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  • ¿Alfa y Harbour Energy mejorarán la oferta de compra?

    Pacific RubialesEl precio de la acción ha presentado oscilaciones entre 5 % y 8 %. A pesar de que estos incrementos ‘bruscos’ obedecen a movimientos especulativos que iniciaron al cierre de la jornada anterior en la Bolsa de Colombia, un nuevo rumor presiona al alza el título de la petrolera.
     
    De acuerdo con O’Hara, principal grupo inversor de oposición, una cantidad considerable de accionistas de Pacific Rubiales Energy Corp. se establecieron para rechazar el acuerdo de compra.
     
    El grupo venezolano O'Hara señaló, en un comunicado, que el 60 por ciento de los votos de los accionistas emitidos por poderes estaban en contra del acuerdo.
     
    La revelación se produjo después de que la compañía petrolera informara que la votación se retrasaría hasta finales de julio.
     
    La junta de accionistas se pospuso y la nueva fecha es el 28 de julio. El jueves dos de julio fue la fecha límite para la presentación de votos de la oposición por poder.
     
    Los compradores propuestos, Alfa y Harbour, solicitaron más tiempo para convencer a los accionistas a favor del acuerdo de US$1.700 millones.
     
    “El retraso de la votación final de los accionistas se traducirá en mayores pérdidas de recursos de Pacífic Rubiales debido a la búsqueda de una transacción fatalmente defectuosa y retrasarán el cambio tan necesario”, expresó el grupo inversor venezolano.
     
    O'Hara, que posee casi el 20 por ciento de las acciones, comentó que la oferta de 6,50 dólares canadienses por acción es “insuficiente”.
     
    Dos firmas de inversionistas de asesoramiento, Glass, Lewis & Co. y Institutional Shareholder Services, recomendaron votar en contra del acuerdo.
     
    Pacífic Rubiales y Harbour no han emitido comentarios sobre la declaración O'Hara, mientras que Alfa declinó pronunciarse al respecto.
     
    ‘APLAZAMIENTO FUE PARA MEJORAR LA PROPUESTA’
     
    Según conocedores del mercado, Alfa y Harbour Energy estarían pensando en ampliar la oferta de compra del acuerdo: el pago por acción pasaría de 6,50 a 7,50 dólares canadienses.
     
    La razón principal de este aumento es que ambas compañías esperan que los accionistas que no estarían de acuerdo con el acuerdo, cambiaran de parecer.
     
    ¿Tienen los recursos? Si. Algunos analistas consultados por Portafolio.co indicaron que este incremento podría hacerse efectivo.
     
    Aproximadamente 250 millones de acciones estarían ‘en juego’. El aumento de un dólar en la operación significaría 250 millones de dólares canadienses, es decir 200 millones de dólares estadounidenses.
     
    El grupo mexicano Alfa, por medio de su fabricante de autopartes Nemak, colocó una oferta pública inicial de 682 millones de dólares. El día del debut en la Bolsa de México (primero de julio) las acciones cerraron estables.
     
    Nemak, donde también participa la automotriz estadounidense Ford, colocó casi un 20 por ciento de su capital social en el mercado.
     
    El director de finanzas de Alfa, Ramón Leal, dijo recientemente que la compañía podría usar parte de los recursos de la oferta de Nemak para financiar la compra de la petrolera canadiense Pacific Rubiales.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ¿Es el momento indicado de comprar acciones de empresas petroleras?

    Accion Ecopet BrentAnte la caída de los precios del crudo y de las acciones de algunas empresas que cotizan en Colombia como Pacific y Ecopetrol, algunos inversionistas podrían estar considerando invertir en estas empresas.

    Durante la semana pasada algunos analistas de hidrocarburos de Wall Street estuvieron haciendo llamados a los inversionistas para invertir en este sector. Sin embargo, analistas bursátiles en Colombia consideran que no es la mejor recomendación.

    Las acciones de las petroleras Pacific Exploration & Production (antes Pacific Rubiales Energy) y Ecopetrol, en los últimos 7 meses han experimentado un retroceso de 46% y 17,6% respectivamente.

    Sin embargo, la volatilidad de los precios del petróleo, la dependencia de los ingresos de las compañías al precio del commodity, la estructura inherente del negocio y los desafíos de las compañías en Colombia hacen que esta inversión sea “un tema bastante especulativo” de acuerdo con el gerente de renta variable de Corficolombiana, Andrés Duarte.

    El sector por sí mismo es riesgoso

    El gerente de análisis de renta variable de Credicorp Capital, César Cuervo, le explicó a Dinero qué tan conveniente es  invertir en acciones de compañías petroleras dada la estructura fundamental del negocio y la historia de sus cotizaciones en la bolsa de Colombia.

    Cuervo asegura que a simple vista, podría parecer una inversión rentable pues  “efectivamente las acciones de empresas petroleras que cotizan en la bolsa colombiana como Pacific, Canacol y Ecopetrol, han experimentado precios que con respecto a su propia historia, pueden parecer atractivos o bajos”.

    Sin embargo, Cuervo explicó que “algo que nos tuvo que haber enseñado todo este periodo en el que Ecopetrol entró a cotizar en bolsa, desde finales del 2007 hasta hoy, es que hay una alta dependencia entre el precio del commodity y los precios de las acciones“.


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    Por lo tanto, de acuerdo con el ejecutivo, estas empresas como Ecopetrol “son absolutamente tomadoras de precios y además no tienen ninguna incidencia en el precio del commodity”, por lo que no se puede conocer qué tan prosperas serán sus utilidades actualmente dadas la volatilidad del precio del crudo.

    Además de esto en Colombia, por diferentes razones como “las acciones de las petroleras subieron después de su enlistamiento en bolsa, o porque generaron mucha euforia, nos olvidamos del riesgo inherente al negocio”.

    Para Cuervo fue importante resaltar el funcionamiento de la industria petrolera en donde “las compañías operan sobre el supuesto de una tasa de éxito en la actividad exploratoria que en el mundo está alrededor del 30%”. Lo anterior implica que hay una probabilidad de que la exploración no genere utilidades en un 70% de los casos.

    ¿Para quiénes funcionaría esta inversión?

    Por su parte, el gerente de renta variable de Corficolombiana le explicó a Dinero que si se decide invertir en acciones de petroleras, la inversión  “es una apuesta arriesgada en la medida en que el comportamiento de la acción y el resultado de las empresas se van a mover en línea con lo que pase con el commodity.”

    Pero además, Duarte agregó que “si se van a hacer este tipo de inversiones implicaría que la expectativa de quien este invirtiendo es que el precio del commodity de hecho se recupere” y para que esto ocurra, gran cantidad de variables tanto en la demanda como en la oferta de la industria tendrían que ajustarse como “que el congreso de Estados Unidos, no permita el acuerdo nuclear de Irán, o que se evidencie un deterioro en la producción en Estados Unidos y por el lado de la demanda, deberían darse expectativas positivas respecto al crecimiento de diferentes países, especialmente de China y esas señales no las estamos viendo.” Afirmó Duarte.

    En Colombia el reto es aún más grande

    A su vez, las compañías petroleras que cotizan en Wall Street, tienen varias diferencias a los desafíos que enfrentan las compañías petroleras en Colombia.

    De acuerdo con el estructurador de renta variable de Ultrabursátiles, Jairo Lastra, “uno de los problemas que han tenido las empresas petroleras en Colombia, entre esas Ecopetrol, es que los procesos de licenciamiento ambientales son relativamente prolongados pues estos permisos se han podido demorar hasta dos años o más, y esto implica un retraso significativo en la producción”.

    Además de los licenciamientos ambientales, Colombia tiene otros retos con respecto a la seguridad de la infraestructura pues según Lastra “recientemente esta ha sufrido ataques en los últimos 2 o 3 años.  Esto impacta a la industria porque se hace inviable  invertir y tampoco se puede maximizar la capacidad del campo”.

    Por lo anterior, así analistas de Wall Street recomienden invertir en la industria, el precio del petróleo sigue siendo impredecible y desconocido y por lo tanto las pérdidas o las ganancias asociadas a las empresas que lo explotan y lo producen también lo serán.


    Fuente: Dinero.com / Bloomberg

  • 96 municipios han recibido recursos extras de regalías

    Banca De InversionCon el mecanismo de incentivos a la producción, que se otorga a las localidades de donde se saca crudo, gas, carbón y níquel, se han distribuido $ 88.517 millones en 16 departamentos. No obstante, para las regiones este monto es un paño de agua tibia con relación a lo que les fue recortado.
     
    Una cancha de fútbol para el municipio de Becerril (Cesar), un proyecto para rehabilitar la quebrada Agua Fría, en Buenos Aires (Cauca), una planta de tratamiento de agua en Mocoa (Putumayo) y la ampliación de las redes eléctricas para mejorar el servicio en seis veredas de Tauramena (Casanare), son algunos de los proyectos que se financiarán con el nuevo incentivo a la producción implementado por el Gobierno para aliviar un poco la reducción de los ingresos por regalías en estas localidades.
     
    En total son 190.000 millones de pesos los que se distribuirán entre el 2015 y el 2016, de los cuales ya se han asignado 88.517 millones, es decir, se ha distribuido el 95 por ciento de los recursos presupuestados para este año.
     
    En algunos casos, los proyectos aprobados, son financiados también con recursos propios de los municipios, y por empresas productoras.
     
    Casi la mitad de los proyectos son para obras de transporte, agua potable y saneamiento básico. Pero también hay algunas iniciativas que no van dirigidas al cubrimiento de necesidades básicas insatisfechas de las localidades, como un proyecto de 502 millones de pesos para la construcción de obras de arte en los sectores Pradera y La Siberia en el municipio de San Vicente de Chucurí, Santander, o los 320 millones de pesos asignados para el diseño y ejecución de un programa de educación ambiental, organización y arborización ecológica en el municipio de Los Palmitos, en Sucre.
     
    De acuerdo con el viceministro de Energía, Carlos Fernando Eraso Calero, el espíritu de este incentivo es que las comunidades donde operan las empresas productoras vean en sus territorios los beneficios de tener una operación minera o petrolera.
     
    “Se trata de destinar una porción de los recursos que tenemos para el funcionamiento del sistema de regalías y dárselo a estos municipios productores para que puedan acometer inversiones en diferentes tipos de proyectos que traigan beneficios económicos y sociales a sus comunidades”, explicó el funcionario.
     
    ¿PAÑOS DE AGUA TIBIA?
     
    Pese a las buenas intenciones, para los líderes regionales estos recursos corresponden a un paño de agua tibia, frente a la situación actual de los municipios.
     
    Es que en algunos casos, como el de Montelíbano, Córdoba, sede de Cerro Matoso, la mina de mayor producción de níquel en América Latina, el incentivo obtenido no alcanza a compensar ni la tercera parte de lo que dejó de recibir el municipio por cuenta de la caída de la producción, los precios y la reforma a las regalías.
     
    Según los datos del Departamento Nacional de Planeación, DNP, entre el bienio 2013-2014 y el 2015-2016, a este municipio las asignaciones totales (directas, específicas y por el Fondo Nacional de Pensiones de las Entidades Territoriales, Fonpet) se le redujeron en 5.035 millones de pesos.
     
    Mediante el incentivo, este año se le asignaron s por 731 millones de pesos, para la construcción de un centro de desarrollo infantil y un proyecto de restauración ecológica.
     
    De acuerdo con el alcalde de este municipio, Gabriel Calle Demoya, la administración ha detectado además demoras en el giro de los recursos, a tal punto que en ocasiones tarda más de seis meses en realizarse el desembolso.
     
    “Esto es grave, porque por cuenta de la actividad minera las regiones tienen problemas, nosotros tenemos 2.500 familias viviendo en invasión, no podemos cobrar impuesto de industria y comercio a la empresa (Cerro Matoso), porque supuestamente no son industria”, señaló. Para este municipio las regalías son entre el 16 y el 20 por ciento del presupuesto.
     
    Otro caso significativo es el de Puerto Gaitán, Meta, el municipio que alberga al mayor campo petrolero del país: Rubiales.
     
    Allí las regalías se disminuyeron en 20.983 millones de pesos entre el bienio anterior 2013-2014 y el actual 2015-2016.
     
    Por incentivos, este año se le asignaron 14.390 millones de pesos para la construcción del sistema de acueducto y alcantarillado del sector Bateas.
     
    De acuerdo con el presidente de la Federación Nacional de Departamentos, Amylkar Acosta Medina, los incentivos a la producción son solo un paliativo y no cubren a los departamentos.
     
    “El bajonazo en sus ingresos (de los municipios) por concepto de asignación directa de regalías este año ha sido monstruoso, debido a que los productores pasaron de recibir, en promedio, el 74% de la totalidad de las regalías en 2011 (antes de la reforma) a recibir solo el 10%”, señaló el vocero de los gobernadores.
     
    Esta entidad propuso, al Ministerio de Hacienda, que para darle un mayor alivio a las regiones productoras se desplacen 12 puntos porcentuales del 30% de aplazamiento decretado por el Gobierno de los recursos del Presupuesto bienal 2015-2016.
     
    Dada la caída actual de los precios del crudo y la revaluación del dólar, es probable que este año los recursos de las regalías disminuyan en un 30 por ciento. Por lo que el ajuste en el cinturón para las regiones en los próximos años podría ser aún mayor, incluso con el incentivo a la producción.
     
    LAS INICIATIVAS CON MAYORES RECURSOS
     
    Acueducto Puerto Gaitán: Se le asignó un total de $ 14.390 millones al proyecto, que tendrá también recursos de regalías directas.
     
    Complejo deportivo: En Acacías Meta se invertirá $ 3.628 millones en construir un complejo deportivo con patinódromo canchas de fútbol y tenis.
    La Jagua de Ibirico (Cesar): En reparación de víctimas, vías urbanas del municipio, restauración de ecosistemas y unidades productivas agrícolas se invertirán $ 3.442 millones.
     
    Cancha y luz en Becerril: Con $ 3.217 millones de pesos en Becerril (Cesar) se construirán redes para electrificación rural y una cancha de fútbol.
     
    Vías para Castilla: El municipio de Castilla La Nueva, Meta, invertirá $3.210 millones en el mejoramiento de camellones y vías terciarias.
     
    Escuela en Barrancabermeja: En el puerto petrolero invertirán $ 2.572 millones de en la construcción del Colegio Agropecuario la Fortuna, que tendrá capacidad para 548 estudiantes.
     
    Alcantarillado: Con una asignación de $2.540 millones este municipio guajiro construirá una planta de tratamiento de aguas residuales y redes de alcantarillado.
     
    Viviendas para Arauca: La capital del departamento de Arauca hará un proyecto de mejoramiento de vivienda urbana y rural para 255 hogares con 2.474 millones de pesos.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón
  • Agencia Nacional de Hidrocarburos empieza búsqueda de nuevo presidente

    Anh LogoBogotá - La salida de Javier Betancourt de la presidencia de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) ya es un hecho y la renuncia irrevocable presentada por el dirigente se da en uno de los momentos más tensos para el sector
     
    Betancourt presentó su carta de renuncia para el 30 de este mes, por lo que el cargo estará libre desde el primero de febrero después de que el abogado javeriano cumpliera un año largo en frente de la entidad.
     
    Los industriales del sector esperan que el cargo sea relevado rápidamente y no como en 2013 cuando la agencia no tuvo presidente por más de un mes, especialmente porque el sector necesita que se tomen medidas inmediatas en materia de producción y exploración con un barril de petróleo en US$46 que sigue cayendo.
     
    “Debemos tener en cuenta las razones personales presentadas por el doctor Betancourt para su renuncia y consideramos que la labor que hizo ante la ANH fue meritoria, pero lógicamente el entorno que en este momento está atravesando la industria petrolera en el ámbito mundial es de gran precaución” dijo Hernando Borrero, presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros de petróleo, Acipet.
     
    Sin embargo en cuanto al reemplazo dentro de la Agencia ya se empiezan a oír nombres, como el de la esposa del actual Ministro de Vivienda, Luz Stella Murgas, quien actualmente se encuentra ocupando el cargo de gerente de proyectos y exploración en la ANH o Carlos Mantilla McCormick, vicepresidente de agencia de contratos de hidrocarburos en la ANH.
     
    Vale la pena recordar que para uno de estos cargos es necesario que el aspirante tenga un título profesional en administración, ingeniería, derecho o ciencia política. Adicionalmente, se espera que tenga un título de posgrado en áreas relacionadas con el cargo y 80 meses de experiencia profesional en el sector.
     
    Respecto a esto Borrero señaló la importancia de que el encargado sea un técnico en el área, por lo que “como Acipet consideramos, y así se lo sugerimos al Gobierno, que piensen en nombrar a un ingeniero de petróleos para la dirección, eso es teniendo en cuenta que las responsabilidades de la ANH son técnicas y necesitamos de ese perfil para que maneje estos asuntos y la coyuntura por la que está pasando el país, por su puesto que debe tener habilidades administrativas y de negocios, pero dentro de los ingenieros de petróleos tenemos más de un excelente candidato para reemplazar al saliente directivo”.
     
    Finalmente, el ex-viceministro de minas y energía, Luis Ernesto Mejía, señaló que el momento en el que se da la renuncia es muy difícil por lo que es fundamental que “el Gobierno busque rápidamente una persona que pueda mantener una agencia sólida e independiente como la actual”. Y agregó que el reemplazo de Betancourt debe ser una “persona de un perfil técnico ya que esa no es una entidad que deba correr riesgo, que conozca el sector y que no tenga ninguna afiliación de tipo político”.
     
    Javier Betancourt
     
    Abogado de la Universidad Javeriana, especializado en régimen contractual internacional y legislación financiera de la Universidad de Los Andes. Tiene una maestría en negocios internacionales y derecho mercantil de la Universidad de Fordham. Dentro de su trayectoria está ser jefe de la oficina jurídica y vicepresidente en la ANH y por varios años trabajó en la British Petroleum Company-Equión. Finalmente lideró estudios en desarrollos petroleros en Guatemala, Ecuador y Argentina.
     
    CANDIDATOS
     
    Luz Stella Murgas Maya
    Abogada de Valledupar y actualmente se encuentra designada en la ANH como gerente de proyectos y seguimiento a la exploración. Murgas Maya es la esposa del actual ministro de Vivienda Luis Felipe Henao y trabajó ocho años en la división de impuestos de Ecopetrol, siendo esta su área de mayor experiencia. Adicionalmente la funcionaria trabajó en Deloitte, donde también se desempeñó en el área tributaria.
     
    Natalia Gutiérrez 
    Actual presidenta de la Agencia Nacional de Mineria, es una administradora de empresas antioqueña de Eafit con una década de experiencia en el sector de hidrocarburos. De la misma Universidad tiene una especialización en finanzas y evaluación de proyectos  y fue coordinadora de proyectos de Proexport, Viceministra de interior y de minas y miembro de la junta directiva de Reficar y de Isa. 
     
    Carlos Ernesto Mantilla 
    Abogado de la Universidad Externado de Colombia, con especialización en derecho comercial de la Pontificia Universidad Javeriana. Dentro de su experiencia profesional ha trabajado  en empresas consultoras en áreas de derecho minero energético; abogado Sénior y gerente del departamento jurídico en Occidental de Colombia; miembro de la junta directiva del Colegio de Abogados de Minas y Petróleo.
     
    Fuente: Larepublica.co / Lilian Mariño
     
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  • Análisis/ Petróleo, mercado y ‘selfies’

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    ¿Alcanzará el coqueteo?

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

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

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


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

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

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

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


    Fuente: Americaeconomia.com / Deutsche Welle


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  • Así va la exploración y explotación petrolera costa afuera

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Portafolio.co

  • BP se une a Shell para ayudar a México a ejecutar cobertura petrolera

    Bp LogoTres fuentes de la industria dijeron que BP se convirtió en un participante del programa en el que México gastó unos US$1.260 millones para cubrir sus exportaciones de petróleo de 2018 contra caídas del precio del crudo como parte de los esfuerzos del Gobierno para estabilizar su presupuesto.

    Londres. BP ayudó a México a ejecutar su cobertura petrolera del 2018, la más grande de la industria, convirtiéndose en la segunda mayor empresa después de Shell en participar en el codiciado programa y desafiar el papel tradicional de los bancos en la operación.

    Tres fuentes de la industria dijeron que BP se convirtió en un participante del programa en el que México gastó unos US$1.260 millones para cubrir sus exportaciones de petróleo de 2018 contra caídas del precio del crudo como parte de los esfuerzos del Gobierno para estabilizar su presupuesto.

    BP declinó hacer comentarios.

    BP se une a su rival Royal Dutch Shell, que realizó su primera incursión el año pasado para convertirse en la primera gran firma en desafiar años de dominio de los grandes bancos de Wall Street en el programa.

    Shell declinó hacer comentarios.

    Bancos como Goldman Sachs, Citi y JPMorgan han dominado el programa de México durante años, pero su papel ha disminuido ante regulaciones más estrictas para operaciones bancarias con "commodities", incluida una prohibición casi total de operaciones por cuenta propia.

    Los ingresos relacionados con materias primas de los bancos de Wall Street cayeron en la primera mitad de 2017 a su nivel más bajo desde al menos 2006, dijo la consultora Coalition en un informe, debido principalmente a una caída en la actividad de los clientes y menores operaciones en el sector energético.

    México no ha revelado los volúmenes de petróleo cubiertos ni el detalle del precio promedio por barril de opciones de venta que el Gobierno ha comprado.

    En septiembre, la secretaría de Hacienda propuso un presupuesto para 2018 que basó los ingresos esperados por la exportación de petróleo en un precio de 46 dólares por barril. En octubre, miembros del Congreso aumentaron el precio estimado a US$48,5 por barril a medida que subían los precios mundiales del crudo.

    El martes, el petróleo Brent cotizaba a US$64 por barril.

    Durante más de una década, el Gobierno mexicano ha pagado una cobertura cada año en busca de garantizar los ingresos por las exportaciones de crudo de la petrolera estatal Pemex. El programa es considerado como la mayor operación de derivados soberanos del mundo.

    El año pasado, México compró opciones de venta a un precio promedio de US$38 por barril para cubrir 250 millones de barriles de crudo a un costo de US$1.030 millones y respaldar el presupuesto de 2017, que se basó en un precio promedio estimado de US$42 por barril.

    Este año, México está en camino de no ver ingresos de su cobertura petrolera ya que los precios del crudo mexicano están muy por encima de los US$50 por barril. En 2016, México recibió un pago de US$2.650 millones de su cobertura petrolera.

    México recibía alrededor de un tercio de sus ingresos federales de la venta de petróleo, pero ahora financia menos de una quinta parte de su presupuesto con dicha venta después del colapso de los precios del crudo a finales de 2014 y una disminución en la producción.

     

    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters

  • Caída del precio del petróleo obliga a hacer reajustes en RSE

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    La opinión

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


    Fuente: Larepublica.com.co

  • Continúa la venta masiva de petróleo ante la superabundancia de reservas

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

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

    Ecopetrol StandEn su Asamblea General, la petrolera habló de su plan de austeridad y de su estrategia para incrementar el factor de recobro, que espera llevar del 18 al 25 por ciento en los próximos 5 años.

    Al quitarse la ‘camisa de fuerza’ que obligaba la distribución del 70 por ciento de las utilidades, Ecopetrol encamina su estrategia a la reducción de costos, mayores eficiencias, escoger prioridades y a mejorar la productividad de los pozos.

    “Con la capitalización de las reservas ocasionales por 14,7 billones se le da definitivamente solidez financiera a la compañía y se plantea una perspectiva distinta frente a la distribución de dividendos en los próximos años. Cada acción subiría 159 pesos, quedando al final con un capital social de 25,3 billones de pesos”, afirmó Javier Gutiérrez Pemberthy, presidente saliente de Ecopetrol.

    Las declaraciones se dieron durante la Asamblea de Accionistas, en la que se aprobó el reparto de dividendos, que llegó a los 7,81 billones de pesos.

    De esta manera, se hará la distribución de 5,46 billones de pesos, a razón de 133 pesos por acción, de los cuales 4,8 billones de pesos serán para el Gobierno y 670.000 millones de pesos irán para los socios minoritarios.

    Frente al valor recibido el año pasado, los 397.122 accionistas minoritarios, registrados al 31 de diciembre del 2014, tendrán una reducción de 560.000 millones de pesos, para una caída del 45,5 por ciento.

    Mientras el pago para estos últimos se hará en un solo contado, en el mes de junio, para la Nación el giro se hará en cuatro pagos, tres de ellos este año y uno entre el 21 de diciembre del 2014 y el 11 de marzo del 2016.

    Los primeros tres, por 1,38 billones de pesos, se harán el 23 de octubre, el 20 de noviembre y el 15 de diciembre, mientras el último será por 690.000 millones de pesos.

    Según las cifras de Ecopetrol, en el último año un total de 28.700 accionistas han vendido su inversión, toda vez que para el cierre del 2013 estos sumaban 425.840 accionistas.

    “La gente se muestra preocupada por el resultado neto de la utilidad, pero también recibió bien el plan de ajuste y las medidas que se tomarán y serán anunciadas por el nuevo presidente (el exministro Juan Carlos Echeverry”, anotó Gutiérrez Pemberthy, al hablar de los buenos resultados exploratorios y la reducción de la producción en el 2014.

    El representante de los accionistas minoritarios ante la Junta Directiva de la petrolera, Roberto Steiner, afirmó que los mayores beneficiarios de la recapitalización aprobadas serán este tipo de accionistas.

    “A quien más le interesa el valor de la acción es al accionista mayoritario, finalmente puede estar contemplando en comprar o vender acciones. Esa no es la preocupación del Gobierno”, explicó.

    Agregó que al recomponer el patrimonio hacia más capital la empresa le envía una señal a los mercados y eso debería repercutir en un fortalecimiento de la visión que tienen de la acción.

    Por su parte, el presidente de la junta directiva de Ecopetrol, Gonzalo Restrepo, afirmó que si la situación cambia y los resultados son más positivos es posible que se pueda tener un nivel alto de dividendos en el futuro.

    “Tenemos que pasar esta época que es cíclicla y ser muy racionales con el uso de capital. La prioridad para la junta directiva es garantizar la supervivencia a mediano y largo plazo de la compañía para que pueda cosechar buenas oportunidades en otro ciclo”, aseguró.

    En los próximos años la petrolera le apuntará a incrementar el factor de recobro (porcentaje de petróleo que se puede recuperar), que en la actualidad es del 18 por ciento.

    “Tenemos 21 proyectos piloto para aumentar el recobro, queremos pasar al 25 por ciento en el 2020 y llegar luego al 30 por ciento. Hoy, en Rubiales es de solo 8 por ciento”, indicó Gutiérrez. El directivo agregó: “Vemos que perfectamente podemos con tecnologías como inyección de agua o gas, combinado, o polímeros se puede ir creciendo”.

    LA REFINACIÓN, CLAVE EN EL NEGOCIO

    El ministro de Minas y Energía, Tomás González, señaló que el futuro de los hidrocarburos en el país pasa por el mejoramiento del recobro.

    "Cada campo tiene unas características diferentes. Si aumentamos el factor de recobro en un punto, quiere decir que tendríamos un aumento de 20 por ciento", explicó.

    El jefe de la cartera aclaró que el precio de los combustibles se determina con una fórmula que tiene dos objetivos: darle mayor estabilidad a los precios y cuidar al máximo las finanzas públicas.

    De esta manera, González recordó que "a la hora de fijar los precios no se busca que el negocio de refinación para Ecopetrol sea bueno o malo, se le paga el precio de mercado, lo mismo que se le pagaría a cualquier otro productor".

    El Ministro advirtió que sin las inversiones en el negocio de refinación, como las que se hacen en Cartagena, va a ser imposible que el negocio del crudo sea rentable hacia adelante.

    Fuente: Portafolio.co

  • Ecopetrol obtuvo US$1.200 millones en el exterior

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

    Pozo La Cira EcopetrolLa Cira Infantas, el campo petrolero más antiguo de Colombia localizado en Santander, superó el 31 de diciembre la producción de 40 mil barriles por día, gracias a una campaña que se desarrolló desde septiembre pasado, la cual incluyó la perforación de 20 nuevos pozos y la realización de 139 trabajos de acondicionamiento de pozos (workover), entre otros aspectos.
     
    El hito tiene especial relevancia para este campo maduro que inició su operación con el pozo Infantas II en el año 1918, y cuya máxima producción se registró en 1939 cuando se extrajeron 60.000 barriles diarios de petróleo. Posteriormente, debido al proceso de declinación natural, la producción bajó a 5.000 barriles diarios en el año 2003.
     
    Para revertir la tendencia, en 2005 Ecopetrol realizó un contrato de colaboración empresarial con Occidental Andina el cual ha permitido incrementar paulatinamente la producción mediante la aplicación de tecnologías de última generación en perforación de pozos a la medida de los requerimientos del campo.
     
    “Este es el resultado de un esfuerzo conjunto realizado por Ecopetrol S.A. y Occidental Andina, basado en el trabajo en equipo, dedicación y compromiso de todos”, aseguró el gerente del campo Norberto Díaz Rincón.  El gerente reconoció el esfuerzo y compromiso de los recorredores, operadores, supervisores, ingenieros, líderes, la labor de los contratistas y sus colaboradores, y el trabajo realizado por todo el equipo de Occidental Andina.
     
    Responsable con el medio ambiente, La Cira Infantas realiza un uso eficiente del agua, reinyectando el 100% del agua de producción, con cero vertimientos. De igual forma se construyeron nuevas plantas de inyección, para mayor capacidad de recobro secundario.
     
    En la última década La Cira Infantas ha realizado una inversión de 239 mil millones de pesos destinados a proyectos de  inversión social orientados al fortalecimiento del desarrollo  local y regional tales como apoyo para el suministro de agua potable, gas, mantenimiento de vías, erradicación del analfabetismo, mantenimiento de la infraestructura de escuelas, proyectos productivos y fortalecimiento a empresas locales, entre otros.
     
    En cuanto a oportunidades laborales, el proyecto genera una contratación promedio de  3.043 personas anualmente.
     
    Por: Paisminero.co / CP-Ecopetrol
  • El país no recortará su producción petrolera

    Campo ThxEl Gobierno espera que la cotización del barril Brent alcance 60 dólares este año, mientras que en 2016 la estimación es de 64 dólares.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) ha señalado que la responsabilidad de recortar la producción, para lidiar con la caída del precio del barril a mínimos de seis años, es de los países productores que no pertenecen a la Opep.
     
    "Si ellos están pensando que los países productores que no son de la OPEP recortarán la producción para ajustar el mercado petrolero y el suministro, eso no sucederá en Colombia", indicó el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas.
     
    "Estamos haciendo todos los esfuerzos para mantener la producción en 1 millón de barriles por día (bpd)", agregó.
     
    Un sondeo de Reuters la semana pasada mostró que la producción de la Opep alcanzó en julio su mayor nivel mensual en la historia reciente, aumentando en 140.000 bpd a 32,01 millones de bpd.
     
    El precio del crudo ha caído a la mitad en los últimos 12 meses y actualmente está en su nivel más bajo desde la crisis financiera mundial de 2008 y 2009.
     
    Las ventas de petróleo contribuyeron en un 3,0 por ciento al crecimiento económico de Colombia en 2013, cuando las exportaciones alcanzaron un pico, según Cárdenas.
     
    El Ministro dijo que esperaba que el porcentaje disminuyera a un 0,3 por ciento el próximo año, en un reflejo de la caída en el valor del barril.
     
    El Gobierno espera un precio del barril de petróleo Brent de 60 dólares para este año y de 64 dólares para 2016.
     
    "Si bien estaríamos más contentos con precios más altos, no haremos nada que resulte en eso. Lo tomaremos como noticias positivas si sucede, pero planeamos el futuro con precios bajos del crudo", explicó.
     
    Sin embargo, el Ejecutivo depende de que los precios aumenten para cumplir con sus previsiones de crecimiento de un 3,6 por ciento para este año, de un 3,8 por ciento en 2016 y un 4,0 por ciento en el 2017.
     
    "Contamos con un barril en 64 dólares el próximo año. Por lo que si los precios se mantienen donde están, es un gran riesgo", dijo Cárdenas.
     
     
    Fuente: Portafolio.co/ Reuters
     
  • Ganancias de Ecopetrol repuntan pese a caída en producción

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Eltiempo.co / Reuters

     

     

     

  • Gigantes petroleras de América Latina deben US$275.000 millones

    Petroleo ExtEcopetrol planea reducir las inversiones anuales en los próximos años y se concentra cada vez más en la exploración y la producción.

    Los gobernantes de la región se ven obligados a archivar planes de gastar fondos petroleros en proyectos populares luego de que el precio del crudo cayera más de 50 por ciento en los últimos dos años, por lo que ahora se ven ante crecientes cuentas en sus gigantes con respaldo estatal. La carga crece a medida que las monedas locales declinan contra el dólar, lo que eleva el costo de reembolsar deuda en moneda extranjera.

    Es un problema general. La gigante estatal de Brasil, Petróleo Brasileiro SA, es la compañía petrolera más endeudada del mundo, mientras que los operadores de permutas de riesgo crediticio apuestan a que hay un 68 por ciento de probabilidades de que Petróleos de Venezuela SA, conocida como PDVSA, se encamine a un impago en los próximos 12 meses. Ambas tienen peso en la economía de la región, que ya se estima se contraerá por segundo año consecutivo en 2016.

    “Es difícil, no hay duda”, dijo Alberto Ramos, economista jefe para América Latina de Goldman Sachs Group Inc. “Algunas de esas compañías acumularon un fuerte endeudamiento en el período en que los precios del petróleo eran altos”.

    Si bien muchos dicen que el implícito –y en algunos casos explícito- respaldo del estado hace improbable un impago de las compañías, su salud financiera se considera cada vez más precaria. El riesgo de los bonos que mide el mercado de permutas de riesgo crediticio ha aumentado en el caso de gigantes petroleras latinoamericanas en momentos en que las compañías productoras de crudo de Venezuela, Brasil y México tienen una deuda en dólares más abultada que la del gobierno que las respalda. Sólo la colombiana Ecopetrol SA tiene una deuda menor.

    Amenaza colectiva

    Petróleos Mexicanos, conocida como Pemex, que tiene la calificación crediticia más alta de las cuatro, ya sufrió una rebaja de nota por parte de Moody’s Investors Service en noviembre y está en revisión con miras a otra reducción. La compañía, que tiene sede en Ciudad de México, cuya producción ha declinado durante 11 años consecutivos, se ve cada vez más presionada a vender activos. El mes pasado se comprometió a reducir 100.000 millones de pesos mexicanos (US$5.600 millones) su presupuesto de 2016 luego de dar a conocer pérdidas de US$32.000 millones el año pasado.

    Por su parte, la compañía productora brasileña también se deshace de activos y suspende proyectos luego de años de invertir más de US$40.000 millones anuales en enormes yacimientos de petróleo en aguas profundas del Atlántico Sur y subsidiar importaciones de combustible par el gobierno. Su endeudamiento casi se cuadruplicó en los últimos cinco años.

    La compañía, conocida como Petrobras, que emitió bonos a 100 años el año pasado, tiene más de US$13.000 millones en capital de bonos que vence en los próximos 24 meses. La empresa se aseguró el mes pasado un crédito de US$10.000 millones de China Development Bank Corp.

    La colombiana Ecopetrol planea reducir las inversiones anuales en los próximos años y se concentra cada vez más en la exploración y la producción. Por su parte, la compañía venezolana enfrenta pagos de bonos de US$13.000 millones en los próximos dos años y se considera que corre el riesgo de un impago al encontrarse el gobierno ante su propia carga de próximos vencimientos soberanos, dice Standard & Poor’s.

    Si bien la diversidad y magnitud de los problemas hace que los analistas adviertan que no debe agruparse a las compañías petroleras estatales latinoamericanas, éstas conforman de todos modos una amenaza colectiva para la economía de la región.

    Fuente: Elespectador.com

  • Internacional - Fallo sobre BP, ‘llamado de atención’ en búsqueda petróleo

    Plataforma PetLa decisión de la corte podría paralizar a la compañía en el plano financiero en momentos en que la búsqueda de recursos por parte del sector se hace más cara y arriesgada.
    El fallo de un juez de los Estados Unidos significa que el costo final de BP Plc por el derrame de petróleo de 2010 en el Golfo podría superar los US$50.000 millones y dar por tierra con años de ganancias, lo que destaca los riesgos de la exploración en tanto la industria llega a zonas más peligrosas como aguas más profundas y yacimientos árticos.
     
    La decisión del jueves de la corte de que BP actuó con grave negligencia en el desastre del Golfo de México podría paralizar la compañía en el plano financiero en momentos en que la búsqueda de recursos por parte del sector se hace más cara y arriesgada.
     
    Empresas como Exxon Mobil Corp. y Royal Dutch Shell Plc también enfrentan crecientes presiones para que demuestren a los inversores que pueden seguir creciendo en tanto declina la producción.
     
    Mientras las compañías productoras recorren el globo en busca de petróleo y gas natural, el fallo demuestra que se las hará responsables de errores que podrían ser inevitables dada la complejidad del trabajo, dijo Edward Overton, profesor emérito del departamento de ciencias del medio ambiente de la Universidad del Estado de Louisiana en Baton Rouge.
     
    Si bien el juez aún no ha fallado sobre cuánto petróleo se derramó, un factor clave en la determinación de multas adicionales, millones de barriles de crudo del pozo afectaron las formas de vida de la zona y centenares de kilómetros de playas y franjas costeras.
     
    Si US$50.000 millones no son “un llamado de atención para hacer las cosas bien, reducir el ritmo y asegurarse de que todo es adecuado en lo que respecta a seguridad, no sólo para BP sino para el sector, entonces no sé qué lo es”, dijo.
     
    EN BUSCA DE PETRÓLEO
     
    Las compañías tienen pocas opciones en el intento de hacer grandes descubrimientos, ya que el acceso a los recursos sigue siendo limitado. Exxon, BP, Shell, Chevron Corp. y Total SA ganaron más de US$1 billón en utilidades totales en la última década, casi todo lo cual se ha gastado en la búsqueda de petróleo y gas natural.
     
    Desde 2004, las cinco compañías han triplicado el gasto de capital y su producción ha declinado 1,4 millones de barriles por día, según datos que recopiló Bloomberg.
     
    Han surgido problemas conforme las empresas perforan a mayor profundidad y en condiciones más peligrosas. Shell presentó la semana pasada un plan de perforación en el Ártico de Alaska luego de que un barco encallara en 2012.
     
    El pozo en aguas ultraprofundas Davy Jones, en el Golfo, uno de los más caros que se haya perforado, aún no ha producido lo que la firma operadora Freeport-McMoRan Copper Gold Inc. ha dicho que podrían ser billones de pies cúbicos de gas.
     
    La complejidad de la perforación profunda y de la navegación del Ártico significa que puede ser inevitable que haya nuevos accidentes, dijo Ed Hirs, un economista de energía de la Universidad de Houston.
     
    “La gente puede decir que esto nunca va a volver a pasar, pero es probable que suceda, si bien de forma diferente”, dijo Hirs, que también fundó su propia compañía productora. “Volvió a pasar en los viajes espaciales, que son similares en complejidad y magnitud”.
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co / BLOOMBERG
     
     
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  • Internacional - Hacia un nuevo orden petrolero global

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

    Petroleo PeruCampetrol contó 87 taladros en funcionamiento de los 114 contratados en el octavo mes del año.
     
    Aunque el desempeño del sector petrolero sigue sin recuperarse del choque de los bajos precios internacionales, este año tiene mejores perspectivas que en 2016, que permitirían anticipar una mayor inversión en el corto plazo.
     
    Uno de los indicadores más importantes para la industria y sus perspectivas de producción tiene que ver con el número de los taladros activos por parte de las empresas, que creció 76% en agosto, de acuerdo con los datos de Campetrol.
     
    En agosto, el gremio de servicios petroleros reportó que 87 taladros estuvieron en funcionamiento en el octavo mes del año (de los 114 que fueron contratados), mientras que en el mismo mes del año pasado apenas se contaron 24 funcionando.
     
    Germán Espinosa, presidente ejecutivo de Campetrol, dijo que esto se traduce en una situación alentadora, pues “la actividad de los taladros constituye un indicador que permite avizorar un mejor panorama en materia de incorporación de reservas”.
     
    De acuerdo con Espinosa, esta perforación de pozos exploratorios, así como por los pozos de desarrollo “permiten mantener los niveles de producción”.
     
    De hecho, si bien la producción de crudo ha sufrido una fuerte contracción, los últimos meses se ha recuperado y está por encima de 856.377 barriles diarios, según el Ministerio de Minas y Energía, y está por encima de la meta del Gobierno Nacional, de una extracción de 840.000 barriles al día.
     
    Este panorama de estabilidad para la industria petrolera permite, según Sergio Olarte, director de estudios económicos de BTG Pactual, “ver un aumento en la inversión que tiene como destino la exploración de nuevos hidrocarburos”.
     
    El informe de Campetrol destacó que hay 39 taladros de perforación operando, mientras que en agosto de 2016 se registraron nueve, lo que se traduce en un crecimiento de 387,5% frente al año pasado.
     
    Frente a los taladros dedicados a la producción y trabajos al interior de los pozos, se registraron 48 activos, dato relevante si se tiene en cuenta que en total fueron contados 100 pozos de este tipo, con un crecimiento de 200% frente a los taladros activos en agosto pasado.
     
    Esta actividad se refleja en el crecimiento de los pozos activos en 2017. En el caso de los exploratorios, se cerró agosto en 33 pozos, lo que constituye 66% de la meta fijada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de 50 pozos este año.
     
    Estos indicadores son el reflejo del crecimiento de 3,8% en la producción de crudo en el país, hecho que no se ve reflejado en la producción de gas, que en agosto llegó hasta los 861 millones de pies cúbicos, con una contracción de 12,2% y una disminución continua que completa ya nueve meses.
     
    Espinosa concluyó que “el aumento de la actividad, sin duda redundará en un mejor desempeño del sector que podrá realizar aportes más sobresalientes a la economía nacional y regional que los observados en 2016”.
     
    Este es uno de los principales retos del sector, si se tiene en cuenta que el PIB de minas y canteras para el segundo trimestre se contrajo 6%, jalonado por un decrecimiento de 5,4% la actividad petrolera en este periodo, la cual, según los expertos, podría mejorar en lo que queda de 2017.
     
    ¿Cómo van las ventas externas de petróleo?
     
    De acuerdo con el informe de Campetrol, las ventas de petróleo al resto del mundo “continuaron desacelerándose hasta presentar una variación negativa anual de 3,5%”, según los datos del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (Dane). Para el gremio, esto es una señal de que “aunque la producción aumentó en el último mes, una mayor proporción del crudo se estaría quedando en Colombia”. Por su parte, la IED del sector tuvo una contracción de 47%, en el primer trimestre del año.
     
    Fuente: Larepublica.co
  • Las deudas atan de manos a las grandes petroleras privadas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Deudas Petrol

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     

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

  • Mansarovar Energy respeta la constitución y las leyes colombianas

    Masaroval LogoEn relación con la consulta popular realizada el pasado 4 de junio en Cumaral, Meta para definir si los habitantes del municipio aceptaban actividades de exploración y explotación dehidrocarburos,MansarovarEnergysepermitemanifestarqueesrespetuosodelasleyes y la Constitucién colombiana y por tanto de los resultados de la aplicación de lasmismas.

    Ante esta coyuntura, Mansarovar Energy espera que, de la mano del Gobierno Nacional, se logren definir rápidamente reglas de juego claras para las empresas e inversionistas, de manera que se resuelva la incertidumbre jurídica y regulatoria en la cual se encuentra el sector de hidrocarburos, producto del proceso de consultas populares. Esto con el fin de continuar con la puesta en marcha de los contratos y las actividades relacionadas que buscan generar empleo e inversión social en las comunidades, sumado a la preservación del medio ambiente, tema primordial para la Compañía.

    Mansarovar Energy sostendré reuniones con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) paraaclararconsusdirectivaselcamino aseguireneldesarrollodelosderechosydeberes contractuales pendientes en el denominado Bloque Llanos 69 y sus áreas deinfluencia.

    Mansarovar Energy es una multinacional creada en el 2006 tras la fusión de los capitales y tecnologías de las compañías estatales de la India, ONGC-Videsh, y de la República Popular China,Sinope.ElprincipalobjetivodelaCompañíaessereloperador líderenlaextracción de crudo pesado en Colombia, a través de la utilización de procesos térmicos para la recuperación de crudo,la generación de valor para sus grupos de interés y la producciónde barriles limpios.

    Por: Paisminero.co / CP Mansarovar Energy 

  • México anuncia que posterga licitación petrolera en aguas profundas

    Plataforma MexMéxico DF. El secretario de Energía de México, Pedro Joaquín Coldwell, dijo que se pospondrán licitaciones en aguas profundas para contratos de exploración y extracción de hidrocarburos y se ajustarán sus términos, después de que la primera que se llevó a cabo quedó lejos de las expectativas del Gobierno.
     
    Coldwell, quien habló en una entrevista televisiva el martes por la noche, dijo que se modificarán reglas que asustaron a potenciales participantes en la licitación realizada a mediados de julio, en la que asignaron sólo dos de los 14 bloques ofrecidos en aguas someras del Golfo de México.
     
    El funcionario dijo que se podrían relajar los requisitos para que uno de los miembros de un consorcio funja como garante y cuente con un capital mínimo de US$6.000 millones para proteger los intereses del Estado en caso de un accidente mayor.
     
    "El tema de las garantías (lo) estamos revisando", dijo Coldwell a la cadena Televisa.
     
    Coldwell dijo también que el Gobierno ajustaría las reglas que prohíben que un consorcio elija a una empresa operadora distinta a la seleccionada inicialmente pero que salió del consorcio. El funcionario indicó que esa condición frustró la presentación de ofertas este mes.
     
    También el Gobierno podría permitir que las empresas hagan una segunda oferta en las licitaciones si la inicial no cumplió con los valores mínimos solicitados.
     
    La subasta realizada el 15 de julio fue la primera de las cinco planeadas en la Ronda Uno, que se extenderá hasta el próximo año y que lleva a cabo el regulador del sector petrolero, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
     
    Coldwell, también presidente del consejo de administración de la petrolera estatal Pemex, dijo que la licitación en aguas profundas en el Golfo de México sería pospuesta para permitir al Gobierno y a las empresas más tiempo para estudiar minuciosamente los detalles.
     
    "Vamos a hacer una evaluación más a fondo para lanzar la convocatoria hacia fines del mes de septiembre, la de aguas profundas, para darnos tiempo a madurar muy bien los criterios porque allí sí no debía de haber margen de error", dijo el secretario.
     
    La CNH había dicho anteriormente que la convocatoria para aguas profundas podría realizarse a finales de este mes.
     
    Coldwell dijo que la quinta fase de la Ronda Uno, pensada para no convencionales, en los que se incluirían yacimientos de shale, ha quedado congelada. "Ahorita la tenemos suspendida para una futura evaluación", señaló.
     
    El Gobierno había dicho previamente que ante la fuerte caída de los precios del crudo reestructuraría la fase de licitaciones de no convencionales debido a los altos costos de producción que tienen.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
  • Ola de fusiones y movidas para 'salvar' al sector petrolero

    Petrolera 11La crisis del crudo lleva a las firmas débiles a buscas nuevas alternativas.
     
    De forma similar a lo que han hecho grandes jugadores de la industria petrolera mundial, como la española Repsol al acordar la compra de la canadiense Talisman (con operaciones en el país) o más recientemente el gigante angloholandés Shell, al pactar la compra de la británica BG Group, en el sector petrolero local se inició una era de consolidación, a través de fusiones y compras de activos de exploración y producción de petróleo.
     
    La Superintendencia de Industria y Comercio ya ha aprobado los procesos de integración de las operaciones en el país de Pluspetrol Resources y Apco Properties, Vitol Colombia y la francesa Total Exploración y Producción para la cesión de una capacidad en el oleoducto Ocensa, y la compra de los activos de Talisman en el país por Repsol, entre estos las participaciones que la primera tiene en asocio con Ecopetrol y con Pacific Rubiales. (Lea también: Dos de cada cinco firmas del sector petrolero, en riesgo de quiebra)
     
    Además se conoció este jueves que la canadiense Parex Resources, que concentra su operación en el departamento del Casanare, llegó a un acuerdo con un consorcio de suscriptores dirigido por las firmas Scotia Capital y First Energy, para la compra de 13 millones de acciones, a un precio de 9,15 dólares cada una, por 118,9 millones de dólares.
     
    Con los recursos, Parex prevé pagar endeudamiento con bancos, aumentar el capital de trabajo e incluso financiar oportunidades de crecimiento, entre estas continuar con el programa de perforación de 11 pozos exploratorios, el inicio de la búsqueda de recursos en la cuenca del Magdalena Medio y la adquisición de nuevas áreas que le representen buenas oportunidades.
     
    De acuerdo con Ricardo Cuervo, presidente de la compañía Latina Energy e instructor del curso ‘Cómo levantar capital en el sector petrolero’, realizado esta semana en Bogotá, el país, durante tres o cuatro años fue la vedette en el continente y pudo haberse convertido en el 'hub' petrolero de América Latina, cuando hubo una inversión canadiense estimada en 5.000 millones de dólares.
     
    Sin embargo, por una serie de dificultades bien conocidas, como las demoras en el licenciamiento ambiental, las comunidades, las protestas y los costos de operación, muchas de las llamadas petroleras ‘junior’ no pudieron dar la rentabilidad esperada en el tiempo previsto.
     
    Vienen más
     
    Aunque señala que en ese proceso del 'boom' de inversión en la industria petrolera hubo casos de éxito de firmas como Pacific Rubiales, Petrominerales y Canacol Energy, que lograron obtener producción y contar con el flujo de caja necesario para mantener la exploración y crecer en el mercado, en el grueso de las compañías esto fue lo que pasó, precisamente con las firmas más pequeñas.
     
    Por eso estima que en el país se avecina un proceso de consolidación y depuración de firmas petroleras, ya que existen muchas compañías pequeñas con una concesión que no tienen el dinero para hacer los pozos y la sísmica que tienen comprometido hacer con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
     
    “Una de dos: el Gobierno da beneficios tributarios y ayuda para cumplan sus compromisos, o simplemente retoma estos contratos, pero no es el interés del Estado. O por el otro lado, se juntan varias empresas ‘junior’ con una estrategia más establecida, para poder hacer los compromisos”, señala el experto.
     
    Una vez ocurra esto o se materialicen los estímulos que se le han pedido al Gobierno, se comenzaría a ver un impacto en las empresas de servicios petroleros, especialmente en la movilización de taladros. Se estima que cada taladro genera empleo a aproximadamente 60 personas.
     
    Pero adicionalmente a la consolidación, Cuervo señala que se verá a los fondos de inversión jugando un papel más activo en la operación de las empresas y buscando el control de estas, con el fin de tener la certeza de que los recursos se ejecuten en los proyectos planeados.
     
    Una fuente de la industria dijo que si bien las integraciones no son ajenas al sector y normalmente los negocios se conocen cuando ya están listos, hay varios jugadores que están mirando el entorno, en busca de nuevas oportunidades.
     
    Hay mayor competencia: apertura energética de México resta capitales
     
    Un factor crítico en la depuración de la industria petrolera es la reforma energética de México, país con tres veces la producción de Colombia y que ya comenzó a ofrecer áreas no exploradas o campos maduros, que pueden subir producción rápido, llamando la atención de inversionistas. “Más de un inversionista me ha dicho que hay dinero si se va a hacer algún proyecto en México, pero ya para Colombia y otros países de la región será más difícil”, explica Ricardo Cuervo, experto de Latina Energy.
     
     
    Fuente: Eltiempo.com / ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
     
  • Pacific propone a Ecopetrol nuevo contrato en campo Rubiales que vaya más allá de 2016

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

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

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

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

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

    Recorte en expectativas de gastos

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

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

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


    Fuente: Larepublica.co / Andrea Carranza Garzón

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  • Pacific Rubiales propondrá a Ecopetrol extender uso de Star

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

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

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

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

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

    CAYERON LAS GANANCIAS

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Portafolio.co / Reuters

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  • Para salir de la crisis hay que modernizarse: Acipet

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

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

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

    Francisco José Lloreda

    Presidente ACP

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

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

    Julio César Vera
    Presidente Acipet

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

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

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

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


    Germán Huertas
    Presidente Campetrol

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

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

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

    Orlando Cabrales 
    Presidente Naturgas

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co 

  • Piden subasta de bloques petroleros con licencias

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    ALERTA POR RETIRO DE INVERSORES

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

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


    Fuente: Portaflio.co


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  • Por robo de crudo se han derramado 6,5 millones de barriles

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

    PetrleooLa primera de ellas, que además está siendo investigada por la Contraloría, por presuntos sobrecostos en un contrato para la perforación de un pozo exploratorio para la Agencia Nacional de Hidrocarburos, tiene deudas vencidas (de más de 90 días) superiores a los 36 mil millones de pesos, que representan más del 10 por ciento del pasivo total de la empresa.
     
    THX argumentó en su solicitud que se vio afectada por la crisis mundial de los precios del crudo y la fuerte devaluación del peso colombiano, con respecto al dólar. Esto, dice la empresa, dio lugar a la suspensión de los proyectos de exploración petrolera, y por ende redujo el número de contratos de la compañía.
     
    Mientras tanto la sociedad Xilópalos S.A.S. afronta una situación similar. La firma presenta acreencias vencidas, con más de 90 días, por un valor de 3.717 millones de pesos. Estas, según lo corrobora el documento de la Superintendencia, representan el 100 por ciento del total del pasivo.
     
    Al acogerse al proceso de liquidación las dos sociedades quedan disueltas y deben anunciarse a sí mismas con la expresión “en liquidación judicial”.
     
    Con esta medida los deudores de ambas empresas quedan imposibilitados para cobrar las acreencias, hasta que la Superintendencia avise el nombre del liquidador y el lugar donde los acreedores deberán presentar sus créditos.
     
    De acuerdo con datos de Campetrol, ya hay más de 20 compañías del sector de servicios petroleros que han presentado solicitudes de reorganización empresarial ante la reducción de las operaciones petroleras en el país.
     
    Es que la perforación de pozos de exploración ha caído en más de 80 por ciento en lo que va del año, y de 17.000 kilómetros de sísmica que se ejecutaron el año pasado, este año solo se han ejecutado 1.100 kilómetros.
     
    Esto quiere decir que hay menos trabajos disponibles para las empresas del sector, y, por ende, que tienen menos liquidez para cumplir con sus respectivas obligaciones.
     
     
    Fuente: Portafolio.co 
     
  • Sin renta petrolera, el Gobierno espera crecer al 3,5% en el 2017

    Ecopetrol CampoSegún el Marco Fiscal de Mediano Plazo la producción promedio del 2016 será de 921 mil barriles de petróleo equivalente.

    El  Gobierno prevé que este año no tendrá ingresos por cuenta de la renta petrolera, y como si fuera poco, tiene entre sus cuentas devolverles a las empresas del sector alrededor de $800 mil millones por concepto de retención en la fuente, equivalentes al 0,1% del Producto Interno Bruto (PIB).

    Así lo señala el Marco Fiscal de Mediano Plazo, que dio a conocer este martes el Ministerio de Hacienda, y según el cual, para el próximo año el panorama es similar. 

    El documento muestra que no habrá ingresos del sector petrolero, pero esto no tendría un impacto significativo en el PIB. Para este año, mantuvo su expectativa de crecimiento en 3% y se espera que en el 2017 la expansión de la economía sea de 3,5%.

    Entre las cuentas del Gobierno está que la producción de petróleo del país sea de 921 mil barriles en promedio por día en el 2016, y de 913 mil barriles el año entrante.

    De acuerdo con el ministro de Hacienda y Crédito Público, Mauricio Cárdenas 

    Santamaría, la producción petrolera hasta el 2022 se mantendrá entre los 900 mil y los 920 mil barriles (lea también: En abril, la producción de petróleo se mantuvo por debajo del millón de barriles).

    Por otra parte, el funcionario dijo que el Gobierno trabaja con supuestos en los que no habría dividendos por parte de Ecopetrol.

    Durante la presentación, Cárdenas manifestó que el déficit fiscal terminará este año en alrededor del 3,9% del PIB pero se ubicaría en el 3,3% el próximo año.

    Para lograrlo, el Gobierno reducirá su presupuesto del 2017 en alrededor de $6 billones en la inversión. En el 2018 el déficit fiscal llegaría al 2,7%.

    COLOCACIONES DE BONOS

    Mauricio Cárdenas reveló además que el endeudamiento externo para 2017 ascenderá a US$6.000 millones.

    Señaló que de este nivel de endeudamiento US$3.000 millones son operaciones de mercado externo (bonos) y US$3.000 millones de créditos con entidades multilaterales.

    La meta de financiamiento interno programado por el Gobierno Nacional para 2017 son $33,5 billones, lo que representa una reducción de $0,8 billones frente a los pagos por servicio de deuda interna. 

    De estos $33,5 billones, $26,5 billones serán obtenidos a través de subastas, superior en $3,6 billones con respecto a 2016. 

    Así mismo, $7 billones se obtendrán mediante operaciones con entidades públicas, lo que supone un aumento de $1,5 billones. 

    Otros $0,25 billones se utilizarán para el pago de sentencias y conciliaciones judiciales. Este rubro se reduce en $2,8 billones. 

    El Ministro reiteró que dichos lineamientos y los ajustes planteados permiten mantener niveles constantes de deuda en 2017 y alcanzar reducciones sostenidas a partir de 2018.

    Entre tanto, Cárdenas presentó unos niveles de gasto para 2017 que corresponden con los ingresos proyectados dentro de los parámetros de la regla fiscal.

    De 2018 en adelante el Marco Fiscal de Mediano Plazo muestra los ingresos adicionales que serían necesarios para cumplir con la regla fiscal y para financiar el gasto social y la inversión que el país necesita.

    Sin embargo, el funcionario precisó que la reforma tributaria estructural no está incluida en el Marco Fiscal de Mediano Plazo.

    Esto, si se tiene en cuenta que la propuesta de ajuste al sistema impositivo, que será presentada ante el Congreso en el segundo semestre de 2016, tiene objetivos de largo plazo, y los ingresos que de allí se obtengan aún no son contemplados en las cuentas del Gobierno.

    Por otra parte, el Gobierno calcula que la inflación termine el año en el 6,5% y posteriormente volvería al 4% en el 2017 para ajustarse al 3% en los años siguientes.

    Finalmente Cárdenas expuso que los proyectos de infraestructura de Alianzas Público-Privadas (APP) aumentarán la capacidad de inversión pública y se espera que tengan un impacto importante en el crecimiento económico y la productividad.

    Fuente: Portafolio.com

  • Subasta de bloques petroleros en Brasil logra recaudación récord de US$1.200M

    Petroleo BrasilAnalistas, incluido el exdirector de la ANP John Forman, señalaron que los deslucidos precios del petróleo y los escasos recursos para inversiones podrían haber reducido el apetito.

    Río de Janeiro. La decimocuarta ronda de subastas de bloques de petróleo y gas en Brasil finalizó el miércoles con una recaudación récord de 3.840 millones de reales (unos US$1.200 millones), con un 95% de ese monto correspondiente a las ofertas de Petrobras y Exxon Mobil en Bahía de Campos.

    Los ocho bloques de esa zona subastados recaudaron unos 3.650 millones de reales, lo que salvó una ronda en la que las empresas habían mostrado poco interés.

    El presidente de Petrobras, Pedro Parente, dijo que la empresa fue “selectiva” en sus ofertas debido a que el sector demanda grandes inversiones y presenta riesgos de exploración.

    En tanto, Karoon Gas Australia Ltd se adjudicó un bloque en la Bahía de Santos. Pero los restantes 75 bloques de la cuenca no recibieron ofertas, dijo la Agencia Nacional de Petróleo (ANP). Funcionarios esperaban vender hasta un 40% de los bloques por hasta 500 millones de reales (US$157 millones).

    Analistas, incluido el exdirector de la ANP John Forman, señalaron que los deslucidos precios del petróleo y los escasos recursos para inversiones podrían haber reducido el apetito.

    Unas 32 compañías se registraron para presentar ofertas en esta ronda, incluidas BP Plc, Royal Dutch Shell Plc, Exxon Mobil Corp, Repsol SA, Total SA, Rosneft Ltd y CNOOC Ltd.

    La decimocuarta ronda era vista como una prueba para que las reformas promercado del presidente Michel Temer traigan de regreso a los inversionistas a un sector que batalla contra la excesiva interferencia del Estado y empañado por un escándalo de corrupción en la estatal Petrobras.

    Fuente: Americaeconomia.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

     

     

     

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