo están obligando a los empleadores a poner un alto en los planes de contratación.


    ORIENTE MEDIO

    A pesar de una vigorosa actividad empresarial, la contratación ha sido relativamente lenta; el índice de empleo fluctuante en la región y es una respuesta al panorama político y los disturbios civiles.

     
    ÁFRICA

    El mercado de trabajo se ha reequilibrado después del recrudecimiento del segundo cuatrimestre de 2014. En esta etapa del año hay optimismo en el mercado de petróleo y gas en África y se proyecta que el índice de empleo se incrementará de nuevo en el último trimestre de 2014.

    ASIA

    El índice de empleo está disminuyendo en comparación con el trimestre anterior, pero sigue siendo fuerte para el conjunto del año. El volumen de los proyectos continuará impulsando el mercado de trabajo, lo que resulta en un índice de empleo más alto en 2014 que en años anteriores.

    AUSTRALIA

    El mercado laboral australiano se ha mantenido estable durante el último trimestre; el Índice Global de Empleo Hays Oil & Gas anticipa los primeros signos de crecimiento en la economía en general en esta región para comenzar un impacto positivo en la industria de petróleo y gas en el año nuevo.

    El Índice Global de empleo Hays Oil & Gas ofrece una medida de puestos de trabajo mes a mes publicados en los principales portales de empleo en línea dentro de la industria del petróleo y gas mundial. Los datos son compilados por un equipo de analistas e investigadores, y se divide para reflejar las diferencias regionales en la actividad de contratación.

    Por: Paisminero.co / CP - Hays

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  • Se logra en el país la perforación más profunda de pozos petroleros

    ExplotacionLa Agencia Nacional de Hidrocarburos junto con la empresa THX Energy sucursal Colombia desarrollan el proyecto en Nueva Granada, Magdalena
     
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y la petrolera THX Energy sucursal Colombia, con el proyecto ANH Plato 1-X-P, lograron la perforación estratigráfica más profunda que se haya logrado en el país, alcanzando los 20.000 pies de profundidad.
     
    El presidente de THX Energy, Carlos Arturo Espinosa, indicó que este proyecto podría ser el más importante de 2014 y 2015 por ser la primera vez que se logra tal profundidad.
     
    "Este proyecto le permitirá al gobierno el rediseño del mapa geológico en el norte del país, lo que lo convierte en el más importante de los años 2014 y 2015. Es la primera vez que se logra en esta clase de actividades tal profundidad en un pozo estratigráfico, así que se podrán desarrollar estudios e investigaciones detallados en la búsqueda de nuevos recursos hidrocarburíferos", afirmó el director de la petrolera.
     
    El uso de un fluido de perforación base aceite fue el que generó el alto desempeño en la perforación del subsuelo, además de la estabilidad en las paredes del pozo y la aplicación de mecanismos para reutilizar el agua industrial.
     
    El proyecto se desarrolla en el municipio de Nueva Granada, en el departamento del Magdalena, y tienen como meta lograr la perforación de 21.000 pies.
     
    Fuente: Elespectador.com
     
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  • Se prevé una desaceleración de la demanda de crudo en 2016

    Tras alcanzar un máximo de cinco años en 2015, se prevé que el crecimiento de la demanda global de petróleo caiga en cerca de un tercio el próximo año, lo que intensificará la presión sobre un mercado que ya sufre por un exceso de suministro.
     
    Foto: StatOil -Plataforma GuillardFoto: StatOil -Plataforma GuillardUna caída de 40% en los precios del petróleo desde el año pasado ha impulsado la demanda, al llevar a los conductores, consumidores y empresas a aumentar su uso. Sin embargo, la desaceleración económica en China y otros países de Asia podría socavar el consumo, según analistas y reguladores energéticos, si bien no se sabe con certeza qué tan fuerte será la caída del crecimiento.
     
    “Estamos viendo un crecimiento de la demanda bastante sólido este año, pero la gran pregunta es qué sucederá el próximo año”, dice Rob Haworth, estratega de inversión sénior de U.S. Bank Wealth Management, que gestiona US$126.000 millones.
     
    Sergey Frank, presidente ejecutivo de la mayor naviera de Rusia, Sovcomflot, indica que su ganancia neta se ha más que triplicado este año conforme el crudo más barato mantiene bajos los costos del combustible y alta la demanda de productos petroleros que la empresa transporta alrededor del mundo. Frank se prepara para lo peor mientras planea sus rutas navieras para el año que viene. “Hoy hay un viento favorable, pero mañana podría haber un viento contrario en el mercado”, advierte.
     
    La Agencia Internacional de Energía proyecta que el crecimiento de la demanda mundial se reducirá de 1,8 millones de barriles al día este año a 1,2 millones en 2016. La Organización de Países Exportadores de Petróleo, que agrupa a 12 productores, prevé que la expansión de la demanda caiga a 1,25 millones de barriles al día, en tanto que algunos analistas sugieren una cifra incluso menor.
     
    La desaceleración de la demanda tiene lugar en momentos en que continúa el exceso de crudo que ha llevado los precios de US$100 por barril hace poco más de un año a menos de US$50 en la actualidad. El crecimiento de la producción estadounidense ha bajado el ritmo este año, pero otros grandes productores, entre ellos Arabia Saudita y Rusia, han seguido bombeando petróleo a un ritmo alto en su intento por defender, y ganar, cuota de mercado. El jueves, el crudo Brent, el contrato de referencia global, subió ligeramente 0,5% a US$48,08 el barril.
     
    La fuerte demanda de crudo de este año se debe a que los bajos precios incentivan las ventas de camionetas y todoterrenos en Estados Unidos y países como China aprovechan la oportunidad para incrementar sus reservas estratégicas. En EE.UU., la gasolina se ha abaratado en aproximadamente un tercio frente al año pasado. La demanda del sector de transporte ha constituido 80% del crecimiento del consumo en las últimas dos décadas, según Barclays PLC.
     
    “El petróleo es un producto de consumidores; cuando está barato, la gente compra más y conduce más lejos”, dijo a The Wall Street Journal Tony Hayward, ex presidente ejecutivo de BP PLC y titular de la junta de Genel Energy PLC.
     
    No todos prevén un descenso. La Administración de Información de Energía de EE.UU. (EIA, por sus siglas en inglés) estima que la demanda en 2016 crecerá en 1,41 millones de barriles al día, frente a 1,31 millones este año. Sin embargo, la mayoría de los analistas cree que el alza de la demanda se reducirá de forma pronunciada, principalmente debido a las preocupaciones sobre la economía china.
     
    El lunes, el gigante asiático informó que su Producto Interno Bruto se expandió 6,9% interanual en el tercer trimestre, su ritmo más bajo desde 2009. El Fondo Monetario Internacional prevé que la expansión del PIB se desacelere a 6,3% el próximo año. El organismo también recortó su proyección del crecimiento mundial de 3,3% a 3,1%, su menor nivel desde la crisis financiera. El crecimiento de la economía suele tener una fuerte correlación con la demanda de petróleo.
     
    “La caída del (crecimiento del) PIB de China sugiere que el principal motor de expansión de la demanda global de petróleo no va a ser la solución al sobreabastecido mercado petrolero”, dice Dominick Chirichella, analista de Energy Market Analysis.
     
    La magnitud de la desaceleración de la demanda añadirá un elemento de incertidumbre al análisis del mercado energético.
     
    Hay una diferencia de 210.000 barriles al día entre las previsiones promedio de la AIE y la EIA para 2016, mientras que el banco suizo UBS da una cifra aún menor del crecimiento de la demanda, de 1,1 millones de barriles diarios. Estas variaciones son muy importantes para los inversionistas y analistas que intentan estimar cuándo terminará el exceso de oferta.
     
    “Estamos caminado sobre una línea muy delgada, en la que una ligera diferencia en las presunciones es capaz de llevar al mercado petrolero a una escasez de oferta tan pronto como mediados de 2016 o tan tarde como (...) principios de 2017”, dice Pascal Menges, gestor del Lombard Odier Energy Fund.
     
     
     
    Fuente: WSJournal.com
     
     
  • Se produjeron 885.000 Barriles de petróleo en promedio diario en el 2016

    Foto de ShellFoto de ShellEl Ministerio de Minas y Energía informó que el país alcanzó una producción promedio anual de 885.000 barriles de crudo por día (bpd) en el 2016.
     
    "Tenemos un gran reto este año para reactivar la inversión en actividades exploratorias y en proyectos de adición de reservas de crudo y gas. Nuestros ojos están puestos en el desarrollo de proyectos de recobro mejorado, y en el desarrollo de las actividades de exploración y explotación costa afuera”, afirmó el ministro de Minas y Energía Germán Arce Zapata.
     
    En el pasado mes, el promedio de producción de crudo mensual se ubicó en 837.000 bpd, lo cual significa un 2,1% menos que el registrado en noviembre del mismo año. Las causas del descenso fueron operativas y de orden público, en menor medida.
     
    Por otro lado, la producción promedio mensual de gas correspondiente a diciembre fue de 875 Mpcd (millones de pies cúbicos por día), un volumen menor en 6,4% al de noviembre. Las cifras reflejan situaciones de mantenimiento y el comportamiento de la demanda en los campos Pauto, Floreña, Cupiagua, La Creciente, Chuchupa y Ballena.
     
    La producción de gas promedio anual se ubicó en 975 Mpcd en el 2016.
     
    *Este reporte contiene datos de producción estimada que serán sometidos a procesos de validación.
  • Sector energético, en su punto más 'caliente' desde el descubrimiento del fuego

    Trabajadora de Exxon - Foto Exxon.Trabajadora de Exxon - Foto Exxon.Se prevén grandes cambios en 2016 en el sector energético, principalmente en fuentes de energía como el gas, carbón, energía solar y eólica. Aunque hay una excepción: el petróleo, para el que se pronostica que sigan los bajos precios.
     
    No hay nada en el sector energético que se compare al petróleo en términos de volatilidad, drama geopolítico o pura utilidad. El bajo precio del barril, actualmente en 50 dólares, no durará para siempre, pero tal vez se mantenga así durante el año próximo.
     
    ¿Qué es lo que cambiará a una velocidad histórica en el año 2016? Todo lo demás: el gas, el carbón, la energía solar, la eólica, las baterías, los vehículos.
     
    Cada fuente de energía se abrirá camino por encima de otras compitiendo por mercados, financiamiento, subsidios y políticas favorables.
     
    El carbón es el mayor perdedor, pues los bancos (Citigroup es sólo el más reciente) se niegan a proveer fondos para nuevas plantas. Las nuevas leyes, como el Plan de Energía Limpia del presidente estadounidense Barack Obama, están apuntalando los combustibles menos contaminantes, y el movimiento climático internacional está tratando de reducir a cero las emisiones de carbono en las próximas décadas. Este año se espera que la industria del carbón registre su mayor caída en el consumo.
     
    Más allá de la difícil situación del carbón, el cambio es tan monumental que es difícil saber quién será el ganador. Es más fácil decir quién no ganará la carrera. La energía nuclear no tiene posibilidades, digamos que se mantiene en su sitio sin avanzar, se beneficia de su estatus de fuente de energía con baja huella de carbono pero padece altos costos y la renuencia de la mayoría a tener reactores en sus territorios.
     
    El gas natural es el asesino del carbón, pues tiene precios más bajos que los del carbón como generador de electricidad. La abundancia de gas estadounidense mantendrá bien abastecido el mercado mundial de gas natural licuado hasta 2020. Los bajos precios son excelentes para aniquilar a la competencia, pero pueden perjudicar a los inversionistas.
     
    Las energías renovables han dejado de ser "energías alternativas". La energía solar compite cada año en más y más lugares con la electricidad de origen fósil, y hay que monitorear a China, India y Chile en 2016.
     
    La demanda mundial del sol alcanzó un nuevo récord este año, y la energía solar es esa cosa rara que aman tanto liberales como conservadores en Estados Unidos.
     
    La energía eólica es más barata que el carbón en Alemania y Reino Unido, que planea cerrar todas sus centrales de carbón para 2023.
     
    Lo que nos lleva otra vez al petróleo. Los precios pueden mantenerse bajos gracias a la fuerte producción de Estados Unidos, las renovadas exportaciones iraníes y la estrategia de Arabia Saudita de vender a cualquier precio con el fin de mantener su cuota de mercado. Y hay algo curioso respecto al petróleo que tal vez no hayas notado: en realidad no compite con las otras fuentes de energía. Alimenta a autos, barcos y aviones, mientras que las otras generan electricidad.
     
    Así que el verdadero punto de quiebre para el petróleo, más allá de cualquier desplome en los precios en 2016, es qué tan rápido comenzarán los automóviles a funcionar con electricidad en lugar de gasolina.
     
    Si los vehículos eléctricos unifican el transporte y la generación, la civilización se sumergirá en una contienda energética sin cuartel.
     
    Fuente: Bloomberg
  • Semana negra para el petróleo: se hunde más de un 8% en cuatro jornadas

     En cuatro días, el petróleo acumula un desplome superior al 8% En cuatro días, el petróleo acumula un desplome superior al 8%EL ECONOMISTA - Los futuros de petróleo vuelven a sufrir fuertes pérdidas en la jornada actual. Desde que pasado viernes el Texas buscase superar los 48 dólares y el Brent los 50 dólares, el crudo sólo ha vivido jornadas negras, marcadas por la sobreoferta, el crecimiento de las reservas en EEUU y la falta de confianza en la próxima reunión de la OPEP.
     
    En cuatro días, el petróleo acumula un desplome superior al 8%, que está llevando a los futuros de Brent, para entrega en noviembre, a luchar por mantener los 45 dólares el barril, mientras que el West Texas busca no perder el soporte de los 43 dólares.  
     
    Como explica Hans van Cleef, economista en ABN AMRO, "los elevados inventarios en EEUU sugieren que la sobreoferta continuará más allá de los esperado". Ayer, la Agencia de Energía de EEUU publico un alza de las reservas de 2,3 millones de barriles hasta los 525,9 millones de barriles.
     
    Los analistas habían previsto un aumento cercano a los 900.000 barriles, por lo que los inventarios vuelvieron a sorprender al alza y el petróleo sufre en sus 'carnes' está abundancia. Son varios datos consecutivos en los que la Agencia de la Energía presenta un crecimiento de los inventarios superior al esperado por el consenso del mercado.
     
    El dólar, la OPEP y Rusia
     
    Por otro lado, el fortalecimiento del dólar en las últimas semanas también está jugando en contra del oro negro, cuyo precio está denominado en dólares y, por ende, su demanda depende en parte del tipo de cambio del billete verde. 
     
    Según señala el analista de Commerzbank, Carsten Fritsch, a Reuters, "todavía hay potencial de corrección dado el exceso de posiciones largas abiertas en el petróleo, producto de la esperanza que supuso el posible acuerdo sobre una congelación de la producción de petróleo". 
     
    Pero como comenta Harry Tchilinguirian, estratega de materias primas en BNP Paribas, "hablar el barato, pero la realidad se muestra en el mercado en las agendas de los diferentes países de la OPEP, y estos países no están coordinados". 
     
    El acuerdo para congelar la producción de crudo o incluso ir más allá y recortar la producción parece inviable a día de hoy. Varios países de la OPEP se niegan a implementar medidas de este tipo sino se obtiene una colaboración total de todos los miembros del cártel. Que se dé esta situación es complejo, puesto que Irán tiene la intención de incrementar su producción de crudo hasta recuperar la cuota de mercado que tenía allá por 2011-2012.
     
    Además, Rusia ya ha confirmado que no congelará su producción mientras que le petróleo esté relativamente cerca de los 50 dólares. Si el oro negro se aleja de este valor, Alexander Novak, ministro de Energía ruso, podría entrar en conversaciones con la OPEP para tomar acciones conjuntas. Pero mientras que esto no ocurra, Rusia seguirá bombeando cerca de 11 millones de barriles al día, unas cifras que no se veían desde la Unión Soviética.
     
    ElEconomista.es
  • Sepa quiénes son los principales compradores del petróleo de Venezuela

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

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

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

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

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

    Compradores Venez

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

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

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

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

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

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

    Fuente:americaeconomia.com / Deutsche Welle

  • Shell desinvierte en superficie no esencial de esquistos en la región occidental de Canadá por un monto total de US$1.000 millones

    Foto ShellFoto ShellRoyal Dutch Shell plc, a través de su afiliada Shell Canada Energy ("Shell") anunció hoy que ha acordado vender aproximadamente 206.000 acres netos de propiedades no esenciales de petróleo y gas en la región occidental de Canadá a Tourmaline Oil Corp. por un monto total de aproximadamente $1.037 millones (C$1.369 millones). El pago está compuesto por $758 millones en efectivo y acciones de Tourmaline valoradas en $279 millones. Dependiendo de las aprobaciones de las autoridades reguladoras, se espera que la transacción se complete en el cuarto trimestre de 2016.
     
    Shell
    La superficie incluye 61.000 acres netos en el área de Gundy en el noreste de Columbia Británica, en Canadá, y 145.000 acres netos en el área de Deep Basin en la región centro occidental de Alberta, en Canadá. Los activos constituyen una combinación de terrenos desarrollados y sin desarrollar, junto con la infraestructura relacionada, que producen 24.850 barriles de petróleo equivalente por día (bpe/d) de gas seco y líquidos.
     
    "Shell retiene una posición considerable en esquistos en Canadá y estamos trabajando activamente con vistas a la maduración de nuestra atractiva base de activos esenciales en Montney y Duvernay", dijo Andy Brown, director de Shell Upstream. "Al mismo tiempo estamos fortaleciendo nuestras actividades comerciales en esquistos y creando valor para los accionistas mediante la venta de activos que no se adecúan a nuestros planes de desarrollo a corto plazo".
     
    Shell posee una vasta cartera de propiedades de esquistos con enfoque en América del Norte y Argentina, y en la actualidad está madurando esta cartera como una opción de crecimiento más allá del año 2020 con valor material y considerable potencial a largo plazo.
     
     
    En Canadá, Shell retiene aproximadamente 430.000 acres netos en el prospecto de líquidos Duvernay en Alberta y aproximadamente 218.000 acres netos en el prospecto de gas Montney en el noreste de Columbia Británica.
     
    Shell también tiene posiciones materiales en esquistos en Estados Unidos en las cuencas Permian y Appalachia (Marcellus/Utica) y en Haynesville, y en Vaca Muerta en Argentina.
     
    La producción procedente de la cartera de esquistos en las Américas de Shell, excluyendo los activos vendidos mencionados en este comunicado de prensa, es de aproximadamente 250.000 bpe/d.
     
    PRNewsWire
  • Shell negocia la compra de BG Group

    El acuerdo, que superaría los US$50.000 millones, es consecuencia del desplome de los precios de la energíaEl acuerdo, que superaría los US$50.000 millones, es consecuencia del desplome de los precios de la energíaLa gigante anglo-holandesa Royal Dutch Shell RDSA +0.73%  PLC está en conversaciones avanzadas para adquirir la energética británica BG Group BRGYY +5.68%  PLC, en una transacción que podría ser valuada en más de US$50.000 millones. También es la más reciente señal de cómo la caída de los precios de la energía están sacudiendo a la industria global de hidrocarburos.
     
    BG dio cuenta de las negociaciones en un comunicado, confirmando un reporte previo de The Wall Street Journal. La compañía no hizo comentarios adicionales. El acuerdo podría ser anunciado el miércoles, según fuentes cercanas.
     
    Antes conocida como British Gas, BG tiene una capitalización de mercado de 31.000 millones de libras esterlinas (US$46.000 millones), de acuerdo con la cotización de sus acciones en Londres el martes, antes de que el The Wall Street Journal diera la noticia. Con las primas típicas de estas adquisiciones, la transacción por BG tendría probablemente un valor superior a los US$50.000 millones.
     
    De concretarse, la unión representa la suma de dos compañías que, como otras en la industria, han sido sacudidas por el abrupto derrumbe de los precios del petróleo y el gas desde mediados del año pasado, a medida que los avances tecnológicos y otros factores contribuyen a una oleada de nueva producción alrededor del mundo.
     
    El acuerdo permitiría a las dos compañías europeas eliminar la superposición de costos para compensar los efectos de la caída de precios en sus resultados.
     
    Shell y BG no son las únicas compañías energéticas que están explorando fusiones y adquisiciones para fortalecerse. En noviembre, Halliburton Co. HAL -2.96%  acordó la compra de Baker Hughes Inc., BHI -2.03%  un rival más pequeño en el sector de servicios petroleros, por unos US$35.00 millones. Pero como un indicio de lo difícil que resulta el cierre de estos acuerdos en un contexto de precios tan volátiles, Whiting Petroleum Corp. WLL -0.29%  , una empresa mediana de petróleo y gas, abortó recientemente sus esfuerzos para encontrar un comprador.
     
     
    Shell es uno de los mayores productores de energía del mundo, con un valor bursátil cercano a US$192.000 millones. Además de ser un gran productor de petróleo, es una las mayores compañías de gas natural, con una producción de más de tres billones de pies cúbicos en 2014, aun cuando esa cifra representó una baja de 4% respecto del año previo. BG, por su parte, opera en 24 países, según su sitio web, entre ellos Honduras, Colombia, Brasil, Bolivia y Uruguay en América Latina.
     
    Además de los potenciales recortes de costos que permitiría, la combinación con BG le daría a Shell acceso a reservas de gas de primera calidad y lo que la ayudaría en la dura competencia ante rivales como Exxon Mobil Corp. XOM +0.73%  y Chevron Corp. CVX +1.52%
     
    Las conversaciones sobre este acuerdo surgieron después de que Shell redujera sus ambiciones de convertirse en un importante productor de gas de esquisto. El proceso de fracturación hidráulica, o fracking, que utiliza arena y fluidos para fracturar el esquisto y liberar los hidrocarburos, ha creado un auge de gas y petróleo en EE.UU. Pero Shell y sus otros grandes rivales han fracasado en gran medida en su intento por beneficiarse del auge luego de adquirir activos de esquisto que resultaron infructuosos.
     
    Shell se ha estado deshaciendo de algunos de esos campos, y también dando un paso atrás en el desarrollo de esquisto en Europa y China. Una inversión en BG permitiría volver a concentrar las operaciones de gas de Shell en los grandes proyectos en alta mar en los que tiene una historia de desarrollo rentable.
     
    Desde que se hizo cargo de Shell a principios de 2014, el presidente ejecutivo, Ben van Beurden, había estado tratando de reducir los costos en la empresa luego de años en que esos gastos afectaron sus márgenes de beneficio.
     
    En enero, la compañía dijo que recortaría el gasto previsto durante los próximos tres años en US$15.000 millones.
     
    La reducción de costos ha creado otra preocupación entre algunos inversionistas que podría ayudar a explicar su interés en BG: que los recortes de los gastos de exploración puedan obstaculizar la capacidad de Shell para crecer en el largo plazo.
     
    El año pasado reemplazó sólo 26% del petróleo y el gas que bombeó, y una adquisición sería la manera más rápida de adquirir nuevos recursos.
     
    La compra de BG daría también a Shell acceso a preciados activos de petróleo costa afuera de Brasil, además de importantes recursos de gas no desarrollados en el este de África y un masivo proyecto de gas natural licuado en Australia.
     
    Shell ha estado interesada en entrar en proyectos de gas en África oriental, pero su oferta fue superada hace unos años, y no tiene una gran posición en Brasil. La división de venta y marketing de gas natural de BG también puede encajar bien con la cartera de gas de Shell y su experiencia en el negocio de gas natural licuado.
     
    Por Dana Mattioli y Shayndi Raice
     
    Fuente; WSJournal.com
     
  • Siete pozos que resolverían el déficit de gas natural del país

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

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

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

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

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


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

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

    POTENCIAL DE LOS PROYECTOS

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     

    Fuente: Portafolio.co

  • Sigue la descolgada del precio del petróleo

    Precios OilEl exceso de oferta por parte de los principales productores de crudo sigue causando una pérdida de su valor en los mercados mundiales y se cotiza en los niveles más bajos desde el 2009.
     
    El petróleo de Texas (WTI) volvió a caer ellunes con fuerza un 3,28 % y cerró en 55,91 dólares el barril, por debajo de la barrera psicológica de los 56 dólares, su nivel más bajo desde mayo de 2009. Al término de la sesión en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del petróleo WTI para entrega en enero próximo cayeron 1,90 dólares respecto al precio de cierre del viernes.
     
    El crudo de referencia en el país continuó la caída libre y terminó en niveles que no veía en más de cinco años pese a que durante la jornada se conoció un dato mejor de lo esperado sobre la economía estadounidense.
     
    La producción industrial creció un 1,3 % en noviembre y logró su mayor aumento mensual desde mayo de 2010, por encima del 1 % que esperaban los analistas, según publicó la Reserva Federal, que revisó al alza el dato de octubre.
     
    Por su parte, el barril de crudo de Brent para entrega en enero, de referencia en Europa y el resto de los mercados internacionales, cerró en Londres en 61,06 dólares, un 1,26 % menos que al término de la sesión anterior. El barril de Texas está muy por debajo de los 102,53 dólares de máximo anual que tuvo en junio pasado, antes de que el precio del petróleo WTI, de referencia en Estados Unidos, comenzara a caer, con un descenso que se agudizó a fines de septiembre pasado.
     
    La razón de este desplome se debe a un exceso de la oferta de los principales productores y en el caso de Estados Unidos, además, por el importante incremento registrado en los últimos años en la producción de petróleo de yacimientos de esquisto ("shale"). Por su parte, los contratos de gasolina para entrega en enero bajaron 3 centavos hasta 1,57 dólares el galón, mientras que los de gasóleo de calefacción para entrega ese mismo mes descendieron 2 centavos y cerraron en 2 dólares el galón.
     
    Finalmente, los contratos de gas natural para entrega en enero, que también se toman como referencia, terminaron la jornada con un descenso de 9 centavos y cerraron en 3,71 dólares por cada mil pies cúbicos.
     
    Con EFE/portafolio.co
  • Sin el petróleo, la industria crecería 1,6% a septiembre

    Según los empresarios, los principales obstáculos están liderados por la tasa de cambio, la falta de demanda, el costo de las materias primas, la alta competencia y la falta de infraestructura y desarrollo logístico.La Encuesta de Opinión Industrial, dada a conocer por la Asociación Nacional de Industriales (Andi), arrojó que la producción manufacturera crecerá 1,6% en los primeros nueves meses del año, sin tener en cuenta la refinación de petróleo.

    Sin el petróleo, la industria crecería 1,6% a septiembre - Foto planta ReficarSin el petróleo, la industria crecería 1,6% a septiembre - Foto planta ReficarSi se suma el aporte de Reficar a la producción industrial, el crecimiento sería de 4,4%, las ventas totales tendrían un crecimiento de 3,8% y las ventas hacia el mercado interno lo harían en 4,4%.
     
    En el caso de las ventas totales, solo crecerían 0,2% sin la refinación y 0,4%, las ventas al mercado interno. La Andi insistió en “la importancia de que el resultado final del proyecto que se va a discutir en el Congreso sea una reforma tributaria estructural cuyo principal enfoque esté en alcanzar un sistema amigable para el crecimiento económico y la inversión, contribuyendo a la sostenibilidad de las finanzas públicas”.
     
    “En este punto, debemos reiterar la necesidad de reducir las tarifas corporativas, teniendo en cuenta que se busca ampliar la base gravable al reducir rentas exentas y que en la tasa efectiva se debe incluir la tarifa combinada de la empresa y los socios”, completó la Andi.
     
    Proyectos de inversión
     
    Frente a los proyectos de inversión para el año venidero, la Eoic determinó que el 47,7% de los empresarios encuestados desarrollan o tienen previsto emprender iniciativas en 2017. 
     
    El 47,1% no desarrollará proyectos de inversión y 5,2% estima que esos planes fueron aplazados. El porcentaje de respuestas afirmativas es mayor al obtenido hace un año, siendo que en septiembre de 2015 era 42,1%. De otra parte, el 67,1% consideró que la situación actual de su empresa es buena.
     
    Colprensa
  • Slim el petrolero

    Carlos Slim 002El multimillonario Carlos Slim se la juega ahora en el negocio de hidrocarburos y empieza a consolidar sus inversiones en este sector.
     
    En momentos en que el negocio petrolero está en crisis y que muy pocos inversionistas se arriesgan a poner allí sus recursos, el multimillonario Carlos Slim, segundo hombre más rico del mundo, según Forbes, acaba de hacer una jugada maestra que le permitirá aprovechar la reforma energética puesta en marcha en México.
     
    Reconocido no solo por su fortuna de US$77.100 millones, sino porque buena parte de esta la ha amasado con negocios en el sector de telecomunicaciones, ahora Slim decidió mover sus fichas hacia la industria petrolera, que no le es desconocida.
     
    Slim acaba de fusionar sus empresas de infraestructura y perforación: Carso Infraestructura, Carso Construcción y Perforación y Condumex Perforaciones, en la compañía Carso Oil & Gas, creada recientemente para capitalizar las oportunidades que se avecinan con la apertura de la industria petrolera en México, lo que podría convertirlo en uno de los principales jugadores privados del sector.
     
    Su nueva estrategia le permitirá participar de las licitaciones de campos petrolíferos que se prevén en el nuevo escenario energético de ese país e, inclusive, competir o trabajar de la mano con Pemex, la petrolera estatal.
     
    Este es un negocio en el que el magnate mexicano ha incursionado sin hacer mucho ruido, pero con el que ya hace presencia en Colombia, Estados Unidos, Argentina y, por supuesto, México. 
     
    Al negocio petrolero colombiano ingresó en febrero de 2011 con la compra de 70% de la petrolera Tabasco Oil Company, que tiene una concesión para explorar y explotar yacimientos en los Llanos Orientales. 
     
    Contrario a lo que les sucedió a muchas compañías del sector en el país, la empresa de Slim registró resultados positivos en 2014, de acuerdo con el reporte hecho a la Superintendencia de Sociedades. Los datos indican que sus ingresos operacionales alcanzaron $7.065 millones al cierre de diciembre del año pasado, mientras sus utilidades netas se situaron en $7.535 millones.
     
    Un año después de incursionar en el mercado colombiano, en junio de 2012 la empresa de Slim decidió invertir en Argentina y allí compró 8,4% de las acciones de YPF por más de US$300 millones, una movida que se convirtió en una de las más importantes del multimillonario en ese sector. 
     
    Aunque hoy ya no mantiene ese porcentaje en la petrolera argentina, porque a finales del año pasado decidió vender 10 millones de acciones, aún mantiene presencia en ese mercado, pues posee una participación de 5,6%.
     
    En Estados Unidos es accionista de una empresa especializada en la perforación de pozos, que tiene contratos en varios países de América Latina, entre ellos Argentina y México y que opera bajo el nombre Allis-Chalmers.
     
    Pero no todo ha sido color de rosa para Slim en su faceta petrolera. También tuvo una experiencia poco “rentable” en este negocio con la compra –en 2009– de 60% de la firma Bronco Drilling México, la cual tuvo que vender dos años después por sus pobres resultados.
     
    Hoy las condiciones del mercado mexicano le permiten a Slim jugársela en una actividad que, a pesar de la caída en los precios, se perfila como una de las jalonadoras del crecimiento de la economía.
     
    Fuente: Dinero.com
     
  • Stock en EE.UU. opacó acuerdo de OPEP y el petróleo cerró semana en baja

    El petróleo cerró hoy en leve alza, sin embargo, el acumulado semanal terminó en rojo,  presionado por un aumento de los inventarios globales que  contrarrestó el optimismo por los esfuerzos de la OPEP para reducir el superávit mundial de crudo.     
     
    Los precios también fueron presionados por un avance del dólar.Los precios también fueron presionados por un avance del dólar.Los futuros del petróleo West Texas Intermediate (WTI) de Estados Unidos subieron 4 centavos de dólar, hasta los u$s 53,40 el barril.                
     
    Los futuros del Brent cerraron con una alza de 16 centavos o un 0,3%, a u$s 55,81 por barril.      
     
    Ambos referenciales terminaron la semana en baja: el precio del barril del WTI cayó un 1% y el del Brent un 2%. En lo que va del año los precios se mantienen dentro de una franja promedio de alrededor de u$s 1,30 por barril.                                    
     
    La semana estuvo marcada por un nuevo incremento en el número de plataformas petroleras en Estados Unidos -por quinta semana  consecutiva- según datos de Baker Hughes.
     
    Esto se debe a que las compañías estadounidenses buscan aprovechar el alza los precios, por encima de 50 dólares desde que la OPEP acordó un recorte del bombeo, que permite retomar proyectos antes no rentables.                
     
    El mercado de petróleo fue presionado también por una segunda semana de avances del índice dólar, que subió el viernes haciendo que el crudo -que se transa en esa moneda- se encarezca para tenedores de otras divisas.
     
     
    ElCronista.com
  • Sube el petróleo aunque sigue preocupando el acuerdo de la OPEP

    El petróleo se aparta de mínimos aunque las dudas en cuanto al acuerdo de la OPEP limitan las ganancias - Foto lPlataforma Gulfalk - StaOilEl petróleo se aparta de mínimos aunque las dudas en cuanto al acuerdo de la OPEP limitan las ganancias - Foto lPlataforma Gulfalk - StaOilInvesting.com– Los precios del petróleo repuntaron este miércoles con respecto a los mínimos registrados esta noche, aunque las preocupaciones suscitadas en torno a los obstáculos a los que se enfrenta el acuerdo de reducción de la producción de la Organización de Países Exportadores de Petróleo han limitado las ganancias.
     
    El petróleo se ha situado en 51,17 USD por barril a las 9:44, hora de Londres (las 10:44 en España), con un avance del 0,51 % o 26 centavos desde su último cierre, tras haber registrado mínimos en 47,04 USD anteriormente.
     
    El petróleo Brent de referencia se situó en 54,20 USD por barril, avanzando un 0,45% o 23 centavos, tras haber registrado mínimos intradía en 53,35 USD.
    Los precios del petróleo cerraron la jornada del martes con pérdidas de más del 1,5%, pues los traders recogían los beneficios del pronunciado repunte después de que la OPEP llegara a un acuerdo para reducir la producción por primera vez en ocho años.
     
    El acuerdo supondrá una reducción de la producción del cártel petróleo de 1,2 millones de barriles al día y entrará en vigor desde enero de 2017.
     
    El acuerdo incluía también una acción coordinada con los países no miembros de la OPEP, incluida Rusia, de los que se espera que reduzcan su producción en 600.000 barriles al día.
     
    Rusia se ha comprometido a reducir “paulatinamente” la producción en 300.000 barriles al día el año que viene.
    Sin embargo, se han suscitado dudas acerca de si estas reducciones serán eficaces a la hora de frenar la superabundancia que ha hecho bajar los precios durante los dos últimos años.
     
    La producción de petróleo sobrepasa el consumo en 1-2 millones de barriles al día desde finales de 2014.
     
    Tanto la OPEP como Rusia han anunciado que la producción ha registrado máximos desde que se ha anunciado el acuerdo, lo que contribuye a los temores de que la superabundancia global podría persistir bien entrado 2017.
     
    Los inversores dirigen ahora la atención hacia una reunión entre los países miembros y no miembros de la OPEP que se celebrará en Viena el próximo día 10 para ultimar los detalles del acuerdo.
     
    Este miércoles, el ministro del petróleo de Nigeria, Emmanuel Ibe Kachikwu, anunció que el acuerdo de la OPEP para limitar la producción seguirá adelante incluso si sólo Rusia se compromete a reducir su producción en esta reunión.
     
    Sin embargo, algunos analistas han afirmado que los recortes probablemente provoquen que otros productores, especialmente los de petróleo de esquisto de Estados Unidos, aumenten su producción.
     
    Los analistas dudan también acerca de si el acuerdo se materializará, pues la OPEP no tiene autoridad para hacer que sus miembros lo cumplan.
     
    Los inversores aguardan la publicación del informe semanal sobre reservas de petróleo de Estados Unidos de la Administración de Información Energética para conocer nuevos indicios acerca de las reservas y la demanda.
     
    Investing.com
  • Sube el petróleo; el aumento de la perforación en EE.UU. limita su avance

    Lights 678368 640Investing.com – Los precios del petróleo han subido durante la mañana de la jornada de negociación de este lunes en Europa, aunque las ganancias han sido limitadas ya que las previsiones acerca de un aumento de la producción de Estados Unidos han lastrado el mercado.
     
    Las noticias de que Estados Unidos ha impuesto nuevas sanciones sobre algunos individuos y entidades iraníes días después de que la Casa Blanca diera un toque a Teherán acerca del ensayo de misiles balísticos han respaldado las ganancias.
     
    En el New York Mercantile Exchange, el petróleo para entrega en marzo se situó en 53,98 USD por barril, con un avance de en torno a un 0,3% o 15 centavos a las 4:20, hora de la costa este (las 10:20 en España).
     
    Por otra parte, en el ICE Futures Exchange de Londres, el petróleo Brent para entrega en marzo se negoció a 56,88 USD por barril, con un avance de en torno a un 0,1% u 8 centavos.
     
    El proveedor de servicios petroleros Baker Hughes anunció el viernes que la producción de petróleo de los yacimientos activos de Estados Unidos aumentó en 17 la semana pasada, la decimotercera subida semanal en las últimas 14 semanas.
     
    Esto sitúa el recuento total en 583, la cota más alta desde noviembre de 2015.
     
    Estos datos suscitaron preocupaciones en torno a si el actual repunte de la producción de petróleo de esquisto de Estados Unidos puede desbaratar los esfuerzos de otros productores para requilibrar la oferta y la demanda global de petróleo.
     
    Los futuros se han estado moviendo en un estrecho rango en torno a mínimos de 50 USD durante el mes pasado pues la confianza de los mercados del petróleo se ha visto zarandeada entre las esperanzas de que las reducciones de la producción anunciada por los principales productores pueda frenar la superabundancia de reservas y las expectativas de un repunte de la producción de petróleo de esquisto de Estados Unidos.
     
    Países productores miembros y no miembros de la OPEP han empezado fuerte a la hora de reducir sus niveles de producción de petróleo en el marco del primer acuerdo de este tipo en más de una década, según han anunciado los ministros de la energía este domingo, pues los productores van a frenar la superabundancia de reservas y respaldar los precios.
     
    El 1 de enero marca el comienzo oficial del acuerdo entre países miembros y no miembros de la OPEP en noviembre del pasado año, incluido Rusia, para reducir la producción en casi 1,8 millones de barriles al día.
     
     
    El acuerdo, en caso de llevarse adelante, debería reducir las reservas globales de petróleo en torno a un 2%.
     
    Por otra parte, en el Nymex, los futuros sobre gasolina para entrega en marzo subieron 0,9 centavos o un 0,6% hasta 1,570 USD por galón, mientras que el carburante para calefacción para entrega asimismo en marzo subió un 0,6% o 0,9 centavos, hasta 1,674 USD por galón.
     

    Investing.com 

    Los futuros de gas natural para entrega en marzo se apuntaron un alza del 0,1% o 0,2 centavos hasta 3,065 USD por millón de unidades térmicas británicas.
     
  • Sube el precio del petróleo: alivio momentáneo para Minhacienda y los viajeros

    Ministro de Hacienda Mauricio CárdenasMinistro de Hacienda Mauricio CárdenasAnimado por toda clase de chismes y rumores, el último día de noviembre no era uno para estar tranquilo en el volátil mercado del petróleo. El centro del torbellino estaba en la anunciada reunión de los productores de Opep en Viena, a donde llegaban para poner sobre la mesa y con números el milagro alcanzado en Argelia dos meses antes. Los escépticos eran los más, conociendo las rivalidades políticas, sociales y hasta religiosas de los miembros del cartel. Pero un nuevo milagro saltó a los cuatro vientos cuando uno de los presentes le cantó soto voce a Reuters que se había logrado lo impensable: ponerse de acuerdo sobre el recorte de la producción de 1,2 millones al día, hasta 32,5 millones de barriles. La euforia se apoderó entonces de los mercados y los computadores empezaron a registrar aumentos hasta de 8 % en los alicaídos precios del Brent y 7 % en el WTI. En Colombia la euforia se tradujo en un dólar $80 más barato ($3 085,02) que representó una apreciación del peso de 2,5 % en un día. En el Ministerio de Hacienda se vislumbró una cierta sonrisa.
     
    El camino al consenso fue muy difícil, con precios a la mitad de hace dos años: poner a 14 de acuerdo sobre cómo repartir los recortes era casi una misión imposible. En ocho años no se había podido. Para empezar, la vieja rivalidad entre Arabia Saudita e Irán. Mientras Riad busca ser el primero en el mercado, y sacar de taquito a los nuevos rivales de la fracturación hidráulica estadounidenses, para lo cual montó hace dos años esta estrategia que alcanzó a llevar hasta 20 dólares los precios del crudo, en Teherán se busca recuperar la influencia perdida por el embargo sancionatorio de sus proyectos nucleares.
     
    Para salvar el acuerdo en Viena, Arabia Saudí aceptó “darse el lapo” y de los 1,2 millones del recorte, contribuirá con unos 500.000 bpd -bombeará 10,06 millones de bpd.- mientras Irán aumentará levemente su producción desde los niveles de octubre. Clara victoria para Teherán. Los aliados saudíes, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait y Qatar lo rebajarán en un total de 300.000 bpd. E Irak, que había estado pidiendo una mayor producción para financiar el combate con Isis, decidió sorpresivamente rebajar el bombeo en 200 000 bpd.
     
    Ahora los no-Opep. Según Mohammed bin Saleh al Sada, el ministro catarí de Energía e Industria, quien dirigió la reunión, los productores fuera del cartel contribuirán con 600 000 barriles, de los cuales 300 000 corresponderán a Rusia. Con ellos se reunirán el 9 de diciembre para dejar en firme lo acordado. Así las cosas, saldrían del mercado 1,8 millones de bpd, el 2 % de la producción mundial.
     
    Si todos cumplen. Y los miembros de Opep no tienen mala fama a la hora de respetar las cuotas. De hecho, antes de la cita de Viena, todos trataron de llegar bombeando más allá de lo habitual. Para la muestra, las petroleras de Arabia Saudí e Irán estuvieron haciendo negocios con Asia y llenando sus cargueros de petróleo tan rápido como pudieran. Irán ha tratado de vender su crudo en India y ha abierto nuevos producción en nuevos campos de petróleo y gas. Los demás no se quedaron atrás.
     
    Pero la necesidad de ingresos, los llevó a los “sacrificios”.  Los bajos precios han significado menores márgenes, pérdidas, cierre de pozos y  ajustes de cinturón. Arabia Saudí, arquitecta de la estrategia contra los esquitos de Estados Unidos, ha tenido que buscar la diversificación de la economía, lanzar bonos para financiarse, y privatizará el 5 % de la estatal Aramco, valorada en 2 billones de euros.   Argelia, Libia, Nigeria o Venezuela la están pasando peor. Nicolás Maduro ha tocado todas las puertas de Opep reclamando desde hace años un crudo sobre los 70 dólares para poder cuadrar sus cuentas. Que parecen incuadrables a estas alturas.
     
    Colombia, que no es socio de Opep también ha pagado los platos rotos. La renta petrolera pasó de 23 billones en el 2013 a ¡¡ Cero pesos este año!!  Y así se proyecta para el que viene. En los dos últimos años la devaluación ronda 42 %, la inflación de 6,77 % en el 2015 ya va por 5,19 % en los diez primeros meses del 2016. En cuanto a crecimiento económico en el primer semestre de este año apenas fue 2,3 % superior al del mismo periodo del 2015 y para el año entrante el gobierno proyectó en el presupuesto un modesto crecimiento anual de 3,5 %.
     
    En el presupuesto de 2017 por 224 billones de pesos aprobado por el Congreso 19 de octubre, el precio del crudo se proyectó en 47,5 dólares por barril. Allí se reflejan los estragos que en alguna parte ha contribuido sus bajos precios. Habrá que recortar en 10% la inversión, mientras la deuda se lleva un 24% del presupuesto total —$ 54,34 billones, un aumento de $ 7,14 billones (15,1 %) con respecto a lo presupuestado en 2016—. Porque para financiar el hueco se ha tenido que recurrir a endeudamiento interno y externo. De hecho, en reciente decreto, el Ministerio incrementó el monto de emisión de títulos TES previsto para el 2016 a 39,04 billones de pesos, desde uno previo de $31,04 billones con miras, dice, a financiar anticipadamente 8 billones de los gastos previstos para el 2017. Que además, tienen en remojo a la reforma tributaria estructural contemplando impuesto hasta para las gaseosas y un IVA de 19 % que se está debatiendo en el Congreso.
     
    Precios petroleros por encima de 50 dólares serían un alivio en las dificultades. Algunos analistas se atreven a pronosticar que si se mantienen en ese nivel nos podríamos acercar a un crecimiento de 4 % en 2018 y que la reducción de los déficits de la cuenta corriente y fiscal será mayor a la proyectada por organismos de crédito multilaterales.
     
    En este punto la pregunta es qué posibilidades hay que el acuerdo de Viena logre mantener precios por encima de 50. El panorama no es claro. La fuerte competencia que se avecina podría restarle influencia a un recorte que resultaría insignificante en un mercado global con una oferta desbordada. Sin olvidar que los mejores precios pueden animar a los productores de Estados Unidos a incrementar su producción. Así lo prevé Harold Hamm, el rey del fracking que ahora es asesor de política energética de Donald Trump. Aunque estima que ese aumento se demoraría unos 18 meses. Y, si revivimos la historia, la incertidumbre es mayor porque hay una idea no escrita que en el cartel hasta el más pequeño de los acuerdos puede ser violado con astutas maquinaciones.
     
    Ahora, algo muy importante ha quedado cuando se corre el telón en Viena: Arabia Saudí ha bajado las lanzas en la que fue la gran batalla de su anciano exministro de petróleo Alí al Naimi por no dejarse arrebatar una parte del mercado de los productores de esquisto de estadounidenses, y que eso ha sido suficiente para impulsar el crudo en los mercados de commodities alrededor del mudo. De pronto, eso también podría ser suficiente para que con un dólar menos caro, el viaje con los niños a Disneyworld le salga un poco más barato este fin de año.
     
     
    Ls2Orillas.com
  • Sube precio del petróleo ante disminución de inventarios estadounidenses

    Foto de ExxonFoto de ExxonPL - Los precios del petróleo ascendieron ayer ligeramente luego de conocerse que los inventarios estadounidenses incrementaron menos de lo esperado.
     
    El Brent cotizó a 47,11 dólares el barril, mientras que el West Texas Intermediate se ubicó a 44,93 dólares el barril.
     
    Según el Instituto Americano del Petróleo (API), las existencias de crudo en Estados Unidos ascendieron en 1,4 millones de barriles, cifra que difiere de un pronóstico anterior que señalaba un incremento de 3,8 millones de toneles.
     
    Sin embargo, la Agencia Internacional de Energía (AIE) publicó en esta jornada que las inversiones globales en extracción y producción de petróleo y gas podrán caer un 24 por ciento este año, con pocos indicios de mejoría en 2017.
     
    Agregó el reporte de la AIE, que en 40 años es la primera vez en 24 meses consecutivos disminuye la inversión en extracción y producción de petróleo y gas, la cual excedió los 300 mil millones de dólares.
     
    La canasta de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) cayó a 42,91 dólares, con relación al lunes donde se ubicó a 44,53 dólares.
     
    Hidrocarburosbolivia.com
     
  • Suben las proyecciones del precio crudo al reducirse los temores a la sobreoferta

    Foto cortesía RepsolFoto cortesía RepsolLONDRES (EFE Dow Jones)--Los analistas están nuevamente aumentando sus previsiones de los precios del petróleo, lo que refleja la menor preocupación por el exceso de oferta de crudo.
     
    Esto reduce la presión sobre los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, que se reunirán el jueves, tras meses de intenso debate sobre los niveles de producción del grupo.
     
    Los bancos de inversión consultados por The Wall Street Journal elevaron su previsión de precios en mayo por tercer mes consecutivo y ahora predicen que el barril de crudo Brent, la referencia internacional, valdrá de media US$43 en 2016. La nueva cifra es US$2 superior a la de abril. El sondeo a 13 bancos de inversión prevé que el precio medio del barril de West Texas Intermediate, la referencia en Estados Unidos, sea de US$41 este año y de US$55 en 2017.
     
    “El mercado conspira para ayudar a la OPEP”, señala Doug King, director de inversiones de RCMA Asset Management y gestor del fondo de cobertura Merchant Commodity de esa empresa, que maneja US$240 millones. “Si yo estuviera en los zapatos de los saudíes, estaría bastante contento en este momento”.
     
    Los precios del petróleo superaron el umbral de US$50 por barril el jueves por vez primera desde noviembre y el martes el crudo WTI para julio se anotaba un 0,6% a US$49,62 por barril y el Brent para agosto perdía un 0,2% a US$50,24 por barril.
     
    El casi medio año de precios a la baja ha reducido el precio medio del año, pero los analistas esperan una trayectoria más positiva para la segunda mitad del ejercicio y para el cuarto trimestre de 2016 creen que el barril de petróleo negociará en US$48, frente a la predicción de US$47 de abril.
     
    Sin embargo, la senda hacia unos precios estables será volátil, ya que los bancos sondeados creen que el barril de Brent valdrá de media US$43 en el tercer trimestre, un nivel inferior al actual.
     
    Los analistas consideran que los cortes de suministro como los que se deben a la inestabilidad en Nigeria se reducirán, por lo que el crudo volverá a inundar los mercados. Además, la producción de algunos integrantes de la OPEP también está al alza, como la de Irán, que la está incrementando tras el fin de las sanciones internacionales al país en enero.
     
    Y la OPEP se enfrenta a otro viejo conocido: la producción de petróleo de esquisto estadounidense. Los yacimientos del país tienen gran número de pozos perforados que no se han activado porque el barril a US$50 no los hace rentables, según Citigroup. La reciente recuperación de los precios podría liberar 400.000 barriles al día, como mínimo, de producción nueva en Estados Unidos, agregó el banco.
     
    Por GEORGI KANTCHEV
     
    WSJournal.com
  • Suben los precios del petróleo por caída de los inventarios de Estados Unidos

    Debido a una caída en los inventarios de crudo del mayor productor mundial, Estados Unidos, este martes los precios del petróleo registraron una suba. Aun así, las ganancias del sector fueron limitadas por la reapertura del mayor campo petrolero de Libia, en un marco de exceso de oferta global que desde 2014 mantiene una tendencia a la baja de los precios.
     
    Estados Unidos es el mayor productor de petróleo, y su actividad impacta sobre los fluctuantes precios del crudo, en un marco de sobre oferta global.- Foto Plataforma ChevronEstados Unidos es el mayor productor de petróleo, y su actividad impacta sobre los fluctuantes precios del crudo, en un marco de sobre oferta global.- Foto Plataforma ChevronSin embargo, y para hacer frente a esto, el principal cartel petrolero, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), junto a países no miembros como Rusia, vienen llevando a cabo un pacto de congelamiento de la producción. Este consiste en reducir el bombeo en cerca de 1,8 millones de barriles por día entre enero de este año y marzo de 2018. Los efectos del pacto petrolero para repuntar los precios han sido cuestionados desde un principio porque justamente Estados Unidos es un factor decisivo en el comportamiento de los mismos.
     
    Aunque se espera la publicación por parte del Instituto Americano del Petróleo (API, por su sigla en inglés), que será revalidada por los datos gubernamentales de la Administración de Información de Energía (EIA) este miércoles, se prevé un descenso en los inventarios de crudo de Estados Unidos en 3,4 millones de barriles la semana pasada. Alcanzando el octavo descenso semanal consecutivo.
     
    El conocimiento de estos datos impactó en los mercados provocando una suba en los precios. El crudo Brent escaló un 0,4 % para venderse a 51,87 dólares por barril. Los futuros del West Texas Intermediate (WTI), para septiembre ganaron un ,6 % y cerraron a 47,64 dólares por barril.
     
    Mientras, otra noticia conocida ayer, fue la reapertura del campo petrolero Sharara de Libia, que bombeaba hasta 280.000 barriles por día (bpd) en las últimas semanas. Su reapertura podría implicar una suba en la producción de la OPEP.
     
    El rol de Estados Unidos frente al pacto de la OPEP
     
    Estados Unidos no sólo no forma parte del acuerdo que busca reducir la sobre oferta de crudo, sino que sostiene una política contraria. Donald Trump declaró meses atrás que estaría revisando las normas legislativas que limitan el desarrollo energético, para eliminar las restricciones que impiden una mayor producción de petróleo, gas, carbón y otros tipos de energía.
     
    De acuerdo a información publicada por Bloomberg, Trump plantea permitir perforaciones en el mar de Chukotka y en la mayor parte del mar de Beaufort (en el océano Ártico) y en docenas de cañones submarinos de la costa este (océano Atlántico). En su intención de “dominar” la producción energética mundial Trump se mostró decidido a avanzar sobre un área que fue denominada por Barack Obama como "una zona vedada indefinidamente para futuros arrendamientos de petróleo y gas".
     
    Muchos analistas se preguntan si Estados Unidos ¿es el principal beneficiado por el pacto de congelamiento de la producción impulsado por la OPEP?
     
    La pregunta es válida, para intentar reflotar los precios del petróleo que años atrás superaban los 100 dólares por barril y en la actualidad se encuentran entre 47 y 52 dólares (es decir cayeron a la mitad), desde la OPEP decidieron limitar su producción. Pero Estados Unidos no forma parte del cartel ni se propuso limitar su producción, tiene una suerte de “juego propio”.
     
    En ese sentido, la producción de crudo de Estados Unidos ha superado los 9,5 millones de barriles por día (bpd), su nivel más alto desde julio de 2015. Aunque se espera que esta producción encuentre límites y comience a caer, mientras los precios suban el mayor productor petrolero saldrá beneficiado. A pesar de los planes de Trump sobre ir hacia una dominación energética mundial, lo cierto es que en la actualidad un elemento decisivo que pincha los precios petroleros es el exceso de oferta, pero otro factor importante es el especulativo ya que el precio de este commodity fluctúa de acuerdo con el ánimo de los mercados.
     
     
    laizquierdadiario.com
  • Supersociedades ordenó a Pacific a pagarle a los acreedores colombianos

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

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

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

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

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

    Los reclamos inversionistas minoritarios de Pacific

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

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

    Fuente: Elespectador.com

  • Suspende la producción de 81 pozos de Rubiales

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

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

     

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

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

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

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

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

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

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

     

    Por: Paisminero.co / CP – Ecopetrol


     

  • Taladros petroleros: solo el 8% se encuentra operando

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

    PLATAFORMA DE SHELLPLATAFORMA DE SHELLLos precios internacionales del petróleo tuvieron uno de sus peores días, al caer la cotización de esta materia prima un 5,13 por ciento en la bolsa de Nueva York (referencia WTI), luego de conocerse un aumento semanal en las reservas de crudo de Estados Unidos que no anticipaban los analistas.
     
    Similar situación ocurrió con el barril de petróleo Brent en Londres, de referencia para Colombia, que cerró este miércoles en el mercado de futuros en 48,06 dólares, un 3,93 por ciento menos que al término de la sesión anterior.
     
    La caída de este miércoles está ligada al anuncio de que la semana pasada las reservas comerciales de petróleo de Estados Unidos subieron en 3,3 millones de barriles y se situaron en 513,2 millones, según datos del Departamento de Energía.
     
    La cifra sorprendió a los analistas, que estimaban una reducción de 3 millones de barriles. Las existencias de crudo se encuentran en niveles de récord histórico para esta época del año, según las cifras oficiales. Se trata de la primera alza, tras ocho semanas consecutivas de descensos en las reservas de petróleo.
     
    La acción de Ecopetrol fue la que más bajó, con un retroceso del 2,14 %, reflejando el descenso en los precios mundiales del crudo
     
    El aumento dado a conocer este miércoles es el primero después de ocho semanas consecutivas de descensos en las reservas de crudo. 
     
    Pero, además, el Departamento de Energía dio a conocer que también hubo un crecimiento semanal en las reservas de gasolina, en 3,3 millones de barriles, por encima de los 250.000 barriles de aumento que esperaban los analistas. El precio de cierre de hoy es el segundo más bajo en lo que va de año. 
     
    El pasado 4 de mayo el precio del barril del WTI terminó en 45,52 dólares. 
     
    El efecto del descenso se vio en las acciones de varias compañías petroleras mundiales y en el caso de Ecopetrol, la acción de la compañía fue la que más bajó en la jornada bursátil de la Bolsa de Valores de Colombia, al retroceder un 2,14 por ciento y ubicarse en 1.370 pesos, por debajo del nivel del precio de venta al que salió cuando la compañía fue democratizada.
     
    ELTIEMPO.COM
  • Tarifas de transporte de crudo bajarán por orden presidencial

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

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

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

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

    Una vieja petición


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

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

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

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

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

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

    Depende del oleoducto


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

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

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

    Fuente: Portafolio.co

     

     

     

  • Tensión en los mercados en vísperas de cumbre de la Opep

    OpepEste miércoles 26 de noviembre se realizará la reunión del cártel de productores de petróleo para definir si reducir el volumen de extracción.
     
    Todas las miradas están puestas en Viena, donde se realizará este miércoles la esperada reunión de la Opep, Organización de Países Exportadores de Petróleo, y se decidirá si finalmente reducen la producción de estos países para tratar de influir en los precios internacionales, que ayer se mantenían por debajo de los 80 dólares por barril tanto en la referencia Brent como en la WTI.
     
    Previo a la reunión el canciller de Venezuela, Rafael Ramírez, aseguró que hay una gran preocupación de los productores mundiales de crudo por los precios del barril, que han perdido un 30 por ciento en los últimos cinco meses.
     
    Aunque, de acuerdo con Ramírez, hay acuerdo en que los precios de crudo no son buenos, definitivamente en lo que no hay acuerdo es en que los países deben bajar su producción para presionar al alza los precios.
     
    Este martes 25 de noviembre, en una inédita reunión entre los miembros de la Opep, Arabia Saudita y Venezuela, y los representantes de México y Rusia, países que no hacen parte de la organización, no se logró fijar una sola posición entre estas naciones.
     
    Venezuela, que según analistas precisa desesperadamente de un petróleo que oscile alrededor de 100 dólares el barril, para hacer frente a sus necesidades presupuestarias y fiscales, defiende a capa y espada un recorte de la producción, que le de un nuevo impulso a las cotizaciones.
     
    Arabia Saudita, el mayor productor en el seno de la organización, no ha revelado todas sus cartas, pero fuentes cercanas a la delegación saudita anticipan que abogará por mantener la producción al nivel actual, de alrededor 30 millones de barriles diarios (mbd). El poderoso ministro saudí del Petróleo, Ali Al-Naimi, que participó en la reunión con los representantes de Venezuela, México y Rusia, mantuvo el mutismo sobre si está o no en favor de un recorte.
     
    Según analistas en Viena, la posición de Arabia Saudita - que hace tres semanas provocó una fuerte caída de los precios cuando anunció que rebajaba los precios del crudo destinado a Estados Unidos - tensa los mercados, que apuestan que el barril seguirá retrocediendo, hasta llegar a 60 dólares el barril, si la Opep no envía el jueves una señal clara para apuntalar los precios.
     
    Agencias
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Total adquirió insumos para su perforación petrolera en mar uruguayo

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

    En PlataformaLa petrolera francesa busca contrarrestar el colapso de los precios del crudo

    PARÍS (EFE Dow Jones) — El gigante petrolero francés Total S.A. anunció el jueves su intención de reducir más las inversiones y los costos de sus operaciones para aumentar la rentabilidad y contrarrestar el colapso de los precios del petróleo.

    La compañía dijo que recortará las inversiones en 2017 a entre US$15.000 millones y US$17.000 millones al año, frente a los entre US$18.000 millones y US$19.000 millones previstos para este año. En cuanto al objetivo de recortes de costos, lo situó en más de US$4.000 millones en 2018 desde los más de US$2.400 millones que se esperan este año y más de US$3.000 millones previstos en 2017.

    La reducción de las inversiones en sus yacimientos de petróleo y gas y los mayores recortes de costos en los próximos dos años permitirán al grupo cubrir la totalidad del gasto de capital, renovación de recursos y dividendos en efectivo con su flujo de caja de las operaciones con un precio del petróleo de US$55 por barril de crudo Brent, aseguró Total.

    Pese a los mayores ahorros de costos y la menor inversión, la compañía francesa señaló que aumentaría la producción en 5% al año hasta 2020 y entre 1% y 2% a partir de entonces.

    Al igual que otras petroleras, Total ha tratado por todos los medios de mejorar la rentabilidad en respuesta al desplome de los precios del petróleo hace dos años. El grupo ha logrado seguir siendo rentable en ese periodo si no se contabilizan las grandes rebajas de valor realizadas a los activos de bajo rendimiento.

     

    Fuente: lat.wsj.com/

     

  • Total nombra a Patrick Pouyanné como su presidente ejecutivo

    Total OPARÍS (EFE Dow Jones)--El consejo de administración de Total SA nombró el miércoles al responsable de la división de refinación y químicos, Patrick Pouyanné, como su nuevo presidente ejecutivo, poniendo al frente a un veterano que guiará al gigante petrolero en estos tiempos de caída de los precios del crudo y de incierta situación política en Rusia, donde la empresa ha hecho una gran apuesta.
     
    El nombramiento se produce tras la repentina muerte del presidente Christophe de Margerie, en un accidente de aviación en la noche del lunes en Moscú.
     
    La junta de Total, reunida de emergencia el miércoles por la mañana, aprobó un plan para separar los roles de presidente de la junta y presidente ejecutivo y para nombrar al ex presidente ejecutivo, Thierry Desmarest, como presidente de la junta, dijo un portavoz.
     
    El rápido nombramiento de la nueva cúpula directiva supone un esfuerzo para estabilizar al gigante petrolero tras la muerte de De Margerie, que en sus siete años al frente de Total, alejó al grupo de los maduros yacimientos europeos para centrarse en naciones ricas en recursos, aunque a menudo con riesgos políticos.
     
    Inti Landauro
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Trabajadores del sector petrolero no descartan salir del país en busca de empleo

    La migración laboral, la contemplación de reducir su sueldo y la búsqueda de puestos de trabajo en otros sectores son algunas de las conclusiones de un informe hecho en las principales regiones productoras del mundo.
     
    Foto de ExxonFoto de ExxonMucho se ha hablado del comportamiento del precio del petróleo a nivel internacional — afectado por la reducción de la demanda de China y el aumento de la producción de Estados Unidos por medio del fracking— y de los recortes de presupuesto de las operadoras. Algunas han llegado al punto de no repartir los dividendos. Medidas extremas para sobrevivir.
     
    Sin embargo, la percepción que tienen los trabajadores de esa industria y la forma cómo están sorteando la crisis no es un tema de poca monta. La firma consultora ‘Hays’ completa su cuarto año tomándose el trabajo de preguntarles a ingenieros, geólogos y profesionales, vinculados con el sector de hidrocarburos, sobre las perspectivas particulares de este fragmento importante de la economía mundial.
     
    Esta oportunidad es particular porque la cotización de este commoditie ha caído más de la mitad y las operadoras tienen la responsabilidad de maniobrar para evitar despidos masivos. En ese contexto la consultora global habló con más de 28 mil trabajadores de las principales regiones petroleras del mundo. La migración laboral, la contemplación de reducir las prestaciones y la búsqueda de puestos de trabajo en otros sectores son algunas de las conclusiones del informe.
     
    “Los empleadores están siendo creativos con los planes de compensación y beneficios para tratar de evitar más recortes de personal. Los trabajadores están haciendo lo posible para ser flexible en los sueldos. Por ejemplo, el 51% de los encuestados dijeron que considerarían un recorte de sueldo para conservar su trabajo actual”, señala uno de los apartes del documento.
     
    Y es que ninguna región del planeta se ha salvado, todas, con sus dificultades, han tenido que enfrentar importantes desafíos. Mientras el Reino Unido verá cómo las inversiones se reducirán hasta en 4 mil millones de libras en 2017, Rusia está en medio de una recesión generada por el desplome del crudo, su principal producto de importación (Vea: los planes de Putin para solucionar la crisis económica).
     
    En América Latina no es distinto: los líos de corrupción de Petrobras, en Brasil, sumado al fracaso de las rondas petroleras— de 266 bloques en tierra y mar solamente adjudicó 37 y no precisamente a gigantes como Statoil, Shell y Total, que antes habían manifestado gran interés en el país vecino— van mostrando una realidad a la que es difícil hallarle matices. Venezuela, aunque uno de los mayores del mundo, tiene una economía sacudida por el aumento sostenido de los precios de todo tipo de productos.
     
    Pese a que ya se han reducido, los ataques de los grupos insurgentes contra la infraestructura petrolera siguen estando en los principales análisis sobre la actividad en Colombia, o por lo menos eso es lo que destaca Hays, mientras que la llegada de Macri a la Casa Rosada es un buen anuncio para la explotación de esquistos en la frontera occidental entre Argentina y Chile, una de las fuentes más importantes de no convencionales fuera de Estados Unidos.
     
    Así las cosas, no ha quedado otra opción que mantener los puestos que son absolutamente necesarios. “No es sorprendente que el 40% de los encuestados dijera que su carga de trabajo se ha visto afectada negativamente por la reducción de la plantilla. La retención no puede estar en la parte superior de la agenda para la contratación de gerentes, sin embargo, los empleadores no pueden permitirse el lujo de perder trabajadores esenciales”, advierte el documento, que además llama a las operadoras a tener un plan de sucesión que no tiene por qué ser costoso en el largo plazo.
     
    Salarios RegionLos ajustes salariales, sin embargo, no se han salvado. Los datos de Hays dan cuenta de una disminución salarial media global del 1,4% desde el salario promedio de Estados Unidos, que rondó los US$82.141 en 2015. Entre tanto, la tarifa diaria de un contratista a nivel mundial fue de US$525, cifra con la que, aprovechando, se puede cuestionar que CB&I, la firma que construyó la nueva refinería de Cartagena, haya pagado un monto similar por ahora, según advirtió la Contraloría colombiana.
     
    ¿Huir o morir?
     
    La falta de opciones laborales ha sido un acelerador para que trabajadores de la industria estén buscando empleo en latitudes distintas. Esta no es una situación por la que solamente estén atravesando los colombianos, es un fenómeno internacional.
     
    Silvana Vergel, Senior Manager y vocera para temas de petróleo y gas de Hays, aseguró que “en una situación tan compleja con tanta oferta de candidatos la gente busca, pero cuando las alternativas escasean pues se van a buscar los proyectos en medio oriente. Hace cinco años tuvimos una fuga de cerebros porque había buenos cargos y el aprendizaje es enorme. Hoy la oferta al medio oriente se han reducido”, aunque sigue siendo un mercado clave en el sector.
     
    El director ejecutivo de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo (Acipet), Juan Carlos Rodríguez, en cambio, considera que “este es un problema global, pretender que la solución está fuera del país no es una alternativa lógica. Las oportunidades se pueden dar en porque nosotros tenemos capital humano muy capacitado, no estoy de acuerdo en que los profesionales estén pensando en irse del país”.
     
    Vergel agregó que “las carrera más afectada es ingenierías de petróleo, porque su campo de acción es mucho más limitado, mientras que las carreras como administración de empresas o derecho no tienen la misma dificultad porque funcionan en otras empresas”.
     
    El efecto de largo plazo, afirma el estudio, puede ser la reducción de los jóvenes interesados en estudiar carreras afines con el sector de hidrocarburos. El reto, entonces, no es solamente sobrevivir sino tener con quien seguir cuando se supere la crisis.
     
    Por: Óscar Güesguán Serpa - ElEspectador.com
     
     
     
  • Tras el auge energético en Texas, ahora hay inquietud por los precios del petróleo

    Petroleros TexasCORPUS CHRISTI, Texas, EE.UU.—Esta ciudad de la costa del Golfo de México ha gozado de un robusto renacimiento en los últimos años, impulsado por un aumento de más de 30 veces en la producción petrolera en la cercana formación de esquisto Eagle Ford desde comienzos de 2010.
     
    La economía de Corpus Christi pasó de estar estancada a prosperar, creciendo 8% en 2012 y 6% en 2013. Trabajadores con bolsillos llenos de efectivo han ayudado a propulsar el precio promedio de las viviendas de US$150.000 hace cuatro años a casi US$200.000 hoy.
     
    El puerto antes adormilado está lleno de actividad gracias a los envíos de crudo destinados principalmente a refinerías en otras ciudades de Estados Unidos y Canadá. Un viejo elevador de granos ahora descarga arena que se utiliza para agrietar formaciones de esquisto mediante la fracturación hidráulica y liberar petróleo y gas.
     
    No obstante, la ansiedad está en aumento ahora que los precios del petróleo se han desplomado a mínimos de cinco años ante un exceso en la oferta global, lo que amenaza la revolución energética interna que ha traído prosperidad a esta ciudad de 316.000 habitantes. Algunos beneficiarios del auge ya están empezando a sentir una desaceleración.
     
    “Me preocupa que vaya a permanecer bajo”, dice Randall Witten, un ex vendedor de autos que se mudó a esta ciudad hace tres años para conducir maquinaria a sitios de perforación. El negocio ya se ha ralentizado notoriamente en los últimos meses, indica Witten, de 41 años.
     
    Los analistas dicen que es demasiado temprano para predecir cuán fuerte la caída de los precios del crudo golpeará a Texas, pero pocos están en desacuerdo en que habrá un impacto. La industria del petróleo y el gas generó 13,5% de la actividad económica del estado el año pasado, según investigadores del Banco de la Reserva Federal de Dallas.
     
    Si los precios siguen bajos, Texas podría caer en una recesión, en momentos en que el resto de EE.UU. se beneficia del combustible más barato, escribió el economista jefe para EE.UU. de J.P. Morgan Chase a sus clientes el jueves.
     
    Una contracción del sector energético resonaría por toda la economía texana, que se ha beneficiado de empleos para alojar, vestir y alimentar a los trabajadores de la industria. El presupuesto anual del gobierno del estado, de US$100.000 millones, que ha sido impulsado por los impuestos de la producción energética en los últimos años, también podría verse perjudicado.
     
    Ya hay señales de un repliegue conforme los precios del petróleo estadounidense han caído de US$107 a finales de junio a alrededor de US$55. Desde Houston hasta Midland, en el oeste de Texas, las empresas de exploración petrolera han empezado a reducir sus planes de perforación para el próximo año. Las compañías de servicios para yacimientos petroleros que proporcionan la mano de obra y la maquinaria para fracturar pozos, como Halliburton Co. y Schlumberger Ltd. , están despidiendo empleados.
     
    La cantidad de plataformas petrolíferas en Texas, que había aumentado 80% desde el inicio de 2010, ha comenzado a disminuir, con cinco que dejaron de operar la semana pasada. De todos modos, el número actual de 895 plataformas aún es mayor que el de hace un año.
     
    Los líderes del sector empresarial se están preparando para una desaceleración, pero indican que la ciudad se encuentra en una situación mucho mejor para enfrentar un posible colapso que en los años 80, cuando el desplome de los precios del crudo dio lugar a años de debilidad económica.
     
    La ciudad, al igual que el estado de Texas, depende menos del petróleo que hace unas décadas, agregan. Destacan un centro médico en crecimiento, un resort y un parque acuático de más de US$41 millones que abrirán a mediados del año que viene, y un centro de investigación de drones designado por el gobierno federal que esperan que convierta a Corpus Christi en un centro para esa industria. La ciudad también cuenta con motores económicos de larga data, incluyendo instalaciones militares y millones de turistas que visitan sus playas todos los años.
     
    “Seguiremos teniendo una economía saludable”, apunta la alcaldesa, Nelda Martínez.
     
    Aun así, algunos economistas dicen que el bajón en la perforación se sentirá profundamente. Al menos la mitad de los empleos nuevos en la región se atribuye a la producción energética, señala Jim Lee, profesor de economía de la Universidad de Texas A&M en Corpus Christi. Si la perforación se detiene, “dejaremos de crecer”, dice.
     
    El auge ha generado una expansión de tiendas minoristas —desde hipermercados hasta joyerías— que buscan sacarles jugo a los habitantes con billeteras llenas. A su vez, ese crecimiento ha dado más motivos para viajar a Corpus Christi y hacer compras a turistas como Laura Treviño, de Monterrey, México. “Antes no había mucho aquí pero ahora está lleno de tiendas y restaurantes”, cuenta Treviño, de 42 años.
     
    En Ed Hicks Imports Ltd., un concesionario de Mercedes-Benz, los biplaza convertibles y sedanes con grandes listones rojos en su capó relucen en una nueva sala de exposición. Las ventas han aumentado 45% desde 2011, explica el gerente general, Charles Hicks. “Vemos rostros que no hemos visto nunca”, dice.
     
    El boom, sin embargo, ha tenido su mayor efecto en el Puerto de Corpus Christi, donde los envíos de crudo constituyeron más de un cuarto de los 90 millones de toneladas de cargamento que han pasado por el puerto este año.
     
    Mientras tanto, el incremento de la producción de gas natural en la formación Eagle Ford está atrayendo un nuevo tipo de cliente: fabricantes extranjeros que buscan provisiones estables de energía. Se han comprometido a invertir miles de millones de dólares en nuevas plantas, una inversión que las autoridades portuarias esperan que ayude a la región a capear los volátiles precios del petróleo.
     
    Voestalpine AG , una siderúrgica austríaca, está construyendo una planta a lo largo del canal de buques del puerto que transformará pellets de mineral de hierro en una materia prima de mayor densidad empleada en la producción de autos y aviones. El proceso requiere enormes cantidades de energía: la nueva planta utilizará alrededor de 10% del gas natural actualmente consumido por toda Austria, estima la compañía.
     
    Voestalpine se vio atraída a Corpus Christi por su acceso a aguas profundas y su proximidad a los prolíficos pozos de gas del sur de Texas, lo cual considera que permanecerá sin cambios a pesar de los oscilantes precios del crudo.
     
    “Estamos convencidos de que estaremos aquí en el largo plazo”, asegura Matthias Pastl, un ejecutivo de Voestalpine. La empresa firmó un contrato de arrendamiento de 80 años para su propiedad en Texas.
     
     
    Por Ana Campoy y Lynn Cook
  • Tras gigante hallazgo de gas, Ecopetrol mira al mar de México y Brasil

    Luego de un trabajo de cinco años, que surgió hace una década, Ecopetrol y la estadounidense Anadarko materializaron, con la nueva provincia de gas en el occidente del mar Caribe colombiano que se anunció el miércoles, la apuesta que el país hizo hace varios años al subastar campos en esta nueva frontera petrolera.
     
    EcheverryEl presidente de la compañía, Juan Carlos Echeverry, señala que pese a la caída de los precios del petróleo, el rumbo del plan que se había trazado se mantuvo. 
     
    Además, revela que a la par del trabajo que se hará para desarrollar la nueva área y ponerla a producir, la compañía participará en las licitaciones de campos ‘offshore’ (es decir, costa afuera) que este año harán México y Brasil, pues el país ya juega en una liga internacional.
     
    ¿Qué trabajo hubo detrás de este hallazgo?
     
    Los técnicos de Ecopetrol estuvieron mirando los bloques durante diez años y se los propusieron a varias compañías, que no estuvieron interesadas. La investigación original la hicieron nuestros geólogos y, posteriormente, los técnicos de Anadarko, que tienen una filosofía diferente y realizaron un descubrimiento en Mozambique.
     
    Hace cinco años, ellos vieron que lo de acá era muy parecido y dijeron que sí estaban interesados. Tras la decisión, se tomó dos años perforar.
     
    ¿Por qué apostaron justo cuando bajaron los precios del petróleo?
     
    Este proyecto entró para perforación cuando los precios se veían bajos, pero la industria petrolera piensa con proyecciones a veinte o treinta años, no en dos o tres. El proceso estaba maduro y por eso decidimos invertirle una gran cantidad de recursos y asumir el riesgo. Lo hicimos –además– porque teníamos fe en la investigación de geología.
     
    ¿Los otros bloques en el mar Caribe son similares? 
     
    No. Cada provincia es diferente. Estamos hablando de 700 kilómetros y los técnicos dicen que en cada sitio, las formaciones en las cuales se acumula tienen especificidades. Hay una indicación de que hay gas y que puede haber petróleo.
     
    Es probable que nos toque atraer a más inversionistas, que tengan tecnología y capital, porque son proyectos que demandan una inmensa cantidad de capital
     
    ¿Cuál es el plan que tienen para desarrollar el área?
     
    Es probable que nos toque atraer a más inversionistas, que tengan tecnología y capital, porque son proyectos que demandan una inmensa cantidad de capital. Segundo, seguimos buscando petróleo y gas a todo lo largo del Caribe.
     
    ¿Qué sigue para esta nueva frontera petrolera?
     
    Al respecto, nos toca evaluar con el socio qué otras perforaciones puede haber, porque tenemos pozos exitosos pero debemos mirar los tamaños y probablemente será necesario atraer a otros socios. También debemos mirar lo que obtengamos en La Guajira hasta fin de año, con Petrobras y Repsol. Igualmente, con el pozo Molusco, que será el primer pozo ‘offshore’ que va a operar Ecopetrol en su historia. 
     
    Como parte de las acciones también vamos a participar en la ronda de México de junio, y vamos a la ronda de Brasil, que se realizará en septiembre. A esto hay que agregarle que estamos perforando en el golfo de México el pozo Warrior, con Anadarko. Es un año de fuerte actividad exploratoria en el ‘offshore’ para nosotros.
     
    En el 2017 se perforarán cinco pozos en el mar
     
    ¿Esta participación será en el mar?
     
    Sí. En México, Pémex nos invitó y vamos a participar en rondas ‘offshore’ de aguas someras, pero no en aguas profundas. Y en Brasil, Petrobras abrió muchos activos interesantísimos y el mundo petrolero está otra vez supremamente interesado en todo lo que suma Brasil. Algo para tener en cuenta es que Petrobras nos ha manifestado que no solo en el ‘offshore’, sino en onshore (tierra firme) podríamos hacer cosas interesantes.
     
    ¿Esto sería para ser socios en campos o para que liciten juntos?
     
    Es para participar con consorcios en diferentes cosas que ellos ofrezcan. Ya estamos escogiendo los socios para México, pero los que tendríamos en Brasil habría que escogerlos en un par de meses, aproximadamente. 
     
    ¿Han pensado en pedirle a la junta más dinero para este año, con el fin de impulsar la exploración?
     
    El presupuesto de inversión para este año es el que se necesita y considero que no es necesario pedir más plata.
     
    Algunos afirman que este sería el campo de gas más grande de la historia. ¿Cuándo se sabrá la medición inicial de reservas?
     
    Cada compañía tiene su estimación, pero solo hasta que empecemos a perforar más vamos a ir precisando el número. La buena noticia es que ya creemos que hay volumen que aumenta la probabilidad de que esto sea comercial.
     
    ¿Será Ecopetrol más gasífera que petrolera en el futuro?
     
    No más que petróleo, pero sí más balanceo. Hoy somos 80 por ciento petróleo y 20 por ciento gas. Creo que gas va a subir paulatinamente, al 30 o al 40 por ciento. Si usted mira, empresas como ExxonMobil, BP y Shell son compañías que son 50-50.
     
    ¿Qué fue lo que más lo asombró durante todo este proceso para llegar al descubrimiento?
     
    El inmenso trabajo técnico y la cantidad de años que hay detrás de un éxito. Esto no es fruto de la improvisación ni de la suerte. 
     
    Por supuesto que hay que tenerla, pero detrás de esta hay una cantidad de trabajos de crear y crear oportunidades. Estamos muy contentos con nuestro socio Anadarko, que es un explorador de primera clase mundial. 
     
    El desarrollo de los últimos dos años de nuestro equipo técnico es impresionante. De hecho, hemos saltado de una liga local a la liga internacional y, de esta manera, el avance de Ecopetrol y del país ha sido inmenso.
     
     
    La zona de más inversión en el mundo
     
    Si las proyecciones de inversión para la búsqueda de nuevos recursos de petróleo y gas en el mar se hacen realidad durante este año, no solo se batirá el récord de los últimos años en este frente, sino que el mar Caribe colombiano se afianzará como el área que más recursos habrá recibido en todo el planeta.
     
    Al respecto, el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Orlando Velandia, dice que entre el 2014 y el 2017, los recursos inyectados superarán, de lejos, a cualquier otra frontera petrolera del mundo, lo que da cuenta de un mejor desempeño para el sector.
     
    De acuerdo con los datos de la ANH, luego de que en el 2014 comenzara el declive de los precios internacionales, el dinero para exploración ‘offshore’ (conocida como costa afuera) comenzó a ganar más protagonismo. Una demostración de ello es que en dicho lapso la cifra llega a 1.770 millones de dólares.
     
    Este año serán 650 millones de dólares, es decir, el 46 por ciento de toda la inversión exploratoria que la industria ha proyectado, proporción que en el 2014 bordeaba el 18 por ciento, aproximadamente.
     
    Sin embargo, han tenido que pasar casi cuatro años para que el sector vea los resultados, y entre ocho y diez años –según el ministro de Minas y Energía, Germán Arce– para que esta nueva provincia gasífera, frente a los departamentos de Córdoba y Sucre, se desarrolle de la manera esperada. Esto, siempre y cuando se den los estímulos regulatorios y fiscales adecuados, según el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda.
     
    También hay que tener en cuenta la opinión de algunos expertos del sector que señalan que aún falta mucha tela por cortar, ya que solo para que esta zona pase a producción se requerirían entre 2.000 y 4.000 millones de dólares.
     
    El presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgás), Orlando Cabrales, recuerda que en el congreso del gremio, que se llevó a cabo a comienzos de abril de este año, el mensaje de la petrolera Anadarko le apuntó a la necesidad de encontrar petróleo, debido a que esto ayudará a viabilizar, aún más, el desarrollo comercial de los recursos de gas que se esperan.
     
     
     
    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
    Subeditor Economía y Negocios
    ELTIEMPO.COM
  • Tres de cada diez ingenieros de petróleo están desempleados

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    OPORTUNIDADES EN EL EXTRANJERO

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / NohoraCeledon

  • Trump propone vender la mitad de las reservas de petróleo de EEUU

    El 'fracking' -es decir, la técnica consistente en extraer petróleo a base de bombear toneladas de arena y productos químicos en el subsuelo y acceder así a reservas cuya extracción no es rentable por métodos convencionales- ha entrado de lleno en la ecuación fiscal y geoestratégica de EEUU. 
     
    Donald Trump, Presidente de Estados UnidosDonald Trump, Presidente de Estados UnidosEl proyecto de Presupuestos presentado este martes por el Gobierno de Donald Trump propone la venta de la mitad de la Reserva Estratégica de Petróleo, creada en 1973 tras el primer 'shock' del petróleo, en los próximos 10 años, y la liquidación completa de otra reserva de gasolina en el Noreste del país creada en 2013, después de que el huracán 'Sandy' provocara situaciones de escasez de combustible en el área metropolitana de Nueva York. 
     
    La razón de esas propuestas es simple: la dependencia de EEUU de los hidrocarburos importados "ha caído dramáticamente cuando tenemos un aumento de la producción como el que tenemos hoy", explicó este martes Mick Mulvaney, el director de la Oficina Presupuestaria de la Casa Blanca al anunciar el proyecto. 
     
    Desde que hace una década el petrolero texano George Mitchell desarrolló de forma masiva el 'fracking' y la perforación horizontal -es decir, hacer que los tubos de prospección giren dentro de la tierra para buscar reservas de petróleo de apenas dos metros de ancho- la producción de petróleo en EEUU se ha duplicado. Hoy, es rentable extraer crudo con 'fracking' aunque el barril esté a menos de 50 dólares. 
     
    Sólo Dakota del Norte produce más de un millón de barriles diarios, es decir, casi tanto como Argelia y Qatar, y más que Omán, en su inmensa mayor parte con 'fracking'. 
     
    Eso ha pulverizado el poder de la OPEP y sus aliados - Rusia y Noruega - para fijar el precio de esa materia prima. Pero la idea de vender la mitad de la Reserva Estratégica del Petróleo para reducir 16.600 millones en 10 años la deuda del país es sólo una pequeña parte de un proyecto de presupuestos que continúa la línea del presentado hace dos meses para lo que quedaba del año fiscal, o sea, hasta el 30 de septiembre. 
     
    Entonces, la propuesta fue aniquilada por el Congreso de EEUU, donde los propios republicanos, correligionarios del presidente, aprobaron exactamente lo contrario de lo que éste les había pedido. Trump y su equipo, firmes creyentes del 'sostenella y no enmendalla', mantienen en estos nuevos presupuestos la misma línea, que se resume en dos conceptos: partir de unos principios que necesitarían un milagro para que se produjeran, y aniquilar económicamente a la clase media y media-baja a la que le debe la presidencia. 
     
    El Congreso tampoco ha cambiado su actitud. "Ya sabemos que el proyecto de Presupuestos del presidente Trump no va a ser aprobado", declaró ayer el senador republicano John Cornyn.

     elmundo.es

  • Un analista de Citigroup augura más penurias en el mercado petrolero

    Plataforma ChevronEl mercado del petróleo repuntó con fuerza en el segundo trimestre, cuando los operadores se subieron a una ola alcista que llevó el precio del barril de US$44 a mediados de marzo a más de US$60.
     
    En 2014, los precios del crudo perdieron la mitad de su valor debido a la producción en pleno auge de EE.UU. y la Organización de Países Exportadores de Petróleo, así como una inesperada desaceleración de la demanda. No obstante, después de que los precios cayeron en marzo a mínimos de seis años, los inversionistas apostaron a que el aumento de la demanda y los recortes en la perforación reducirían esa superabundancia mundial de combustible.
     
    Luego el mercado se estancó, frustrando por igual a los que apostaban por un alza y a los que preveían una nueva caída. Los precios de referencia en Estados Unidos han pivoteado en torno a US$60 el barril por varias semanas. Por debajo de ese nivel, dicen observadores del mercado, las empresas pierden mucho dinero en la producción, lo que finalmente las lleva a interrumpirla. Sin embargo, algunos productores estadounidenses dijeron que por encima de ese nivel pueden conseguir buenos retornos y aumentar su producción, lo que agrava la sobreoferta mundial.
     
    ¿Qué sigue ahora? El mercado aún tiene un exceso de suministro y los productores han demostrado que son más eficientes que lo que se creía con precios bajos. The Wall Street Journal habló con Ed Morse, director global de investigación de materias primas de Citigroup Inc., C -0.56%  y le preguntó por qué piensa que las penurias del mercado petrolero no han concluido.
     
    WSJ: El mercado petrolero se ha estabilizado en las últimas semanas. ¿Es esta recién descubierta calma una señal de que los precios superaron su piso para este año?
     
    Ed Morse: No, no lo es. Nosotros pensamos que los precios van a ser más bajos en el cuarto trimestre que en el segundo trimestre. Gran parte del aumento de los precios del petróleo se basa en datos puntuales que indicaban una demanda mayor a lo que la gente había previsto. (Pero) creemos que parte de la demanda no es sostenible. La demanda china, creemos que no es sostenible. Atribuimos el crecimiento (de la demanda de China) no a un repunte en la economía sino más bien a que hubo una considerable cantidad de combustible que cambió de los vehículos propulsados por gas natural de vuelta al diésel.
     
    WSJ: Después de la caída del año pasado, muchos analistas, incluido usted, dijeron que los precios no se recuperarían sino hasta al menos la segunda mitad del año. Pero el mercado se recuperó en abril y los precios de EE.UU. han subido 12% en el año. ¿A qué se debió este error?
     
    Morse: Yo no anticipé hasta qué punto los flujos financieros iban a ingresar al mercado a través de (los fondos que cotizan en bolsa y otras operaciones de corto plazo). Eso me tomó con la guardia baja. Los flujos financieros reflejaron expectativas de un mercado más fuerte y expectativas de que a finales de año habría una producción considerablemente menor en EE.UU.
     
    WSJ: El número de plataformas de que están perforando en EE.UU. se ha hundido, pero la producción se ha mantenido bastante estable y algunos productores de petróleo de esquisto dicen que pueden aumentar su producción si los precios se mantienen por encima de US$60 el barril. ¿Cuál es su perspectiva para la producción estadounidense?
     
    Morse: La industria es sorprendentemente robusta, reacciona rápido y es eficiente. Alrededor de 70% o más de la producción de crudo proviene de 30% de los pozos perforados. Y las ganancias de eficiencia siguen creciendo. Se podría seguir teniendo el mismo número de plataformas y tener una aceleración de terminaciones de pozos y aun así tener (...) un crecimiento de la producción en el año.
     
    Cuanto más alto sea el precio en el segundo y tercer trimestres, menor será el precio en el futuro, ya que potencialmente habrá más productores que se ajusten al precio. Con el tiempo vamos a ver quiénes sobrevivirán en este juego, los que sean rentables a US$60 o US$65 por barril, y aquellos que tendrán dificultades.
     
    WSJ: Con los precios del petróleo arriba de sus mínimos, ¿siguen teniendo los consumidores un gran beneficio?
     
    Morse: Los consumidores todavía tienen un ahorro que no es insignificante, considerando en qué nivel estaban los precios de la gasolina hace un año. En enero, se podría haber dicho que la familia promedio tenía unos US$700 dólares (de ahorro anual). Hoy, el beneficio anualizado es más bien como de US$500.
     
    Hay muchas personas que argumentan que 90% de ese ahorro ha ido a sus ahorros, no al consumo, pero bien podríamos ver un efecto de retraso de seis meses. Vamos a esperar y ver qué pasa después del fin de semana del 4 de Julio.
     
    WSJ: Usted dijo recientemente que es casi la hora de escribir el obituario de la OPEP. ¿Por qué está el grupo perdiendo relevancia?
     
    Morse: la OPEP, y los sauditas en particular, han demostrado que son relevantes para el mercado. Ellos han hecho un movimiento agresivo en el mercado, que ha sido un factor importante en los precios del petróleo. Pero yo diría que el obituario de la OPEP podría escribirse. El número de países dispuestos y capaces de reducir su producción ha caído, en parte debido a que su producción ha disminuido.
     
    El nuevo petróleo no convencional, como el crudo de esquisto, la producción de arenas bituminosas y la producción en aguas profundas, termina siendo robusta a una cifra cada vez más baja, porque el costo de búsqueda y desarrollo se ha reducido. De modo que aun si (la OPEP) quisiera un precio de US$100, no podría conseguirlo. Van a tener que encontrar maneras de vivir en un entorno de precios más bajos y no van poder seguir disfrutando del poder oligopólico para fijar los precios.
     
    Por NICOLE FRIEDMAN
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Un círculo vicioso del petróleo amenaza a los mercados emergentes

    PozosDurante la mayor parte de su historia, el petróleo fluyó en una dirección: de los países en vías de desarrollo, donde se producía, a los países industrializados, donde se consumía. Este patrón ya no es válido, y el cambio podría desatar fuerzas económicas que debiliten aún más los precios del crudo.
     
    Los mercados emergentes han representado la mayor parte del consumo mundial de petróleo desde 2014, según la Agencia Internacional de la Energía (AIE). En el cuarto trimestre de 2015, la demanda de los países en desarrollo ascendió a poco más de la mitad de los 95 millones de barriles consumidos por día en el mundo.
     
    Esto constituye un giro radical después de décadas en las que Estados Unidos y otros países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos dominaron la demanda. En los últimos años, esta se ha estabilizado en los países desarrollados gracias a una mayor eficiencia en el uso de combustible, tendencia que los analistas esperan que continúe en el largo plazo. Al mismo tiempo, los mercados emergentes aumentaron su consumo a medida que sus economías fueron creciendo.
     
    A pesar del fuerte aumento de la producción de EE.UU. en los últimos años, los mercados emergentes también producen la mayor parte del petróleo mundial.
     
    Sin embargo, dado que los países productores de Medio Oriente, América Latina y otras regiones son responsables de una tajada cada vez mayor del consumo, la caída de los precios del petróleo podría provocar un círculo vicioso en el que una reducción de los ingresos por exportación de crudo lleve a un debilitamiento de la demanda y del crecimiento económico en esos países.
     
    “Los mercados emergentes son mayormente mercados basados en commodities”, señala Richard Soultanian, copresidente de la firma de consultoría de energía NUS Consulting Group. “Con la enorme tensión que están sufriendo como consecuencia de la crisis más amplia de las materias primas (...) es difícil encontrar nichos de demanda significativa”.
     
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    La principal preocupación ha sido el debilitamiento del crecimiento económico en China, país responsable de gran parte de la demanda de petróleo en los mercados emergentes. Sin embargo, otros consumidores de crudo del mundo emergente también se están replegando ante el debilitamiento del crecimiento global. Debido a los menores ingresos procedentes de las exportaciones de petróleo, algunos países de Medio Oriente han recortado los subsidios a la gasolina que entregan a sus ciudadanos, lo que a su vez podría reducir la demanda de los consumidores.
     
    Las economías de Brasil y Rusia, ambos exportadores de petróleo, se contrajeron en 2015 y su consumo de petróleo también cayó. Una desaceleración inesperada de las economías de los mercados emergentes podría ser un obstáculo importante para la recuperación de los precios del petróleo, afirman los analistas. “Las preocupaciones por la demanda están en todas partes”, dice Harish Sundaresh, gestor de cartera de Loomis, Sayles & Co., que administra US$229.000 millones.
     
    En cuanto a la oferta, muchos analistas pronostican que el exceso de crudo que desató la caída de precios desde mediados de 2014 podría aliviarse para finales de 2016. Se prevé que la producción se desacelere en EE.UU. y otros países, lo que permitiría que los abultados inventarios comiencen a disminuir.
     
    No obstante, muchos analistas dicen que es difícil predecir un crecimiento de la demanda para este año. Si el consumo, especialmente en los países emergentes, aumenta menos de lo esperado por la debilidad del crecimiento económico, la recuperación del precio del petróleo tendría que esperar hasta 2017 o más tarde, dicen los analistas.
     
    “La carrera es entre la desaceleración de la oferta y la desaceleración de la demanda”, indica Bill Herbert, analista de Simmons & Co. International. “Todos están 95% enfocados en la oferta (...) pero el hecho es que también tenemos una demanda que se desacelera”.
     
    Simmons recientemente redujo su pronóstico de crecimiento de la demanda global de crudo en 2016 a 800.000 barriles al día, lo que equivaldría a un alza de 0,8%. Eso está por debajo de las proyecciones de la AIE y la Administración de Información de Energía de EE.UU., ampliamente seguidas en la industria, que prevén que la demanda aumente en 1,2 millones de barriles por día y en 1,4 millones de barriles por día, respectivamente.
     
    Vitol, una firma de corretaje, también espera que la demanda crezca entre 800.000 y un millón de barriles diarios este año, dijo el martes Christopher Bake, miembro del comité ejecutivo de la compañía, durante la Semana Internacional de Petróleo en Londres.
     
    “Creo que no podamos confiar con que los precios bajos puedan generar más aumento de la demanda en este punto”, dijo Bake. “Ha habido mucha destrucción de la demanda en las economías basadas en materias primas”.
     
    Históricamente, los bajos precios del petróleo han impulsado la demanda conforme la gasolina y otros combustibles baratos alientan a consumidores y empresas a gastar más.
     
    En EE.UU., los precios del crudo han caído 25% este año, para cerrar el martes a US$27,94 el barril, un nivel que según algunos analistas podría estimular la demanda. “A US$40 o menos usted no va a ver la demanda adecuada. Va ver demasiada demanda”, dice Francisco Blanch, jefe global de investigación de materias primas de Bank of America Merrill Lynch.
     
    No obstante, el crecimiento de la demanda se ha desacelerado en los últimos meses, lo cual generó preocupaciones de que la baja de los precios ya no está incentivando tanto las compras como hace un año, cuando el crudo ya había caído considerablemente. En el cuarto trimestre, según la AIE, el consumo mundial aumentó en 800.000 barriles diarios respecto del año anterior, una disminución de 64% en la tasa de crecimiento respecto del tercer trimestre.
     
    Parte de la desaceleración en el cuarto trimestre se debió a las altas temperaturas registradas en EE.UU. y Europa, lo que redujo el consumo de combustible para calefacción. Sin embargo, en su reporte de enero, la AIE también atribuyó la caída al “debilitamiento de las condiciones macroeconómicas en China, Brasil, Rusia y otras economías dependientes de commodities”.
     
    Al contrario de lo que ocurre en los países desarrollados, donde el abaratamiento de la gasolina anima a los conductores a hacer más viajes en auto o a comprar vehículos más grandes, en las economías emergentes una baja de la cotización del petróleo no se traduce necesariamente en un menor precio del combustible. En enero, la AIE dijo que debido a los recortes de subsidios a los consumidores en Arabia Saudita y otros países de Medio Oriente, la demanda de crudo crecerá más lentamente este año en esa región. En otros países, la devaluación de la moneda local compensó el ahorro que podría haberse obtenido de la baja del precio del crudo.
     
    El aumento del consumo de petróleo en el mundo en desarrollo contribuyó al alza de los precios de la energía en los últimos años. El sólido crecimiento de China contribuyó al auge de los precios de las materias primas durante 10 años desde comienzos de la década de 2000. El país sigue representando más de una décima parte de la demanda mundial de petróleo.
     
    Algunos analistas advierten que a medida que China se transforma de una economía industrial a otra más orientada a los servicios, podría también pasar a consumir menos crudo.
     
    Michelle Stevens, gestora sénior de cartera de Baird Investment Management, que administra US$3.500 millones en activos, cuenta que se desprendió de la exposición de sus fondos a empresas de energía después de que China devaluó su moneda en agosto. “A medida que el yuan se devalúa, el dólar subirá y (...) los precios de las materias primas, especialmente el petróleo, van a caer”, sostiene.
     
     
    Por NICOLE FRIEDMAN
     
     
    WSJournal.com
  • Un corredor de petróleo que aprendió a sobrevivir

    En enero, un día después que los precios del petróleo se desplomaran a un mínimo de 13 años, Pierre Andurand empezó a comprar.
     
    Pierre Andurand apostó en enero a un alza de la cotización del crudo. PHOTO: DANIEL ACKER/BLOOMBERG NEWSPierre Andurand apostó en enero a un alza de la cotización del crudo. PHOTO: DANIEL ACKER/BLOOMBERG NEWSEsta fue la primera apuesta al aumento de precios del petróleo hecha desde 2014 por el ex operador de energía de Goldman Sachs, uno de los pocos gestores de fondos de cobertura de materias primas que ha podido sobrevivir a la debacle del precio del crudo.
     
    Hasta el momento, las apuestas de Andurand —que ganó millones apostando contra el crudo— han sido acertadas. A pesar de los temores generalizados de los inversionistas por el persistente exceso de oferta, desde el 21 de enero, cuando Andurand hizo su movida, el precio de referencia internacional Brent ha subido cerca de 30%.
     
    Desde mediados de diciembre “empecé a ver una gran cantidad de señales que mostraban que el mercado podía estar cambiando”, dijo Andurand en una reciente entrevista en sus oficinas de Londres. El francés es un devoto del kickboxing y tiene una reputación de operaciones agresivas. En marzo predijo un “mercado alcista de varios años”, según una carta a los inversionistas a la que tuvo acceso The Wall Street Journal.
     
    Andurand Capital Management LLP fue creado hace tres años a partir de las cenizas de BlueGold Capital Management LP, un fondo de cobertura de US$2.400 millones. El nuevo fondo de Andurand es uno de los pocos que predijo correctamente los movimientos del precio del petróleo desde mediados de 2014, cuando comenzó su fuerte caída.
     
    En septiembre de 2014, el flamante fondo apostó contra el petróleo. En los cuatro meses siguientes, mientras el precio se derrumbaba a casi la mitad, Andurand recaudó US$160 millones, una ganancia de casi 60%. En el mismo período, los fondos de cobertura ganaron en promedio 0,1%, según Hedge Fund Research. En lo que va de este año, el fondo de Andurand, que maneja US$710 millones, ha subido 5,8%.
     
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    La fuerte caída de los precios de los commodities en los últimos años ha dejado a muchas empresas de minería y energía sin dinero, obligando a fondos de cobertura, como los administrados por Clive Capital, Centaurus Capital y Brevan Howard, a cerrar sus puertas.
     
    Grandes nombres, incluyendo Astenbeck Capital, de Andrew Hall, sufrieron pérdidas significativas el año pasado por haber tenido una postura excesivamente alcista. Los fondos gestionados por Brigade Capital Management y King Street Capital Management también perdieron dinero después de haber invertido demasiado pronto en deuda de empresas petroleras el año pasado.
     
    Andurand empezó a apostar contra el petróleo a finales de septiembre 2014, preocupado por la desaceleración de la demanda mundial de crudo y el aumento de la oferta de Estados Unidos y Libia.
     
    Dos meses más tarde, la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) sorprendió al mercado al negarse a recortar su producción, tal como había hecho en anteriores episodios de exceso de suministro. Esto fue una confirmación tan clara de su perspectiva que Andurand decidió aumentar su posición.
     
    “Tuvimos que incrementar [la posición] relativamente rápido porque sabíamos que [la noticia de la OPEP] iba a ser el catalizador de un movimiento de precios”, dijo. Sin embargo, el recuerdo de pérdidas anteriores hizo que no elevara su exposición tanto como podría haberlo hecho.
     
    “Tenía un nivel de convicción muy alto, pero me había quemado un par de veces unos pocos años antes, así que estaba todavía un poco cauteloso”, dijo Andurand, cuyo fondo BlueGold había logrado enormes ganancias durante la crisis de crédito antes de tener que cerrar en 2011 tras sufrir enormes pérdidas.
     
    En 2014, gracias a su apuesta a la caída de los precios del crudo, su nuevo fondo obtuvo un rendimiento de 38%, convirtiéndose así en uno de los fondos de cobertura de mejor desempeño del mundo.
     
    El año pasado fue más complicado. A pesar de estar en la dirección correcta (el petróleo cayó 35% durante 2015), Andurand fue golpeado por los drásticos movimientos de un mercado bajista, sobre todo en abril. “El punto de vista fundamental era correcto, pero era difícil generar rendimientos muy altos a partir de ello” sin correr el riesgo de grandes pérdidas, observó.
     
    Más que el tamaño de la apuesta, fue el hecho de haberla mantenido lo que causó la ganancia, dijo. El año pasado, con un retorno mucho más modesto de 4%, el fondo de Andurand superó sin embargo la pérdida media de 1,1% de los fondos de cobertura, de acuerdo con HFR.
     
    La decisión de Andurand de revertir este año sus apuestas y empezar a comprar se basa en su opinión de que los precios han caído lo suficiente como para inducir una disminución del suministro. Los precios del petróleo todavía están 70% por debajo del nivel de mediados de 2014, hundidos por un exceso mundial de oferta.
     
    En las últimas semanas, los precios han sido sostenidos por la esperanza de que los principales productores acuerden limitar su producción. Alrededor de una decena de países productores de petróleo, de Arabia Saudita a Rusia, se reunirán el 17 de abril para decidir si congelarán o no su producción a los niveles de enero. Algunos analistas son escépticos de que esto vaya a ocurrir.
     
    Andurand no cree que sean necesarios tales límites. “Usted tiene el 3,5% del suministro mundial de petróleo que está para siempre por debajo del costo efectivo operativo”, señaló. “Ya vemos una reducción de la producción de varios países, como EE.UU., pero también de China, Azerbaiyán, Kazajistán, México...”.
     
    Andurand prefiere formar sus opiniones en el silencio de su propia oficina, equipada con un sofá de cuero color marfil y ventanas de piso a techo que dan a las tiendas Harrods. En lugar de charlar con sus pares, Andurand prefiere leer resmas de análisis. A la entrada del piso de negociaciones, los visitantes cruzan dos grandes estanques con peces tropicales, que ayudan a calmar los nervios.
     
    “Tengo que estar muy tranquilo”, dijo. “Para ser un pensador independiente, no se debe hablar con mucha gente”.
     
    Andurand toma también las decisiones finales sobre el fondo. “No necesito que otras personas concuerden con mi punto de vista”, dijo, añadiendo que los límites de riesgo del fondo ayudan a protegerse contra pérdidas. “A veces es demasiado tarde antes de que todo el mundo esté de acuerdo”.
     
    Andurand, de 39 años, nació en Francia y pasó su infancia en la pequeña isla francesa de Reunión, en el Océano Índico. Su padre, un funcionario dedicado a los equipos de guía para aviones, quería vivir en un lugar con mejor clima.
     
    Andurand comenzó a hacer corretaje de energía para Goldman Sachs Group Inc. en Singapur. En esa época, el precio del petróleo no estaba muy lejos de los niveles actuales. De ahí pasó a Bank of America Corp. y luego a Vitol Group, el mayor operador de petróleo independiente del mundo, que lo trasladó a Londres.
     
    Fue allí donde se independizó y fundó BlueGold Capital junto con Dennis Crema. El fondo comenzó a operar en febrero de 2008, poco antes del estallido de la crisis financiera. BlueGold tuvo una ganancia superior a 30% sólo en febrero y un asombroso 209% en todo ese año gracias a haber apostado contra el crudo: en los últimos cuatro meses de 2008, luego de la quiebra de Lehman Brothers, el petróleo se desplomó 60%. A continuación, el fondo revirtió su apuesta, justo cuando el petróleo iniciaba un largo período de recuperación.
     
    Pero la aventura no terminó bien. BlueGold cerró en 2012 después de haber perdido más de un tercio de su capital el año anterior, incluyendo una pérdida de 23% solo en mayo de 2011. Sus apuestas alcistas se vieron afectadas por la caída de precios, pero Andurand dijo que el cierre no estuvo relacionado con las pérdidas sino con un deseo de los socios de separarse.
     
    En ese momento, Andurand comenzó también a invertir en acciones, una medida cuestionada por algunos inversionistas. Esta vez, en cambio, el fondo se ha mantenido firme con el petróleo.
     
    Por Laurence Fletcher y Georgi Kantchev
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Un crudo a US$50 pone a prueba la teoría de la ‘banda de esquisto’

    Petro ArabiaLONDRES (EFE Dow Jones)—El hecho de que los precios del petróleo vuelvan a estar en torno a los US$50 por barril pone a prueba la idea de la “banda de esquisto”, acuñada en mayo de 2015 por Olivier Jakob, director gerente de la consultora Petromatrix.

    Jakob dijo en entonces que las tendencias de producción de crudo de Estados Unidos estarían determinadas por dos referencias de precios: US$45 por barril, por debajo del cual el petróleo producido en las formaciones de esquisto se reduciría, y US$65 por barril, precio por encima del cual se pondría en marcha una “producción masiva” de esquisto.

    En el medio estaba la banda del esquisto, un rango en el que la oferta se mantendría fundamentalmente estable, según la teoría de Jakob.

    Sin embargo, los acontecimientos no han sucedido exactamente así, ya que los productores han mantenido el grifo abierto cuando los precios han llegado a niveles más bajos de lo que muchos consideraban posible. Jakob ha revisado a la baja sus proyecciones de la banda de esquisto a entre US$40 y US$60.

    “Creo que el principio no ha cambiado y que hemos visto pruebas en el recuento de plataformas de que el petróleo de EE.UU. es bastante sensible”, señaló.

    El número de plataformas de perforación de petróleo en el país norteamericano se redujo en 158 desde principios de diciembre hasta mediados de marzo, cuando el West Texas Intermediate (WTI), la referencia para precios del petróleo en EE.UU., se negociaba por debajo de US$40 el barril, según la firma de servicios petroleros Baker Hughes. Además, la producción de crudo estadounidense se redujo en 78.000 barriles por día, de acuerdo con la Administración de Información de Energía del país. El petróleo de esquisto comprende aproximadamente la mitad de la producción de petróleo en EE.UU.

    Los precios del petróleo habían estado al alza hasta la semana pasada. El crudo Brent, la referencia internacional, rompió la barrera de los US$50 el barril la semana pasada por primera vez desde principios de julio, y el WTI estaba amenazando con hacerlo también. El martes, sin embargo, los precios tendían a la baja. En la tarde de Londres, el crudo Brent rondaba los US$48,79 por barril en la Bolsa de Futuros de Europa, mientras que el crudo estadounidense abría la sesión en Nueva York en US$47,35 el barril.

    En medio de todo, los operadores se han vuelto más optimistas sobre un equilibrio de la demanda y la oferta.

    Por lo tanto, los límites superiores de la banda de esquisto parecen estar listos para una prueba. Después de que los precios superaron la barrera de los US$50 por barril en julio, el número de plataformas de perforación en EE.UU. ha aumentado en 33 a 374, de acuerdo con Baker Hughes.

    En julio de 2014, cuando los precios del crudo Brent estaban por encima de US$100 dólares por barril, el número de plataformas petroleras de perforación en actividad se situó en 1.562.

    Fuente: wsj / NEANDA SALVATERRA

     

     

     

     

     

     

     

     

  • Un día después del plebiscito comenzará a definirse la suerte de las regalías

    El 3 de octubre vence el plazo para comenzar la discusión del presupuesto de regalías para los años 2017 y 2018 en medio de los bajos precios del crudo.
     
    El próximo 3 de octubre vence el plazo legal que tiene el gobierno para presentar el presupuesto bianual de regalías para los años 2017 y 2018.
     
    Campo Ecopetrol WA partir de ese momento comenzará la discusión sobre qué va a pasar ahora que los bajos precios del petróleo y el carbón están impactando la producción de hidrocarburos y el recaudo de regalías para las regiones. Las regalías se convirtieron en una de las fuentes de recursos más importantes de las entidades territoriales después de las transferencias del gobierno nacional y los ojos estarán puestos en la discusión.
     
    Vale recordar que el último presupuesto de regalías (2016-2018) ascendía a $18,23 billones pero fue calculado con un precio de US$97 por barril. Tras el desplome de precios el gobierno decidió aplazar el 30% de ese presupuesto.
     
    Lea también: Las dudas sobre el techo de gasto del gobierno para 2017
     
    El panorama de los precios del crudo no es muy alentador para las regiones: los cálculos oficiales del gobierno sobre el precio del barril apuntan a que se negociará en US$47,5 en 2017 y US$60 para 2018, con lo que seguirá aún muy lejos de los supuestos del presupuesto anterior. Pór otro lado, la industria de hidrocarburos sigue proyectando caídas en la producción para 2016 con lo cual no solo se afectará la variable precio sino también la variable cantidad. 
     
    Con lo anterior es posible pensar que el presupuesto sentirá una reducción fuerte a menos que se eche mano a los ahorros y ya hay quienes están evaluando esa propuesta. 
     
    El Ministrio de Hacienda, Mauricio Cárdenas, propuso la discusión de sacar de las reservas del Fondo de Ahorro y Estabilización (FAE) unos $10 billones. La movida permitiría inyectarle impulso a la economía a través de la inversión pública y no afectaría el cumplimiento de la regla fiscal.
     
    Lea también: ¿Llegó la hora de romper la regla fiscal en Colombia?
     
    "Por su misma naturaleza, el FAE debe cumplir una tarea contracíclica y ello es posible únicamente si estos recursos financian proyectos estratégicos. Si los excedentes del FAE se siguen distribuyendo en pequeños proyectos, se disipan las posibilidades de contrarrestar la recesión a través de la inversión pública", adviritó el Contralor Edgardo Maya.
     
    Maya y la Contraloría General de la Nación aseguran que buena parte de las regalías está siendo destinada a proyectos de bajo impacto en lugar de atender proyectos estratégicos. De acuerdo con el ente de control el número de proyectos de regalías aprobados llegaba a cerca de 10.000, por un valor de $20,3 billones, y alrededor de 6.600 son proyectos de menos de $1.000 millones. Adicionalmente el esquema de regalías generó excedentes de liquidez por $6,5 billones en la Tesorería General de la Nación y $5 billones en cuentas bancarias a diciembre de 2015, algo que se considera un síntoma de baja ejecución.
     
    Vientos de reforma 
     
    Aunque el nuevo sistema de regalías es relativamente joven ya hay en el Congreso una propuesta de Acto Legislativo para reformarlo. La iniciativa fue radicada por la senadora Maritza Martínez y busca duplicar las asignaciones directas a las regiones productoras de hidrocarburos.
     
    “La caída en los precios del petróleo y la falta de respuestas en el marco de una política pública coordinada y consistente que permita atender las necesidades de las regiones productoras, que fueron drásticamente transformadas por la implementación industria de los hidrocarburos, nos ha impulsado a presentar esta iniciativa”, indicó la senadora.

    Dinero.com 

     
     
     
  • Un dólar débil y sabotajes a instalaciones en Nigeria impulsan el barril al alza

    Barriles 1El crudo vuelve a superar los 50 dólares con el Brent cotizándose en US$50,69. La referencia WTI se acerca a este precio: se ubica en US$49,71.

    Los precios del crudo Brent subían el lunes por la depreciación del dólar, que podría impulsar la demanda en momentos en que ataques a las instalaciones petroleras en Nigeria reducen los suministros, pero señales de una recuperación de la producción en Estados Unidos limitaban el alza. 

    Los futuros del Brent ganaban 1,05 dólares a 50,69 dólares el barril, un máximo de 7 meses, mientras que los futuros del crudo en Estados Unidos sumaban 1,11 dólares a 49,71 dólares el barril. 

    El avance del petróleo se producía tras la fuerte caída del dólar el viernes, cuando el débil dato de empleo en Estados Unidos de mayo redujo las expectativas de una próxima subida de las tasas de interés en ese país. 

    Un dólar más débil incentiva la demanda por combustible en el resto del mundo porque abarata la importación de crudo que cotiza en dólares. 

    El mercado estará atento a un discurso de la presidenta de la Reserva Federal, Janet Yellen, a las 1630 GMT el lunes, para ver pistas sobre un posible cambios de tasas. 

    Analistas prevén que el sagrado mes musulmán del Ramadán, que comenzó el lunes, impulse a los precios del petróleo, dado que usualmente en ese período repunta la demanda de los conductores de vehículos en la mayoría de países musulmanes. 

    Según operadores, los precios también eran sostenidos por los ataques contra instalaciones petroleras en Nigeria, que ya han reducido la producción del país a mínimos de más de 20 años. 

    No obstante, el avance del crudo era contenido por datos que mostraron un incremento en el bombeo en Estados Unidos. Baker Hughes informó el viernes que las perforadoras del país agregaron nueve plataformas petroleras en la semana finalizada el 3 de junio, el segundo incremento en el año.

    Fuente: Portafolio.co

     

  • Un informe de EE.UU. encuentra beneficios económicos a levantar la prohibición de exportar petróleo

    Planta ExxonPlanta ExxonWASHINGTON (EFE Dow Jones)--El esperado estudio del Gobierno estadounidense ha llegado a la conclusión de que retirar la prohibición de cuatro décadas a las exportaciones de petróleo local no aumentaría los precios de la gasolina en el país y podría incluso ayudar a rebajarlos, lo que incrementa el debate sobre si retirar o relajar dicha prohibición o no.
     
    El informe, elaborado por la Administración de Información sobre Energía de Estados Unidos, una división de análisis del Departamento de Energía, probablemente impulsará los intentos de poner fin a la prohibición del sector petrolero y sus seguidores en el Congreso, que han aumentado este año.
     
    Un resumen del informe al que tuvo acceso The Wall Street Journal señala que retirar la prohibición podría de hecho producir pequeños beneficios para la economía del país.
     
    “Los precios petroleros en Estados Unidos, incluidos los de la gasolina, se verían inalterados o se reducirían ligeramente tras la retirada de las actuales restricciones a las exportaciones del petróleo crudo”, según el documento, que llega a la conclusión de que la retirada de las mismas animaría a las empresas petroleras a producir más en un intento de alcanzar los mayores precios extranjeros, lo que a su vez ejercería presión a la baja sobre los precios mundiales si los productores extranjeros no redujeran su propia producción.
     
    Y como los precios minoristas de la gasolina estadounidense se fijan en base a la referencia mundial y no a la nacional, podrían bajar los precios en el país, concluye el estudio.
     
    Se espera que el Congreso vote sobre la legislación para retirar la prohibición este mes y que el Senado considere el tema el próximo año.
     
    Amy Harder y Christian Berthelsen
     
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Una dura competencia espera a las petroleras extranjeras en Irán

    Workers ChevronLas compañías de gas y petróleo de Europa y Estados Unidos atraídas por el levantamiento de las sanciones a Irán pueden esperar encontrarse no sólo con buenas oportunidades, sino también con empresas iraníes capaces de ofrecerles tanto una dura competencia como empresas conjuntas.
     
    Aunque ninguna firma iraní ha logrado la proeza de constituirse en una empresa integrada de petróleo y gas como Exxon Mobil Corp. XOM +0.16%  o una gran proveedora de servicios como Schlumberger Ltd. SLB +1.14%  , los años de aislamiento económico dieron lugar al nacimiento de una nueva clase de empresas en Irán. Ellas pueden asumir tareas de ingeniería, tales como la instalación de ductos, la construcción de plataformas marinas y la perforación de pozos, que antes eran manejadas por compañías extranjeras.
     
    Si el acuerdo nuclear entra en vigor y las sanciones económicas contra de Irán son levantadas a finales de este año o principios de 2016, aquellas empresas estarán bien posicionadas para competir por miles de millones de dólares en contratos de servicios o para forjar relaciones estratégicas con compañías occidentales, dicen funcionarios de la industria.
     
    “Uno de los efectos colaterales positivos de las sanciones ha sido el rápido crecimiento de nuestra capacidad local”, dice Mehdi Hosseini, un alto asesor del Ministerio de Petróleo de Irán.
     
    En algunos casos, el gobierno iraní probablemente exigirá que las petroleras extranjeras trabajen con estas nuevas firmas locales, lo que puede dar lugar a la formación de empresas conjuntas, señala Robin Mills, director de consultoría en Manaar Energy en Dubái.
     
    “Cuando se levanten las sanciones, (los contratistas locales) sin duda tendrán un papel muy importante”, asegura Mills.
     
     
    Una refinería petrolera en Irán. Vahid Salemi/Associated Press
    Las grandes petroleras y proveedoras de servicios todavía no han indicado públicamente cómo van a lidiar con los competidores iraníes. Una vocera de Schlumberger dijo que la empresa comenzará a evaluar las oportunidades en este país sólo si y cuando las sanciones se levanten. Exxon y otras grandes compañías energéticas no respondieron a las solicitudes de comentarios.
     
    Funcionarios iraníes han reconocido que necesitan a las compañías occidentales para impulsar su industria, que ha tenido dificultades para mantener su producción durante la última década. Restricciones cada vez más severas en esos años expulsaron gradualmente del país a las compañías estadounidenses, y las sanciones impuestas en 2010 por la Unión Europea provocaron un nuevo éxodo.
     
    De todos modos, las empresas iraníes ocuparon el vacío dejado por las grandes petroleras.
     
    Por citar un ejemplo: una compañía iraní que antes de las sanciones sólo tenía capacidad para llevar a cabo reparaciones limitadas en el mar ahora cuenta con tres buques que pueden desplegar hasta 5 kilómetros de tuberías por día, más de lo que se necesita en Irán, dice Hosseini. También puede fabricar las plataformas de perforación marinas utilizadas en el gigantesco yacimiento de gas South Pars, agrega.
     
    Mansour Moazami, viceministro de Petróleo a cargo de la planificación y la supervisión, dice que el mismo cambio se observa en derivados petroquímicos como el plástico o en los componentes farmacéuticos. Mientras que hace 25 años “todos los proyectos petroquímicos eran manejados integralmente por contratistas extranjeros, 65% de los contenidos se produce ahora en el país”, afirma.
     
    Aunque otras industrias petroleras, como las de Irak y Libia, fueron debilitadas por el aislamiento internacional, Irán ha tenido la ventaja de poseer universidades que capacitan cada año a miles de los ingenieros más sofisticados del mundo. La Universidad Sharif de Teherán tiene uno de los mejores programas de ingeniería y matemáticas del planeta y el sector petrolero iraní tiene un siglo de historia sobre sus espaldas.
     
    Muchas empresas nacionales son dirigidas por ingenieros que trabajaron en petroleras internacionales y que se quedaron en el país después de que sus ex empleadores se fueron de Irán.
     
    Mohammed Kasaeian trabajó como gerente de proyectos en la italiana Eni ENI.MI -0.77%  SpA y la noruega Statoil AS STL.OS -2.22%  A antes de ayudar a fundar Rosemand EMI en Teherán hace ocho años. La compañía emplea a más de 100 ingenieros, ha desarrollado su propio diseño de plataformas de perforación marinas y está entrando en la producción de gas licuado y biocombustibles.
     
    “No buscamos ser un fabricante”, expresa. “Buscamos tecnología y financiamiento”.
     
    Well Services of Iran y Mehran Engineering & Well Services son dos compañías que se convirtieron en iraníes cuando sus propietarios extranjeros, Schlumberger, con sede en EE.UU., y Al-Mansoori Specialized Engineering, de Abu Dhabi, dejaron el país tras las sanciones. Ahora juegan un papel clave en la perforación y cartografía de pozos de gas y petróleo en el mar, según funcionarios iraníes.
     
    Su trabajo es de una calidad similar al de grandes empresas internacionales, pero sus costos son mucho más bajos, dice un funcionario. Well Services y Mehran no respondieron a pedidos de comentarios.
     
    De todas formas, las empresas iraníes no son capaces de cubrir todas las necesidades.
     
    Otro funcionario petrolero iraní cuenta que un fabricante local, Fanavaran Parsian, adaptó tecnologías de armamento para diseñar válvulas de seguridad y herramientas de boca de pozo resistentes a altas presiones y temperaturas. Este equipamiento fue capaz de sustituir productos similares de empresas internacionales en yacimientos en tierra firme, pero su calidad no era lo suficientemente alta para evitar fugas en el mar, donde el agua salada aumenta la corrosión. Fanavaran Parsian no respondió a un pedido de comentarios.
     
    Muchas instalaciones utilizadas por los operadores iraníes pueden ser viejas o de segunda mano. Otro funcionario local señaló que la reciente visita a una instalación marina fue una experiencia aterradora y de riesgo. La plataforma tiene unos 30 años de antigüedad y está “al final de su vida útil”, dijo, mientras recordaba tener que caminar sobre un piso de rejilla corroída.
     
     
    Benoît Faucon y Bill Spindle
     
    Fuente: WSJournal.com
     
  • Una nueva ola de interés en petróleo

    El monto inicial de recursos en espera para entrar en este tipo de transacciones puede rondar entre US$80 y US$100 mil millones ha dicho a Bloomberg Lydia Prototapas de Winston and Strawn Partners.El monto inicial de recursos en espera para entrar en este tipo de transacciones puede rondar entre US$80 y US$100 mil millones ha dicho a Bloomberg Lydia Prototapas de Winston and Strawn Partners.Flujos de inversionistas empiezan a buscar oportunidades de compra en los activos y empresas petroleras con estrés financiero tras la caída en los precios. Una de las fijaciones más populares y menos ciertas es que somos un país “rico” en recursos naturales como petróleo y gas.

    Hace casi dos meses el banco de inversión J.P.Morgan indicó que consideraba el precio del petróleo había tocado fondo y recomendaba ir construyendo posiciones de inversión nuevamente en este tipo de activos. Semanas después en Dinero con información reciente de oferta y demanda se sugirió que en efecto había elementos para considerar que el petróleo había logrado estabilizarse y que la tasa de cambio también parecía seguir ese patrón, a lo que el recién nombrado Presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry dijo era música para sus oídos. Erase vez que una empresa llamada Ecopetrol que llegó a tener un valor de mercado superior a una empresa icono mundial como Coca-cola.

    Un ejemplo, del renaciente interés ha sido el de los “hedge funds” y de los fondos de capital privado en Estados Unidos los cuales, según reporta Bloomberg, han ido manifestando y concretando su interés en activos empresariales relacionados con la industria petrolera. Una de las explicaciones ha sido que en el sector hay empresas, al igual que activos, que han sentido el duro efecto por la caída en los precios durante finales de 2014 y comienzos de 2015, y han entrado en la categoría de activos muy subvaluados Por razones diferentes es posible que se vea una ola de fusiones y adquisiciones en la industria.

    Ser un jugador en la industria con grandes capacidades frente a empresas más endeudadas o con menor acceso a recursos para soportar la caída en los precios es una de las explicaciones para que se adelanten este tipo de transacciones. El monto inicial de recursos en espera para entrar en este tipo de transacciones puede rondar entre US$80 y US$ 100 mil millones ha dicho a Bloomberg Lydia Prototapas de Winston and Strawn Partners.

    Aunque el uso de petróleo como fuente primaria de energía mundial ha bajado, era el 46% en 1973 y fue el 31% en 2013, sigue siendo la principal fuente de energía usada en transporte con 92%. Situación diferente, es que apenas presenta el 5% de la generación de electricidad cuando hace 40 años representaba el 25%.

    La semana pasada, el precio para la referencia Brent, cerró la semana por encima de US$65 dólares el barril lo que es casi un 20% por encima del nivel reportado a mediados de marzo.

    Incluso una empresa con tantos problemas para poder reportar sus estados financieros como ha sido Petrobras, y que ha enfrentado tantos cuestionamientos por los escándalos de corrupción, que tuvo que reconocer una pérdida por ese motivo de cerca de US$2.100 millones en su balance, ha generado un aumento en la cotización de su acción de casi 60% en el mercado accionario de Brasil desde la misma fecha. Ahora, una de las razones para que Petrobras fuera una de las acciones más castigadas también tiene que ver con el hecho que la empresa era entre los productores de petróleo la que presentaba un mayor nivel de endeudamiento.

    Sin embargo, es bueno recordar que según el Atlas de la Agencia Internacional de Energía Colombia no es un jugador tan relevante así como tampoco debería decirse que países desarrollados o avanzados son países industrializados porque no son tan ricos en recursos naturales.

     

    Producción Millones de toneladas equivalentes

     

    País

    Petróleo

    Gas Natural

    Total

     

    1

    Federación Rusa

    521,25

    540,64

    1061,89

     

    2

    Estados Unidos

    407,37

    558,78

    966,15

     

    3

    Arabia Saudita

    558,78

    66,22

    625,00

     

    4

    Canadá

    185,58

    129,92

    315,50

     

    5

    Irán

    167,91

    132,21

    300,12

     

    6

    China

    207,64

    89,65

    297,29

     

    7

    Emiratos Árabes

    150,38

    43,97

    194,35

     

    8

    México

    152,19

    40,35

    192,54

     

    9

    Venezuela

    165,39

    25,22

    190,61

     

    10

    Noruega

    86,94

    97,14

    184,08

     

    11

    Kuwait

    160,58

    12,67

    173,25

     

    12

    Nigeria

    129,41

    33,65

    163,06

     

    13

    Iraq

    149,70

    4,93

    154,63

     

    14

    Argelia

    71,18

    72,51

    143,69

     

    15

    Brasil

    112,66

    16,25

    128,91

     

    16

    Indonesia

    44,49

    67,27

    111,76

     

    17

    Kazajistán

    82,61

    28,55

    111,16

     

    18

    Angola

    87,80

    0

    87,80

     

    19

    Libia

    76,65

    9,96

    86,61

     

    20

    Reino Unido

    46,28

    35,03

    81,31

     

    21

    Egipto

    34,97

    44,18

    79,15

     

    22

    India

    43,33

    33,34

    76,67

     

    23

    Australia

    23,01

    47,29

    70,30

     

    24

    Holanda

    10,03

    57,46

    67,49

     

    25

    Argentina

    31,93

    34,16

    66,09

     

    26

    Colombia

    49,53

    9,36

    58,89

     

    27

    Ecuador

    26,48

    0

    26,48

     

    28

    Alemania

    0

    9,57

    9,57

     
     

    Fuente: Dinero.com

  • Utilidades del sector de hidrocarburos bajaron 33 % en 2014

    Campo ThxFueron de $14,4 billones mientras que en 2013 la cifra fue de por $21,4 billones.
     
    Las empresas del sector de hidrocarburos registraron utilidades por $14,4 billones en 2014, lo que representa un descenso del 33 %, en comparación con ganancias por $21,4 billones reportadas el año anterior.
     
    Así lo revela un estudio de la Delegatura de Asuntos Económicos y Contables de la Superintendencia de Sociedades, elaborado con base en los resultados financieros de 676 empresas pertenecientes al sector de hidrocarburos y actividades asociadas.
     
    En 2013, los ingresos operacionales consolidados de estas sociedades habían sido de $151,2 billones, de acuerdo con el informe.
     
    Así mismo, las sociedades del sector de hidrocarburos registraron en 2014 ingresos operacionales consolidados por $151,76 billones, lo que representó un crecimiento del 0,4 % frente a 2013.
     
    La Delegatura aclara que el análisis comprende el comportamiento de cinco subsectores: extracción de petróleo crudo, derivados del petróleo y gas, transporte de petróleo por tubería, ingeniería y comercio. La agrupación sectorial se realizó teniendo en cuenta el tipo negocio de las empresas y su cadena de valor.
     
    De las 676 empresas analizadas, 353 pertenecen al subsector de comercio de combustibles y lubricantes (28 % del total), 190 al de actividades de ingeniería (52 %), 108 al de extracción de petróleo crudo (16 %), 19 al de derivados de petróleo y gas (3 %) y 6 al de transporte por tubería (1 %).
     
    COMPAÑÍAS DE TRANSPORTE DE PETRÓLEO, A LAS QUE MEJOR LES FUE
     
    Las empresas del subsector de transporte de petróleo por tubería presentaron un aumento de 47,7 % en sus ingresos operacionales frente a 2013, al pasar de $5,29 billones en el 2013 a $7,81 billones en el 2014.
     
    En adición a un incremento en ingresos operacionales, en 2014 el subsector de transporte de petróleo por tubería registró un crecimiento en las ganancias netas de 51,2% frente al año 2013, al pasar de $2,53 billones a $3,82 billones.
     
    ¿Y A LAS QUE EXTRAEN CRUDO?
     
    Las entidades del subsector de extracción de petróleo presentaron un crecimiento en activos del 7,5 %, o de $11,29 billones en términos reales entre 2013 y 2014. Estos pasaron de $150,68 billones a $161,98 billones, respectivamente.
     
    Para el año 2014, este subsector registró ingresos operacionales por valor de $92,04 billones. Se destaca un incremento del 57% en los ingresos no operacionales, al pasar de $4,35 billones en el 2013 a $6,84 billones en el 2014.
     
    LAS ACTIVIDADES DE INGENIERÍA TAMBIÉN CERRARON ‘EN VERDE’
     
    El subsector de actividades de ingeniería presentó un aumento del 6,2 % en sus ingresos operacionales, al pasar de $12,27 billones en el 2013 a $13,03 billones en el 2014.
     
    Así mismo, el activo aumentó el 5,8 % o $733.419 millones entre 2013 y 2014, al registrar $13,30 billones en 2014, desde $12,56 billones reportados el año anterior.
     
    OTROS SECTORES
     
    El subsector de derivados del petróleo presentó un aumento de 32,6 % en sus activos, al pasar de $15,21 billones en 2013 a $20,17 billones en 2014. El patrimonio, por su parte, creció 20 % o $949.560 millones del año 2013 al 2014. Por su parte, el activo en el subsector de combustibles y lubricantes aumentó en 2,5 % entre los años 2013 y 2014, al pasar de $10,32 billones a $10,58 billones, respectivamente. Dicho comportamiento es explicado, particularmente, por el incremento en valorizaciones y propiedad, planta y equipo.
     
    Fuente: POrtafolio.co
  • Venezolanos tomaron el 19,9 por ciento de la petrolera Canacol Energy

    Perforacion

    Cavengas Holdings logró esa participación gracias a un acuerdo por 34 millones de dólares

    Al igual que ocurrió con Pacific E&P, pero de una manera menos tormentosa, un grupo de inversionistas venezolanos alcanzó una participación del 19,9 por ciento (la máxima permitida por la legislación del mercado de valores canadiense) en la propiedad de la petrolera Canacol Energy.
     
    La compañía anunció este viernes que Cavengas Holdings, matriz de inversiones controlada por empresarios de ese país, alcanzó la participación mencionada tras aportar 43,9 millones de dólares canadienses (unos 34 millones de dólares estadounidenses), que se suman a un aporte anterior.
     
    En total, esa matriz desembolsó unos 61 millones de dólares. Según los términos de este acuerdo de inversión, esta última tiene el derecho de designar dos candidatos a la junta directiva.
     
    Además, las acciones ordinarias emitidas están sujetas a un periodo de permanencia de cuatro meses, hasta el 3 de enero del 2016.
     
    Los nuevos miembros de junta son el reconocido empresario Oswaldo Cisneros y Alberto José Sosa. El primero es el miembro principal de Cavengas y actualmente es presidente de la corporación Digitel, una compañía de telecomunicaciones.
     
    Cisneros fue presidente de Pepsi Cola Venezuela y de Telcel Celular, C. A., una socia de Bellsouth International. Actualmente, es miembro de la junta directiva de Harvest Natural Resources Inc., compañía de energía listada en Nyse dedicada a la adquisición, desarrollo, producción y disposición de propiedades de petróleo y gas natural.
     
    A su turno, Sosa es vicepresidente ejecutivo de Digitel y es el presidente de la junta directiva de Cerámica Carabobo, una empresa manufacturera que opera en Venezuela. Así mismo, está en la junta de Capca, una refinería de azúcar, y de la Fábrica Nacional de Vidrios.
     
    Fuente:ElTeimpo.com
  • Venezuela empeña su oro y vende activos

    Bonos Dolares1Agobiada por la sequía de divisas petroleras y por una crisis de inflación, escasez y déficit fiscal, el país vecino busca obtener dinero fresco a cambio de fuertes rebajas a sus deudores petroleros.
     
    En los últimos meses, el gobierno de Nicolás Maduro pactó miles de millones de dólares en quitas de deuda, a cambio de cobrar el resto en efectivo de inmediato.
     
    Venezuela redujo así la deuda petrolera con Jamaica y Dominicana por 2.000 y 1.500 millones de dólares respectivamente, mientras que con Uruguay acordó una quita de 38% a la deuda de 400 millones de dólares de la estatal Ancap.
     
    Además, ejecutó un "swap" de parte de las reservas de oro del país por unos 1.500 millones de dólares con la banca internacional y emitió deuda y gestionó préstamos por otros 2.500 millones de dólares a través de Citgo, filial de refinación en Estados Unidos de la estatal Petróleos de Venezuela.
     
    "Esto luce suicida, el gobierno de Maduro sencillamente está quemando activos para llegar a 2016, sin un plan de ajuste económico e incluso con algunas transacciones poco claras con activos petroleros", afirmó el economista Orlando Ochoa.
     
    Venezuela realizará en diciembre de 2015 cruciales elecciones legislativas, que por primera vez desde 1999 podría ganar la oposición, según los sondeos.
     
    Pero no obstante la penosa situación económica, analistas y líderes de oposición coinciden en que el gobierno no ejecuta los correctivos correspondientes por temor al costo político de cara a los comicios de este año.
     
    "Pero para 2016 ya no hay posibilidad de vender activos salvo Citgo", advirtió Ochoa, al evocar que ya este año Venezuela concretó la venta de la refinería Chalmette en Estados Unidos, de la que PDVSA y Exxon Mobil compartían la propiedad y por la que ambos cobrarán unos 330 millones de dólares.
     
    Estas ventas apresuradas de activos y títulos de deuda se han combinado con un drástico recorte de importaciones de casi 50% entre este año y 2013, al tiempo que el gobierno incurría en default comercial con proveedores internacionales de bienes y servicios, como compañías aéreas.
     
    Y en tiempos de abrupta caída del precio del petróleo, ello sirvió para seguir haciendo frente a las obligaciones de deuda soberana y de PDVSA, una prioridad para el gobierno chavista desde que llegó al poder.
     
    En lo que resta de 2015, según cálculos privados, Venezuela tiene que afrontar compromisos de deuda por al menos 6.000 millones de dólares entre capital e intereses.
     
    ¿PEDIR MÁS A CHINA?
    Asdrúbal Oliveros, director de la firma Ecoanalítica, advierte que con un precio del petróleo a 47 dólares por barril en 2015, Venezuela tiene un déficit en divisas de unos 23.000 millones de dólares para este año.
     
    La caída del precio del petróleo este año ha reducido a la mitad los ingresos de Venezuela, que obtiene 96% de sus divisas de las exportaciones petroleras. A la fecha, la cesta petrolera venezolana se cotiza a 49,79 dólares por barril, mientras que las reservas internacionales se ubican en 15.391 millones de dólares, 25% menos que hace un año.
     
    El gobierno de Maduro en 2015 sólo ha conseguido "unos 8.000 millones de dolares entre Citgo, las deudas de Petrocaribe y el canje del oro", comentó Oliveros.
     
    "El faltante podría cubrirse con préstamos bilaterales de China -a la que Venezuela vende petróleo a futuro y adeuda decenas de miles de millones de dólares- y con más recortes de importaciones, lo que distorsionará aún más la escasez y la inflación", explicó.
     
    Cálculos independientes estiman la inflación en Venezuela en al menos 108% en el lapso entre junio 2014 a junio 2015 (el gobierno venezolano no ha divulgado cifras oficiales este año). Asimismo la escasez llega casi a 60% en Caracas, según encuestadoras.
     
    "Venezuela tendrá que pedir de nuevo dinero a China y hacer otras operaciones con el oro en lo que resta de 2015", coincidió por su parte el economista Luis Oliveros.
     
    "Y sentarse a negociar con los socios petroleros para vender participaciones en empresas de la Faja Petrolífera del Orinoco (sur de país, la reserva petrolera más grande del planeta), mejorando el entorno económico para los privados", agregó
     
     
    Fuente: Portafolio.co / AFP
  • Venezuela tendrá que compensar con US$1.600 millones a ExxonMobil

    Exxon PlantLa expropiación de varios proyectos de la petrolera estadounidense en 2007 le costó al país de Nicolás Maduro dicha suma, según falló el órgano de arbitrajes del Banco Mundial.
     
    En su dictamen, el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias relativas a Inversiones (Ciadi), órgano dependiente del Banco Mundial, establece que las autoridades de Caracas deberán pagar US$1.420,7 millones por la expropiación de las inversiones de la empresa petrolera en el Proyecto de Cerro Negro.
     
    Asimismo, por la expropiación de las inversiones de la firma estadounidense en el Proyecto La Ceiba, Venezuela deberá pagar otros US$179,3 millones.
     
    Con esta sentencia, el tribunal responde a las expropiaciones que el Gobierno venezolano realizó en 2007 para crear empresas mixtas entre la compañía estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) y las empresas energéticas internacionales que por entonces ya operaban en su territorio, con la firma del estado como socio mayoritario.
     
    La decisión del entonces presidente Hugo Chávez llevó a compañías como Exxon y ConocoPhillips a recurrir al litigio internacional por considerar la medida del Estado venezolano ajena al derecho internacional y por no haber recibido una compensación "justa".
     
    En su demanda, citada en la sentencia, Exxon acusó a Caracas de haber violado el Tratado Bilateral de Inversión (TBI) con unas expropiaciones "ilícitas", que además fueron llevadas a cabo sin el debido proceso legal.
     
    La expropiación "no fue tomada a cambio de indemnización alguna, mucho menos la indemnización justa", aseguró en su demanda la petrolera.
     
    La cifra que deberá pagar Venezuela en realidad es superior a los US$1.600 millones, porque el dictamen del tribunal establece que a partir del 27 de junio de 2007 esa deuda está acumulando intereses a razón del 3,25 por ciento anual, "hasta la fecha de su pago total".
     
    Esta decisión servirá para reparar la decisión del Gobierno venezolano, que según el portavoz de Exxon, David Eglinton, "no brindó una compensación justa por los bienes expropiados".
     
    "Pese a las arduas negociaciones con PDVSA y con autoridades del Gobierno, la afiliada de ExxonMobil fue incapaz de conseguir un acuerdo para recibir una compensación justa", agregó el representante de la compañía en un comunicado.
     
    Eglinton resaltó que "ExxonMobil reconoce la soberanía de todas las naciones y que, aunque claramente no es un resultado deseable, acepta el derecho legal de Venezuela de expropiar a cambio de una compensación razonable en el mercado".
     
    En septiembre de 2013, el CIADI ya falló en contra de las expropiaciones de Venezuela a la otra petrolera estadounidense afectadas por las medidas de Hugo Chávez, ConocoPhillips, por considerar que el país no negoció "de buena fe".
     
    Entonces, Venezuela consideró el fallo como un "exabrupto" y amenazó con pedir otra audiencia ante el CIADI.
     
    Precisamente, este organismo fue abandonado por Venezuela en julio de 2012 por decisión del entonces presidente venezolano, Hugo Chávez, quien afirmó que su país no reconocería los fallos de ese tribunal.
     
    EFE/D.com
  • Venezuela y China unen esfuerzos para elevar producción de la Faja Petrolífera del Orinoco

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

    El presidente de la empresa, Humberto Calderón Berti, dice que la situación es insostenible.
     
    Humberto CalderonEl derrame forzado de los 3.120 barrilles de petróleo entre las veredas Santa Rosa y La Cabaña no solo ocasionó un daño ambiental de dimensiones aún incalculadas. También dejó una herida profunda en las operaciones de la empresa petrolera Vetra, dueña del crudo derramado.
     
    El presidente y fundador de la compañía, Humberto Calderón Berti, señaló que el año pasado tuvieron que invertir una suma cercana a los 8 millones de dólares atendiendo las consecuencias, de los ataques de las Farc a sus instalaciones.
     
    “Hace una semana nos lanzaron 16 cilindros, quemaron dos carrotanques y destruyeron un descargadero y otras instalaciones y eso es permanente, estamos operando bajo una amenaza latente”, señaló el ejecutivo.
     
    Por esta razón, la petrolera contempla la posibilidad de declarar fuerza mayor en sus contratos para suspender sus operaciones hasta que se normalice la situación de seguridad.
     
    Esto implicaría, según la empresa, que cerca de 1.500 personas, que dependen directa o indirectamente del trabajo en Vetra, quedarían sin trabajo.
     
    Es que, además de los atentados, la empresa tiene suspendidas sus operaciones porque algunos habitantes de la región han bloqueado las vías de acceso a los campos, y no están permitiendo que la firma haga las labores de contención del derrame.
     
    Según Berti, están reclamando presencia institucional, mejoras en temas de servicios públicos, educación y salud.
     
    Delegados del Ministerio del Interior sostuvieron una reunión con las comunidades el pasado viernes, esperando poder intermediar para despejar los bloqueos.
     
    Vetra tiene una producción cercana a los 18.000 barriles diarios.
     
    Portafolio.co
  • Vulnerabilidad de las “superempresas” petroleras ante la estrepitosa caída del precio del crudo

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

    ¿Están ellas en riesgo?

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

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

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

    Entonces, ¿qué tan "protegidos" están?

    Despidos

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

    Informó pérdidas por US$6.500 millones en 2015.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    En primera persona

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

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

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

    ¿Y en el largo plazo?

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

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

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

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

    Fuente: BBC Mundo  / Analía Llorente 

  • Wall Street, con fe en repunte del petróleo

    Los precios han caído, las reservas están por las nubes y las dudas sobre la eficacia de la OPEP han crecido y, sin embargo, Wall Street no ha perdido la esperanza en la recuperación del petróleo.
     
    Aunque el barril de crudo cayó por debajo de los 50 dólares la semana pasada, Goldman Sachs, Morgan Stanley y Citigroup aseguran que confían en que para fin de año los precios volverán a tener un repunte.Aunque el barril de crudo cayó por debajo de los 50 dólares la semana pasada, Goldman Sachs, Morgan Stanley y Citigroup aseguran que confían en que para fin de año los precios volverán a tener un repunte.El barril de crudo cayó por debajo de los 50 dólares en Nueva York la semana pasada debido a los indicios de que los recortes de producción de la OPEP no están eliminando un exceso mundial de oferta lo suficientemente rápido y que las empresas de perforación de shale estadounidenses están listas para cubrir cualquier déficit. 
     
    Sin embargo, Goldman Sachs Group, Morgan Stanley, Bank of America y Citigroup dicen seguir confiando en que los precios subirán a fin de año.
     
    En un tiempo más, las abultadas existencias mundiales de petróleo disminuirán conforme surtan efecto los recortes de producción de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y Rusia, mientras el consumo de combustible sigue siendo fuerte, predicen los bancos.
     
    “El panorama no es menos optimista”, dijo Seth Kleinman, responsable mundial de estrategia energética de Citigroup, que prevé que el barril de crudo superará los 60 dólares más adelante en el año. “Reducir las existencias de petróleo es un proceso complicado, pero los recortes de la OPEP son reales, la demanda de Asia es aceptable y, en última instancia, el mercado se está ajustando”.
     
    Hay muchas razones para dudar de los argumentos alcistas.
     
    Pese a la adhesión inusualmente firme de la OPEP a sus propias metas, las existencias de crudo de Estados Unidos están cerca de niveles récord, la producción del país se encuentra en el nivel más alto en un año y el número de plataformas de perforación casi se ha duplicado desde mayo. 
     
    Los socios de la OPEP, entre ellos Rusia y Kazajistán, han quedado rezagados en el cumplimiento de los recortes prometidos y la producción saudí repuntó el mes pasado.
     
    Sin embargo, la demanda de petróleo sigue en condiciones de superar la oferta en el segundo trimestre y de comenzar a agotar las existencias mundiales, según Goldman Sachs, que prevé que el barril de West Texas Intermediate, la variedad de referencia en los Estados Unidos, superará los 57 dólares en tres meses.
     
    “El reequilibrio del mercado petrolero sigue avanzando”, dijo Jeff Currie, jefe de investigación de materias primas de Goldman Sachs en Nueva York, en un informe del 14 de marzo. En una nota de dos días antes, Currie señaló que “el mercado necesita un poco de paciencia” para que el efecto de los recortes de la OPEP se haga sentir.
     
    Los precios del crudo estadounidense subirán a por lo menos 64 dólares el barril en el tercer trimestre conforme comience a dispersarse el excedente, dijo Francisco Blanch, jefe de investigación de materias primas de Bank of America, en un informe el 10 de marzo.
     
    Los países miembros de la OPEP se reunirán el próximo 25 de mayo para decidir si extienden o no sus recortes a la producción. Hasta ahora, Arabia Saudita, Irán, Iraq y Rusia han mostrado disposición a ampliar el recorte.
     
    ElFinanciero.com.mx
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