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  • Compañías petroleras piden poner precio a carbono

    Emisiones Co2En un hecho impensable hace unos años, las mayores compañías de gas y petróleo pidieron a Naciones Unidas impulsar un acuerdo para poner valor al principal gas de efecto invernadero.

    BG Group, BP, Eni, Royal Dutch Shell, Statoil y Total, consideradas las mayores empresas de hidrocarburos a nivel global, enviaron una carta conjunta a la Secretaría Ejecutiva Convención Marco de la ONU sobre Cambio Climático pidiendo que se introduzca un precio al carbono en la economía global.
     
    La noticia era impensable hace unos años cuando muchos líderes del sector de hidrocarburos eran el principal obstáculo para lograr un acuerdo climático. De hecho, en el pasado algunas de las compañías petroleras fueron señaladas de difundir información falsa sobre el cambio climático, financiar investigaciones fraudulentas y sabotear los intentos de llegar a un acuerdo climático global. La carta no significa que sigan siendo un actor en contra de muchas de las medidas, pero al menos dan una señal positiva y tácitamente aceptan el problema global.
     
    Las seis compañías han pedido “introducir un sistema de precios de carbono y crear un marco político claro, estable y ambicioso que eventualmente permita conectar los sistemas nacionales”. El anuncio ocurre seis meses antes de que se reúnan en París delegados de 192 naciones para intentar una vez más pactar un acuerdo para frenar el cambio climático.
     
    Para las seis compañías un acuerdo en este sentido reduciría la incertidumbre económica y sería una de las vías más costo efectivas para reducir las emisiones de carbono a nivel global.
     
    Christiana Figueres, Secretaria Ejecutiva de la Convención Marco de la ONU sobre Cambio Climático comentó que que las industrias del petróleo y el gas deben estar entre las grandes soluciones al cambio climático utilizando su poder y conocimiento para reducir las emisiones más rápidamente.
     
    Entretanto, el presidente del Banco Mundial, Jim Yong Kim emitió una declaración respondiendo a la carta: “Doy la bienvenida a la llamada hoy para un precio del carbono hecho por seis de las empresas de petróleo y gas más importantes del mundo. Este es un paso importante en los esfuerzos globales para conducir a la economía mundial hacia un futuro bajo en carbono, resistente y con menores riesgos climáticos”.
     
    Poner un precio al carbono ha sido visto como una solución que obligaría a los mayores consumidores de combustibles fósiles a pagar por su mayor contribución al problema al mismo tiempo que se reduciría el estímulo a la demanda. Pero hasta ahora no ha sido fácil traducir este deseo en una realidad.
     
    Esta es la carta completa enviada por las compañías:
     
    El cambio climático es uno de los grandes desafíos de nuestro tiempo. Nosotros, grandes empresas petrolíferas y de gas, reconocemos la importancia de este desafío y de la energía para el bienestar de las poblaciones mundiales. Reconocemos que la tendencia actual de la emisiones de gas de efecto invernadero es superior de lo que el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en inglés) dice que necesita limitarse por debajo de 2 grados centígrados con respecto a la era pre-industrial. El reto es cómo responder a una demanda creciente de energía que sea menos emisora de CO2. Estamos listos para poner de nuestra parte.
     
    Nuestras empresas ya han llevado a cabo una serie de acciones para contribuir a limitar las emisiones: aumentar la parte de gas de nuestras producciones, mejorar la eficiencia energética de nuestras operaciones y nuestros productos, desarrollar la producción de energías renovables, invertir en la captura y almacenamiento de CO2 y explorar nuevas tecnologías y nuevos modelos de negocios bajos en carbono. Estas acciones son una parte clave de nuestra misión de proveer el acceso a una energía sostenible y segura al mayor número de personas.    
     
    Para ir más allá todavía, necesitamos que los estados de todo el mundo nos proporcionen marcos reglamentarios transparentes, estables, ambiciosos y de larga duración. Esto reduciría las incertidumbres y ayudaría a estimular tanto las inversiones en tecnologías bajas en carbono apropiadas como los recursos más pertinentes a un ritmo adecuado.
     
    Pensamos que el precio del carbono debe ser un elemento clave de estos marcos reglamentarios. Actuando sobre el precio del carbono, los gobiernos disuadirían las opciones fuertemente emisoras y al contrario animarían opciones más eficaces para disminuir las emisiones de CO2 en todo el mundo, sobre todo la reducción de la demanda de las energías fósiles, la mejora de la eficiencia energética, la substitución del carbón por el gas natural, el aumento de inversiones en la captura y almacenamiento de carbono, las energías renovables, los edificios y redes inteligentes, el acceso a la energía desconectada de la red, los vehículos limpios así como nuevos modelos de negocio y comportamientos en materia de movilidad.
     
    Nuestras empresas ya están sometidas a una tarificación de emisiones ya que operan en los mercados de carbono existentes y aplican internamente los precios del CO2 a sus propias actividades para determinar si sus inversiones son viables en un mundo donde las emisiones de carbono serán más caras.
     
    Aún así, nuestros esfuerzos, sean los que sean, para instaurar una tarificación del carbono no serían suficientes o comercialmente sostenibles sin una acción de los estados apuntando a la introducción en todo el mundo de sistemas de tarificación y la vinculación entre sí de los diferentes sistemas nacionales. Algunos países todavía no han dado ese paso, generando un desequilibrio que es a su vez un factor de incertidumbre sobre las inversiones y disparidades en el impacto de las políticas sobre la economía.
     
    Esta es la razón por la cual llamamos a los estados, principalmente de cara a las negociaciones de la COP 21 en París, y después de esa fecha, a:
     
    • instalar sistemas de tarificación de carbono donde todavía no existan a nivel nacional o regional; y
    • crear un marco internacional capaz de armonizar estos sistemas.
     
    Para contribuir a la realización de estos objetivos, nuestras empresas desearían empezar un intercambio directo con las Naciones Unidas y los estados dispuestos a comprometerse.Tenemos interés es este ámbito y podemos contribuir a crear e implementar un enfoque viable para la tarificación del carbono, incluyendo:
     
    1. Experiencia: hace más de un siglo que abastecemos de energía al mundo. Nuestras empresas cubren el planeta entero, conocen perfectamente la gestión de grandes proyectos, los riesgos de todo tipo y tienen experiencia en comercio y logística. Como nosotros somos ya usuarios de sistemas de tarificación de carbono alrededor del mundo, el intercambio de información a escala internacional puede ayudar a identificar las mejores soluciones.
     
    2. Motivación: queremos ser parte de la solución y proveer energía a la sociedad de manera sostenible durante las próximas décadas. Como nuestros homólogos de otros sectores industriales, jugaremos un papel clave en la puesta en marcha de medidas y el despliegue de tecnología que conducirá a un mundo con menores emisiones de carbono. Estos modelos de actividad y estas soluciones serán frágiles hasta que no alcancen su talla crítica, pero con la armonización de diferentes sistemas de tarificación alrededor del mundo, las incertidumbres se reducirán y estas soluciones empezarán a crear valor para la economía más rápidamente.
     
    3. Pragmatismo: estamos convencidos de que nuestra presencia puede ser valiosa para definir un acercamiento a una tarificación del carbono práctica y factible a la vez que ambiciosa, eficaz y eficiente.
     
    4. Un foro de discusión: nuestras empresas y otras ya se han reunido auspiciadas por el Foro Económico Mundial para formar la Oil & Gas Climate Initiative, o son miembros de la Asociación Internacional para el Intercambio de Derechos de Emisión o de las iniciativas de Tarificación de Carbono del Banco Mundial o el Pacto Mundial de la ONU. Pensamos que estos foros podrían proveer un terreno adecuado para un diálogo público-privado sobre la mejor manera de atribuir un precio al carbono en la producción de energía.
     
    Desde un punto de vista práctico, nosotros, directores generales y nuestros colaboradores más cercanos, nos esforzaremos en compartir convicciones sobre el papel del precio del carbono en diferentes marcos importantes:
     
    • en nuestros encuentros con ministros y representantes del Ejecutivo,
    • en conferencias en las que participamos o intervenimos,
    • en encuentros con los inversores,
    • en encuentros con otras partes interesadas tales como socios, proveedores y profesionales de la educación superior y la investigación, y
    • en el marco de reuniones destinadas a la dirección y a los colaboradores de nuestras propias empresas.
     
    El precio del carbono comportará naturalmente un sobrecoste para nuestras operaciones y nuestros productos, pero los marcos reglamentarios en todo el mundo darán a nuestras empresas y a sus numerosas partes interesadas una visibilidad clara para sus futuras inversiones y un rol bien definido para construir un futuro más sostenible.
     
    Somos conscientes de que el desafío es a largo plazo y sabemos que supone una transformación del sector de la energía. Desde hace numerosas décadas ya, nuestra industria ha sido innovadora y se sitúa en la primeras línea del cambio. Estamos seguros de que sabremos construir esta trayectoria de innovación para responder a los retos del futuro.
     
    Cada uno de nosotros enviará personalmente una copia de la presente (carta) a sus principales contactos, entre ellos, inversores, poderes públicos, sociedad civil y sus propios colaboradores.
     
    Firmantes:
     
    BG Group plc - Sr. Helge Lund
    BP plc - Sr. Bob Dudley
    Eni S.p.A. - Sr. Claudio Descalzi
    Royal Dutch Shell plc - Sr. Ben van Beurden
    Statoil ASA - Sr. Eldar Saetre
    Total S.A. - Sr. Patrick Pouyanné


    Fuente: Elespectador.com

  • Petroleras se reacomodan en el Llano

    Operadores CrudoMientras Ecopetrol centraliza su inversión sólo en Castilla y Chichimene, Pacific Rubiales y Canacol Energy anuncian millonarias políticas de austeridad.

    José Cotello es un ingeniero electrónico brasileño con más de 26 años en el sector de hidrocarburos y que hace 45 días asumió la vicepresidencia de Ecopetrol en la regional Orinoquia, que comprende los departamentos de Meta, Casanare, Arauca y Vichada.

    El reto que tiene no es pequeño al frente del área geográfica con las mayores expectativas de reservas de petróleo, las cuales ascendieron durante 2014 a 2.084 millones de barriles en el país. Sin embargo, la meta de producción en esta regional estuvo 39.000 barriles por debajo del objetivo que se habían trazado el año pasado en la estatal petrolera, que fue de 266.000 barriles.

    Cotello tiene la misión de seguir explorando, pero sin mucho dinero para invertir. De hecho le anunció a El Espectador que en esta zona los recortes de gastos e inversiones serán del 31% menos que en 2014. Esto quiere decir que la compañía destinará US$1.558 millones en proyectos de producción que estarán centrados en los campos de Castilla y Chichimene en el Meta, de los que en la actualidad se extraen un poco más de 200.000 barriles al día, casi 20% de la producción nacional.

    “Estos dos campos son prioritarios para Ecopetrol. Empezamos a perforar 88 pozos en Castilla y tomamos la decisión de aumentar en 21 pozos más. Eso demuestra el compromiso que tenemos con esta área del Meta y la generación de trabajo. Vamos a hacer todo por mantener el empleo en el departamento y la región Orinoquia, pese a la crisis de los precios”, dice el vicepresidente de Ecopetrol.

    Por su parte, Pacific Rubiales Energy, un poco más discreta en brindar información por el proceso de venta en que se encuentra y la incertidumbre acerca de si planteará una alternativa para continuar operando Campo Rubiales en 2016, dijo en un comunicado que hay una reducción de inversiones en bienes de capital de US$1,5 millones a un rango entre US$1,1 millones y US$1,3 millones. Y se destinará “una cantidad pequeña a exploración”.

    “La incertidumbre de los precios del petróleo continúa y, aunque creemos que se recuperarán, estamos asumiendo una posición cautelosa frente al momento, reduciendo nuestros costos y nuestro presupuesto de capital de 2015 para lograr que haya una correspondencia con el flujo de efectivo esperado (…) La reducción de costos sigue siendo una prioridad”, dijo públicamente Ronald Pantin, CEO de la compañía.

    Canacol Energy, que explota el crudo en el bloque Llanos 23 (LLA-23) de Casanare, advirtió que entre las iniciativas para ahorros adicionales se encuentra la centralización de las operaciones de producción, cargue y disposición de agua de los cinco campos de este bloque hacia la plataforma Pointer, justamente entre junio y julio, reduciendo así gastos operacionales, gastos de transporte y costos de manejo de agua vía reinyección.

    “Los gastos totales de producción y transporte disminuyeron 30% y 28% respectivamente”, comentó Charles Gamba, presidente de Canacol, también mediante un comunicado. La empresa redujo en US$33 millones la inversión en Casanare para este año. Durante 2014 la inversión había sido de US$190 millones.

    No obstante Gamba se mostró optimista por el aumento en los volúmenes de producción que, admitió, se debe principalmente a nueva producción proveniente de los descubrimientos Labrador, Leono, Pantro, Tigro y Maltés de LLA-23.

    Con todo, el gobernador del Meta, Alan Jara, quien siempre ha insistido en que se debe mirar a otros sectores de la economía para no depender tanto de las regalías petroleras, es optimista y ha puesto la administración departamental en función de impulsar áreas como el turismo.

    “Tenemos que retomar la vocación agropecuaria y agroindustrial del departamento. Incentivar proyectos turísticos que son generadores de trabajo no calificado y calificado, y, por supuesto, con obra pública, que es lo que hemos venido haciendo, por ejemplo, con los programas de vivienda de la Gobernación. Adicionalmente a esto impulsamos las obras viales mediante la gestión de las APP de iniciativa pública y privada e invertimos con recursos propios en el mejoramiento de más corredores viales. Todo eso impulsa otros sectores de la economía”, le dijo a El Espectador el gobernador Alan Jara


    Fuente: Elespectador.com

  • ¿Cómo duplicar reservas de crudo sin nuevos hallazgos?

    Petroleros IngLas autoridades analizan la posibilidad de crear zonas francas para estimular las inversiones en recobro mejorado, una técnica que permite aumentar la producción en campos existentes.
     
    Si Colombia descubriera hoy mismo un gran yacimiento de petróleo en el mar o en el sur del país, tardaría al menos cinco años en ver el primer barril de ese hallazgo. Por eso, la gran apuesta de la petrolera de mayoría estatal Ecopetrol para aumentar sus reservas en el mediano plazo es exprimir los campos existentes, es decir invertir en tecnologías de recobro primario, secundario y terciario.
     
    De hecho, las estimaciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, indican que solo con proyectos de recuperación o recobro de crudo el país podría agregar entre 1.500 y 2.500 millones de barriles de crudo y gas en reservas, en otras palabras, podría multiplicar los recursos actuales por dos.
     
    Así lo aseguró el director de la Agencia, Mauricio De La Mora, ayer en un foro sobre este tema organizado por Ecopetrol en el hotel Tequendama. El funcionario público aseguró además que en este momento el Gobierno Nacional estudia la posibilidad de crear un esquema de zonas francas para impulsar proyectos de este tipo, mediante estímulos tributarios.
     
    Ya el Gobierno dio un paso a la creación de zonas francas para proyectos en costa afuera, donde el país tiene una gran expectativa de encontrar un gran descubrimiento.
     
    Y es que según lo muestra una encuesta elaborada por Ecopetrol entre 100 ingenieros de distintas empresas, el 74 por ciento de los consultados cree que las políticas fiscales son una barrera para la implementación de los proyectos de recobro mejorado.
     
    De hecho, el presidente de la petrolera, Juan Carlos Echeverry, aseguró que si bien la empresa reconoce que el Gobierno ha avanzado en algunos temas relacionados con este tipo de desarrollos, como la implementación de las regalías variables, hace falta un impulso adicional.
     
    “Hemos pedido unas regalías que reconozcan el recobro mejorado, tratamientos tributarios que reconozcan el recobro mejorado, de manera que los inversionistas, Ecopetrol, pero también los internacionales, se vean motivados para hacer este tipo de programas que son muy costosos, pero de los cuales pueden salir la mitad de las reservas de Colombia en el futuro”, señaló Echeverry.
     
    LA ESTRATEGIA
     
    En los últimos cinco años, sin estímulos tributarios y con dificultades y retrasos en licencias ambientales, Ecopetrol ha podido agregar 187 millones de barriles a sus reservas mediante recuperación secundaria.
     
    El objetivo, en los próximos cinco años, es añadir a la producción diaria de Ecopetrol medio millón de barriles, en promedio, que provengan del recobro secundario.
     
    Para esto, la empresa planea invertir 10.000 millones de dólares entre 2015 y 2020, es decir, del presupuesto general de inversión anual de la petrolera más de una tercera parte (unos 2.000 millones de dólares al año) se destinará a estas tecnologías.
     
    La empresa tiene 31 proyectos, pero el foco está en 27, que pueden dar los mejores resultados. Tienen en su portafolio iniciativas que van desde la inyección de agua y aire a los pozos, hasta la utilización de gas, vapor y polímeros para sacar más crudo del mismo yacimiento.
     
    Según la ANH, hay 45 campos en el país en los que el 79 por ciento del crudo está atrapado, y se podría extraer con mecanismos de recobro mejorado.
     
    Con la implementación de zonas francas para estos proyectos, el Gobierno espera que otras empresas, diferentes a Ecopetrol, también le apuesten a estas tecnologías, pues aún es incierto el hallazgo de grandes campos.
     
    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedon
  • ¿Qué persigue Ecopetrol en México?

    Golfo MexicoLos yacimientos ofrecidos en la primera etapa no convencieron a la petrolera colombiana. Pero el interés en el Golfo se mantiene.
     
    La noticia sobre el retiro de Ecopetrol de la primera subasta abierta de bloques petroleros de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, CNH, de México dejó desconcertados a algunos inversionistas.
     
    La razón: la estrategia planteada por la petrolera a 2020 tiene como foco de sus inversiones internacionales al país azteca.
     
    “Si dicen que se concentrarán en México, y luego se publica que ya no están interesados en participar en la ronda, no queda claro entonces hacia dónde va la compañía”, señaló Camilo Silva, socio fundador de la firma Valora Inversiones.
     
    Sin embargo, extraoficialmente, fuentes de Ecopetrol explican que la razón por la cual no participarán en la subasta tiene que ver con que estos catorce bloques puntuales que se ofrecen en esta etapa de la ronda mexicana, no son del interés de la compañía.
     
    “La empresa está buscando yacimientos con mejor potencial”, señaló la fuente, que aseguró que lo más probable es que en la subasta del segundo semestre del año sí se presente por bloques de aguas profundas, en los que tienen mayor interés.
     
    Según lo planteado en la estrategia, explicada por el presidente de la compañía, Juan Carlos Echeverry, la idea es entrar con operadores que tengan experiencia en aguas profundas. Por lo que lo más probable es que para una nueva etapa de la ronda, la petrolera busque nuevamente alianzas con compañías de la talla de Murphy Worldwide.
     
    Hay que decir que a Ecopetrol no fue a la única compañía a la que no le convenció la oferta de la primera ronda mexicana. El consorcio de la italiana Eni Internacional y la estadounidense Casa Internacional también se retiraron, junto con Glencore, que hacía parte de un conglomerado y Premier Oil, que participaba individualmente.
     
    Los resultados de esta primera etapa se conocerán el próximo 15 de julio.
     
    ¿IMPACTO EN LA ACCIÓN?
     
    Para Silva, la noticia sobre la salida de Ecopetrol del golfo de México pudo haber tenido un impacto en la acción de la petrolera, que ayer en la mañana alcanzó a tocar su punto más bajo desde que está en la bolsa y se llegó a cotizar en 1.565 pesos.
     
    No obstante, para el analista de renta variable de Alianza Valores, Omar Suárez, el comportamiento de Ecopetrol ayer está justificado por la dinámica internacional que “tocó fondo”.
     
    “Hay mucha aversión en este momento en los mercados y Ecopetrol no es ajena en la situación. De hecho, al final de la jornada la acción alcanzó a recuperarse”.
     
    En efecto, ayer la acción de Ecopetrol cerró en 1.650 pesos, un leve repunte de 0,92 por ciento con respecto al cierre anterior.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ¿Quién será el reemplazo de Reyes Reinoso?

    Reficar IIBogotá – Desde hace dos semanas el dominicano Tomás Hernández, vicepresidente de refinación de Ecopetrol, está en la presidencia de la Refinería de Cartagena (Reficar), como encargado del complejo industrial. No obstante, se espera que esto no sea por mucho tiempo ya que la petrolera ya inició una convocatoria internacional con el fin de encontrar a la persona más adecuada para manejar 34 unidades de refinación de derivados de crudo en Cartagena.

    Este es el segundo proceso internacional que hace la compañía de petróleos en menos de un mes para buscar atraer a las personas más idóneas a los cargos. La última adición de la empresa había sido el vicepresidente de ingeniería y proyectos Jürgen Loeber, que cuenta con más de 30 años de experiencia en manejo de obras en diversos lugares petroleros en el mundo.

    Esta nueva visión de Ecopetrol, de atraer capital humano de alta calidad, está enmarcada dentro de la estrategia del presidente, Juan Carlos Echeverry, quien explicó a LR que la intención “no solo es escoger las ideas que tengan más valor, sino saber entregárselas a personas que sepan ejecutarlas”.

    El plan de la petrolera es, entonces, que llegue una persona especializada en el manejo de plantas de refinación para que opere Reficar con la mayor eficiencia. Y que, de paso, aporte a construir el modelo que tiene Ecopetrol con BP, que hace dos semanas sellaron una alianza que busca precisamente definir la mejor dieta de crudos para obtener los mejores márgenes de venta de combustibles que hoy en día, y por su calidad, se han vendido en California, un mercado con los más altos estándares ambientales.

    Siendo así, y después de que se escoja al presidente de Reficar, proceso que no se espera dure mucho tiempo y que será apoyado por una firma cazatalentos (aún no se ha definido cuál), pero que no tiene fecha definida, Tomás Hernández, retomaría sus funciones en la vicepresidencia.

    Por otra parte, el ingeniero Reyes Reinoso, que es valiosamente recordado por lograr terminar la obra y sacarla de un atraso de más de cuatro años, ya regresó a Ecopetrol y empezó a reforzar el equipo de Loeber, que es a su vez el que estaba realizando el cierre total del proyecto en la refinería.

    Dentro de sus nuevos retos está el de imponer y crear estrategias dentro de la empresa que mejoren la disciplina de capital. En palabras de Echeverry, la vicepresidencia de proyectos es ese “embudo que clasifica las ideas arriba y abajo saca las pocas inversiones y proyectos que valen la pena. Con eso esperamos crear un portafolio robusto”.

    Por otra parte, para los analistas, el nuevo presidente de Reficar deberá tener un amplio conocimiento de los mercados de derivados, ya que las ventas se hacen diariamente y es necesario que conozca exactamente qué productos tienen los mejores precios y demanda constantemente con el fin de cambiar la dieta de la refinería y obtener los mejores resultados.

    A su vez, tendrá que balancear esto analizando los costos de oportunidad de vender en el mercado nacional, ya que cuando disminuyen las importaciones de refinados, Ecopetrol mejora sus gastos operativos.

    Finalmente, para Diego Franco, jefe de investigaciones de Franco Valores, “la experiencia del nuevo presidente deberá estar enfocada precisamente en el sector petroquímico. Debería ser una persona que tenga experiencia en evaluación de proyectos, ya que Reficar necesita una cabeza que lleve a la generación de productos limpios y que, a su vez, tenga una adición de procesos que hagan que la compañía sea eficiente y así recupere en parte la gran pérdida que hubo por sobre costos”.

    Refinería está enfocada en la demanda

    Teniendo en cuenta que Ecopetrol ya recibió 100% de las plantas del complejo industrial, lo que significa que ya empezó a ser el operador de la refinería, la tarea de Reficar como empresa será cerrar financieramente el proyecto y enfocarse en la demanda contra CBI.

    La idea es que la empresa, que conoce los pormenores, finalice el proceso de arbitramento, en el que se están pidiendo al menos US$2.000 millones. Por su parte, en este proceso hasta ahora se está conformando el tribunal y se están escogiendo los tres árbitros.

     

    La opinión

    Juan Carlos Echeverry

    Presidente de Ecopetrol

    El modelo de trabajo que se busca es el de alguien que coja las ideas y las entregue a gente que sepa. Que lleve décadas en esto”

     

    Fuente: Larepublica.co 

  • ‘México necesita de los servicios petroleros colombianos’

    PerforacionCuatro gremios de empresas de servicios petroleros de América Latina se reunieron en una confederación regional para buscar oportunidades de negocios. El director de la asociación del sector en México, Amespac, Antonio Juárez, habla sobre cómo afrontan en su país la caída de los precios del crudo.

    La unión hace la fuerza, y en momentos de crisis, la solidaridad gremial internacional puede ser la salida para muchas compañías de bienes y servicios de la región.

    Bajo esa idea la joven Confederación Regional de Cámaras de Bienes y Servicios Petroleros busca identificar entre gremios del sector en Colombia, Argentina, Venezuela y México nuevas oportunidades de negocios en un entorno marcado por la reducción de los presupuestos para desarrollo y exploración, de las principales empresas del país.

    El director Asociación Mexicana de Empresas de Servicios Petroleros, Amespac, Antonio Juárez, explica por qué en medio de la crisis de bajos precios de crudo México muestra oportunidades para las empresas de bienes y servicios petroleros.

    Pareciera que la crisis que vive hoy el sector petrolero afecta a México de una manera distinta, ¿es así?

    Lo que pasa es que México ha tenido un proceso acelerado de industrialización. En parte, gracias a los Tratados de Libre Comercio con los Estados Unidos, por tanto, la dependencia de las exportaciones y de los ingresos de la industria petrolera se ha venido reduciendo.

    Hoy ya el petróleo representa el 15 por ciento de los ingresos por exportaciones y el 13 por ciento de los ingresos del Gobierno Federal, cuando antes llegó a ser el 80 por ciento de las exportaciones y el 60 por ciento de los ingresos.

    Entonces esa diversificación ha permitido que no sea tan fuerte el impacto en la economía de la caída de los precios del petróleo. Se ha afectado especialmente a Pemex, que es las empresas que depende del sector, pero no al Gobierno.

    Y las empresas de servicios petroleros dependen básicamente de Pemex...

    Hoy sí, porque es un monopolio que no se ha acabado aún. Ahora se va a incorporar el sector privado, pero es un proceso lento.

    ¿De qué manera la situación de Pemex golpea ahora a la red de empresas de servicios?

    Sí está afectando sobre todo a las zonas de operación petrolera, allí se ha afectado el empleo, muchas de las industrias han cerrado, pero a nivel regional. Esto, por ejemplo, en Ciudad de México no se ve.

    ¿Cómo esperan poder beneficiarse de esta nueva iniciativa de la Confederación Regional?

    Nosotros creemos que como apenas se está abriendo a la industria va a haber una actividad mucho más fuerte de parte de empresas privadas.

    Se espera que Pemex le dé más importancia al desarrollo de proveedores, quiero decir que ahora productos que no se hacían en México, que requiera la industria petrolera, se pueden fabricar en México.

    En este sector pueden participar empresas que ya tienen experiencia, bien sea de Colombia o Argentina, tiene todo el sentido y eso es lo que queremos.

    Se tienen muchas expectativas de la subasta petrolera mexicana, pero la primera fase de la ronda uno no fue exitosa, ¿qué se puede esperar de la siguiente fase?

    Esta primera etapa no fue tan exitosa porque las condiciones que exigía la Secretaría de Finanzas, el Goverment Take (participación del Gobierno), las comisiones, no eran conocidas, entonces las empresas no sabían a qué apuntarle.

    Ahora, ya las empresas tienen mucha más seguridad y yo creo que los resultados de la segunda ronda van a ser mejores.

    OPORTUNIDADES PARA LA INDUSTRIA, EN LA MIRA

    Uno de los principales retos del gremio es lograr que empresas de un país puedan aliarse con compañías de otras para prestar servicios conjuntos a las petroleras.

    La idea es que, por ejemplo, según explicó el presidente de Campetrol, Rubén Darío Lizarralde, empresas colombianas puedan fabricar insumos para el sector petrolero en plantas de firmas en México, para que la experiencia de unas se complemente con la oportunidad geográfica de otras.

    “Así se comparten las utilidades y los beneficios entre cada una de las empresas. Este tipo de acuerdos se ha intentado hacer desde otros espacios como la Comunidad Andina de Naciones, pero es más sencillo hacerlo entre el sector privado. El tema no es fácil, pero es posible y estamos trabajando en ello”, señaló Rubén Darío Lizarralde.

    Para el presidente de la Cámara Argentina de Proveedores de la Industria Petro-Energética, Capipe, Sergio Echabarrena, el desarrollo del yacimiento de Vaca Muerta va a incrementar la demanda de bienes y servicios petroleros en ese país, y establecer alianzas con empresas del sector en otros países puede ser clave para suplir esta necesidad.

    La Confederación Regional invitó a Bolivia, Canadá y Trinidad y Tobago a vincularse a esta iniciativa.

    Fuente: Portafolio.co

  • ‘Pacific es una empresa sólida’: Ronald Pantin

    Ronald PantinEl CEO y director ejecutivo de la empresa dice que con la venta de activos y la caja tendrán US$1.200 millones para cumplir con los acreedores. A largo plazo, confía en elevar la producción.
     
    Antes de que se anunciara la oferta de compra del grupo mexicano Alfa y el fondo estadounidense Harbour Energy sobre Pacific Rubiales, la gran pregunta en el mercado, con respecto a la petrolera era ¿cuánto tiempo podrá resistir la caja?
     
    La razón del pesimismo tenía que ver, principalmente, con el entorno de bajos precios del barril de petróleo, cuyo precio se desplomó rápidamente de 100 a 50 dólares por barril, lo que de inmediato redujo a la mitad el flujo de caja de la compañía, como el de muchas otras petroleras.
     
    Sin embargo, en particular los analistas han mostrado mayor pesimismo con respecto a Pacific Rubiales por una razón: el alto nivel de deuda de la compañía.
     
    Básicamente la empresa tiene en caja US$ 600 millones y una deuda acumulada de US$5.200 millones (aunque a corto plazo, según datos de Fitch Ratings, son solo US$ 18 millones).
     
    Por eso la esperanza en el mercado era que con la venta de Pacific a un conglomerado tan sólido financieramente como el grupo Alfa, la petrolera pudiera conseguir la inyección de capital que requería para mejorar sus indicadores financieros, pero también para apostarle a nuevos proyectos e incrementar la producción.
     
    “Esta potencial adquisición hubiera dado a la compañía unos nuevos dueños que podrían dotar a la empresa con el capital, tan necesitado para enfrentar las condiciones retadoras actuales para la industria. El nuevo grupo pudo también haber ayudado a Pacific Rubiales a disminuir el riesgo del negocio facilitando su entrada a México”, señaló Fitch Ratings con el anuncio de la disminución de la calificación de la deuda extranjera y local a largo plazo de Pacific de B+ a BB, con perspectiva negativa.
     
    En medio de toda esta incertidumbre, el director ejecutivo y CEO de la petrolera, Ronald Pantin, dice sentirse tranquilo y pide la misma calma a los accionistas por varias razones que se podrían resumir en una: “la empresa es sólida”, con o sin la venta de Alfa.
     
    El ejecutivo habló con Portafolio en exclusiva para responder, una a una, las dudas que rondan en el mercado sobre el futuro de Pacific Rubiales Energy.
     
    ¿Cuál es su interpretación sobre lo que pasó con Alfa y Harbour?
     
    Nosotros sabíamos que en el mercado petrolero todavía hay incertidumbre y que, por esto, para los accionistas era bueno tomar una oferta en efectivo.
     
    Lo que pasa es que la normativa de la Bolsa de Valores de Toronto dice que deben votar todos los accionistas, y deben tener las dos terceras partes de los votos a favor para poder continuar; si pasa, el que está ofreciendo, que en este caso era Alfa, tenía que retirarse y ganar con un 51 % de los votos restantes. Cuando empiezan a llegar los formularios de votación, sacan las cuentas y, aunque tuvieran mayoría, no se alcanzaba a cumplir con las dos terceras partes, ni con el voto minoritario (que es el que se hace sin el oferente). Entonces decidieron retirar la oferta.
     
    Desde el punto de vista de la gerencia, lo que hicimos fue llevar a nuestros accionistas la opción de tomar la oferta, pero Alfa y Harbour vieron que no iba a ganar su oferta y por eso ocurrió lo que ocurrió.
     
    ¿De qué manera afecta esto a la empresa en el día a día?
     
    Para nada, la empresa está mucho más fuerte que en el primer trimestre. No puedo dar los detalles de los resultados, porque somos una empresa pública, pero para la segunda semana de agosto ya los tendremos de manera oficial.
     
    Lógicamente, ya tenemos un cierre parcial y los resultados son mucho mejores, porque la producción del segundo trimestre marcará un récord, es la más alta que ha tenido la empresa en toda su historia. Los costos que habíamos reducido mucho a comienzos del año, los hemos reducido todavía un poco más y hemos aumentado significativamente las ganancias por barril.
     
    Sin embargo, con respecto a la deuda hay muchas dudas…
     
    Hoy en día tenemos una deuda de US$5.200 millones, pero en caja tenemos cerca de US$ 600 millones. También estamos vendiendo activos que no son del core (el negocio principal) de la empresa, como es el caso del 30 % de Pacific Midstream que ya está en proceso de venta, y esperamos que esta transacción se cierre en menos de un mes; la venta de nuestra participación en Puerto Bahía, que es un 42 %, y tenemos otras ventas, más o menos por unos US$ 600 millones.
     
    Así sumamos ya US$1.200 millones con lo cual podríamos reducir la deuda a US$ 4.000 millones. El ebitda que estamos proyectando, con los precios actuales, está por el orden de los US$ 1.500 millones con eso esperamos a final de este año tener una relación deuda - Ebitda muy buena por el orden del 2,8 veces el Ebitda. Esto se compara muy favorablemente a lo que piden los covenants (indicadores financieros exigidos por los bancos prestamistas) que son 4,5 veces deuda sobre Ebitda. Así que la empresa está sólida, no tiene problemas para pagar sus deudas, en la parte de capital de trabajo hemos venido pagando religiosamente a 60 días.
     
    ¿Esperan alguna nueva oferta, o consideran que este capítulo está cerrado?
     
    Nosotros estamos obligados a hacer la valoración si llega una oferta. Si la vemos válida, que tiene sentido, donde no hay riesgo financiero, nosotros estamos obligados a llevarla a la junta directiva y ellos son los que deciden si siguen o no con el proceso.
     
    O’Hara tiene casi el 20 por ciento de las acciones de la compañía, ¿cuál es el rol de este fondo en Pacific Rubiales a nivel de dirección?
     
    Todo eso es de considerarse. La forma como se eligen los directores, según los estatutos de Pacific, no es a través del porcentaje que tienen los accionistas. Hay una Asamblea donde se elige, por planchas, a la directiva de la empresa. Eso ocurrió recientemente y habría que esperar un año, a menos que se llame a una nueva Asamblea y en esta se llegue a un acuerdo en este sentido, con una votación mayor del 51 por ciento.
     
    De nuevo, yo no veo ningún problema con esto, la empresa siempre ha estado abriendo las puertas si es para el bien de nuestros accionistas.
     
    ¿Cómo afecta la caída del negocio en los planes que tenían en México con Alfa?
     
    Tenemos un joint venture con Alfa, eso no cambia para nada: ellos son nuestro socio favorito para México, igual dicen ellos, nosotros somos su socio favorito. Creemos que México es una muy buena oportunidad y hay que tomarla.
     
    ¿Qué implica en términos prácticos tomar esa oportunidad, participar en qué?
     
    En bloques que están saliendo a licitación. Hay bloques costa afuera de aguas profundas donde no entraríamos, hay otros de aguas someras en los que sí entraríamos. Tenemos una buena experiencia en este tipo de yacimientos, es parecido a lo que vivimos en nuestra otra vida en el lago de Maracaibo y también tierra adentro, donde se ven buenas perspectivas.
     
    Tenemos adelantados todos los estudios de campo, tenemos un grupo cuantioso de personas que tienen experiencia en México y vamos a participar en esos bloques con Alfa.
     
    ¿Cómo toma la reacción de los analistas, algunos bastante radicales, con respecto al precio de la acción?
     
    El mercado a veces sobrerreacciona, es cierto que la acción antes de la noticia estaba a un precio que la sujetaba a esta oferta de 6,5 dólares, al retirarse esta oferta lógicamente hubo una corrección hacia abajo. Pero después veremos una corrección hacia arriba cuando se vean especialmente los resultados que tenemos para el segundo trimestre, que yo considero que son muy buenos.
     
    ¿Qué hay de nuevos descubrimientos?
     
    Mantenemos una buena tasa de descubrimientos, lógicamente nos estamos yendo a (cuencas) frontera, donde se pueda incorporar rápidamente nueva producción. De hecho, este incremento en producción al que me referí, es fundamentado en una cantidad de pozos que tenemos en el pie de la cordillera que han sido muy importantes, de 5.000 y 1.000 barriles, y que son producto de la exploración.
     
    Además, tenemos el descubrimiento de Brasil, cuyo desarrollo va a llevar entre dos y tres años y podría ser de unos volúmenes muy cuantiosos en reservas, también estamos muy optimistas por lo que está pasando en Guyana, donde controlamos una empresa que se llama CGX Energy. Exxon tuvo un descubrimiento importante allí y nosotros tenemos unos bloques que están por fuera del área de disputa con Venezuela, pero con la misma geología que tiene el hallazgo de Exxon. Por otro lado, está México, con prospectos de muy buena calidad y de bajo riesgo y con muy buena infraestructura, cosa que hoy en día es muy difícil de conseguir en el mundo.
     
    Finalmente, ¿Puede asegurarles a los inversionistas que son una empresa viable, más allá de que en el futuro se concrete una transacción como la que no prosperó en esta ocasión?
     
    Totalmente. Y lo digo con toda la responsabilidad, la empresa pagará su deuda, mejorará los indicadores de solvencia. Pacific sigue siendo la petrolera privada más grande de Latinoamérica, con una producción del orden de los 153.000 barriles, que estamos sacando a bajos costos. En Colombia estamos viendo mejores oportunidades, nos ha ido muy bien en la parte exploratoria en Perú, Brasil y en Colombia, y tenemos en adelante posibilidades en México, que para nada cambian con esta transacción fallida.
     
     
     
    NEGOCIACIONES DE CAMPO RUBIALES
     
    A mediados del 2016 se acaba el contrato entre Pacific Rubiales y Ecopetrol para operar en conjunto campo Rubiales.
     
    Sin embargo, Ecopetrol no cerró la puerta para que la empresa pudiera seguir operando el campo después del vencimiento del contrato, que representa la tercera parte de la producción de Pacific Rubiales.
     
    De acuerdo con Pantin, ambas empresas siguen dialogando sobre la posibilidad de mantener un convenio de operación.
     
    “Lógicamente tiene que ser un negocio gana-gana para Ecopetrol y para nosotros”, dijo.
     
    Agregó que Pacific ha venido sustituyendo la producción que genera este campo, y que confía en que entre 2016 y 2017 habrán logrado sustituir completamente los barriles que les deja la operación del mismo.
     
    Añadió que, en materia de reservas, Rubiales representa menos del 9 %.
     
    ‘LA BANDA DEL ‘SHALE OIL’ DETERMINARÁ EL PRECIO DEL BARRIL’
     
    Al analizar la situación de los precios del crudo, el CEO y Director Ejecutivo de Pacific Rubiales asegura que las cotizaciones hoy fluctúan según lo que se llama “la banda del shale oil”.
     
    “Cuando veamos que el precio baja mucho, habrá una caída de los taladros que se usan para el shale oil. La semana pasada por primera vez desde el último trimestre del año pasado subieron un poco, y eso mandó una señal al mercado, por eso hubo una corrección”, explicó.
     
    El otro factor que juega un papel determinante en el precio, asegura, es la disminución de la demanda en China y el aumento de la oferta, si se llega a dar un acuerdo con Irán, lo que añadiría al mercado entre 400 y 500 mil barriles promedio diario.
     
    “Creo que vamos a durar un periodo viviendo dentro de una banda del shale oil que hoy día para el Brent es de entre 60 y 70 dólares, ahí estaremos por un tiempo hasta que lleguemos a tener una nueva dinámica dentro del sector petrolero”, señaló el ejecutivo.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / Ricardo Ávila Pinto - Director de Portafolio
     
  • ‘Si no se actúa, la crisis petrolera se verá en dos años'

    CISNEROS221El experto en hidrocarburos, Alberto Cisneros Lavaller, aseguró que la paralización de la exploración en el país está cocinando la próxima emergencia para el sector. La responsabilidad, dice, es del Gobierno y operadoras.Pocos analistas han sido tan contundentes como Alberto Cisneros Lavaller, a la hora de diagnosticar el sector petrolero colombiano ante la coyuntura actual.
     
    Y tiene todas las credenciales para hacerlo: Cisneros es hoy presidente de Global Business Consultants, una firma que asesora empresas petroleras en Suramérica, sirvió entre 1992 y 2003 como consejero en geopolítica y negocios internacionales de PDVSA y como académico ha trabajado, entre otras, con la Universidad de Illinois, la Universidad Central de Venezuela, las universidades colombianas Sergio Arboleda y Los Andes, en todas en niveles de máster y doctorado.
     
    En su última visita al país, Lavaller habló de Colombia y de cómo se está cocinando la próxima crisis petrolera nacional.
     
    ¿Cuál es su expectativa con Irán, como un nuevo jugador que entraría al mercado?
     
    En principio hay que señalar que no se trata de un nuevo jugador, sino de uno que había comenzado a cortar el suministro, principalmente, por las sanciones interpuestas. Ahora, hay una percepción importante con respecto al suministro extra que puede entrar al mercado, estaríamos hablando de un millón de barriles por día adicionales.
     
    Sin embargo, desde el punto de vista petrolero, hay que hacer una precisión: no es de la noche a la mañana que se va a invadir el mercado con este nuevo crudo. Aunque sí hay un gran optimismo con respecto a un aumento de la producción iraní en el mediano plazo, que puede hacer que se aflojen los precios.
     
    ¿A qué llama usted mediano plazo?
     
    Hay que hacer una distinción entre lo que es el mediano plazo político y el mediano plazo petrolero. El mediano plazo petrolero está en el orden de 5 a 7 años, que está vinculado al ciclo de inversión en la exploración, producción y refinación. Esto, en términos políticos y económicos, puede considerarse largo plazo.
     
    ¿Qué tiene que hacer Colombia en este nuevo entorno?
     
    Yendo a la coyuntura actual petrolera, yo creo que Colombia va a tener que cambiar la mentalidad de manera radical.
     
    Estamos en un proceso de recorte de inversiones operativas y de capital y, así como vamos, la verdadera crisis petrolera colombiana no será la actual, sino que la vamos a tener en dos o tres años.
     
    ¿Por qué lo dice?
     
    Es que se ha cortado el corazón de la supervivencia colombiana en materia petrolera, el error es cortar hasta el hueso, si me permite la expresión, incluso los capitales de inversión en exploración, esto es completamente dañino para los intereses colombianos.
     
    Necesitamos mejorar las reservas y la única manera que tenemos es a través de la actividad exploratoria. La cantidad de taladros que hemos perdido en los últimos meses es preocupante, y el ritmo de la actividad de ninguna manera debió sufrir de la manera en que ha sufrido en Colombia.
     
    ¿Pero esos recortes se han dado en otras partes también?
     
    Sí, pero hay ejemplos en América Latina donde muy ingeniosamente han generado otro tipo de alternativas. Aquí hay unas verdaderas culpas por parte de los operadores, por haber congelado la exploración, esta no es una culpa única, tiene una concurrencia también del Estado, de los entes regulatorios que dirigen la política petrolera del país, porque se necesitan incentivos que solamente ellos pueden dar. Me refiero a incentivos fiscales, de regalías y también desde el punto de vista de mejorar la ‘permisología’, si no se hace, esto va a llevar a que tengamos una declinación tremenda de la producción en dos o tres años.
     
    ¿Considera que estamos a tiempo para tomar esas acciones?
     
    Sí estamos a tiempo, pero es inmediata y perentoria la necesidad de que se tomen las decisiones por parte del Estado y se cambie la mentalidad por parte de los operadores. Y hay una reflexión histórica reciente que quiero hacer, para mí, como analista que estudia a América Latina, es completamente inexplicable que Colombia haya entrado en esta etapa de congelación con respecto a la crisis del petróleo, porque en la última crisis, la del 2009, se vio a un país que hizo exactamente lo contrario, no se amilanó, sino que logró hacer las reformas que necesitaba y pudo llegar a un pico de producción de un millón de barriles, a pesar de la crisis. Entonces ¿por qué estamos con las manos atadas ahora?, por parte y parte, el operador y el Estado.
     
    ¿No será porque en este momento es más difícil dar incentivos?
     
    Se han hecho comentarios en este respecto, me dicen que los incentivos no son algo que pueda sostenerse en el tiempo.
     
    Perfecto, pero nada quita que dentro de la potestad y los compromisos que pueda tener el Estado con los operadores petroleros del país puedan fijarse plazos, en el tema fiscal, por ejemplo, se pueden dar incentivos por cinco años o hasta que mejore a cierto punto el precio del petróleo. Pero además los permisos ambientales y la consulta previa, que son trámites muy loables, tardan unos tiempos asombrosos, un año, año y medio o ¡tres años! Entonces, si decimos que el ciclo de inversión es de 5 a 7 años, pero en Colombia inviertes hoy y solo en diez años ves los resultados, es una locura.
     
    ¿Qué han hecho en otros países de la región que usted destaque?
     
    El ejemplo de Argentina es interesante. Este país propuso hace casi un año un bono a la producción extra o a mantener la producción por parte de los operadores. Ese bono, de alrededor de 3 dólares por barril, es un suicidio fiscal si se mantiene de manera indefinida porque no hay bolsillo que alcance, pero en estos momentos las medidas están concluyendo, fue una reacción ágil que dio resultados. Es solo un ejemplo de una acción que se tomó rápidamente y de manera exitosa.
     
     
    Fuente: Portafolio.co /  Nohora Celedón
  • Accionista Mayoritario De Pacific Pide Renuncia De La Gerencia De La Compañía

    Ronald PantinBogotá –Cinco puntos sobre la mesa puso O’Hara, el accionista mayoritario de Pacific Exploration & Production Corporation, en el que se destaca la renuncia de la Gerencia de la petrolera canadiense y la solicitud a la Superintendencia de Sociedades para que actúe en el proceso de reestructuración.


     



     

     


     



     

    De hecho, O’Hara señala que para el bien del proceso, es necesario que se contrate una Gerencia profesional y que genere confianza.

    De acuerdo con un comunicado de O’Hara, los accionistas de Pacific E. & P. consideran que un resultado benéfico del proceso de reestructuración para todos los que hacen parte de la compañía y para el país que se invite a participar a los accionistas de Pacific E. & P. que quieran capitalizar la empresa a que lo hagan.

    En las peticiones también se resaltan que se respeten los derechos de los accionistas minoritarios y se le preserve un porcentaje significativo de su inversión.

    El accionista mayoritario también considera que las autoridades colombianas investiguen a fondo lo que sucedió en el proceso de Pacific. E. & P., incluyendo el “Comité Independiente” y la Gerencia de la compañía.

    El abogado Jaime Granados radicó el pasado lunes 16 de mayo, en representación de O´Hara, que es el accionista mayoritario de Pacific E. & P.,  un derecho de petición de información y la solicitud de reconocimiento como tercero interesado en cualquier trámite o actuación referente a la subsidiarias de Pacific E. & P y su proceso de reestructuración.

    El documento afirma que O´Hara tiene un interés individual, directo y cierto en la actuación administrativa de la compañía canadiense.

    De producirse cualquier actuación o decisión referente a la reorganización de Pacific E. & P. -con todos los derechos que ello implica- se afectaría su situación jurídica individual, al consolidarse en forma definitiva una práctica de parte de las subsidiarias de la compañía que atenta contra las sanas costumbres mercantiles, ocasionando un inmenso detrimento patrimonial a O´Hara”, señala el comunicado de la defensa del accionista mayoritario.

    El abogado representante acude a la Superintendencia de Sociedades ya que, como ha hecho público, este proceso ha estado caracterizado por una gran desinformación por parte de la Superintendencia Financiera: “Aunque su obligación como regulador es verificar que al mercado se le dé la información oportuna y adecuada, en este caso la respuesta de la Superintendencia Financiera ha sido inconsistente y contraria a la realidad”.

     

    Fuente: Larepublica.co

  • 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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  • AIE no prevé gran impacto por la situación geopolítica en el mercado del petóleo

    Off ShoreParís.La Agencia Internacional de la Energía (AIE) rebajó hasta el millón de barriles diarios la demanda global de petróleo en 2014, pero destacó que el mercado se mantiene estable pese al incremento de los riesgos de naturaleza geopolítica.
     
    Su informe mensual sobre el mercado del petróleo precisó que su estimación a la baja se debe a que la demanda en el segundo trimestre cayó hasta los 700.000 barriles diarios, su nivel más bajo desde los primeros tres meses de 2012.
     
    Asimismo, tuvo en consideración que la perspectiva macroeconómica global se ha visto degradada después de que el Fondo Monetario Internacional (FMI) redujera en julio sus proyecciones de crecimiento para 2014, del 3,6% pronosticado en abril al 3,4% actual.
     
    Para el próximo año, el organismo barajó una aceleración hasta los 1,3 millones de barriles diarios, lo que supone un descenso de 100.000 barriles respecto a su anterior previsión, pero confía pese a todo en una mejora de la situación macroeconómica.
     
    La AIE destacó que el suministro es mejor del esperado pese a la persistencia de conflictos armados en Libia, Irak y Ucrania, y subrayó cómo los precios están "extrañamente en calma" aunque los riesgos geopolíticos abarcan a un sector "inusualmente amplio" de productores.
     
    "Pese a que la situación en países productores clave se mantiene más en riesgo que nunca, hasta ahora el mercado parece confiar en que la OPEC puede proveer el incremento necesario para alcanzar el alza en la demanda que se espera en la segunda parte del año", concluyó el organismo.
     
    La industria, según la AIE, parece coincidir en que las sanciones a Rusia por su rol en la crisis ucraniana no tendrán un impacto "tangible" a corto plazo en el suministro y que a medio este se presenta "cuestionable", al ser muy selectivas y excluir los contratos ya firmados.
     
    En otros como en Libia, su análisis apunta a que el mercado parece estar más centrado en una potencial presión a la baja de los precios debido a un incremento en la producción del país que en una presión al alza por la escalada de los combates.
     
    El descenso en los precios del Brent, que bajaron hasta los US$105 (78,3 euros) por barril en julio, estuvo motivado según la AIE por un debilitamiento en la demanda del segundo trimestre y por el hecho de que hubo suministro suficiente ante la previsión de que la situación en Ucrania, Irak y Libia podría perturbar el mercado.
     
    La agencia apuntó que el suministro global alcanzó en julio los 93 millones de barriles diarios, 230.000 más que el mes anterior, mientras que en los países que no forman parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEC) la producción cayó en 170.000 barriles diarios en un mes, hasta los 56,2 millones.
     
    En cuanto a las reservas, el inventario de los países de la OCDE subió a finales de junio hasta los 2.671 millones de barriles, lo que redujo el déficit de la media hasta los 42,1 millones, su nivel más bajo desde octubre de 2013.
     
    No hubo movimiento destacable además en el rendimiento de la refinería, cuya previsión para el tercer trimestre del año se mantuvo estable en 77,8 millones de barriles diarios, cifra en la que se compensa la caída anotada en el de la OCDE con el alto nivel apuntado en China, Brasil, Rusia y Arabia Saudí.
     
    Con todas estas consideraciones y la compensación de unos factores con otros, el organismo subrayó que sus previsiones "absolutas" de demanda para el conjunto del año y para 2015 se mantienen prácticamente intactas respecto a su informe anterior.
     
     
    EFE - Americaeconomia.com
  • Alza en la producción de crudo presal le da a Petrobras motivos para celebrar

    En dos años, la petrolera brasileña ha triplicado la producción de crudo presal. 
     
    Plataforma PetRIO DE JANEIRO—Cuando en 2007 la petrolera estatal brasileña Petróleo Brasileiro SA PETR4.BR -0.79%  anunció el mayor hallazgo de su historia, el entonces presidente del país, Luiz Inácio Lula da Silva, bromeó que eso comprobaba que Dios era brasileño.
     
    Las nuevas cifras de producción están haciendo que muchos ejecutivos empiecen a pensar que el ex mandatario tenía razón. La producción de los yacimientos presal superó los 500.000 barriles de petróleo al día, casi el triple frente a 2012 y ahora equivale a casi una cuarta parte de la producción total de Petrobras, que asciende a dos millones de barriles diarios.
     
    Se trata de un incremento vertiginoso para Petrobras y se produce en una de las zonas más difíciles del mundo para extraer crudo. Los depósitos se ubican a unos 320 kilómetros del litoral sudeste de Brasil enterrados en el fondo marino, debajo de una densa capa de sal.
     
    "En términos de productividad y de la rapidez con que Petrobras ha pasado de cero barriles al día a 500.000 barriles diarios, no tiene precedentes", dice Ruaraidh Montgomery, analista de la firma de estudios petroleros Wood Mackenzie.
     
    Los avances en los yacimientos presal son muy necesarios para compensar el declive en la producción en los campos ya maduros de la empresa. El año pasado, la producción total de Petrobras descendió a 1,93 millones de barriles equivalentes de petróleo al día, frente a 1,98 millones en 2012. Este año, conforme los yacimientos presal producen más crudo, la producción general ha subido. En junio, se ubicó en 2,008 millones de barriles por día.
     
    La empresa con sede en Rio de Janeiro tiene programado dar a conocer hoy sus resultados del segundo trimestre.
     
    Brasil quiere aprovechar el auge presal para convertirse en uno de los cinco mayores productores de crudo para 2020, cuando prevé generar unos cuatro millones de barriles diarios. Para conquistar esa meta tan ambiciosa, sin embargo, Petrobras tiene que superar obstáculos tanto en el plano financiero como en el técnico.
     
    La rentabilidad de la empresa es exprimida por el gobierno, que la obliga a vender gasolina importada por debajo del costo para combatir la inflación. También ha asumido grandes deudas para financiar actividades de exploración y desarrollo y se ha convertido en la petrolera grande más endeudada del mundo. La compañía proyecta gastar US$102.000 millones en el área presal para 2018, a lo que hay que añadir decenas de miles de millones para desarrollar estas reservas por completo.
     
     
    Por si esto fuera poco, Petrobras tiene que hacerlo todo por su cuenta. Las estrictas normas para compartir la producción impuestas por el gobierno exigen que la empresa sea el único operador en todos los proyectos presal y tenga una participación mínima de 30%. Tales condiciones han desalentado el ingreso de la mayoría de las grandes petroleras, que han optado por dirigir sus recursos hacia otros países. En la primera, y hasta el momento única, licitación de los yacimientos presal hubo sólo una oferta de un consorcio liderado por la propia Petrobras.
     
    La situación de los codiciados yacimientos presal en Brasil está en las antípodas de lo ocurrido con el auge de los combustibles de esquisto en Estados Unidos, donde el gobierno ha abierto las puertas de par en par a todos los interesados. A cambio, ha recibido regalías más bajas, pero ha fomentado un auge de hidrocarburos y pasado a tener una mejor seguridad en el frente energético.
     
    De todos modos, no cabe duda que los hallazgos presal han reconfigurado el mapa de la energía brasileña. Ahora hay más plataformas que operan en aguas profundas, buques de aprovisionamiento, producción flotante y unidades de almacenamiento en Brasil que en cualquier parte del mundo.
     
    Se estima que las dos principales cuencas tendrían unos 50.000 millones de barriles de petróleo recuperables. El mayor yacimiento, bautizado Lula por el ex presidente, cuenta con reservas estimadas de 8.000 millones de barriles de petróleo, unas ocho veces más que el mayor campo marino del Golfo de México.
     
    Para acceder al petróleo, sin embargo, Petrobras ha invertido miles de millones de dólares en investigación, tecnología de punta de imágenes tridimensionales, la renovación de sus buques y la compra de helicópteros más grandes para trasladar a los empleados y a los equipos a las plataformas.
     
    También tuvo que recurrir a nuevas técnicas de perforación para acceder a los campos, que pueden estar a unos 6.000 metros por debajo del lecho marino. La capa de sal, que está en constante movimiento, llega a tener un grosor de casi 2.000 metros.
     
    Los agujeros perforados en la sal pueden volverse a cerrar por su cuenta, de modo que se necesita un tipo especial de barro para mantenerlos abiertos. Asimismo, cuando se trabaja a tales profundidades, la temperatura varía del frío extremo al calor. El gas en los yacimientos presal es especialmente corrosivo, por lo que hay que usar tubería de acero especial.
     
    "Producir en estas condiciones es algo que no ha hecho nadie", observa Edmundo Marques, director general de exploración de Ouro Preto Óleo e Gás, una petrolera independiente de Rio de Janeiro, y ex ejecutivo de Petrobras.
     
    El próximo desafío de Petrobras reside en sus actuales yacimientos petrolíferos maduros, cuya producción cae rápidamente. Eso ejerce presión para que la empresa mantenga su racha ganadora en los yacimientos presal para cumplir sus metas de producción. "Es una carrera, conforme los viejos gigantes están en declive", señala Bob Fryklund, estratega jefe de exploración y producción de la consultora IHS.
     
    Una portavoz de Petrobras indicó que la tasa de declive en los campos maduros de la petrolera es menor a los parámetros internacionales para esta clase de yacimientos.
     
    Por Will Connors y Luciana Magalhães
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Análisis - ¿En manos de quién está el precio del petróleo?

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

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

    Min Oil NaimiLa estrategia de la OPEP para mantener su cuota de mercado en la producción y comercialización de petróleo está rindiendo sus frutos, pero a un costo mucho más alto que el esperado, especialmente por su líder, Arabia Saudita.
     
    Recientemente el Fondo Monetario Internacional (FMI) dio a conocer su preocupación por el nivel de gasto de los países del golfo, entre ellos Arabia Saudita, pues el 80% de los ingresos del Estado provienen de la comercialización del petróleo, y los precios se derrumbaron casi en un 50% en el último año. 
     
    Sin embargo, más allá de una reducción en los ingresos de los países miembros de la OPEP por el desplome de los precios del crudo, liderada por Arabia Saudita, la estrategia de mantener su cuota de mercado de estos países está rindiendo fruto pero a un costo mucho más alto que el esperado, según la revista Foreign Affairs. 
     
    La OPEP abandonó su estrategia tradicional de reducir la producción para evitar un exceso de oferta en el mercado internacional de petróleo a partir de noviembre del año pasado como una reacción frente al boom en la producción petrolera de Estados Unidos, que suponía un peligro para la participación de los países miembros de la OPEP en los mercados mundiales. 
     
    Más bien, frente a un exceso de oferta de crudo, la estrategia saudí ha sido mantener una alta producción que ha permitido el derrumbe de los precios del crudo con la expectativa de que los productores que tienen costos de producción por barril 6 o 7 veces más altos que los de ellos “sobre todo en Estados Unidos, sean conducidos a la quiebra” afirmó  la revista Foreign Affairs. 
     
    ¿A qué costo los países productores mantienen su estrategia?
     
    Bloomberg asegura que “mientras se desplomaron los precios del crudo conduciendo a recortes históricos de perforación que evidentemente han lastimado la industria petrolera de Estados Unidos, los miembros de la OPEP también han pagado un alto precio”.
     
    De acuerdo con la revista Foreign Affairs, “el plan de Arabia Saudita para mantener la cuota del mercado mundial, no tuvo el efecto esperado en el tiempo esperado, pues de hecho el presupuesto nacional de Arabia Saudita de 2015, se basó en el supuesto de un precio del petróleo de alrededor de US$90 por barril”. 
     
    El resultado de los bajos ingresos recibidos del petróleo, y el creciente gasto del Gobierno, han llevado a un déficit presupuestario cercano al 20% de alrededor de US$100.000 millones, obligando a los Saudíes a recurrir a sus amplias reservas internacionales a un ritmo acelerando de alrededor de US$12.000 millones al mes, y acelerando la venta de bonos en el mercado internacional.  
     
    El sacrificio valió la pena 
     
    Sin embargo, pese a los costos que ha incurrido el líder de la OPEP, Arabia Saudita y otros países pertenecientes a la organización, la estrategia ha comenzado a rendir fruto pues de acuerdo con Bloomberg, después de un año de sufrir las consecuencias económicas de la caída del precio del petróleo, la OPEP está finalmente “a punto de estrangular el crecimiento de la producción de crudo en Estados Unidos”.
     
    La producción de Estados Unidos está casi de vuelta hasta los niveles de bombeo registrados en noviembre de 2014, cuando la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) cambió su estrategia para centrarse en recuperar cuota de mercado, y que aun sostiene, pues en la última reunión de los líderes de la OPEP llevada a cabo en Viena, Austria, no se tocó el tema de reducir la producción.
     
     
    Bloomberg, citó al jefe de investigación de mercados de petróleo de Societe Generale en Londres, Mike Wittner, quien aseguró que "ha sido un infierno de mucho tiempo y que continuará tomando más tiempo, pues la producción de petróleo de Estados Unidos ha sido más resistente de lo que la gente pensaba" incluyendo Arabia Saudita. Wittner concluyó que "el resultado final es que el reequilibrio ha comenzado”. 
     
    Dinero.com
     
  • 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

  • Bolivia exporta más minerales fundidos que material bruto

    Aceria 2011Si bien la exportación de concentrados de mineral bajó de enero a junio de 2014, el viceministro de Política Minera, Eugenio Mendoza, dijo este miércoles que esto se debe a que ya no se vende materia prima en bruto, sino fundida o industrializada.
     
    Esta declaración fue realizada tras conocer los datos de exportación del Instituto Nacional de Estadística (INE) al primer semestre de este año, que en su página web publicó que la comercialización al exterior de los minerales disminuyó en 4,92%.
     
    De acuerdo con esos datos, las ventas al exterior del oro, plata, estaño y antimonio bajaron.
     
    “Ahora estamos exportando oro en forma de joyas, ya hemos aprendido a exportar oro metálico fundido, antes exportábamos mineral en forma de pepas y esa es la virtud de lo que estamos incursionando en estos procesos de fundición”, explicó el viceministro a La Razón.
     
    Los datos del INE también muestran que si bien las exportaciones de minerales han bajado, el de la industria manufacturera aumentó en esos seis meses en 25,18%. Y en este rubro de la actividad económica se encuentran los minerales trabajados, entre ellos el oro y el estaño metálico.
     
    La exportación de oro metálico, según el INE, se incrementó de US$152,07 millones al primer semestre del año pasado a US$735,46 millones en similar periodo de 2014, es decir que hubo un incremento de 383,65%.
     
    En el caso del estaño, Mendoza indicó que en la actualidad los que extraen este mineral prefieren vender sus concentrados a la Empresa Metalúrgica Vinto (EMV) para que se funda allí.
     
    “Ha bajado (la venta en bruto), porque seguramente (los productores) han visto que no les conviene exportar como bruto sino vender a Vinto para que aumente su exportación”, dijo.
     
    Plata. La autoridad indicó que si bien la exportación de concentrados de plata tuvo una baja, esto se debe a que la ley de cabeza de este mineral bajó y el principal productor es la Empresa Minera Manquiri SA, cuyo yacimiento está en el Cerro Rico de Potosí.
     
    En el caso del antimonio, las ventas bajaron porque las empresas mineras chicas, que producen este mineral, fueron cerrando sus operaciones, dijo Mendoza. “Entonces las exportaciones han disminuido por eso, porque se produce menos”.
     
    Anticipó que desde 2015 la EMV también fundirá este mineral. “Sí ha bajado el antimonio casi en 32%, pero cuando Vinto empiece a producir antimonio metálico la producción y su exportación se incrementará”.
     
     
    EFE - Americaeconomia.com
  • Cae número de plataformas petroleras activas en EU

    Plataforma ChevronLas empresas de energía de Estados Unidos redujeron en 26 el número de plataformas de perforación petroleras activas en la última semana, la quinta baja semanal consecutiva, mostraron datos publicados, señal de una debilidad sostenida en los precios que lleva a las firmas a reducir sus planes.
                  
    Con la reducción de plataformas petroleras realizada en la semana que terminó el 2 de octubre, la cifra total de torres es de 614, la más baja desde agosto de 2010. En las cuatro semanas previas, las empresas redujeron un total de 35 plataformas, dijo la empresa de servicios petroleros Baker Hughes Inc.
                   
    La cifra se compara con las mil 591 plataformas petroleras de la misma semana del año previo y del máximo histórico de mil 609 de octubre de 2014.
                  
    La merma se verificó entre las 47 plataformas que sumaron las empresas de energía en julio y agosto, cuando algunos llevaron adelante planes para agregar torres, anunciadas en mayo y junio, en momentos en que los futuros del crudo en Estados Unidos promediaron 60 dólares por barril.
                  
    Sin embargo, los precios del crudo en Estados Unidos han promediado 45 dólares por barril esta semana, el mismo precio que durante el mes de septiembre ante la opaca demanda global y los persistentes temores a un sobreabastecimiento.
                  
    Analistas de Simmons & Co International, firma de servicios de banca de inversión, dijo en una nota que espera que la cifra de plataformas de petróleo y gas siga bajando en el cuarto trimestre de 2015 y que la tasa de declive se estabilice en la primera mitad de 2016.
                  
    Pese a la reducción en las plataformas, la producción de crudo en Estados Unidos subió a 9.4 millones de barriles por día (bpd) en julio desde 9.3 millones bpd en junio, según datos de  la Administración de Información de Energía (EIA).
                  
    Pero la cifra sigue siendo inferior al máximo de abril de 9.6 millones de bpd, la producción más alta de crudo en Estados Unidos desde comienzos de la década del 70.   
     
     
     
    Fuente:Noticiero Televisa
  • Caen reservas de petróleo en Colombia

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    EL MENOS AUTOSUFICIENTE

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

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

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

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

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

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

    GAS PARA 10 AÑOS

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

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

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

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

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

    LOS TRES QUE LLEVAN LA DELANTERA EN LA REGIÓN

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / Ómar G. Ahumada Rojas

  • Campetrol advierte que patentes del sector petrolero bajaron 24% en 2015

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Elespectador.com

  • Campetrol pide políticas claras para el sector

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

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

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

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

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

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



    Fuente: Portafolio.co


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  • Canacol Energy reporta resultados en pozo Clarinete 1

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

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

    Petrolera 11Desde hace varios años se venía anunciando que China igualaría -incluso superaría- a Estados Unidos como la mayor economía del mundo gracias a sus crecimientos económico, poblacional y de competitividad, a lo cual se suma la alta demanda de materias primas.

    Con ese argumento, los analistas, “traders” y demás mortales que seguimos los mercados financieros y de commodities habíamos estimado que los precios de materias básicas como el petróleo y el carbón seguirían subiendo sin encontrar una resistencia (técnicamente hablando).

    Pero ahora, con el precio del barril de crudo por debajo de US$60, es una realidad que el nuevo orden económico mundial, con China a la cabeza, no necesariamente implica precios altos en los mercados de commodities, especialmente con la Reserva Federal de Estados Unidos llamando a los inversionistas y especuladores a refugiarse en el dólar, en las acciones de las bolsas de países desarrollados, principalmente, Nueva York.

    Los ciclos económicos son más notorios en determinados momentos, pero en este momento de destorcida en los precios del petróleo, empiezan a acomodarse las fichas y es evidente que los grandes capitales se están concentrando en Estados Unidos y algunos pocos mercados emergentes.

    La prevalencia de China sobre los demás países empieza a ser más notoria, no solamente por sus 1.500 millones de habitantes, sino porque ahora con la estruendosa caída del barril de crudo se ve beneficiada de menores costos en su cadena de producción. Datos oficiales indican que ese país importa alrededor de cinco millones de barriles por día (para tener una referencia, Colombia apenas rasguñó el millón de barriles producidos en el último mes).

    Según cifras de Bloomberg reveladas la semana pasada http://bloom.bg/1urpp2f Estados Unidos está mostrando desde ya la nueva ruta en el consumo de energía. En primer lugar sus habitantes redujeron el consumo de gasolina para dedicarlo a la energía solar o a la eólica. A esto se suma que se están usando más opciones de transporte público o privado como la bicicleta.

    Y para completar el escenario estadounidense, su producción de crudo (gracias al shale oil) alcanzó un récord de nueve millones de barriles en el cuarto trimestre de 2014, la más alta desde 1985. Este factor significa dos cosas: la primera, que es casi energéticamente autosostenible; y la segunda, que ha desatado la lucha desde Arabia Saudita por el mercado mundial.

    La importancia del nuevo ciclo económico, en el cual los commodities son menos demandados –especulados- es que también se da inicio a un nuevo ciclo bursátil en el que los mercados mejor capacitados podrán absorber y luego retribuir las inversiones a quienes puedan leerlos.

    En el mercado local es evidente que las señales muestran que las petroleras van a dejar de ser las protagonistas de las ruedas accionarias. Sin querer ser repetitivos, hemos dicho hasta la saciedad que la Bolsa de Valores de Colombia (BVC) debe “despetrolizarse” para diversificar su rango de opciones.

    Esta nueva realidad le abre las puertas al desarrollo de empresas que cotizan sus acciones en la plaza nacional y que se dedican a la generación de energía alternativa y amigable con el ambiente.

    En el caso específico de la BVC, obviamente sería una oportunidad para Celsia, que tiene un portafolio diversificado y nuevas adquisiciones en Centroamérica.

    También lo hemos mencionado en anteriores artículos, sectores como el financiero y el de construcción podrían ser opciones para evaluar en medio de un escenario adverso para las petroleras, mientras que la economía colombiana sigue creciendo por encima de toda la región.

    La mala noticia viene por el lado fiscal, pues una caída en las ganancias de Ecopetrol http://bit.ly/11gDjMx significa menores dividendos para la Nación y, por consiguiente, la búsqueda de nuevas fuentes de financiamiento a través de impuestos o mayor endeudamiento público, más aun con la creciente posibilidad de pagar el posconflicto en caso de firmarse la paz con la guerrilla de las Farc.

    Con infomración de Valora Inversiones
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    Fuente: Dinero.com

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  • Científicos: No a perforaciones petroleras en el Ártico

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: AP

  • Colombia sigue explorando y eso no se ve en otros país: GE

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Pero la realidad es que tienen menos presupuesto...

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    ¿Y en Colombia?

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

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

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

    ¿Atienden otros mercados desde Colombia?

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

  • Cómo afecta la caída del crudo a las petroleras

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: expansion.com

  • Con menor riesgo y más estabilidad, el primer mundo atrae a las petroleras

    Plataforma JaponWELLINGTON, Nueva Zelanda—En esta tierra de montañas y arroyos, Simon Bridges quiere ser el señor de las plataformas de petróleo.
     
    Como ministro de Energía y Recursos, Bridges es responsable de las aspiraciones de Nueva Zelanda de entrar a las grandes ligas del sector petrolero. El funcionario recorre el mundo para promocionar a su país entre las empresas de exploración.
     
    En el pasado, era una tarea difícil. Nueva Zelanda es un país remoto y está entre los lugares más caros del mundo para buscar crudo mar adentro. Las grandes petroleras la evitaron. Hoy, sin embargo, está experimentando un auge de exploración que forma parte de un cambio más amplio: después de décadas de enfocarse en naciones menos desarrolladas, las grandes empresas se vuelcan a países ricos en busca de petróleo y gas. Estos lugares implican mayores costos y regulaciones más estrictas, pero su estabilidad política ofrece flujos de caja más previsibles.
     
    Gobiernos de países desarrollados como Nueva Zelanda intentan aprovechar el nuevo escenario. Hace cinco años, el gobierno neozelandés decidió que la economía dependía demasiado de sectores como la cría de ovejas y el turismo inspirado por las películas de El señor de los anillos, cuenta Bridges.
     
    El país vio una oportunidad en las empresas petroleras que deseaban evitar zonas problemáticas, dice. En 2009, Nueva Zelanda anunció un "Plan de Acción Petrolero" para atraer a compañías y contrató a un ejecutivo estadounidense para cortejar a las firmas exploradoras. "Queremos hablar el idioma" de las petroleras, dice Bridges. En 2012, empresas del sector gastaron cerca de US$1.270 millones en exploración en Nueva Zelanda, según las cifras más recientes del gobierno, frente a US$346 millones una década atrás.
     
    La campaña de Nueva Zelanda tiene lugar en momentos en que Royal Dutch Shell RDSA.LN -0.33%  PLC y otras empresas evalúan su exposición a regiones inestables. Shell decidió hace unos siete años aumentar el gasto en los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), que agrupa a las naciones más ricas del mundo, a más de 60% de su capital de exploración y producción, indica Simon Henry, director financiero de la petrolera anglo-holandesa.
     
    El año pasado, Shell destinó 67% de sus fondos para exploración y producción a estos países, frente a 57% hace siete años. "Sería bueno si la mayoría de nuestro flujo de caja proviniera de países de la OCDE", afirma su presidente ejecutivo, Ben van Beurden.
     
    Durante décadas, las grandes petroleras apostaron a que valdría la pena invertir en países en desarrollo pese a los riesgos de violencia y corrupción. Los gobiernos con frecuencia alcanzaban acuerdos atractivos, la regulación era relajada y los costos laborales eran bajos. En los últimos años, sin embargo, la violencia, las tensiones con los gobiernos y los mayores requisitos que exigen las petroleras estatales han perjudicado las ganancias en África del Norte y Asia Central.
     

    En 2013, las mayores petroleras privadas del mundo —las estadounidenses Exxon Mobil Corp. XOM -0.79%  y Chevron Corp. CVX -0.62%  , además de Shell— destinaron 66% de sus presupuestos de exploración y producción a países de la OCDE, calcula la firma de investigación Sanford C. Bernstein Ltd., frente a 49% en 2003. Eso se debe, en gran parte, a que las empresas asignan una mayor proporción de sus crecientes presupuestos a países desarrollados, y no porque estén retirándose en masa de mercados emergentes.
     
    No obstante, en algunos casos se están yendo. Chevron vendió este año sus activos en Chad. Exxon se ha desprendido de participaciones en proyectos en Irak e Indonesia. Desde 2010, Shell ha vendido US$1.800 millones en activos en Nigeria y el año pasado inició negociaciones para deshacerse de cuatro bloques y un oleoducto en ese país, según fuentes al tanto.
     
    Parte de la nueva tendencia es atribuida al gasto en proyectos de esquisto en América del Norte, conforme nuevas tecnologías posibilitan la extracción en yacimientos viejos. Sin embargo, en muchos casos, la estabilidad política y una nueva apertura regulatoria constituyen un gran atractivo.
     
    Nueva Zelanda ilustra bien esta tendencia. El país ofrece una rareza: millones de hectáreas no exploradas frente a sus costas.
     
    La industria petrolera es pequeña en el país, al generar un cuarto de las exportaciones, detrás de la madera, productos lácteos, carnes y vísceras, según cifras de 2009. Ese año, el gobierno publicó su plan para promocionar y desarrollar sus recursos petrolíferos.
     
    Otros países también han relajado sus regulaciones. En mayo, el gobierno británico propuso un nuevo sistema de pago a propietarios de viviendas para permitir a empresas explorar petróleo y gas. También creó incentivos tributarios para alentar la explotación de petróleo en sus costas.
     
    En 2012, Canadá facilitó la aprobación de proyectos de oleoductos. Asimismo, Shell y Exxon tienen proyectos frente a su costa oriental, donde gobiernos locales han invertido en datos sobre sus lechos marinos para atraer a empresas. La geología promisoria y un gobierno estable, con el cual es fácil tratar, son atractivos, sostiene Anita Perry, vicepresidenta de asuntos gubernamentales en la región de la británica BP BP.LN -0.46%  PLC. "Han fijado regulaciones buenas y claras con las cuales podíamos trabajar", dice.
     
    En Nueva Zelanda, el gobierno tomó imágenes del lecho marino para atraer a compañías interesadas, realizó licitaciones de nuevas áreas de exploración y solicitó consejos de empresas de petróleo y gas sobre cómo elaborar regulaciones. Los funcionarios "definitivamente nos respaldan", dice Garth Johnson, presidente ejecutivo de Tag Oil Ltd. TAO.T -1.14%  , que ha elevado el gasto en perforación en tierra. Agrega que "sus tasas de regalías son atractivas".
     
    Un obstáculo en Nueva Zelanda han sido los medioambientalistas, que se oponen a las perforaciones. En 2010, generaron una polémica al publicar planes oficiales para permitir la exploración en ciertas áreas de conservación, tras lo cual el gobierno tuvo que cancelar la propuesta.
     
    La brasileña Petrobras SA PETR4.BR -2.63%  acordó en 2010 gastar US$118 millones en exploración marina, pero una flota de Greenpeace rodeó su buque de perforación. Finalmente se fue de Nueva Zelanda sin perforar nada. Una vocera de Petrobras dice que el trabajo de la empresa estatal "no mostró suficientes reservas de petróleo y gas". Dos funcionarios neozelandeses dicen que creen que los manifestantes fueron los responsables. Bunny McDiarmid, directora ejecutiva de Greenpeace en Nueva Zelanda, también piensa que los manifestantes influyeron en la decisión de Petrobras.
     
    La partida de la brasileña fue un duro golpe y el gobierno redobló sus esfuerzos para hacer que las petroleras se sientan bienvenidas. Las iniciativas han incluido la compra de software de seguimiento de proyectos e invitaciones a ejecutivos de 10 empresas a la Copa del Mundo de Rugby.
     
    Fuente: WSJournal.com
  • 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
  • Cuota de mercado de la OPEP disminuiría en 2020

    Petroleo ExtLa OPEP, que hace un año se negó a reducir el suministro para mantener su cuota de mercado frente a los rivales de mayor costo, elevó sus previsiones mundiales de suministros para el petróleo de esquisto en su panorama mundial 2015 del mercado petrolero.
     
    Londres. La demanda global por el petróleo de la OPEP será menor en el 2020 en comparación con el próximo año debido a que la oferta de los rivales ha demostrado ser más resistente a lo previsto, una proyección que podría cuestionar los méritos de la estrategia de permitir que los precios bajen para afectar a otros productores.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que hace un año se negó a reducir el suministro para mantener su cuota de mercado frente a los rivales de mayor costo, elevó sus previsiones mundiales de suministros para el petróleo de esquisto en su panorama mundial 2015 del mercado petrolero.
     
    La demanda por el crudo de la OPEP alcanzará 30,70 millones de barriles por día (bpd) en el 2020 , dijo la OPEP, por debajo de los 30,90 millones de bpd el año próximo. La demanda prevista de la OPEP en el 2020 es de aproximadamente 1 millón de bpd menos que lo que está produciendo actualmente.
     
    El petróleo ha perdido más de la mitad de su valor en 18 meses y tocó mínimos de 11 años de US$36,04 por barril esta semana. El descenso ha ayudado a impulsar el consumo de crudo a mediano plazo, aunque la OPEP dijo que el estímulo de la demanda por los bajos precios del crudo se desvanecerá con el tiempo.
     
    "El impacto en la demanda de la reciente caída del petróleo es mayormente visible en el corto plazo", escribió el secretario general de la OPEP, Abdullah al-Badri, en un preámbulo del reporte. "Luego se desvanece en el mediano plazo", agregó.
     
    La OPEP está cada vez más dividida sobre los méritos del cambio en el 2014 a una estrategia en favor de la cuota de mercado, que fue impulsada por Arabia Saudita y sus aliados en el Golfo Pérsico, y en una reunión el 4 de diciembre no logró acordar un techo de producción por primera vez en décadas.
     
    Sin embargo, el reporte muestra que la perspectiva a mediano plazo, desde el punto de vista de la OPEP como proveedor de un tercio del petróleo mundial, ha mejorado. En la versión 2014, se esperaba que la demanda por el crudo de la OPEP disminuyera a 29,0 millones de bpd al 2020.
     
    El cártel dijo que dejó de ajustar el reporte a mitad de año y que desde ese momento ha revisado a la baja sus proyecciones de suministros en los países que no integran el grupo en el 2016. Las cifras de la OPEP en el reporte no incluyen a Indonesia, que se reincorporó al grupo en diciembre.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
  • Demanda por petróleo subirá más rápido en 2017: AIE

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

    Oleoducto EcopetrolA través de un comunicado, Ecopetrol indicó que terminó el proceso de reorganización del 100% de las acciones que esa empresa tenía en la sociedad Oleoducto de Colombia S.A. Este proceso se realizó a través de Equion Energia Limited.
     
    El inicio del proceso fue informado a través de la Superintendencia de Sociedades el pasado 28 de septiembre de 2015.
     
    “Como consecuencia de esta reorganización, Equion Energia Limited transfirió a Cenit S.A.S. el 100% de las acciones emitidas por su subordinada Sento S.A.S., correspondientes al 7.43% del capital social en circulación de ODC. Para el Grupo Ecopetrol, esta reorganización contribuye a la consolidación del segmento de transporte en CENIT S.A.S”.
     
    Por: Paisminero.co / CP-Ecopetrol. 
     
     
     
  • Ecopetrol 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 empieza a extraer 46% del crudo nacional con Cusiana y Rubiales

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

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

     Los campos tienen un interesante potencial de desarrollo para empresas pequeñas y medianas.
     
    Ecopetrol lanzó hoy en Bogotá la ‘Ronda Campos 2016’, un proceso público y competitivo, que tiene como objetivo ofrecer a las empresas de petróleo y gas la totalidad de la participación e intereses que tiene la Empresa en 20 activos de producción localizados en las regiones del Catatumbo, el Valle Medio y Superior del Magdalena, Llanos y Putumayo.
     
    La ‘Ronda Campos 2016’ se enmarca dentro de la nueva estrategia de Ecopetrol 2015-2020 que está sustentada en la creación de valor sostenible y la operación más eficiente de sus activos. Uno de los objetivos es la rotación del portafolio en busca de la mayor rentabilidad para sus accionistas.
     
    Las oportunidades de negocio ofrecidas tienen potencial de desarrollo en recobro primario y recobro mejorado. Los campos se encuentran cerca de facilidades logísticas, lo que se constituye en un atractivo adicional para empresas pequeñas y medianas de petróleo y gas.
     
    El proceso, que se presentó ante representantes de la industria, es una convocatoria pública dirigida a compañías nacionales e internacionales que deseen afianzar su posición en Colombia o que busquen expandir sus operaciones en el país, lo cual se traducirá en el fortalecimiento del sector de los hidrocarburos.
     
    Las empresas interesadas en aplicar al cuarto de datos, podrán encontrar la información y los documentos relacionados con la Ronda en la siguiente dirección electrónica:
    www.ecopetrol.com.co/rondacampos2016 El proceso de adjudicación a las mejores ofertas
    económicas se realizará el 30 septiembre mediante una subasta electrónica.
     
    Fuente: Paisminero.co / Ecopetrol
  • Ecopetrol responde a la contraloria general

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

    Mexico Contrato EcopetrolEl presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón Pardo, suscribió hoy en Ciudad de México los respectivos contratos de los bloques que le fueron adjudicados en junio pasado a la Empresa junto a sus socios Pemex y Petronas, para explorar y producir hidrocarburos en aguas someras de México en desarrollo de la Licitación CNH-R02-L01/2016.

    La firma de los contratos estuvo presidida por el Secretario de Energía de México Pedro Joaquín Codwell, el Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos Juan Carlos Zepeda Molina, y contó con la participación de los representantes de Pemex y Petronas.

    El primero de los contratos suscritos fue  el  del bloque denominado ‘Área 6’ (de 559 kilómetros cuadrados) en el cual es socio PC Carigali México (filial de Petronas) y el segundo fue  el del bloque ‘Área 8’ (de 586 kilómetros cuadrados) donde el socio es Pemex.

    “Estamos muy complacidos con la llegada a México, un nuevo hito en la historia de Ecopetrol, el cual se enmarca en nuestra estrategia de fortalecer y diversificar las actividades de exploración y producción en Colombia y en el exterior, con el objetivo de incrementar las reservas de hidrocarburos”, expresó Felipe Bayón Pardo, presidente de Ecopetrol S.A.

    Por: Paisminero.co / Ecopetrol

     

     

  • El ‘Fracking’ Aumentaría Reservas En 3.000 Millones De Barriles

     

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

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

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

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

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

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

    OPERACIÓN EN EL PAÍS

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

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

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

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

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

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

     

    Fuente: Portafolio.co 

  • El 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 ICP de Ecopetrol llega a sus 30 años con 292 tecnologías desarrolladas

    ICP JUN2015 En la última década le ha generado a Ecopetrol más de US$3.800 millones en beneficios comprobados por sus desarrollos tecnológicos.

     Cuenta con 35 plantas piloto y 22 laboratorios especializados, base para la investigación, el desarrollo y la innovación en procesos de la cadena del negocio de la Empresa.

    Con un inventario de 292 tecnologías desarrolladas, 79 patentes obtenidas en Colombia, México, Brasil, Estados Unidos, Nigeria y Rusia e importantes inversiones para mejorar su infraestructura tecnológica, el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) celebra sus primeros 30 años y se consolida como el más importante centro de investigación petrolera del país.

    El ICP, ubicado en Piedecuesta (Santander), llega a su tercera década convirtiéndose en pieza clave para apalancar la nueva estrategia empresarial de Ecopetrol 2030, en la cual jugarán un papel preponderante sus soluciones tecnológicas para las actividades de exploración, producción, transporte y refinación, entre otras.

    En los últimos cinco años las inversiones hechas en el fortalecimiento de su infraestructura tecnológica con el fin de afrontar los nuevos desafíos de la industria de petróleo y gas ascienden a US$200 millones.

    En 32 hectáreas se extienden hoy 38.000 metros cuadrados de edificaciones, en donde funcionan 35 plantas piloto y 22 laboratorios especializados que son la base para la
    investigación, el desarrollo y la innovación en procesos de la cadena del negocio de Ecopetrol. A la fecha el ICP cuenta con 277 equipos especializados en 57 áreas de
    experimentación.

    Su más reciente instalación es el área de Inyección de Aire del Laboratorio de Recobro Mejorado, única en Latinoamérica y una de solamente tres en el mundo con capacidad
    para hacer pruebas a alta presión con esta tecnología.

    Desde 2014 el ICP construye, con sede en Chichimene, departamento del Meta, una planta de desasfaltado a escala semi-industrial para viabilizar la evacuación de crudos
    pesados utilizando menos diluyente; y el área de pruebas piloto de inyección de aire para incrementar la recuperación de crudos pesados y extra-pesados de los llanos
    colombianos.

    El ICP también opera desde agosto de 2014, el Centro de Procesamiento Sísmico, que es soporte para mejorar las imágenes sísmicas adquiridas en campo y de esta manera reducir riesgos en el proceso exploratorio.

    En la última década, el ICP le ha representado a la compañía beneficios comprobados por al menos $3.859 millones de dólares. Si bien el mayor aporte ha sido en el área de tecnologías de producción, con beneficios del orden de los US$2.491 millones, el ICP también ha desarrollado tecnologías para los segmentos de exploración; transporte;
    refinación y petroquímica; comercialización de petróleo y gas; y para la sostenibilidad ambiental de las actividades de Ecopetrol.

    Estas soluciones le han aportado a la empresa importantes reducciones de costos en los diferentes segmentos; han redundado en el crecimiento de reservas de Ecopetrol; la reducción de incertidumbre en variables exploratorias; una mayor recuperación de petróleo de sus yacimientos; y producción de combustibles más limpios.

    Así mismo, en 2014 el ICP recibió por parte de Colciencias la certificación de 26 de sus investigaciones por un monto de $209.500 millones, siendo la Empresa con mayor
    número de proyectos certificados en el país. En 2015 se han certificado seis proyectos por valor superior a los $53.000 millones, generando exenciones tributarias a la compañía.


    por: Paisminero.co

  • El país asimiló el descenso de los precios del petróleo en el 2016

     

    Petroleo IngEl Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH, informan que al 31 de diciembre de 2016, las reservas probadas de crudo fueron de 1.665 millones de barriles.

    Entre tanto los recursos contingentes (cantidades de petróleo estimadas potencialmente recuperables bajo condiciones de mercado favorables) crecieron el 36% según las declaraciones que las operadoras realizan a la ANH. En 2015 las reservas probadas se evaluaron con un precio promedio WTI de USD 50,28 por barril, mientras que para 2016 se evaluaron con un precio promedio de USD 42,75 por barril, donde se tuvo un primer trimestre con precios menores a USD 30 por barril, reflejándose en el promedio final. Hoy se observa un precio para el primer trimestre de 2017 alrededor de USD 50 por barril, generando confianza en los operadores para la reactivación del desarrollo de los campos productores.

    Los pozos exploratorios que se han perforado hasta el 30 de abril de 2017 ya superan los perforados durante todo el 2016; esto refleja la reactivación en la inversión y confianza del sector.

    "Gracias a la recuperación de los precios internacionales, la actividad explotaría continúa recuperándose. Entre la actividad exploratoria y en desarrollo, se espera que en 2017 se perforen 503 pozos, cifra que representa más del 108% que lo registrado en 2016 (242). Es de destacar que en cuanto a la sola actividad exploratoria, en lo corrido de 2017 se han perforado 25 pozos, nivel que supera lo observado en todo 2016." Aseguro el Ministro de Minas y Energía, German Arce Zapata.

    La relación de Reservas – Producción (R/P)  para crudo es de 5,1 años, con los niveles de producción del año 2016,  niveles de producción que garantizan no solo la carga de las refinerías, sino además los excedentes de exportación que el país requiere.

    Con respecto a las reservas probadas de gas del país, se situaron al cierre de 2016 en 4,02 terapiés cúbicos (Tpc), lo cual supone una relación R/P de 11,17 años.

    “La estabilización de los precios del crudo alrededor de los USD 50 por barril permitirán que la mayoría de las compañías acometan, en el transcurso de este año, las labores de exploración y desarrollo que nos garanticen incrementar reservas y mantener niveles de producción por encima de los 850.000 barriles diarios” afirmó Orlando Velandia, presidente de la ANH. 

    Por: Paisminero.co / CP – ANM

     

  • El petróleo ronda su máximo de más de un año

    Barriles 1LONDRES (EFE Dow Jones)--El precio del petróleo inicia el año con un fuerte repunte, que ha llevado al crudo Brent a alcanzar un máximo de más de un año, impulsado por las expectativas de los inversionistas de que los recortes acordados a finales del año pasado surtirán efecto y ayudarán a reducir las reservas mundiales.
     
    El crudo Brent para entrega en marzo avanzaba un 2,2% a US$58,09, tras alcanzar un máximo de 17 meses de US$58,11, mientras que el crudo West Texas Intermediate para febrero avanzaba un 2,3% a US$54,95.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo, junto a otros de los principales países productores de crudo, incluyendo Rusia, acordaron recortar la producción en 1,8 millones de barriles al día o cerca del 2% del volumen mundial a partir de este mes.
     
    “[El crudo] Podría estar moviéndose al anticipar que habrá pruebas de que las reservas se están reduciendo”, dice Gareth Lewis-Davies, estratega sénior de materias primas en BNP Paribas.
     
    Los precios del petróleo registraron el año pasado sus mayores alzas desde la recuperación de la crisis financiera en 2009, gracias a la reducción de las reservas mundiales de crudo y a la voluntad de la OPEP de controlar los precios. Los inversionistas y analistas probablemente mantendrán su atención en los próximos movimientos de la organización, y en las acciones de cada uno de los miembros, así como en su voluntad de cumplir con los recortes propuestos.
     
    “Va a ser un año en el que los movimientos de los precios serán dirigidos por la OPEP y estos recortes”, concluye Virendra Chauhan, analista de petróleo en Energy Aspects en Singapur.
     
     
    Fuente: lat.wsj.com
  • En 5 bloques Frontera Energy enfocaría operación en 2018

    Frontera EnergyLa petrolera fortalecerá sus labores en los campos Llanos 25, Quifa, CP6, Guatiquía y Cubiro. La meta para los próximos años es tener un aumento sostenido en producción.

    Para el 2018 la petrolera Frontera Energy (antes Pacific E&P) enfocará sus esfuerzos de exploración y producción en cinco bloques, que hacen parte de un primer paquete de 27 áreas (de un total de 41 que posee), con los que buscará fortalecer su actividad en el país.

    Una vez concluyó su proceso de reestructuración financiera, la compañía se dio a la tarea de revisar y analizar desde el punto de vista de costos y desarrollo, cada uno de los activos que posee en el territorio nacional, con el fin de trazar la carta de navegación para el desarrollo de sus actividades en campo.

    Así lo dio a conocer Barry Larson, CEO de la petrolera en el país, quien explicó en la entrega del informe del primer semestre, que para “desbloquear” la operación, se adoptaron medidas como la renegociación de contratos, disposición de activos no esenciales, estudios sobre el potencial exploratorio de campos para su producción, establecimiento de un control de costos continuado, y flexibilización financiera a través de un reordenamiento de la deuda.

    “Estamos entusiasmados con la implementación de actividades exploratorias, con una estrategia diseñada para impulsar el crecimiento en el 2018”, señaló Larson.
    Por su parte, Alejandro Jiménez Ramírez, director de Asuntos Corporativos de la petrolera, reiteró que la meta es mantener la estabilidad de producción en los campos, inclusive aumentarla. “En este momento (septiembre) tenemos una extracción neta de 72.000 barriles y bruta de aproximadamente 100.000”, manifestó.
    OPERACIÓN DE CAMPOS

    Al poner la casa en orden, Frontera Energy identificó que los campos Llanos 25, Quifa, CP6, Cubiro y Guatiquía le podrían dar resultados a corto y mediano plazo por la prospectividad de los yacimientos y potencial de crecimiento en su producción.

    “El nuevo norte de la compañía, es el de ser más conservadora con una operación que lleve a un aumento sostenido en la extracción, más no desbordado”, precisó el vocero de la petrolera. Explicó que para el primer trimestre del 2018, se intensificarán las tareas de exploración en el bloque Llanos 25, y que para ello comenzará la perforación.

    Precisó Jiménez Ramírez que el monto para esta tarea, identificado ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), es que puede oscilar entre US$30 millones y US$40 millones por las condiciones particulares del terreno. “Es una inversión bastante grande, y es directamente proporcional al éxito que tendrá la exploración”, enfatizó. 

    Así mismo, indicó que con respecto a la actividad en los otros cuatro bloques, en el caso de Quifa (40% de Ecopetrol), se inició “una campaña de desarrollo para incrementar la producción en el área”.
    “En los activos que están en el área CP6, en Puerto Gaitán, se realizarán pozos de avanzada (A2), y otros pozos de exploración en el cuarto trimestre del 2018. En Cubiro, Canaguaro, Cachicamo y Cravo Viejo, trabajos de workover y de pozos de avanzada. Y en Guatiquía y Corcel, excavaciones para pruebas de desarrollo”, explicó el vocero de la petrolera. 

    CON ESPECIAL ATENCIÓN

    Sin embargo, para Frontera Energy, según lo señaló el citado vocero, uno de los grandes generadores es Quifa, el cual se divide en dos campos (Quifa Suroeste y Campo Cajúa). 

    “Se identificaron unos potenciales de crecimiento y desarrollo, por esta razón se perforarán 72 pozos, entre verticales y horizontales”, indicó Jiménez Ramírez.
    Según el informe financiero de la petrolera (segundo trimestre y primer semestre), comenzaron los estudios de yacimientos para facilitar la optimización y la ubicación de futuros pozos de desarrollo y evaluar el potencial para diseño de otros más eficientes. 

    “Ahora que estos estudios están a punto de finalizar, la compañía acelerará el programa de desarrollo en el tercer trimestre de 2017”, señala el contenido del informe e uno de los apartes.

    Otro de los campos con la mira puesta es Guatiquía, bloque con “gran potencial” para la generación de crudo liviano, el cual tiene como fin la dilución de crudo pesado, que produce Frontera Energy.

    “La perforación de desarrollo se redujo debido a los estudios de prospectividad que se requieren para asegurar el manejo prudente del mismo”, resalta el informe financiero de la petrolera, y precisa que “el primer pozo inyector en el Campo Ardilla se perforará en el cuarto trimestre del presente año”.
    Otros campos presentes en el radar de Frontera Energy para su operación en el 2018 son Orito y Neiva, los cuales están a punto de dar resultados sobre un plan piloto para la inyección de agua.

     

    Fuente: Portafolio.co

  • En 5 bloques Frontera Energy enfocaría operación en 2018

    Frontera EnergyLa petrolera fortalecerá sus labores en los campos Llanos 25, Quifa, CP6, Guatiquía y Cubiro. La meta para los próximos años es tener un aumento sostenido en producción.

    Para el 2018 la petrolera Frontera Energy (antes Pacific E&P) enfocará sus esfuerzos de exploración y producción en cinco bloques, que hacen parte de un primer paquete de 27 áreas (de un total de 41 que posee), con los que buscará fortalecer su actividad en el país.

    Una vez concluyó su proceso de reestructuración financiera, la compañía se dio a la tarea de revisar y analizar desde el punto de vista de costos y desarrollo, cada uno de los activos que posee en el territorio nacional, con el fin de trazar la carta de navegación para el desarrollo de sus actividades en campo.

    Así lo dio a conocer Barry Larson, CEO de la petrolera en el país, quien explicó en la entrega del informe del primer semestre, que para “desbloquear” la operación, se adoptaron medidas como la renegociación de contratos, disposición de activos no esenciales, estudios sobre el potencial exploratorio de campos para su producción, establecimiento de un control de costos continuado, y flexibilización financiera a través de un reordenamiento de la deuda.

    “Estamos entusiasmados con la implementación de actividades exploratorias, con una estrategia diseñada para impulsar el crecimiento en el 2018”, señaló Larson.
    Por su parte, Alejandro Jiménez Ramírez, director de Asuntos Corporativos de la petrolera, reiteró que la meta es mantener la estabilidad de producción en los campos, inclusive aumentarla. “En este momento (septiembre) tenemos una extracción neta de 72.000 barriles y bruta de aproximadamente 100.000”, manifestó.
    OPERACIÓN DE CAMPOS

    Al poner la casa en orden, Frontera Energy identificó que los campos Llanos 25, Quifa, CP6, Cubiro y Guatiquía le podrían dar resultados a corto y mediano plazo por la prospectividad de los yacimientos y potencial de crecimiento en su producción.

    “El nuevo norte de la compañía, es el de ser más conservadora con una operación que lleve a un aumento sostenido en la extracción, más no desbordado”, precisó el vocero de la petrolera. Explicó que para el primer trimestre del 2018, se intensificarán las tareas de exploración en el bloque Llanos 25, y que para ello comenzará la perforación.

    Precisó Jiménez Ramírez que el monto para esta tarea, identificado ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), es que puede oscilar entre US$30 millones y US$40 millones por las condiciones particulares del terreno. “Es una inversión bastante grande, y es directamente proporcional al éxito que tendrá la exploración”, enfatizó. 

    Así mismo, indicó que con respecto a la actividad en los otros cuatro bloques, en el caso de Quifa (40% de Ecopetrol), se inició “una campaña de desarrollo para incrementar la producción en el área”.
    “En los activos que están en el área CP6, en Puerto Gaitán, se realizarán pozos de avanzada (A2), y otros pozos de exploración en el cuarto trimestre del 2018. En Cubiro, Canaguaro, Cachicamo y Cravo Viejo, trabajos de workover y de pozos de avanzada. Y en Guatiquía y Corcel, excavaciones para pruebas de desarrollo”, explicó el vocero de la petrolera. 

    CON ESPECIAL ATENCIÓN

    Sin embargo, para Frontera Energy, según lo señaló el citado vocero, uno de los grandes generadores es Quifa, el cual se divide en dos campos (Quifa Suroeste y Campo Cajúa). 

    “Se identificaron unos potenciales de crecimiento y desarrollo, por esta razón se perforarán 72 pozos, entre verticales y horizontales”, indicó Jiménez Ramírez.
    Según el informe financiero de la petrolera (segundo trimestre y primer semestre), comenzaron los estudios de yacimientos para facilitar la optimización y la ubicación de futuros pozos de desarrollo y evaluar el potencial para diseño de otros más eficientes. 

    “Ahora que estos estudios están a punto de finalizar, la compañía acelerará el programa de desarrollo en el tercer trimestre de 2017”, señala el contenido del informe e uno de los apartes.

    Otro de los campos con la mira puesta es Guatiquía, bloque con “gran potencial” para la generación de crudo liviano, el cual tiene como fin la dilución de crudo pesado, que produce Frontera Energy.

    “La perforación de desarrollo se redujo debido a los estudios de prospectividad que se requieren para asegurar el manejo prudente del mismo”, resalta el informe financiero de la petrolera, y precisa que “el primer pozo inyector en el Campo Ardilla se perforará en el cuarto trimestre del presente año”.
    Otros campos presentes en el radar de Frontera Energy para su operación en el 2018 son Orito y Neiva, los cuales están a punto de dar resultados sobre un plan piloto para la inyección de agua.

     

    Fuente: Portafolio.co

  • En dos años se conocería cuánto crudo hay en Kronos

    INFOGRAFIA BOLETTEEl plan es perforar en el 2016 un nuevo pozo para definir el volumen del yacimiento.
     
    Si bien las cifras preliminares de Ecopetrol y Anadarko, con respecto al más reciente hallazgo de gas realizado en el mar Caribe, son “halagüeñas”, para definir qué tanto crudo hay en esta área del bloque Fuerte Sur será necesario esperar, al menos, dos años.
     
    Según la información revelada por el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry Garzón, el plan es en el 2016 perforar un segundo pozo, cercano a Kronos.
     
    “Una vez tengamos un segundo pozo podemos tener el ancho y la longitud que puede tener esta formación y esto nos puede llevar a una valoración más precisa”, señaló el ejecutivo en declaraciones a Caracol Radio.
     
    Si se inicia la perforación en el 2016, la información sobre el yacimiento se podría conocer a más tardar en el 2017, según confirmaron a Portafolio fuentes de Ecopetrol.
     
    El barco Bolette Dolphin, con el que se hizo la perforación que concluyó con el hallazgo de un depósito de gas en Kronos-1, se desplazará ahora a Fuerte Norte, a perforar el pozo Calasú-1. De allí se dirigirá a África.
     
    Sin embargo, Echeverry Garzón sostuvo que el objetivo es mantener un buque perforando permanentemente en el Caribe colombiano.
     
    “La tarea apenas comienza, claramente tener dos hallazgos en dos pozos es un éxito muy grande, Ecopetrol incluso dentro de muy poco va a empezar un pozo que se llama Molusco, del cual nosotros somos los operadores”, señaló el Presidente de la petrolera.
     
    CAMINO POR ANDAR 
     
    Las buenas perspectivas en el Caribe no cambian, sin embargo, el mal panorama en el corto plazo para la industria petrolera. Particularmente porque para declarar la comercialidad podrían tardar unos 5 años, y para el desarrollo otros años más.
     
    Por esta razón, los barriles del Caribe no fueron incluidos en el más reciente informe de Coyuntura Petrolera de Fedesarrollo, que estima que a partir del 2016 iniciará una declinación constante de la producción petrolera.
     
    Según los cálculos de Fedesarrollo, este año se logrará una producción de un millón de barriles, como lo estima el Gobierno Nacional en el Marco Fiscal de Mediano Plazo.
     
    Sin embargo, para el 2016 el país produciría 910.000 barriles promedio diario; en el 2017, 880.000 barriles, y para el 2018, 840.000 barriles.
     
    El centro de pensamiento también estima que, por el lado del precio, se dará una lenta recuperación del valor del barril de tal forma que en el 2016 se verá una cotización de 62 dólares; en el 2017 de 67 dólares y en el 2018 de 71 dólares.
     
    Para Fedesarrollo, el ajuste en el negocio petrolero llevará al país a un déficit de cuenta corriente de 6,5 puntos porcentuales del PIB al finalizar este año. Para el próximo año este desbalance podría dejar un faltante de recursos de 0,3 puntos del PIB.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • En riesgo 120.000 barriles diarios de crudo por consultas según indicó la ACP

    Barriles 1Con los 23 municipios que tienen procesos de consultas populares contra el sector de hidrocarburos, se pone en riesgo la producción de cerca de 120.000 barriles de petróleo diarios y el futuro de al menos 14 proyectos de exploración. El impacto se vería también en los ingresos para la nación y en regalías, al igual que menos crecimiento del PIB.
     
    El triunfo del no en Cumaral (Meta) y Arbeláez (Cundinamarca), la consulta programada para el próximo 6 de agosto en Pasca y otras 20 iniciativas que se están moviendo en ocho departamentos tienen en alerta al sector minero-energético.
     
    Según explicó Francisco Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), “si se adelantan las consultas en estos 21 municipios y se termina prohibiendo la actividad petrolera, habría una producción de 120.000 barriles de petróleo diarios menos y estarían amenazados 14 proyectos de exploración que están en camino”.
     
    Pero, ¿qué significaría para el país esta caída en la producción de 120.000 barriles diarios de crudo en un año?
     
    Consultas Impacto
     
     
    Según las cifras que maneja la ACP, habría $684.000 millones menos en ingresos para el Gobierno y para las regiones mediante regalías; 0,84 puntos menos de crecimiento para el PIB, y US$ 1.800 millones menos en exportaciones, lo que representa 6% de las ventas totales del país.
     
    Así mismo, Lloreda señaló que estas consultas constituyen un mal mensaje para los inversionistas que están actualmente en proyectos exploratorios o que piensan invertir en Colombia, dada la incertidumbre jurídica.
     
    De hecho, Canacol Energy, afectada por la consulta en Arbeláez del domingo pasado manifestó, a través de un comunicado, que “la falta de estabilidad contractual en Colombia impacta directamente decisiones futuras de inversión de compañías en el sector extractivo, lo cual podría tener un impacto negativo en la inversión extranjera directa, regalías, impuestos, y generación de empleo para el Gobierno y los ciudadanos” .
     
    De acuerdo con los estudios de competitividad que ha realizado el Ministerio de Minas y Energía y la ACP, Colombia necesita más de US$7.000 millones en inversión para incrementar la posibilidad de hallar nuevas reservas, según explicó Lloreda.
     
    De hecho, para este año, el valor de la inversión que maneja la Asociación es de US$4.700 millones. “No sé cuánto han invertido, pero es muy probable que se dé el grueso de esa inversión porque 75% responde a compromisos contractuales con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Así esa inversión se diera, es baja frente a la que el país necesita”, aseguró Lloreda.
     
    En el radar de la ACP, los municipios en donde hay alerta de consultas son: Medina (Cundinamarca), Ortega (Tolima), Íquira (Huila), Paujil, Doncello, Morelia, Valparaíso, Montañita (Caquetá); Uribe, Guamal, Vistahermosa, Mesetas (Meta); Yopal, Aguazul, Támara, Paz de Ariporo, Monterrey (Casanare); San Vicente de Chucurí y El Carmen en Santander, y San Martín (en Cesar).
     
    Ante este panorama, Lloreda señaló que el gremio está pendiente de la decisión que tomará el Gobierno para precisar las competencias de la nación, los departamentos y municipios en materia de hidrocarburos.
     
    Desde el punto de vista del sector minero, “nosotros invertíamos entre US$2.500 millones y US$3.000 millones al año. Ahora es más la plata que se va de Colombia que la que se queda. Solo en inversión extranjera directa estaríamos perdiendo una cifra estimada de US$1.500 millones para este año en solo minería”, comentó Santiago Ángel, presidente de la Asociación Colombiana de Minería (ACM).
     
    Precisamente, para Ángel, la mayor pérdida ha sido con la de Cajamarca (Tolima) el pasado 26 de marzo que trajo consigo la salida de Anglogold Ashanti del proyecto. Fuentes cercanas a la compañía surafricana manifestaron que la inversión en 2017 era de US$90 millones, pero luego de las consultas populares, bajó a US$34 millones.
     
    Ángel también señaló la importancia de la creación de una ley que dé fin a la tensión entre el subsuelo como responsabilidad del Estado, y el suelo de los municipios.
     
    Los acuerdos municipales, otro mecanismo 
     
    Además de las consultas populares, los acuerdos municipales en contra del sector minero-energético también están en aumento. Según cifras de la Asociación Colombiana de Minería (ACM), existen 17 acuerdos en todo el país. El departamento que más ha utilizado este mecanismo es Antioquia, puesto que en Andes, Ciudad Bolívar, Caramanta, La Pintada, Montebello, Tarso, Santa Bárbara, Jericó, Venecia, Pueblorrico, Támesis, Fredonia, Hispania y Titiribí hay estos acuerdos. Si se mira el resto del país, hay en Ibagué (Tolima) y Gachantivá en Boyacá.
     
    Fuente: Larepublica.co
  • En Septimbre la Producción de Crudo en Colombia fue de 993.000 barriles promedio por día

    Petroleo 1MME. Bogotá D.C.  10 de octubre de 2014. El Ministerio de Minas y Energía informa que la cifra preliminar de producción de crudo en Colombia en septiembre fue de 993.000 barriles por día (BPD/información preliminar), con una leve reducción de 0,6% frente al mes de agosto de este mismo año. Con esto, la producción diaria estimada promedio anual de crudo alcanza los 982.700 BPD en lo que va de 2014.
     
    Durante septiembre se presentaron restricciones técnicas y operacionales que incidieron en la producción y en menor medida se registraron afectaciones por alteración al orden público. El promedio producido refleja también la entrada en producción del campo Juape a partir del 11 de septiembre de 2014 y la ejecución de pruebas iniciales en dos pozos más.
     
    Por otro lado, la cifra preliminar de producción de gas promedio durante septiembre alcanzó los 1.119 millones de pies cúbicos por día (MPCD), lo que representa un aumento de 3,32% por ciento con respecto al mes de agosto (1.083 MPCD). La producción diaria estimada promedio anual de gas en Colombia se mantuvo en 1.114 MPCD. La variación en volumen de gas comercializado se debe al incremento en la demanda.
  • Especulaciones disparan volatilidad del petróleo

    OpepBogotá – En cuestión de horas, y tras la revelación del posible apoyo de Irán a la acción conjunta de la Organización de Países Productores de Petróleo (Opep) para congelar los niveles de producción, los precios del barril de hidrocarburo volvieron a mostrarse al alza tras la caída de la mañana.

    La tendencia a la baja venía desde el lunes, cuando el precio del crudo  rompía con su buena racha de siete días de incrementos, tras conocerse los planes de China para aumentar las exportaciones de refinados  y un nuevo aumento de plataformas en Estados Unidos.

    En las primeras horas del martes la caída continuaba. El crudo Brent perdía US$o,41, ubicándose en US$48,75  por barril, mientras que el WTI, referencia para EE.UU, perdía US$0,37, para unos US$47,04  por barril, todo por cuenta de factores como el posible cese al fuego del grupo de militantes  nigerianos presuntamente autores de una ola de ataques contra instalaciones petroleras y la reanudación del bombeo en un oleoducto en el norte de Irak.

    Aunque  la participación de Irán en la reunión de la Opep en septiembre no se ha confirmado oficialmente, Reuters informó  que, el tercer mayor productor dentro de esta organización, parece estar dispuesto a apoyar una acción conjunta que impulse los precios del mercado.

    Esto desató las expectativas, aumentando los precios. El Brent subió hasta US$49,92 y el WTI a US$48,02.

    Para Rubén Darío Lizarralde, presidente de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), esta alta volatilidad en los precios se debe a que su definición se apega  más a los rumores y las especulaciones, que a la producción real.

    Por su parte Orlando Santiago, analista de Fenix Valor, explica que la sobreoferta, que alcanzó su punto más alto el año pasado, se ha corregido, lo que habría llevado a los precios cercanos a US$50 de la semana pasada. 

    Pero el especialista añade que no se logró superar dicho umbral, porque por un lado se trata de una cifra psicológica cercana a los últimos máximos registrados en el 2016, y porque el mundo aún está pendiente de las decisiones que se puedan  tomar en las reuniones del Sistema de la Reserva Federal (Fed) y en la de la Opep.

    “Los mercados de materias primas están a la espera de esos encuentros claves. Mientras tanto el petróleo continuará fluctuando entre los US$45 y los US$50”, aseguró Santiago.

    En lo que respecta a la especulación acerca de una posible alza en las tasas de interés por parte de la Fed, el analista afirma que desde Fenix Valor no prevén un incremento racional porque la economía de EE.UU. está todavía muy lejos de verse recuperada.

    “Para septiembre nuevamente se habla de un aumento de tasas. Nosotros creemos que no se dará y en la medida en que no se suban, eso le envía una señal al mundo de que se va a continuar en el corto y  mediano plazo con tasas bajas. En ese sentido zonas económicas como Europa se van a seguir beneficiando de un costo del dinero bajo”, señaló.

    Según le dijeron los especialistas a LR, mientras las tasas de interés se mantengan bajas en el mundo,  la recuperación del precio en las materias primas podría continuar. Con esto los US$50  por barril  podrían superarse para el segundo semestre.

    “De hecho, nosotros vamos más enfocados a que hacia el fin de año se busquen los US$60  por barril”, concluye Santiago.

    Una cifra positiva para Colombia, de acuerdo con Lizarralde, que prevé que el año se cierre por encima de US$50.  El funcionario resaltó la importancia de aumentar la  exploración para poder aprovechar el alza.

    Aumentan las reservas de petróleo de EE.UU.

    Según los datos dados a conocer por el Instituto Americano del Petróleo (API, por su sigla en inglés), los inventarios del hidrocarburo en EE.UU. aumentaron en 4,5 millones de barriles, lo que generó más especulación ya que los analistas preveían una caída hasta los 455.000 barriles. Este país cuenta con una reserva de 524,2 millones de barriles, de acuerdo con la API. 

    Por su parte, las exportaciones aumentaron a 8,8 millones de barriles por día. Después de que se divulgó el reporte los precios volvieron a caer.

    Las opiniones

    Francisco José Lloreda

    Presidente de la ACP

    “La alta volatilidad se puede atribuir a que el precio aún no se ha estabilizado. Tan pronto el precio se acerca a US$50, se incrementa la oferta”.

    Rubén Darío Lizarralde

    Presidente de Campetrol

    “Creo que vamos a estar alrededor de los US$50 terminando el año, mientras que el próximo podremos estar cerca de los US$60”.

    Fuente:larepublica.co / María Alejandra López P.

  • Estrategia de BP para buscar petróleo se debilita por recortes de presupuesto

    BpLa sorprendente salida del jefe de exploración de la británica British Petroleum ha puesto el foco de atención en una estrategia de búsqueda de petróleo que, tras años de recortes de presupuesto, se centra principalmente en la ampliación de los campos existentes en lugar de aventurarse hacia lo desconocido sin reparar en gastos.

    Esa prudencia es reflejo de una empresa castigada por el costo de 55.000 millones de dólares del derrame en el Golfo de México en 2010 y la necesidad de exprimir cada gota de un presupuesto de exploración drásticamente recortado en un entorno de precios bajos del crudo.

    "La exploración no tiene que parecerse necesariamente a (el presentador de documentales) David Attenborough al pie de una nueva frontera", dijo a Reuters una fuente de BP.

    Aunque las reservas totales y yacimientos de BP que se pondrán en marcha en los próximos cuatro años muestran un aspecto saludable en comparación con otras grandes petroleras, su cartera a largo plazo es la más reducida de sus rivales y el punto de equilibrio en costos es el más alto, en opinión de algunos analistas, entre ellos Macquarie.

    Varias fuentes de BP dijeron que el presidente ejecutivo Bob Dudley y su equipo estaban trabajando duro en una nueva estrategia a largo plazo, con los inversores a la espera de una actualización sobre los planes del grupo a partir de 2020 este año o a principios del que viene. Es probable que el plan contenga una de las frases favoritas de Dudley: "Lo grande no es necesariamente hermoso”.

    Después de que las desinversiones que tuvo que hacer por el desastre del Golfo de México redujesen el tamaño de la compañía en un tercio, BP concentra ahora sus operaciones en cinco regiones: Angola, Azerbayán, Egipto, el Golfo de México y el mar del Norte.

    Fue en Angola, Egipto y el mar del Norte, regiones que ya eran clave para BP, donde Richard Herbert cosechó sus mayores éxitos durante sus dos años al frente del negocio de exploración.

    BP dijo que su marcha tuvo que ver con la decisión de la compañía de poner la exploración y el desarrollo de yacimientos bajo un equipo de "upstream" liderado desde el pasado febrero por Bernard Looney.

    Pero Herbert, que trabajó con Dudley en Rusia en la década de 2000, también ha visto como su presupuesto anual menguaba desde 3.500 millones de dólares en 2013 a 1.000 millones este año, cantidad que no basta ni para perforar una docena de pozos de aguas profundas y mucho menos para adentrarse en una nueva frontera de exploración que podría conllevar grandes ganancias pero también un elevado riesgo de regresar con las manos vacías.

    Royal Dutch/Shell enterró US$7.000 millones en un proyecto de exploración en Alaska que abandonó el año pasado, algo que BP no puede permitirse. Aunque los recursos existentes de BP no son pequeños comparados con los de sus rivales, analistas dicen que la falta de una cartera de largo plazo es motivo de preocupación.

    Fuente: Dinero.com

  • Grandes productores de petróleo negocian en Doha congelar la producción

    Petroleo ArabeDiscuten un proyecto de acuerdo para detener hasta octubre el bombeo a sus niveles de enero, con el fin de dinamizar los precios.

    Los grandes productores de petróleo negocian este domingo en Catar una posible congelación de petróleo. 

    El ministro ecuatoriano de Hidrocarburos, Carlos Pareja, declaró a los periodistas que su país, miembro de la Organización de países exportadores de petróleo (Opep), apoyaba este acuerdo para que estabilice el mercado petrolero y sostenga las cotizaciones, hundidas por un exceso de oferta. 

    El ministro de energía de Azerbayán, Natig Aliyev, citado por la agencia rusa RIA Novosti, indicó por su parte que el proyecto de acuerdo prevé una congelación de la producción "a sus niveles de enero" y ello "hasta octubre". 

    Tras consultas "informales" por la mañana en un gran hotel de Doha, los ministros presentes fueron recibidos, según la agencia oficial Qna, por el emir de Catar, jeque Tamim ben Hamad Al Jalifa. 

    Una quincena de países, mayoritariamente miembros de la Opep y liderados por Arabia Saudí, están representados en Doha, donde intentan concertarse con países no OPEP, como Rusia. 

    Irán, gran rival de Arabia Saudita, decidió que no enviaría representantes a esta reunión, lo que puede limitar el alcance de un eventual acuerdo "Irán no renunciará de ninguna manera a su cuota de producción histórica", declaró dijo el ministro iraní de Petróleo, Bijar Namdar Zanganeh, en referencia al nivel de producción y exportación de su país antes de las sanciones internacionales, y para explicar su ausencia de la reunión. 

    El vice príncipe heredero de Arabia Saudita, Mohammed ben Salman, había dicho en una entrevista publicada el sábado que su país no congelaría su producción de crudo a menos que Irán lo haga también. Arabia Saudí está representada por su ministro del Petróleo, Ali al Nuaimi.

    UN ACUERDO POSIBLE

    Kamel al Harami, experto petrolero kuwaití, estima sin embargo posible un acuerdo este domingo sobre una congelación de la producción, incluso sin Irán. 

    "Irán es incapaz de agregar más de medio millón de barriles diarios a su producción de aquí a fin de año", explicó Harami en Doha. 

    "Creo que esto no tendrá gran impacto en la reunión", vaticinó. Catar, el país anfitrión, afirmó que una "atmósfera de optimismo" se instauró la víspera de la reunión, mientras que el ministro en ejercicio del Petróleo de Kuwait, Anas Saleh, dijo ante la prensa que también era "optimista". 

    Pero los precios del petróleo cerraron con una clara caída el viernes, resultado del escepticismo imperante antes de la reunión de Doha. 

    Un proyecto, suscrito en febrero por Arabia Saudita, Rusia, Catar y Venezuela, busca congelar la producción de crudo con el fin de contrarrestar la oferta excesiva hasta que la demanda se reactive, el tercer trimestre de 2016.

    Los analistas están divididos acerca de los posibles resultados de la reunión de Doha, que podrían impulsar los precios al alza como provocar de nuevo su desplome. Varios expertos excluyen un impacto significativo en un mercado petroleo que sigue siendo volátil a pesar del acuerdo de febrero. La Agencia Internacional de Energía Atómica (AIEA) advirtió que un acuerdo en Doha tendría un "impacto limitado" en la oferta. 

    La Opep comunicó, antes de la reunión, que la oferta excedentaria se podría acentuar aún más. La organización revisó a la baja sus previsiones de crecimiento de la demanda mundial este año y podría reducirlas más. 

    La caída de un 60 % de los precios del crudo desde junio de 2014 ha venido provocada por una oferta más que abundante, consecutiva a una considerable subida de la producción de petróleo no convencional, el petróleo de esquisto estadounidense, y la negativa de la OPEP, en noviembre de 2014, a reducir su producción. 

    Los países exportadores han perdido sumas colosales y registraron déficits presupuestarios que conllevaron medidas de austeridad.

    Fuente: Portafolio.co

  • Internacional - Caen permisos de perforación de petróleo de esquisto en EE.UU.: ¿llegó la desaceleración?

    Shale OilNueva York - Los permisos para nuevos pozos cayeron un 15% el mes pasado en 12 grandes formaciones de esquisto, de acuerdo a información exclusiva entregada a Reuters por DrillingInfo, una firma de datos sobre la industria.
     
    En los últimos años los productores de petróleo de Estados Unidos han corrido a toda velocidad para perforar nuevos pozos de esquisto, incluso pese a la caída de precios. Pero nuevos datos sugieren que la largamente anticipada desaceleración de la actividad en el país habría llegado finalmente.
     
    Los permisos para nuevos pozos cayeron un 15% el mes pasado en 12 grandes formaciones de esquisto, de acuerdo a información exclusiva entregada a Reuters por DrillingInfo, una firma de datos sobre la industria, que ofrece la primera señal de un descenso en el frenesí perforador que hizo que los permisos más que se duplicaran desde el último noviembre.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo acordó mantener la semana pasada su cuota de producción de 30 millones de barriles por día, a pesar de una caída del 30% en los precios desde junio, provocando un hundimiento adicional del 10%.
     
    Muchos analistas creen que esta decisión estuvo dirigida directamente a los productores de petróleo estadounidenses que están frente al resurgir energético del país: ¿Pueden seguir perforando al ritmo actual si los precios no suben?
     
    "Actualmente, el mercado está centrado en el esquisto de Estados Unidos como el lugar en el que hay que recortar gasto y producción", afirmó Roger Read, analista de Wells Fargo, en una nota el viernes.
     
    "Bajo nuestro punto de vista hay pocas dudas de que los precios más bajos del crudo y el gas se traducirán en un menor gasto y una menor producción del petróleo de esquisto de 2015 a 2017", agregó.
     
    Un recorte en la producción en Estados Unidos podría beneficiar a Arabia Saudita, que ha sugerido en los meses pasados que está cómoda con precios mucho más bajos.
     
    La mayoría de los analistas predice que los productores de crudo de Estados Unidos pueden mantener tasas sanas de producción en la primera mitad de 2015, gracias en parte a las inversiones efectuadas meses atrás.
     
    Algunas compañías de servicios petroleros han sugerido que la desaceleración puede ser contenida, mientras siguen comprando componentes claves para la perforación. Sin embargo, los datos sugieren que es probable que la producción acabe sucumbiendo ante los precios bajos.
     
    "La primera ficha de dominó es el precio, que hace que otras fichas caigan", dijo Karr Ingham, un economista que elabora el Texas PetroIndex, un análisis anual de la economía energética del estado. Una de las primeras fichas en caer fue el número de permisos tramitados, afirmó Ingham.
     
    Texas concedió un número récord de permisos, 934, antes de caer a 885 en octubre. Pese a que esta cifra sigue siendo más del doble de la registrada en el mismo mes de 2010, cuando la revolución del petróleo de esquisto estaba comenzando, muestra un enfriamiento que no se había visto a este nivel en los dos últimos años.
     
    Es esperable un descenso en el número de plataformas en dos y cuatro meses después de la caída en los permisos, al tiempo que el crecimiento de la producción debería empezar a ralentizarse seis meses más tarde.
     
    "Esto es un retroceso en la aceleración. La gente está teniendo cuidado", dijo Allen Gilmer, presidente ejecutivo de DrillingInfo. Aunque los permisos han bajado en otros momentos, Gilmer afirma que en la actualidad hay indicaciones tempranas de un descenso en el número de pozos.
     
    DrillingInfo dijo que en octubre se detectó una caída en los permisos en diez formaciones de esquisto. Los datos de una formación no estaban disponibles y en otros dos casos -Barnett en Texas y Bakken en Dakota del Norte- los permisos subieron ligeramente.
     
    El descenso de los permisos fue especialmente pronunciado en dos formaciones texanas, la Cuenca Pérmica y Eagle Ford, con una caída del 13 y el 22%, respectivamente.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com
     
     
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  • Internacional - Caída de precios no frenan ambiciosos planes de inversión de tres grandes petroleras

    OperadoresPdvsa, Pemex y Petrobras, en total, anuncian inversiones por cerca de US$671.500 millones. Las tres grandes petroleras están enfocando sus inversiones principalmente en el mantenimiento o aumento de la producción de petróleo y gas.

    A pesar de la caída de los precios del petróleo, tres compañías petroleras más grandes en América Latina: Petrobras, Petróleos Mexicanos y Petróleos de Venezuela continúan con sus intensivos programas de gasto de capital, dice un informe de la calificadora de riesgo Standard & Poor's Ratings Services.

    Petrobras invertirá aproximadamente US$220.600 millones en los próximos cuatro años; Pemex alrededor de US$148.900 millones en el mismo periodo y Pvsa aproximadamente US$302.000 millones en los próximos cinco años, de acuerdo con las compañías.

    Las tres grandes petroleras están enfocando sus inversiones principalmente en el mantenimiento o aumento de la producción de petróleo y gas y en seguir desarrollando sus abundantes reservas de hidrocarburos, remarca el informe.

    También invertirán aproximadamente 15% y 20% de su gasto de inversión en mejorar su capacidad de refinación. Standard & Poor’s Ratings Services considera que estas compañías mantienen sus altas inversiones de capital debido a sus bajos costos de producción, los cuales les permiten una suficiente protección de utilidades.

    Recuerda el informe que el costo promedio de producción para Pdvsa es de aproximadamente US$11,40 por barril (incluyendo los costos de extracción, exploración y desarrollo), US$22,82 para Pemex y US$41,78 para Petrobras, comparado con nuestro supuesto de un precio promedio del petróleo West Texas Intermediate (WTI) de US$80 por barril en el escenario base, lo que les da espacio suficiente para seguir con sus inversiones de capital.

    La diferencia en los costos de producción entre las tres petroleras se debe a la ubicación de sus recursos y a la cantidad de trabajo necesario para explotarlos. Por ejemplo, el trabajo de exploración y producción de Petrobras se lleva a cabo principalmente en depósitos presal en aguas profundas y ultraprofundas, lo que es más costoso comparado con las aguas someras, concluye el informe de la firma calificadora Standard & Poor's Ratings Services.


    Fuente: Americaeconomia.com

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  • Internacional - Empresas almacenan petróleo en el mar para aprovechar una brecha de precios

    BuqueLas grandes compañías y operadores petroleros están guardando millones de barriles de crudo en gigantescas embarcaciones en el océano en un intento por aprovechar al máximo una peculiaridad del mercado.
     
    En lugar de trasladar petróleo de un puerto a otro, un creciente número de buques sirve como depósitos flotantes para empresas como Sinopec Ltd., Mercuria Energy Group y Vitol Group, según fuentes al tanto.
     
    En una situación anómala, el crudo es más barato en el mercado spot, en el que el comprador paga al contado cuando se hace la entrega, que en los mercados de futuros, donde se realizan apuestas a los precios en los meses venideros. Al comprar stocks físicos de petróleo y vender de inmediato contratos a futuro, los operadores se embolsan una ganancia.
     
    Las embarcaciones, que llegan a pesar 550.000 toneladas y miden casi 400 metros de largo, almacenan el crudo hasta que se cierra la posición. Los depósitos en tierra también se están llenando de petróleo.
     
    La cantidad de crudo involucrado en la estrategia ha ascendido a entre 25 millones y 50 millones de barriles desde casi cero en abril, según operadores del mercado y estimaciones de los analistas. El monto equivale a más de uno o dos días de la demanda en Estados Unidos.
     
    Más de 70 millones de barriles fueron almacenados como parte de esta maniobra financiera en abril de 2009, la última ocasión en que los precios spot estuvieron por debajo de los de los contratos a futuro durante un lapso sostenido de tiempo, señala la consultora londinense Energy Aspects.
     
    El aumento en el volumen de crudo guardado en alta mar no ha pasado inadvertido para muchos inversionistas, quienes dicen que es la señal de un exceso global de suministro y augura una mayor caída en los precios, que ya alcanzaron su nivel más bajo de los últimos dos años. "Demuestra que hay una sobreoferta en el mercado a raíz de una demanda débil", afirma Amrita Sen, analista de Energy Aspects.
     
    Mercuria, uno de los mayores operadores de commodities del mundo, contrató en las últimas semanas embarcaciones para trasladar crudo a depósitos ubicados en la Bahía de Saldanha, en Sudáfrica, informaron operadores y analistas. Sinopec, la tercera petrolera del mundo por ingresos, arrendó hace unos días el buque TI Europe, con capacidad para transportar 3,2 millones de barriles y que está anclado frente a la costa de Malasia para guardar crudo. La empresa contempla alquilar otras embarcaciones en los próximos días, según operadores. Hace dos semanas, asimismo, Vitol ofreció vender petróleo directamente desde una embarcación en lugar de desde un puerto, una señal de que la firma también está aprovechando la diferencia entre los precios spot y futuros, dijo un operador de Londres.
     
    Mercuria y Sinopec no respondieron a las llamadas en busca de comentario. Una portavoz de Vitol manifestó que la empresa no comenta sobre sus actividades de compraventa de activos.
     
    El precio del crudo Brent, la principal referencia de los precios mundiales, acumula un descenso de 14% en los últimos tres meses en medio de un incremento en la producción en lugares como EE.UU., Libia, Irak y el occidente de África, y la creencia de que la oferta seguirá superando la demanda.
     
    El precio spot de los contratos Brent en julio cayó por debajo del precio de los contratos para entrega en los próximos meses durante un período sostenido por primera vez desde inicios de 2011. Cuando apareció este patrón, la brecha entre los contratos para el mes más cercano y el mes siguiente era de US$0,50. A fines de la semana pasada, la diferencia había subido a US$2,04, sobrepasando los US$0,70 que analistas y operadores preveían necesarios para que la operación fuera rentable.
     
    Michel Salden, quien gestiona US$600 millones en Harcourt, una administradora de activos de Zúrich, apuesta a que la brecha entre los precios de corto y largo plazo del crudo Brent se seguirá ampliando mientras la demanda siga siendo débil.
     
    "En este entorno, cuesta adivinar la dirección del mercado", observó.
     
    Algunos analistas dicen que el exceso de suministro ya se refleja en el precio actual del contrato Brent para noviembre, que el martes rondaba los US$96,81 el barril.
     
    Aunque la situación beneficia a los operadores físicos de petróleo, el precio más alto de los contratos a futuro podría castigar a muchos administradores de fondos que invierten en materias primas mediante fondos indexados. Los gestores de estos fondos venden contratos a futuro antes de que venzan para no recibir los barriles de petróleo en su puerta. Con tal de mantener una exposición constante, compran el contrato más caro para entrega posterior, lo que erosiona sus retornos.
     
    "Si no persiste, será un importante obstáculo incremental sobre los retornos", reconoce Nicholas Johnson, quien supervisa inversiones en commodities por US$25.000 millones para Pacific Investment Management Co., una filial de Allianz AG ALV.XE -6.18%  .
     
    La transacción tampoco está exenta de riesgos. Si aumentan las tasas de interés o los precios de almacenamiento, los costos pueden borrar las ganancias provenientes de las ventas a futuro.
     
    De todos modos, las empresas tratan de sacar provecho de esta oportunidad mientras dure.
     
    "El almacenamiento de petróleo crudo tiene lugar en el Atlántico, Sudáfrica y Asia", dice Stephen Wolfe, analista sénior de la corredora de materias primas de Houston Trafigura Beheer. "Los superávits regionales crecieron en Asia, África y el Mar del Norte a veces en los últimos dos meses, lo que ejerce presión sobre los precios y vuelve la operación rentable".
     
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com
     
     
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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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  • Internacional - OPEP no proyecta grandes cambios en la producción petrolera de 2015

    Petroleo 1Durante la XXXV Conferencia Petrolera y Monetaria, el secretario general del organismo, Abdallah El-Badri, dijo que "no creo que el 2015 se encuentra muy lejos del 2014 en términos de producción. No hay nada mal en el mercado".

    Londres. Es poco probable que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) cambie mucho en relación con su producción el próximo año y "no hay por qué entrar en pánico" por la baja en el precio, dijo este miércoles en Londres, el secretario general de la OPEP, Abdallah El-Badri.

    Durante la XXXV Conferencia Petrolera y Monetaria, El-Badri dijo que "no creo que el 2015 se encuentra muy lejos del 2014 en términos de producción. No hay nada mal en el mercado".

     El nivel de producción esperada para este año de la OPEP es de 30 millones de barriles diarios.

    "No vemos grandes cambios en los puntos fundamentales. La demanda sigue creciendo, la oferta también está creciendo. La OPEP está revisando la situación. Lo más importante es que no debemos entrar en pánico. Lamentablemente, todo mundo está entrando en pánico. Realmente tenemos que sentarnos a pensar y ver cómo se desarrollará esto".

    El lunes, el crudo ligero y dulce para entrega en diciembre bajó para ubicarse por debajo de los US$80 el barril en la Bolsa Mercantil de Nueva York, en relación con los más de US$107 el barril del 20 de junio.

    El crudo Brent para diciembre descendió a menos de US$86 el mismo día, cerca de 25% más bajo que su nivel más alto de hace cuatro meses.

    Los 12 Estados miembros de la OPEP producen cerca del 40% del petróleo del mundo. El club de productores petroleros se reunirá el 27 de noviembre en Viena para analizar su objetivo de producción.

    "No vemos un panorama claro sobre el rumbo que el precio tomará, incluso en noviembre", dijo El-Badri.

    Fuente: americaeconomia / Xinhua

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  • Internacional : ¿Por qué el aumento del precio del petróleo no beneficia a Rusia?

    Petroleo RusiaLa subida de los precios del petróleo provocará una reducción del déficit presupuestario, pero al mismo tiempo perjudicará a los exportadores, haciendo que la producción en Rusia sea menos rentable. En estas condiciones, Rusia no se librará del llamado “síndrome holandés”, la dependencia de la exportación de recursos energéticos.

    En el contexto del aumento de los precios mundiales del petróleo, el FMI ha mejorado sus pronósticos para la recuperación de la economía rusa. Según la organización, en 2016 el PIB del país caerá en un 1,5% en lugar del 1,8% previsto anteriormente, informa el periódico Kommersant. Al año siguiente, en 2017, la economía de Rusia crecerá en un 1 % en lugar del 0,8% declarado anteriormente.

    A pesar de que el aumento de los precios del petróleo conllevará el refuerzo del rublo, el Banco Central no le ve con buenos ojos, ya que en estas condiciones la importación se abaratará drásticamente, algo que hacer peligrar a los exportadores y provocará que la producción en Rusia sea menos rentable.

    Además, el aumento de los precios del petróleo amenaza las posibles reformas económicas. Según declaró anteriormente la presidenta del Banco Central, Elvira Nabiullina, con un precio de 100 dólares por barril el PIB de Rusia no podrá crecer más rápido del 1,5-2% sin que se hagan reformas estructurales.

    Beneficios para el presupuesto. “En el mercado petrolero se han creado unos requisitos previos crear una situación única para esta época: la falta de oferta para satisfacer la demanda”, comenta Stanislav Verner, vicepresidente de IFC Financial Center. Según Verner, las causas se deben a varias circunstancias imprevistas: la activación de los sublevados en Colombia y Nigeria, los incendios forestales en Canadá y la huelga en Catar.

    Como resultado, en las subastas del 20 de mayo en Asia la cotización de los futuros del petróleo Brent del mar del Norte creció en un 0,5% hasta los US$49,1 por barril. El precio alcanzó prácticamente el índice al que se ajusta el presupuesto ruso: US$50 por barril.

    “Naturalmente, la cotización al alza del crudo es algo positivo para incrementar el presupuesto”, comenta el analista de Russ-Invest Semión Nemtsov. Con un precio medio anual de 40 dólares el barril, el déficit del presupuesto de Rusia ascenderá al 4 % del PIB, declaraba la víspera el ministro de Desarrollo Económico de Rusia, Alexéi Uliukáyev.

    Aunque el fortalecimiento del rublo pondrá a los fabricantes locales en una situación difícil. Desde 2014, cuando se produjo una fuerte caída del rublo, se apostó por una política de sustitución de las importaciones, ya que debido al encarecimiento de la importación, los fabricantes rusos se vieron más beneficiados. Es llamativo lo que ocurrió en marzo de 2015; el rublo subió un 10 % respecto a las principales divisas mundiales y el Banco Central se pronunció categóricamente en contra.

    Peligro de estancamiento. Los analistas no esperan una caída drástica de los precios del petróleo en el futuro. “Durante el segundo semestre esperamos una firme recuperación de los precios del petróleo”, comenta el analista de Finam Bogdán Zvárich. Sin embargo, según el experto, hacia finales del año el precio del petróleo Brent será de al menos US$50-US$55 por barril. Es poco probable que la marca Brent supere los US$50.

    Según Iván Kapitónov, profesor de la Escuela Superior de Administración Corporativa de la Academia Rusa de Economía Nacional y Administración Pública, la situación únicamente cambiará si el rendimiento de las compañías de petróleo de esquisto en EE UU resulta poco rentable. Sin embargo, estas compañías están reduciendo sus costes de forma proporcional a la evolución de los precios.

    En una entrevista a RBTH, el rector de la Academia Rusa de Economía Nacional y Administración Pública Vladímir Mau ha declarado que los precios bajos del petróleo brindan al gobierno ruso la oportunidad de llevar a cabo reformas para incrementar la eficiencia económica y reducir la dependencia de la venta de recursos energéticos.

    Si los precios de estos recursos aumentan, el gobierno podría dejar de lado estas reformas. Los consejeros del presidente Vladímir Putin ya han desarrollado un plan para posponer estas reformas estructurales en la economía, informaba el 20 de mayo el periódico Védomosti citando a fuentes propias. Según el periódico, el autor de este plan es el ex ministro de finanzas Alexéi Kudrin, quien asegura que este no es el mejor momento para las reformas.

     

    Fuente: americaeconomia.com / RBH

  • Inventarios de petróleo en EEUU suben a récord en la última semana: EIA

    PlataformaNueva York - Los inventarios de petróleo en Estados Unidos subieron de forma inesperada la semana pasada al nivel más alto del que se tenga registro en diciembre, por mayores importaciones y porque las refinerías mantuvieron su producción, mostró el miércoles un informe de la Administración de Información de Energía.
     
    Los inventarios de crudo en Estados Unidos subieron en 7,3 millones de barriles en la semana finalizada el 19 de diciembre a 387,2 millones, frente a expectativas de analistas de una caída de 2,3 millones de barriles, según datos de la gubernamental EIA (iniciales de la agencia en inglés).
     
    Las importaciones de crudo de Estados Unidos subieron la semana pasada en 1,174 millones de barriles por día.
     
    El inesperado aumento se sumó a las preocupaciones sobre un creciente exceso de suministros globales, dado que se produce en un momento del año en que los inventarios a menudo caen por un repunte en la demanda de combustible para calefacción.
     
    Tras los datos, los futuros del crudo en Estados Unidos CLc1 ampliaron levemente sus pérdidas, con una caída de más de US$2 por barril a poco más de US$55 en una sesión con escaso volumen antes de Navidad.
     
    En 387 millones de barriles, las existencias de crudo a nivel nacional son las más altas para esta época del año en base a registros que datan de 1982. El superávit en relación al año pasado ha aumentado por varias semanas y los inventarios están un 5% por encima de los niveles de 2012 y 2013.
     
    Las existencias de crudo en Cushing, en Oklahoma, el punto de entrega de los contratos en Estados Unidos, subieron 973.000 barriles, dijo la EIA.
     
    Las tasas de refinación subieron 40.000 barriles por día, mostraron los datos de la EIA. Las tasas de utilización en refinerías se mantuvieron sin cambios.
     
    Los inventarios de destilados -que incluyen diésel y combustible para calefacción- crecieron 2,3 millones de barriles a 123,8 millones, frente a expectativas de una caída de 900.000 barriles, dijo la EIA.
     
    Las existencias están aumentando rápidamente en la costa estadounidense del Golfo de México y han subido 1,6 millones de barriles a 44,3 millones la semana pasada, su nivel más alto para esta época del año desde el 2010, mostraron los datos.
     
    Las existencias de gasolina subieron 4,1 millones de barriles, a 226,1 millones, frente al incremento de 600.000 barriles previsto por analistas en un sondeo de Reuters.
     
     
    Fuente: Larepublica.co / Reuters
     
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  • La noruega Statoil amplía su presencia en Colombia

    PlataformasLa petrolera adquirió participación en dos licencias de exploración de aguas profundas.
     
    La petrolera noruega Statoil ha expandido su presencia en Colombia adquiriendo participaciones en dos licencias de exploración en aguas profundas de la española Repsol, dijo el jueves la compañía.
     
    Statoil comprará el 10 por ciento de Repsol en Tayrona, un campo que es operado por la brasileña Petrobras, que incluye el pozo de exploración Orca-1 que está siendo perforado en la actualidad y el 20 por ciento en Guajira Offshore 1, operado por la compañía española.
     
    Los acuerdos, de los que no se dieron detalles financieros, están pendientes de la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia.
     
    Fuente: Portafolio.co / EFE
     
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  • La OPEP confía en EE.UU. para aumentar la demanda mundial de petróleo

    Plataforma GolfoLONDRES (EFE Dow Jones)--El incremento del consumo de crudo en Estados Unidos revertirá el descenso de la demanda de los últimos cuatro años en los países ricos y activará una recuperación a escala mundial en 2015, aseguró el jueves la Organización de Países Exportadores de Petróleo.
     
    Esta valoración --la primera que hace el grupo de productores de petróleo para 2015-- muestra que Estados Unidos está utilizando más petróleo propio ante su boom de la producción.
     
    Esta previsión podría suponer un soporte para los precios del crudo, que se han visto afectados en las últimas sesiones por las perspectivas de un incremento de la producción en Libia.
     
    En su informe mensual sobre el mercado petrolero, la OPEP anunció que el crecimiento de la demanda de crudo mundial se intensificará en 2015 por el sólido crecimiento económico. El consumo mundial aumentará en 1,21 millones de barriles diarios en 2015, frente al incremento de 1,13 millones de barriles al día previsto para este año, dijo la OPEP.
     
    La aceleración del crecimiento de la demanda se deberá en parte al incremento del consumo en las naciones industrializadas por primera vez desde 2010.
     
    La tendencia se ve apuntalada por el auge de la demanda de crudo en Estados Unidos, que subirá en 180.000 barriles al día en 2015.
     
    En los últimos años, India y China han sido los motores del crecimiento de los mercados de crudo. Sin embargo, los datos de la OPEP muestran que el crecimiento de su consumo será inferior al de Estados Unidos.
     
     
    Por Benoît Faucon
    Fuente: WSJournal.com
     
     
     
     
     
  • 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

  • Las ganancias de Repsol cayeron 5,7% en el primer trimestre

    Plataforma Cardón de Repsol  en VenezuelaPlataforma Cardón de Repsol en VenezuelaMADRID (EFE Dow Jones)--La petrolera española Repsol SA REP.MC +2.02%  anunció el jueves que su ganancia en el primer trimestre bajó un 5,7% interanual por no repetirse las plusvalías logradas hace un año con la venta de sus operaciones de gas natural licuado.
     
    Repsol dijo en un comunicado que su ganancia entre enero y marzo fue de 761 millones de euros, frente a 807 millones de euros un año antes.
     
    No obstante, la ganancia ajustada --una cifra que excluye las ganancias o pérdidas en el valor de los inventarios-- aumentó un 74% a 928 millones de euros frente a 532 millones de euros un año antes.
     
    La producción total de Repsol en el primer trimestre del año aumentó un 3,8% interanual a 355.000 barriles equivalentes de petróleo al día, a pesar de que sus operaciones en Libia siguen suspendidas por motivos de seguridad. Sin embargo, la fuerte corrección experimentada en el precio del crudo durante este trimestre respecto al año anterior, la depreciación del real brasileño, los ajustes en Venezuela y los mayores costos de exploración han generado una pérdida neta ajustada de 190 millones de euros en las operaciones ‘upstream’ de la petrolera que se compara con el beneficio de 255 millones de euros de hace un año.
     
    Respecto a la actividad de refinación o ‘downstream’, la compañía dijo que el resultado neto ajustado en los tres primeros meses del año aumentó un 84% a 534 millones de euros. Repsol adelantó a mediados de abril que durante el primer trimestre obtuvo un beneficio de US$8,7 por barril en sus operaciones de refinación, frente a US$3,9 por barril un año antes. Estos márgenes de refinación constituyen un máximo histórico para Repsol.
     
    La petrolera anunció la semana pasada --durante la junta general de accionistas en la que se produjo la transferencia de poderes ejecutivos al consejero delegado Josu Jon Imaz-- que la operación de compra de la canadiense Talisman Energy Inc TLM.T +0.62%  se cerrará el viernes 8 de mayo.
     
    En diciembre, la compañía anunció un acuerdo para hacerse con Talisman por US$8.300 millones (6.640 millones de euros), en la que será la mayor operación internacional realizada por una compañía española en los últimos cinco años.
     
    Las acciones de Repsol cerraron el miércoles con un alza del 0,9% a 18,43 euros.
     
    Por ANNA PÉREZ
     
    Fuente: WSJournal.com
     
     
  • Las metas de producción y autosuficiencia están en vilo bajo desarrollo en pozos

    Crudo 2016Bogotá- La locomotora minero energética parece estar avanzando hacia un abismo y nadie se ve realmente interesado en poner el freno para que en 2022 las refinerías, en las cuales se invirtió más de US$9.000 millones en los últimos años, no se queden sin barriles que refinar.
     
    Las últimas proyecciones que hacen Campetrol y la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) muestran que este año la producción llegaría en promedio a solo 885.000 barriles, es decir 12% menos que el promedio de 2015, y en 2022 estaría por debajo de 600.000 barriles. 
     
    La realidad del sector petrolero, como explicó el presidente de la ACP, Francisco José Lloreda, es que la actividad exploratoria y de producción está prácticamente paralizada. Según las cifras de las empresas, en el año solo se han realizado 42 pozos de desarrollo de 450 proyectados por la ANH para mantener la producción por encima de los 900.000 barriles. Estos son los que permiten extraer más barriles de las zonas de producción, que en Colombia tienen un promedio de declinación en el mediano plazo de 15%, según un estudio de la ACP. 
     
    Siendo así, para este año,  “solo un repunte continuo en el precio, sumado al éxito exploratorio en tierra y mar, permitiría que la producción se estabilice alrededor de los 600.000 barriles promedio diarios (bpd) en los próximos años”, explicó Lloreda.
     
    De no ser así, y de continuar el precio en los niveles actuales y la perforación, ACP estima que la cifra llegaría hasta 400.000 bpd para 2022. En cualquiera de los dos casos “la autosuficiencia (cargar las refinerías con crudo colombiano) se perdería para la fecha”, explica el informe. 
     
    “Y esto sería desafortunado ya que, seguramente, el país quedaría expuesto a precios de mercado spot y le tocaría incurrir en costos de transporte y, probablemente, de pago de aranceles, lo que haría el crudo más caro”, aseguró Lloreda.
     
    Ahora, además de los niveles de los precios del crudo “que no han permitido la viabilidad económica de algunos proyectos, la conflictividad social presente en las regiones extractivas ha dificultado la normal operación de las empresas, por lo que la tendencia a la baja se intensifica”, explicó, Rubén Darío Lizarralde, presidente de Campetrol.
     
    Con los bloqueos que tiene Ecopetrol desde el 7 de julio en  Acacías se suman 36 bloqueos a la infraestructura petrolera en el año. Esto ha perjudicado también la exploración y perforación y ha dejado pérdidas por daños de $11.329 millones. 
     
    Según las cifras de los bloqueos que han reportado empresas de bienes y servicios esto ha generado que los taladros y equipos, que cuestan entre US$1 millón y US$5 millones por día el alquiler, hayan estado frenados por 206 días en 2016. 
     
    Siendo este el panorama, el llamado de los gremios es a que el Gobierno tome las decisiones que se requieren para recuperar el dinamismo, “impulsar la exploración, aumentar las reservas, y recuperar la producción”. 
     
    Los daños a infraestructura de Ecopetrol
    Ecope trol envió un comunicado en el cual rechaza los actos de violencia presentados el 7 de julio por “20 desconocidos encapuchados que ingresaron al taladro PX44, en El Triunfo, y ocasionaron daños a los equipos de la localización y pusieron en riesgo la vida de las personas”. Según cuenta la empresa, que aún no ha calculado los daños, los delincuentes lanzaron botellas de gasolina al contenedor de elementos químicos del taladro y ocasionaron un incendio que fue controlado  por el equipo de brigadistas en sitio y bomberos de la empresa.
     
    La opinión
     
    Francisco José Lloreda
    Presidente de la ACP
    “Solo un repunte continuo en el precio, sumado al éxito exploratorio, permitiría que se estabilice cerca de 600.000 bpd en los próximos años”.
     
    Fuente: Larepublica.co
  • Las Reservas De Petróleo Bajan En EE.UU. En 200.000 Millones Barriles

     

    Reservas OilLas reservas de petróleo de Estados Unidos bajaron la semana pasada en 200.000 millones de barriles y se situaron en los 528,2 millones, informó hoy el Departamento de Energía.

    Washington, (EFE).- Las reservas de petróleo de Estados Unidos bajaron la semana pasada en 200.000 millones de barriles y se situaron en los 528,2 millones, informó hoy el Departamento de Energía.

    La cifra es menor que la pronosticada por los analistas, que estimaban un alza de 2 millones. Las existencias de crudo se encuentran en récord histórico para esta época del año, según las cifras oficiales.

    Tras conocerse estos datos, el precio del barril de petróleo West Texas (WTI) para entrega en abril subía un 1,80 por ciento, hasta 48,57 dólares.

    Las importaciones diarias de crudo alcanzaron en la semana que terminó el 10 de marzo una media de 7,2 millones de barriles al día, un descenso de 565.000 barriles respecto de la semana precedente.

    La media de las últimas cuatro semanas en las importaciones de crudo se ubicó en 7,6 millones de barriles diarios, un 4,4 % por debajo del mismo periodo el pasado año.

    Las reservas de gasolina para automoción bajaron en 3,1 millones de barriles, hasta los 246,3 millones, y siguen en la banda más alta de la media histórica.

    Por otro lado, las reservas de combustibles destilados, como el diesel y gasóleo de calefacción, bajaron en 4,2 millones de barriles y se situaron en 157,3 millones.

    Las refinerías operaron a un 85,1 % de su capacidad instalada, por debajo del 85,9 % de la semana anterior.

    El total de existencias de crudo y productos refinados en Estados Unidos, incluida la Reserva Estratégica que se redujo en 800.000 barriles hasta los 694 millones de barriles, bajó en 8,6 millones hasta los 2.033 millones de barriles.

     

    Fuente: wradio.com.co / EFE


     

  • Las reservas probadas de petróleo de Colombia bajaron un 13 % en 2015

    Reservas OilLas reservas probadas de crudo de Colombia sumaron 2.002 millones de barriles en 2015, lo que supuso una bajada del 13 % con respecto al año anterior, informó el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

    “El descenso en las reservas probadas se debe a la coyuntura mundial”, detallaron las entidades en un comunicado en el que indicaron que mientras “Colombia registró una caída del 13 % entre 2014 y 2015, países como Brasil y México presentaron un decrecimiento de 22 % y 21 %, respectivamente”.

    El ministro de Minas y Energía, Germán Arce, señaló en el comunicado que la variación de las reservas probadas “es el reflejo del comportamiento de los precios del petróleo” en el mercado internacional.

    El funcionario aclaró que esto “no significa que las reservas desaparezcan sino que han sido reclasificadas”.

    Según las cifras oficiales, el balance total de recursos y reservas de crudo, que incluye reservas probadas, probables, posibles y recursos contingentes, “pasó de 3.970 millones de barriles en 2014 a 4.286 millones de barriles en 2015”.

    La información detalló que las reservas probadas (90 % de probabilidad) sumaron 2.002 millones de barriles; las probables (50 %) totalizaron 613 millones, las posibles (10 %) alcanzaron los 440 millones y los recursos contingentes llegaron a 1.231 millones de barriles.

    “Colombia mantiene un potencial significativo para seguir siendo autosuficiente y poder conservar la soberanía petrolera”, añadió el ministro.

    El comunicado indicó que, según la relación Reservas-Producción (R/P), el país cuenta con 5,5 años de reservas de crudo, teniendo en cuenta los niveles de producción de 2015.

    Las reservas de gas sumaron al cierre del año pasado 4,3 tera pies cúbicos, “lo cual supone una relación R/P de 10,3 años”, según el informe.

    Arce indicó que Colombia ha venido trabajando en un Plan para la Competitividad Petrolera que le ha permitido adaptarse a la “crisis mundial, logrando mantener la presencia y el compromiso de inversión” de las empresas y sostener una media de producción de 1.006 miles de barriles promedio por día durante 2015

    Fuente: Elcolombiano.com

  • Los depósitos son ‘reyes’ en un mundo inundado de petróleo

    Los operadores de petróleo piensan que los parques de tanques agotarán su capacidad cuando mucho en abril, desatando una competencia para quedarse con se los últimos.
     
    Buque CisternaEn un mundo inundado de petróleo barato y con una marcada caída de las ganancias, un oscuro rincón del negocio energético brilla con fuerza: los dueños de tanques de almacenamiento.
     
    No tienen, ni por asomo, la fama de gigantescas empresas petroleras como Exxon Mobil Corp. y Royal Dutch Shell Plc.
     
    Las compañías de almacenamiento, como Vopak NV, Kinder Morgan Inc., Oiltanking GmbH y Magellan Midstream Partners LP, son las que se ven beneficiadas, por la creciente demanda de tanques terrestres y precios más altos para alquilar un espacio limitado.
     
    “Las empresas de almacenamiento son las reinas”, dijo Jean François Lambert, responsable mundial de finanzas de materias primas de HSBC Holdings Ltd. en Londres. “Una buena instalación de tanques en la ubicación adecuada puede dar dinero”. Impulsado por una producción récord de los yacimientos de esquisto, el exceso de oferta de petróleo es mayor en Estados Unidos que en cualquier otra región, y es particularmente grande en torno al centro de Cushing, la ciudad de Oklahoma que se autodenomina el “cruce de caminos de los oleoductos del mundo”.
     
    La Agencia Internacional de la Energía prevé que los niveles totales de existencias estadounidenses, que están en 459 millones de barriles –los más altos en 80 años– pronto podrían poner a prueba los límites de la capacidad de almacenamiento del país.
     
    En Estados Unidos y otros lugares, los operadores están llenando los tanques para sacar partido del contango –situación relativamente excepcional en la que los precios a término son más altos que los actuales, lo que permite comprar el petróleo barato, almacenarlo en tanques y venderlo más adelante, asegurándose las ganancias durante todo ese tiempo por medio del uso de derivados.
     
    La diferencia de precio entre el contrato por el petróleo West Texas Intermediate para entrega inmediata, la variedad de referencia para los precios estadounidenses, y el contrato a un año –medida del contango– se ubicó en menos 12,59 dólares por barril el jueves, la más grande desde que comenzaron a bajar los precios del crudo el año pasado.
     
    Los operadores de petróleo piensan que los parques de tanques de Cushing agotarán su capacidad cuando mucho en abril, desatando una competencia para asegurarse los últimos de la cudad. Las compañías de almacenamiento no revelan el nivel exacto de sus tarifas, pero los operadores de petróleo afirman que cobran de 20 a 50 centavos de dólar por barril por mes, según la duración del contrato.
     
    EL MERCADO DE LOS TANQUEROS HA CAMBIADO MUY RÁPIDO
     
    “La demanda de nuestros servicios de almacenamiento en Cushing ha sido fuerte”, dijo Robb Barnes, vicepresidente sénior de petróleo crudo comercial de Magellan, compañía con 12 millones de barriles de capacidad de almacenamiento de esa ciudad de Oklahoma.
     
    La empresa dijo que todos sus tanques ya estaban alquilados.
     
    Mark Hurley, máximo responsable ejecutivo de Blueknight Energy Partners, empresa con 6,6 millones de barriles de capacidad de tanques de Cushing, les dijo a los inversores que la creciente demanda de tanques hacía que las tarifas hubiesen “cambiado bastante rápido en los últimos seis meses. Obviamente para aumentar”
     
    PRECIO DEL BARRIL VENEZOLANO CAYÓ 8.75 % ESTA SEMANA
     
    Influyeron las persistentes señales de sobreoferta y el fortalecimiento del dólar.
     
    La cesta petrolera venezolana de crudo y derivados cayó 8,75 % durante la semana y cerró este viernes  en 43,72 dólares por barril, su precio más bajo en las últimas siete semanas según datos del Ministerio de Petróleo.
     
    “Las persistentes señales de sobreoferta en el mercado y el fortalecimiento del dólar frente a otras divisas son los principales factores que ejercieron presión en los precios de los crudos esta semana” reportó el Ministerio en su boletín semanal.
     
    El petróleo venezolano, que hace un año se cotizaba en 95,01 dólares por barril, había fluctuado entre los 45 y 50 dólares desde principios de febrero, en lo que se percibió como una leve mejoría de unas cotizaciones que llegaron a 38,82 dólares en la última semana de enero. Sin embargo, la todavía abundante oferta de crudo en el mercado global ha impulsado a la baja el precio del oro negro.
     
    Bloomberg
  • Los estímulos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos para que petroleras inviertan en el país

    Mauricio De LamoraEl presidente de la ANH cuenta cuáles son los alcances del nuevo “salvavidas” para el sector de hidrocarburos. Devoluciones de garantías a las operadoras si cumplen con los plazos, una de las medidas.
     
    En medio de una nueva amenaza de descuelgue del precio del crudo, el Gobierno lanza un salvavidas al sector petrolero colombiano, el Acuerdo 03 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
     
    El presidente de la entidad, Mauricio De La Mora, asegura que las operadoras, ahora, podrán presentar sus garantías (respaldos de las inversiones en un proyecto petrolero) de manera gradual y las que estén sancionadas por incumplimiento de contratos podrán ponerse al día. La premisa es aumentar los flujos de caja de las compañías.
     
    ¿Qué opina de la nueva caída de los precios del petróleo?
     
    Desafortunadamente somos la consecuencia de la política global. El exceso de crudo y la falta de demanda tienen esto así. Estados Unidos es el mayor productor de crudo pero le debe estar costando mucho trabajo funcionar con estos precios y las tensiones con los árabes. Alguien tendrá que ceder, ¿cuándo?, esa es la pregunta que tenemos. La demanda está corta y la oferta que hay en el mercado es impresionante, por eso creo que no hemos tocado fondo, espero estar equivocado.
     
    Entonces hay que hacer cuentas con petróleo más barato.
     
    Definitivamente. Hay que hacer un ajuste. Tenemos un crudo de US$40 con un dólar a $3.100. Hay que ajustarse y por eso tomamos medidas: escuchando a la industria y a la economía para ver cómo maniobramos y poder mantenernos a flote. Tenemos que tener en cuenta esta volatilidad del crudo para el tema fiscal.
     
    En esa coyuntura, ¿qué representa el Acuerdo 03?
     
    El Acuerdo 03 era algo que venía prometiéndoles a las operadoras desde que llegué a la ANH. Va muy de la mano con el PIPE 2.0 que el Presidente y el ministro de Minas tuvieron a bien socializar recientemente.
     
    Una de las medidas es la de liberar caja de las operadoras, ¿cómo lo van a hacer?
     
    La medida contempla la liberación de caja por cumplimiento de operaciones de exploración. Eso significa que anteriormente usted tenía una fase de 36 meses en la que tenía que poner la garantía desde el día cero hasta el mes 36, más cuatro meses, para soportar las inversiones, generalmente era el 10%, el programa obligatorio o la inversión mínima mientras que en la inversión adicional obligatoria la operadora ponía el 100%. Ahora en la primera etapa (12 meses + 4 meses) pondrá solamente el 10% y si cumple con los objetivos se liberará esa garantía. Sin embargo, si no cumple y si se va hasta el mes 16, pues tiene que poner una nueva garantía que representa el 20% sobre el valor del proyecto y no se le libera la primera garantía, en caso de que cumpla los dos plazos le liberamos las garantías de ambos periodos y en la última fase pone una garantía del 50%. Con esto vamos a generar un flujo de caja enorme.
     
    ¿La anterior medida estaba restringiendo la capacidad de maniobra de las empresas?
     
    Era una restricción en la medida que había que poner una garantía única por fase de 36 meses en la fase exploratoria. Ahora las empresas pondrán un porcentaje del total de la garantía y aplicarlo en sub-fases, el 10%, el 20% y el 50%.
     
    ¿Qué expectativas tienen?
     
    Sabemos que las compañías están pasando por momentos difíciles para poder traer a la agencia las garantías necesarias porque así como el mercado ha caído, la confianza del sector bancario en la industria también.
     
    Hay unas modificaciones que se hacen al Acuerdo 02, en lo que tiene que ver con la tabla de precios unitarios.
     
    El Acuerdo 02 permite el traslado de inversiones. Entonces, si usted tiene un proyecto que firmó en 2012 y se colgó, el Acuerdo le permite pasar esa inversión a un proyecto posterior de 2014. Resulta que la tabla que aplicaba para retornar las inversiones a los proyectos anteriores era la de 2014 pero como el año pasado el precio del crudo subió, entonces básicamente las operadoras terminaban pagando más por un proyecto anterior. Ahora vamos a respetar la tabla del 2012, como inversión mínima mientras no haya detrimento, ni reducción en la inversión. Entonces, desaparecen las de 2014 para regir el traslado de inversiones.
     
    ¿Qué estaba pasando con las empresas que eran eficientes?
     
    Si una empresa podía hacer un proyecto invirtiendo menos de lo que estaba establecido en la inversión mínima, el excedente tenía que ser girado a la agencia. La pregunta era cómo estábamos premiando a las empresas que eran más efectivas en los proyectos.
     
    ¿Qué va a pasar con los contratos incumplidos?
     
    Los contratos en procedimiento de incumplimiento significan que, según el Acuerdo 02, únicamente podían acogerse quienes estuvieran 100% al día. Ahora algunas compañías se podrán acoger al Acuerdo 02 pero sin detrimento de la sanción. Eso va a permitir que las operadoras puedan, a pesar de estar en incumplimiento, unificar fases, hacer pozos y salir de los incumplimientos.
     
    Las sanciones se mantienen.
     
    Desafortunadamente sí, porque yo no puedo ir en contra de algo que no estaba regulado en su momento. Tengo que aplicar lo que estaba establecido y mantener mano fuerte con las compañías que no hayan sido diligentes en el cumplimiento de su contrato.
     
    ¿Cuántas compañías se van a beneficiar?
     
    Fácilmente entre doce y veinte contratos, adicionales a los del Acuerdo 02, por el que se habían recibido más de cien solicitudes.
     
    ¿Cuándo se va a ver el impacto de estas medidas?
     
    Esperamos que en el 2016 tengamos un impacto positivo en las operaciones porque todas las empresas tienen que entrar a cumplir: les dimos extensión de plazos y flexibilización. Las compañías tienen la posibilidad de hacer más con menos, reestructurar la parte de costos y contractual. El 2015 fue la debacle, pero estamos tomando las medidas necesarias para que el próximo año sea mucho más prospectivo.
     
     
    Fuente: Elespectador.com
     
  • Los megaproyectos que se esfumaron por la crisis del petróleo

    El frenazo de las inversiones petroleras en 2015 ha alcanzado cifras estremecedoras. Para ser exactos, cerca de US$380.000 millones en grandes proyectos cancelados o aplazados en todo el mundo, esto es el tamaño de la economía de un país como Colombia.
     
    Plataforma ChevronEl desplome inusitado en los precios de petróleo ha aliviado los bolsillos de millones de consumidores en todo el mundo. Pero al mismo tiempo, ha tenido un efecto devastador en la industria petrolera y un impacto catastrófico en muchos países que dependen de la producción del crudo.
     
    El frenazo de las inversiones petroleras en 2015 ha alcanzado cifras estremecedoras. Para ser exactos, cerca de US$380.000 millones en grandes proyectos cancelados o aplazados en todo el mundo. Se trata de un monto de inversiones del tamaño de toda la economía de Colombia o de la de Sudáfrica.
     
    Son inversiones que desaparecieron del mercado mundial por cuenta de unos precios del crudo que pasaron de más de US$100 por barril a menos de US$30 en menos de un año. Las pérdidas arriba citadas no incluyen las incontables iniciativas de tamaño pequeño y mediano de la industria petrolera que han sucumbido también a esta nueva era de combustible barato.
     
    El impacto de la pérdida de todos estos proyectos se medirá en decenas de miles de puestos de trabajo perdidos y en miles de millones de dólares menos de ingresos tributarios para las naciones que esperaban beneficiarse de esa producción.
     
    Plataformas petroleras 
     
    La consultora internacional Wood Mackenzie publicó este miércoles un informe dando cuenta de 68 megaproyectos petroleros que están parados por efecto de las nuevas condiciones del mercado del crudo.
     
    Proyectos que suman casi 27.000 millones de barriles de petróleo en reservas, que por el momento no serán desarrolladas comercialmente.
     
    América Latina no escapa a la tendencia de grandes recortes en la industria petrolera, le dice a BBC Mundo Horacio Cuenca, director de investigación de Wood Mackenzie para el Cono Sur.
     
    "Muchos yacimientos en funcionamiento están viendo reducida su operación", le dice a BBC Mundo.
     
    Otros grandes proyectos en curso como los de los yacimientos de aguas profundas en Brasil, ya estaban sufriendo demoras por razones técnicas y otros motivos antes de la caída en los precios, puntualiza el analista.
     
    Y el desplome en las cotizaciones del crudo ha influido en la demora da la hora tomar decisiones frente a otros proyectos nuevos más pequeños.
     
    "En Ecuador por ejemplo, se postergó el desarrollo del proyecto de Pungarayacu, que tiene un crudo muy pesado. Empezó a negociarse un contrato con operadores en 2013 y 2014, se iba a tomar una decisión, cayeron los precios y se ha postergado indefinidamente", le dice a BBC Mundo.
     
    No resulta muy sorprendente que los proyectos más caros de explotar son los que primero se vieron suspendidos. En este caso, los de exploración offshore, en plataformas submarinas, perdieron más que las otras modalidades de producción de hidrocarburos. Y este colapso de la inversión llevará a menos producción diaria del crudo en nuevos yacimientos.
     
    Los cambios de planes inducirán un aplazamiento en la explotación de 2,9 millones de barriles diarios hasta la próxima década, señala el reporte de Wood Mackenzie.
     
    Entre los megaproyectos suspendidos en la segunda mitad de 2015 sobresalen:
     
    El del campo de gas Golfinho en las aguas de Mozambique
    La segunda fase del proyecto Kashagan en Kazajistán, con reservas der 4.500 millones de barriles
    Impacto brutal 
     
    En promedio, señala el estudio, los proyectos aplazados requerían de un precio internacional de petroleo a US$62 el barril para ser rentables.
     
    Y como el crudo se está cotizando a menos de la mitad de ese nivel, está claro que muchos de los planes de la otrora pujante industria petrolera están por el suelo.
     
    "El impacto de los menores precios en los planes de las compañías ha sido brutal", dijo en un comunicado el analista principal de Wood Mackenzie, Angus Rodger.
     
    "Lo que empezó a finales de 2014 como una disminución de gasto discrecional en proyectos de exploración y de pre-desarollo se ha convertido en una operación quirúrgica integral para cortar todos los gastos operativos y de capital no esenciales", advirtió Rodger.
     
    Estados Unidos muy golpeado
     
    El estudio también pone en evidencia a los países que más daño han sufrido en su industria petrolera.
     
    El caso más paradójico es tal vez el de Estados Unidos. La economía estadounidense en su conjunto ha recibido un enorme alivio por la caída en los precios energéticos, pero su industria petrolera ha recibido un golpe muy fuerte.
     
    EE.UU., junto con Canadá, Angola, Kazajstan, Nigeria y Noruega, son las naciones con más producción aplazada, totalizando cerca de 90% de los proyectos mencionados en la investigación.
     
    Y el futuro inmediato no es particularmente prometedor.
     
    "Con los precios del petróleo cayendo a su nivel más bajo desde 2004, las empresas de petróleo y gas se verán forzadas a adoptar un modo de supervivencia en 2016", puntualiza Tom Ellacott, vicepresidente de análisis corporativo para Wood Mackenzie.
     
    "Es muy probable que haya nuevos aplazamientos de proyectos y recortes en la inversión discrecional", asegura.
  • Los Precios del Petróleo y la Economía Mundial: Una Relación Complicada

    Precios OilPor Maurice Obstfeld, Gian Maria Milesi-Ferretti y Rabah Arezki

    Los precios del petróleo se mantienen persistentemente bajos desde hace más de un año, pero como se señala en la edición de Perspectivas de la economía mundial (informe WEO, por sus siglas en inglés) de abril de 2016, el estímulo que muchos esperaban que tendrían sobre la economía mundial aún no se ha materializado. Sostenemos que, paradójicamente, es probable que los beneficios mundiales se observen solo después de que los precios repunten ligeramente y las economías avanzadas logren superar el actual entorno de bajas tasas de interés.

    Desde junio de 2014, los precios del petróleo, en dólares de EE.UU., han caído aproximadamente 65% (unos USD 70) en un entorno en que el crecimiento de una amplia gama de países se ha ido reducido progresivamente. Incluso teniendo en cuenta la apreciación del dólar de 20% durante este período (en valores efectivos nominales), la reducción de los precios del petróleo en otras monedas ha sido, en promedio, de más de USD 60. Esto ha dejado perplejos a muchos observadores, incluidos nosotros aquí en el FMI, que creíamos que estas disminuciones de precios serían beneficiosas para la economía mundial, dado que si bien obviamente resultarían nocivas para los exportadores, reportarían ventajas a los importadores, con lo cual se contrarrestaría ese efecto con creces. El principal supuesto en que se sustenta esa creencia es la diferencia concreta de comportamiento de ahorro entre los países importadores de petróleo y los países exportadores de petróleo: los consumidores en los primeros, como por ejemplo en Europa, tienen una mayor tendencia marginal a gastar su ingreso que los consumidores en los segundos, como por ejemplo Arabia Saudita.

    Es evidente que los mercados mundiales de capital no se adhieren a esa teoría. Durante los últimos seis meses e incluso antes, los mercados de capitales han seguido una tendencia a la baja cuando los precios del petróleo han disminuido, resultado que no esperaríamos considerando que, en términos generales, un bajo precio del crudo favorece a la economía mundial. De hecho, desde agosto de 2015, la correlación simple entre las cotizaciones bursátiles y los precios del petróleo no solo ha sido positiva (véase el gráfico 1), sino que se ha duplicado con respecto al período anterior que comenzó en agosto de 2014 (pero no a niveles sin precedentes).

     

    SPA Oil  Chart1 En general, los episodios pasados de marcadas variaciones de los precios del crudo dieron lugar a efectos anticíclicos visibles, por ejemplo, tasas de crecimiento mundial más lentas tras registrarse grandes aumentos del crecimiento económico.  ¿Estamos presenciando algo diferente esta vez? Aunque varios factores inciden en la relación entre los precios del petróleo y el crecimiento económico, sostenemos que la gran diferencia con respecto a los episodios anteriores es que en muchas economías avanzadas la tasa de interés nominal es cero o casi cero.

    Oferta y demanda

    Un problema evidente que surge al tratar de pronosticar el efecto de las variaciones de los precios del petróleo es que una caída de los precios mundiales puede ser consecuencia de un aumento de la oferta mundial o de una disminución de la demanda a escala internacional. Pero en este último caso, esperaríamos ver exactamente la misma tendencia que en los trimestres recientes: una caída de precios y una desaceleración de la tasa de crecimiento mundial, en que los precios más bajos del crudo amortiguarían, pero probablemente no invertirían, la disminución del crecimiento económico.

    La disminución de la demanda ha ejercido, sin duda alguna, una función en estas tendencias, pero la información empírica apunta a que el aumento de la oferta ha tenido un efecto igualmente importante, si no más. En términos generales, la oferta del petróleo ha sido pujante debido a la producción sin precedentes de los países miembros de la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que ahora incluye además las exportaciones de Irán, así como las de algunos otros países que no integran la OPEP. Asimismo, la oferta de petróleo del esquisto bituminoso de Estados Unidos ha demostrado ser sorprendentemente resistente a la baja de los precios del petróleo. En el gráfico 2 puede observarse cómo, a diferencia de episodios anteriores, últimamente la producción de la OPEP ha seguido aumentando a medida que los precios han caído.

    SPA Oil  Chart2

    Incluso en Estados Unidos, un país importador neto de petróleo en que la demanda ha sido relativamente sólida, los bajos precios del crudo no parecen haber impulsado sustancialmente el crecimiento. El análisis econométrico y otros estudios apuntan a que solo parte de la reciente disminución de los precios del petróleo —entre la mitad y un tercio— está frenando la demanda y que la diferencia puede atribuirse al aumento de la oferta.

    Pero el misterio persiste: ¿dónde pueden observarse los efectos positivos de la disminución de los precios del crudo?

    Para responder a este interrogante, en la próxima edición del informe WEO de abril de 2016 se compara el aumento de la demanda interna en los países importadores y exportadores de petróleo en 2015 con lo que previmos en abril de 2015, cuando se registró la primera caída sustancial de los precios del crudo. La mayor parte de la revisión a la baja de la demanda mundial puede atribuirse a los exportadores de petróleo, a pesar de que representan una proporción relativamente pequeña del PIB mundial (un 12%). No obstante, pese a la reducción de los precios del crudo, que fue mayor de la prevista, la demanda interna en los países importadores tampoco superó los niveles pronosticados.

    Para poder comprender por qué no se detectan los efectos positivos del gasto debe examinarse más detenidamente la composición de la demanda en los países exportadores e importadores de petróleo.

    La demanda interna en los países exportadores de petróleo

    En 2015 la demanda interna en los países exportadores se caracterizó, de hecho, por una atonía mucho mayor de la prevista un año anterior. Esta sorpresa negativa se debió a un menor consumo, pero especialmente a una disminución de la inversión. Aunque los países ricos que exportan petróleo pueden recurrir a sus reservas o a los fondos soberanos de inversión –y la mayoría lo ha hecho—, también han ido recortado marcadamente el gasto público. Los países más pobres, por supuesto, tienen una capacidad de endeudamiento mucho menor, y corren el riesgo de sufrir una crisis si sus niveles de deuda externa aumentan demasiado. La mayoría de estos países tienen superávits en cuenta corriente sustancialmente más bajos o déficits más altos, y sus diferenciales soberanos se han ampliado.  En estos países el gasto interno puede reducirse marcadamente, en forma no lineal, a veces por la vía de una gran disminución del tipo de cambio que incrementa el precio de los bienes importados. La disminución de la inversión pública en estos países ha sido especialmente pronunciada: la mayoría de sus bienes de capital son importados y cuando se vuelve necesario realizar un ajuste fiscal, el gasto en capital suele ser el primer rubro que se elimina. Tampoco debemos olvidar que existen factores no relacionados con los precios del crudo —las conmociones internas en Iraq, Libia y Yemen, así como las sanciones en Rusia—  que han afectado la actividad económica de una serie de países exportadores de petróleo.

    Evidentemente, los bajos precios del crudo reducen la rentabilidad de las actividades de exploración y extracción que realiza el sector privado, además de reducir el gasto de capital. Según Rystad Energy, entre 2014 y 2015 la caída mundial del gasto de capital en los sectores de petróleo y gas fue de unos USD 215.000 millones, cifra equivalente a aproximadamente 1,2% de la formación de capital fijo a nivel internacional (nivel ligeramente inferior a 0,3% del PIB mundial). Incluso algunos países importadores se han visto muy afectados, Estados Unidos especialmente, lo cual explica una proporción significativa de la caída mundial de la inversión relacionada con el sector energético.

    Demanda interna en los países importadores de petróleo

    Las economías avanzadas importadoras de petróleo, por ejemplo en la zona del euro, de hecho han registrado algunos efectos positivos sobre el consumo, pero el impacto ha sido algo menor de lo previsto. Asimismo, el aumento de la inversión se ha mantenido por debajo de las expectativas, lo cual también refleja la disminución mayor de lo previsto de la inversión del sector energético en Estados Unidos, mencionada anteriormente. En el caso de los países en desarrollo y de mercados emergentes importadores de petróleo, la experiencia es variada. En esos países el mecanismo a través del cual los precios internacionales se transmiten a los precios internos de combustibles suele ser más limitado que en las economías avanzadas; algunos han reducido las subvenciones a los combustibles. Es cierto que la mejora de la posición fiscal en definitiva debería permitir a las autoridades bajar los impuestos o aumentar el gasto público, pero ese proceso lleva tiempo y está sujeto a diversas fricciones y fallas. En conjunto, el aumento de la demanda interna en estos países importadores se ajustó en general a las expectativas, pese a las difíciles condiciones macroeconómicas en unos cuantos países exportadores de otras materias primas.

    Un sorprendente desempeño macroeconómico con tasas de interés de límite inferior cero

    Hay otro factor que podría impedir la reactivación de la demanda en los países importadores de petróleo.

    En relación con otros ciclos de precios pasados, la caída de los precios del crudo coincide con un período de lento crecimiento económico, tan lento que los principales bancos centrales no tienen o tienen solo limitada capacidad para seguir reduciendo las tasas de interés de intervención a fin de respaldar el crecimiento económico y reducir las presiones inflacionarias.

    ¿Por qué esto es importante? En las décadas de 1970 y 1980, un gran volumen de estudios económicos, resumidos por Michael Bruno y Jeffrey Sachs hace más de 30 años, demostraron que los aumentos de precios impulsados por la oferta pueden ocasionar “estanflación”, es decir, una combinación de mayor inflación y menor crecimiento. Ese fenómeno es el resultado directo de los mayores costos en los que incurren los productores que usan energía, y que los llevan a reducir la producción, despedir mano de obra e incrementar los precios para cubrir sus mayores costos de producción.

    Si bien el petróleo es un factor de producción menos importante que hace tres décadas, este razonamiento debería funcionar a la inversa cuando disminuyen los precios del crudo, y debería traducirse en costos de producción más bajos, una mayor contratación y una inflación más baja. No obstante, este mecanismo es problemático cuando los bancos centrales no pueden reducir las tasas de interés. Puesto que la tasa de intervención no puede reducirse más, la disminución de la inflación como consecuencia de la reducción de los costos de producción incrementa la tasa de interés real, comprimiendo la demanda y reduciendo con toda probabilidad los aumentos del producto y el empleo. De hecho, es posible que estas variables agregadas terminen reduciéndose. Es probable que algo parecido esté ocurriendo actualmente en algunas economías. En el gráfico 3 se observa que un precio de crudo más bajo de lo previsto posiblemente reduce la inflación prevista, y se demuestra que existe una fuerte relación directa entre los precios de los contratos de crudo de Estados Unidos a futuro y una medida de las expectativas inflacionarias a largo plazo basada en el mercado.

    Una tasa de interés de límite inferior cercano a cero también puede ser señal de una respuesta “perversa” al aumento de los precios del petróleo. Cuando los bancos centrales confrontan presiones deflacionarias, es improbable que incrementen considerablemente la tasa de interés de intervención para hacer frente a un repunte de la inflación. En consecuencia, los aumentos de los precios del petróleo pueden, en forma simétrica, tener un efecto expansionista al reducir la tasa de interés real.

    Obviamente, sería un error llegar a la conclusión de que los bancos centrales pueden potenciar las ventajas del actual nivel bajo de los precios del petróleo elevando sus tasas de interés de política monetaria. Al contrario, si las demás condiciones no varían, esa medida sería perjudicial para el crecimiento ya que elevaría las tasas de interés real. Nuestro argumento es sencillamente que cuando las condiciones macroeconómicas de un país importador de petróleo justifican una tasa de interés del banco central muy baja, una caída de los precios del petróleo podría provocar movimientos de la tasa de interés real que contrarrestarían el efecto positivo en el ingreso.

    El camino por delante

    Cuando los precios del petróleo son persistentemente bajos, la conducción de la política monetaria se complica, y se corre el riesgo de que expectativas inflacionarias no ancladas ocasionen nuevos reveses. Es más, el episodio actual, en que los precios del crudo han llegado a mínimos sin precedentes, podría desencadenar una serie de incumplimientos de pagos por parte de empresas y países, y estas perturbaciones podrían volver a incidir negativamente en los mercados financieros, donde ya existe cierto nerviosismo. La posibilidad de que se produzca un ciclo de retroalimentación negativa de este tipo hace aún más apremiante que la comunidad internacional respalde la demanda y que ciertos países lleven a cabo reformas estructurales y financieras.

    Fuente: Elespectador.com

  • Mansarovar Energy reafirma intenciones de seguir invirtiendo en Colombia

    Mansarovar 1·La multinacional petrolera cumplió 10 años en septiembre de 2016, con una operación de alta tecnología, caracterizada por la responsabilidad social y medioambiental con el país.

     ·Desde su llegada al país, Mansarovar ha generado más de 900 empleos directos y 5.600 indirectos, así como ingresos para la nación por más de $1.4 billones de pesos en  impuestos y $868.000 millones de pesos en regalías.

    Bogotá, octubre 2016. - Con firmes deseos de seguir invirtiendo en Colombia, la multinacional petrolera Mansarovar Energy le apuesta a continuar creciendo, adquiriendo y localizando tecnología innovadora para llevar a cabo operaciones eficientes y responsables en la exploración y producción del petróleo en el país.

    La multinacional, conformada por Sinopec de China y ONGC-Videsh de India, acaba de cumplir 10 años de operaciones en Colombia y evidencia una clara intención de crecimiento en el país: “Mansarovar llegó para quedarse, así que participaremos en la Mini-Ronda de la ANH 2016.  Existen varias cuencas de interés para nosotros como las que se encuentran en el Valle Inferior del Magdalena y en la zona de Sinu-San Jacinto. Tenemos también interés en evaluar cuencas más maduras y de mayor desarrollo como el Valle de Magdalena Medio, el Valle Superior del Magdalena, Putumayo y Catatumbo”, expresó el CEO de la compañía, el Dr. Harvinderjit Singh.

    En el último trimestre de 2016, Mansarovar se concentrará en emplear técnicasque permitan ser aún más eficientes en la producción –como workovers, sidetracks y water shut-offs–  para cumplir con las metas del año. Para el 2017 se preveen algunos trabajos adicionales de este mismo tipo en los campos de Asociación Nare (en Puerto Boyacá), mientras que en Velásquez (también en Puerto Boyacá) se dará inicio a la expansión de la inyección continua de agua (waterflooding) que implicará una inversión aproximada de US$70 millones entre 2017 y 2018.

    Resultado de la combinación cultural, gerencial y tecnológica de China, India y Colombia, Mansarovar continuará con la implementación y localización de innovadoras tecnologías de recobro en los yacimientos colombianos, eficientes y amigables con el medio ambiente y que permiten sacarle mayor provecho a la producción.

    Mansarovar se ha convertido en un referente en costos a nivel mundial para este tipo de proyectos, gracias a su gente, al desarrollo de un sistema propio de gestión de innovación, su flota propia de equipos de perforación, y el oleoducto que conecta los campos en el Magdalena Medio con la Refinería de Barrrancabermeja.

    Mansarovar celebra así sus primeros 10 años en Colombia con un ambicioso plan de inversión orientado a convertirse en líder en la explotación de crudo pesado a través de tecnologías de recobro térmico.

    Mansaroval Cuadro(1)

    Acerca de Mansarovar

    Mansarovar Energy es una multinacional petrolera creada en el 2006 tras la fusión de los capitales y tecnologías de las compañías estatales de la India, ONGC-Videsh, y de la China, Sinopec. El principal objetivo de la compañía es ser el operador líder en la extracción 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 producción de barriles limpios. En Colombia, Mansarovar es la quinta compañía más importante del sector petrolero con una producción equivalente a los 40.000 bpd de crudo pesado a 2015. Actualmente extrae petróleo en siete campos de la región del Magdalena Medio: campo Velásquez y, a través de un contrato de asociación con Ecopetrol, Nare, los campos Jazmín, Moriche, Girasol, Abarco, Under River y Nare Sur.

    Por: Paisminero.co  – Cp Mansarovar

  • Más crudo para Ecopetrol en el Golfo de México

    GolfoLas compañía angloholandesa Shell, socia de Ecopetrol y de la estadounidense Nexen en el bloque Mississippi Canyon 525, en el Golfo de México, anunció este martes un importante descubrimiento petrolero luego de perforar el pozo Rydberg, ubicado 120 kilómetros mar adentro en aguas profundas.
     
    Aunque está completando la evaluación de los resultados, la firma Shell Exploration, operadora del campo, estima que la base inicial de recursos de este reservorio sea de aproximadamente 100 millones de barriles de petróleo equivalente (crudo y gas), lo que lo convierte en su tercer descubrimiento más importante en las aguas profundas del Golfo de México y el primero del consorcio que tiene con Ecopetrol y Nexen.
     
    De acuerdo con la participación actual de cada compañía en el bloque, Shell tiene una cuota del 57,2 por ciento, Ecopetrol America Inc, filial de Ecopetrol, tiene una participación del 28,5 por ciento, y Nexen (firma controlada por la compañía china CNOOC), el 14,3 por ciento.
     
    Es decir, que los recursos inicialmente estimados que le corresponderían a Ecopetrol superarían los 28 millones de barriles, una cifra comparable con las reservas probadas iniciales al momento de declarar la comercialidad del campo Akacías el año pasado, en el bloque CPO-09, las cuales fueron estimadas en 35 millones de barriles.
     
    El pozo Rydberg está ubicado 120 kilómetros mar adentro en el bloque, y fue perforado a una profundidad total de 26.371 pies (un poco más de 8 kilómetros del fondo del mar), encontrando 122 metros de arena neta petrolífera.
     
    Junto con los descubrimientos de Appomattox y Vicksburg, los hallazgos de la compañía en el área Norphlet (en la que se ubica el bloque Mississippi Canyon 525) llegan a más de 700 millones de barriles de petróleo equivalente desde que la firma hace presencia en esta amplia región de exploración y producción de hidrocarburos.
     
    “El descubrimiento de Rydberg se basa en nuestra posición de liderazgo en el golfo oriental de México, y su proximidad a nuestros otros descubrimientos en la zona lo hace particularmente emocionante”, indicó Marvin Odum, director de Exploración de Shell para las Américas, quien agregó que los hallazgos representan el surgimiento de otro centro de actividades en aguas profundas para Shell, lo que debe generar valor para los accionistas.
     
    Aunque Ecopetrol no se ha pronunciado oficialmente sobre el hallazgo, se conoció que dentro de la compañía hay una gran satisfacción por este logro obtenido como parte de la diversificación de su portafolio de exploración.
     
    Hay un bloque produciendo en el área
    Actualmente Ecopetrol, en la costa del Golfo de México, en Estados Unidos, tiene en producción el bloque K2, operado por Anadarko, el cual le aporta 1.800 barriles por día al tener una cuota del 9,2 por ciento en el área.
     
    En esta zona también se han hecho los descubrimientos Parmer, Dalmatian Sur y ‘Logan’, todos en delimitación para explotación comercial.
     
    En el 2008, Ecopetrol adquirió el 31,5 por ciento que tenía la inglesa BP en el descubrimiento Gunflint, y se estima que su producción entrará en el 2016.
     
    ECONOMÍA Y NEGOCIOS - ElTiempo.com
  • Minería e hidrocarburos, el sector con los mejores sueldos

    Geologo1La Federación Colombiana de Gestión Humana (Acrip) presentó los resultados de la Investigación Nacional de Salarios y Beneficios en Colombia 2014 – 2015. Según el estudio, el sector de hotelería y turismo registra los salarios más bajos.

    La 39ª Investigación Nacional de Salarios y Beneficios en Colombia 2014 – 2015 contó con la participación de más de 750 empresas de 9 ciudades del país (Bogotá, Cali, Medellín, Barranquilla, Cartagena, Armenia, Pereira, Manizales y Bucaramanga) y fue patrocinado por la firma SQL Software.

    Según el informe presentado, que analizó 74 mil registros salariales de los 24 sectores económicos de mayor contribución al PIB del país y homologó 792 cargos a través de las variables de tamaño, región y sector económico, el sector de minería e hidrocarburos es el sector con los mejores salarios de Colombia, y servicios temporales y hotelería y turismo son los menos competitivos, señala el informe.


    Así mismo, el análisis mostró que el incremento salarial en Colombia en el 2014 fue de 4,05%, 2,11 veces el IPC (Índices de Precios del Consumidor) del año 2013. El año anterior el incremento fue de 5,4%, 1,4 veces el IPC del 2012.

    “Estas cifras nos muestran que aunque el incremento salarial fue menor este año en relación al anterior, la tendencia fue positiva, ya que duplicó el IPC del año en curso”, explicó Iván Arenas, Presidente de la Junta Directiva de la Federación Colombiana de Gestión Humana (Acrip).Sectores Menores Pagadores

    El estudio también reveló que los sectores de cauchos y plásticos fueron los que mayor aumento salarial obtuvieron, seguidos de construcción e insumos, y químico farma. Los que menos aumento de salarios registraron fueron las cajas de compensación, hotelería y turismo, y logística y transporte.

    De igual forma, la investigación concluyó que las únicas ciudades que superaron el promedio nacional del incremento salarial fueron Bogotá y Barranquilla, seguidas de Cali y Medellín, las demás ciudades estuvieron cercanas al 3,90%. Sin embargo, los resultados arrojaron que en todas las ciudades los incrementos salariales estuvieron por encima del IPC.

    Por otro lado, uno de los datos más destacados del estudio tiene que ver con el tipo de contrato que emplea a los colombianos. La investigación arrojó que la contratación directa disminuyó, en relación con el año pasado, del 65% al 55% y la contratación tercerizada incrementó del 14% al 22%.

    “Uno de los posibles factores que explican el incremento de la tercerización en relación a las cifras del año pasado, es el aumento de la generación de empleo en el país” Afirmó Lorenzo Ruíz, Director de la Investigación Nacional de Salarios de ACRIP.

    foto

    La investigación reunió estadísticas en cuanto al tipo de contratación, porcentaje de aumento en la remuneración de los colombianos por cargo, ciudad y sector, los beneficios que ofrecen las empresas a sus empleados, prácticas de remuneración fija, variable, bonos, incentivos y beneficios.


    Fuente: Dinero.com


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  • Municipios productores de hidrocarburos reciben incentivo

    Petroleo Ing
    • Más de 100.000 habitantes de 19 municipios productores de hidrocarburos en Meta y Casanare, serán beneficiados con recursos del Incentivo a la Producción
     
    • Estos recursos son un estímulo para superar las metas de producción regional, sopesar las fluctuaciones de precios del mercado y financiar proyectos con gran impacto social, económico y ambiental.
     
     “Nos hemos reunido con alcaldes de ocho municipios productores de hidrocarburos en la ciudad de Villavicencio, luego con otros 11 alcaldes en Yopal, les anunciamos a todos la entrega de un incentivo para promover el incremento en la producción de hidrocarburos. Esto viene acompañado del compromiso de los alcaldes de seguir colaborando para tener un entorno aún más favorable para la inversión”, dijo este viernes el Viceministro de Energía, Carlos Fernando Eraso, durante la firma de actas de compromiso del Incentivo a la Producción en la ciudad de Yopal.
     
    Más de 100.000 pobladores de estos dos departamentos resultarán beneficiados con los $33.800 millones provenientes de la iniciativa que condiciona la inversión a proyectos con alto impacto económico y social.
     
    Habitantes rurales, niños e indígenas podrán acceder a mejores instalaciones, entornos, servicios y programas en sus territorios: “hoy entregamos incentivos que hemos destinado para que las entidades territoriales en Meta y Casanare puedan ejecutar iniciativas con impacto social, como obras de pavimentación, acueducto, alcantarillado, educación, electrificación rural y medio ambiente, que seguro tendrán un efecto positivo en las comunidades”, añadió el Viceministro.
     
    El Incentivo a la Producción contempla recursos por $180.000 millones para entregar a 101 municipios productores de crudo, gas, carbón y níquel en todo el país entre 2015 y 2016.
     
    MME
  • Número plataformas de petróleo y gas en EE.UU. cae a menor nivel desde 1940

    Sólo las plataformas de perforación petrolera se redujeron en 15, a 372, el menor nivel desde noviembre de 2009, dijo la compañía de servicios del sector Baker Hughes Inc.
     
    Plataforma de Exxon - foto cortesiaPlataforma de Exxon - foto cortesiaReuters. Las firmas en Estados Unidos redujeron las plataformas de petróleo y gas al menor nivel desde al menos 1940, mostraron datos este jueves, en medio del más profundo desplome de los precios de la energía en una generación.
     
    Sólo las plataformas de perforación petrolera se redujeron en 15, a 372, el menor nivel desde noviembre de 2009, dijo la compañía de servicios del sector Baker Hughes Inc.
     
    Hacia el futuro, los analistas pronostican que las plataformas tocarán fondo en un par de meses antes de recuperarse hacia finales de año, cuando esperan que suban los precios de la energía.
     
    Las firmas recortaron 12 plataformas de petróleo y gas en la semana al 24 de marzo, para llevar el número total a 464, según el informe. Eso se compara con 1.048 plataformas operando en la misma semana el año pasado.
     
    Tras la divulgación del reporte, los precios del petróleo recortaron sus pérdidas de la sesión.
     
     
    Reuters
  • Obama quiere impuesto de 10 dólares por barril de petróleo

    Pet WorkersEl presidente Barack Obama quiere que las empresas petroleras paguen un impuesto de 10 dólares por barril de petróleo para ayudar a financiar inversiones en trasporte limpio que combatan el cambio.

    El presidente Barack Obama quiere que las empresas petroleras paguen un impuesto de 10 dólares por barril de petróleo para ayudar a financiar inversiones en trasporte limpio que combatan el cambio climático. Obama formalizará la propuesta el martes cuando presente su proyecto de presupuesto final al Congreso. 

    Se prevé que el impuesto sea rechazado por los republicanos que controlan el Congreso y se oponen a nuevos impuestos y a las políticas energéticas de Obama. Aun así, la Casa Blanca espera que la propuesta conduzca a un debate sobre la necesidad de conseguir que los productores de energéticos ayuden a financiar los esfuerzos para promover un trasporte limpio. 

    La Casa Blanca dijo que el impuesto de 10 dólares se introduciría de manera gradual a lo largo de cinco años. Los gravámenes proporcionarían 20.000 millones de dólares al año para la reducción del tránsito, ampliar la inversión en sistemas de transporte y nuevos modos de traslado, como el tren de alta velocidad. 

    También modernizaría la manera en que los sistemas de transporte regional son financiados, al proveer 10.000 millones de dólares para alentar la inversión que conduzca a opciones de transporte más limpio. La Casa Blanca aseguró que el impuesto proporcionaría solvencia a largo plazo para el fondo carretero. 

    El costo añadido a la gasolina crearía un incentivo claro para el sector privado para reducir la dependencia de la nación en el petróleo y dirigir las inversiones a tecnologías de energía más limpia. 

    El presidente de la cámara baja, Paul Ryan, calificó al plan "sin posibilidades de éxito" y como "una distracción en un año electoral”. 

    "El presidente debería estar proponiendo políticas para el crecimiento de nuestra economía en lugar de sacrificarla para aplacar a los ambientalistas", dijo el republicano de Wisconsin en un comunicado. 

    El Instituto Estadounidense del Petróleo proyectó que el gravamen incrementaría el costo de la gasolina 25 centavos de dólar por galón. "En un momento en que las compañías petroleras están atravesando la mayor crisis financiera en más de 25 años, tiene poco sentido incrementar los costos para la industria", añadió Neal Kirby, un portavoz de la Asociación Petrolera Estadounidense. "Este no es un simple impuesto para las empresas petroleras, es un impuesto sobre los consumidores estadounidenses que actualmente se benefician de bajos costos en la calefacción del hogar y el transporte".

     

    Fuente: 20minutos.com / AFP

  • 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
     
  • OPEP prevé una menor demanda de su petróleo y apunta a un mayor superávit de suministros

    Petroleo ArabeEl reporte mensual de la Organización de Países Exportadores de Petróleo contrasta con el de la Agencia Internacional de Energía (AIE), que indicó el viernes que los productores que no integran el cártel están recortando su producción a un ritmo mayor de lo esperado.

    Londres. La OPEP predijo este lunes que la demanda global de su petróleo en 2016 será menor de lo previsto, ya que la oferta de productores rivales está demostrando mayor resistencia a los bajos precios, elevando el exceso de suministros en el mercado este año.

    El reporte mensual de la Organización de Países Exportadores de Petróleo contrasta con el de la Agencia Internacional de Energía (AIE), que indicó el viernes que los productores que no integran el cártel están recortando su producción a un ritmo mayor de lo esperado.

    En el reporte, la OPEP indicó que sigue esperando que el suministro de fuera del grupo descienda en 700.000 barriles por día (bpd) este año. No obstante, revisó al alza el nivel absoluto de suministro desde fuera de la OPEP en 2015 y 2016, y aseguró que los esfuerzos de los productores por mantener el bombeo hace más incierta su previsión para el 2016.

    "Hubo una reducción en los costos de producción, sobre todo en Estados Unidos, al igual que un incremento de la cobertura, con los productores prefiriendo bombear con pérdidas en lugar de detener el bombeo", señaló el grupo. "Esto hace que la previsión de suministros fuera de la OPEP en 2016 sea incierta", agregó.

    Como resultado, la OPEP espera ahora que la demanda global por su crudo promedie los 31,52 millones bpd este año, una baja de 90.000 bpd respecto a la proyección del mes pasado. El cártel produjo 32,28 millones de bpd en febrero, citó el reporte según fuentes secundarias, una caída de casi 175.000 bpd respecto a enero, sobre todo por cortes en Irak y Nigeria.

    Arabia Saudita dijo a la OPEP que mantuvo estable su producción en febrero, en 10,22 millones de bpd, después de que el mayor exportador mundial logró un acuerdo preliminar para congelar el bombeo con Venezuela y Qatar, miembros de la OPEP, y Rusia, de fuera del grupo.

    Irán, que quiere recuperar cuota de mercado tras el levantamiento de las sanciones occidentales en lugar de congelar la producción, comunicó a la OPEP que elevó su bombeo a 3,39 millones de bpd, unos 250.000 bpd más que lo estimado por las fuentes secundarias.

    El reporte señala un exceso de suministros de unos 760.000 bpd en 2016 si el grupo sigue produciendo a los niveles de febrero, respecto a los 720.000 bpd implícitos en el informe del mes pasado.

    Fuente: americaeconomia.com / Reuters

  • Pacific participa por primera vez en la plenaria de principios voluntarios

    Pacific PtogaitanPacific participó en su primera plenaria anual de Principios Voluntarios que se llevó a cabo el 17 y 18 de marzo en Londres
     
    En diciembre de 2014, Pacific fue incluida en el grupo de empresas extractivas que hacen parte de la Iniciativa mundial de Principios Voluntarios de Seguridad y Derechos Humanos. Solo 27 empresas en el mundo hacen parte de este selecto grupo.
     
    Pacific participó en su primera plenaria anual de Principios Voluntarios que se llevó a cabo el 17 y 18 de marzo en Londres. Durante la reunión plenaria los participantes tuvieron la oportunidad de darle la bienvenida a las 8 entidades que comenzaron a ser parte de la Iniciativa de Principios Voluntarios desde 2014, entre ellas Pacific.

    “En los dos días de reuniones tuvimos la oportunidad de dialogar con los demás participantes, sobre los esfuerzos que se deben hacer para involucrar a los gobiernos en las discusiones acerca de los beneficios de participar e implementar los Principios Voluntarios, sobre las mejores prácticas en el trabajo con seguridad pública, el fortalecimiento del papel de la sociedad en la iniciativa de Principios Voluntarios, entre otros. Fue una experiencia muy enriquecedora.” Señaló Federico Restrepo-Solano, Vicepresidente de Asuntos Corporativos y sostenibilidad, sobre la participación en la conferencia.

    Principios Voluntarios es una iniciativa mundial y de adherencia voluntaria, que define principios guía para facilitar la gestion de riesgos relacionados con la seguridad pública y privada, particularmente aquellos derivados de operar en zonas que son escenario de acción de grupos armados al margen de la Ley, bajo un marco de respeto y promoción de los Derechos Humanos y de las libertades fundamentales.

    El grupo de empresas ligado a esta iniciativa incluye solamente a 27 compañías, entre las que se encuentran Chevron, Repsol, Shell, Exxon Mobil y Total, entre otras. Pacific fue incluido en diciembre de 2014

    Por: Paisminero.co / CP-Pacific

  • Países petroleros se reúnen nuevamente para concretar su reducción de producción

    Petroleo ArabeRusia, que junto a Arabia Saudí y EE.UU., es uno de los tres que más petróleo produce en el mundo, dijo estar dispuesta en reducir su oferta en 300.000 barriles al día.
    Los principales países productores de petróleo, miembros y no miembros de la OPEP, se reúnen de nuevo este sábado en Viena para cerrar un acuerdo para limitar la oferta y estimular al alza los precios.
     
    El encuentro, en el que participará el ministro ruso de Energía Alexandre Novak, se celebrará el 10 de diciembre en Viena, dijo este martes a la AFP un portavoz del ministerio.
     
    Tras haber producido grandes cantidades de crudo durante años y provocado una caída espectacular de precios, la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) logró el 30 de diciembre un acuerdo para limitar su producción en 1,2 millones de barriles al día (mbd).
     
    También convenció a grandes países productores que no forman parte del cártel, como Rusia, para participar en el esfuerzo de reducción, una medida clave para reequilibrar el mercado y poner fin a un periodo de precios bajos que han tenido importantes consecuencias para los países del más dependientes de los ingresos petroleros.
     
    Los observadores esperan ahora la concreción del pacto, también por parte de Moscú, que no participó en la reunión de la OPEP de la semana pasada.
     
    Tras un repunte inicial, la subida del petróleo ha perdido fuerza en los últimos días y este martes pasó de nuevo por debajo de los 55 dólares en Londres.
     
    Aunque la reunión debería servir para concretar el acuerdo, la información de que la OPEP aumentó de nuevo en noviembre su nivel de producción suscita "cierto escepticismo", indican los analistas de Accendo Markets.
     
    Rusia, que no forma parte del cártel pero que, junto a Arabia Saudí y Estados Unidos, es uno de los tres que más petróleo produce en el mundo, dijo estar dispuesta en reducir su oferta en 300.000 barriles al día, la mitad del esfuerzo que la OPEP pidió a sus socios.
     
    Los observadores esperan ahora que Moscú cumpla su promesa, algo que no siempre hizo en el pasado en acuerdos similares.
     
    Rusia está produciendo a su mayor nivel desde los tiempos de la Unión Soviética, cerca de 11,2 millones de mbd, por lo que una reducción de 300.000 barriles al día será relativamente fácil de asumir.
     
    El ministro Novak ya dijo que la reducción de la producción rusa de crudo se hará "etapa por etapa" durante el primer semestre de 2017 y sólo si la OPEP respeta su compromiso.
     
    También hay incógnitas sobre cómo Moscú aplicará la reducción porque en teoría la decisión está en manos de las compañías petroleras, en su mayoría privadas.
     
    La caída del precio del barril supuso un duro golpe para la economía rusa en 2015, afectada también por las sanciones relacionadas con el conflicto en Ucrania, y el país acaba de vivir dos años de profunda recesión, con un déficit importante.
     
    Por ello Vladimir Putin, que termina su mandato en 2018, se ha implicado personalmente en la negociación y en septiembre puso de nuevo en marcha el diálogo con Arabia Saudí.
     
    Según los cálculos de los economistas del banco VTB Capital, si el barril se mantiene en 55 dólares en 2017 supondría cerca de 20.000 millones de euros para el presupuesto ruso, con lo que el gobierno tendría margen para reducir el déficit y poner fin a la austeridad.
     
    Fuente: Elespectador.com
  • 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
  • Paros y bloqueos incidirían en la caída de la inversión extranjera en el sector petrolero

    00 Cubapetroleo 16630La cifra llegaría a 4.720 millones de dólares, a niveles del año 2007. Campetrol lo atribuye a circunstancias internas.
     
    La Inversión Extranjera Directa (IED) en el sector petrolero caería este año 42 por ciento a 4.720 millones de dólares, esto tomando como base un precio promedio por barril de 41 dólares, junto con una producción de 885.000 barriles/día y usando como referente estadístico la Balanza Cambiaria del Banco de la República, según un estudio de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol).
     
    Esta cifra no se veía desde el año 2007, época en la que la IED del sector petrolero se ubicó en 4.156 millones de dólares.
     
    La proyección estimada a la baja se generaría por la compleja situación por la que está atravesando el sector petrolero derivada, en primer lugar, del descenso de las cotizaciones del crudo, así como por la inseguridad jurídica que se ha despertado debido a las revocatoria de licencias por parte de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) y a las decisiones de la Corte Constitucional, que ha ordenado el cese de operaciones de pozos productores por presuntos problemas en el desarrollo de la consulta previa.
     
    A esto se le deben sumar los constantes paros y bloqueos por parte de las comunidades (que entre enero y mayo del presente año suman 37), que suspenden las operaciones en los campos, lo cual incrementa los valores de funcionamiento; así mismo, se le deben incluir los altos precios de contratación local de bienes y servicios (que en ocasiones llegan al 500 por ciento más de la tarifa de mercado) y los elevados niveles de tributación en Colombia, asegura el gremio petrolero.
     
    Ronda de Ecopetrol
     
    De otra parte la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) consideró acertada la decisión de Ecopetrol de lanzar una nueva ronda, con 20 activos productivos y con prospectividad exploratoria, en las zonas del Catatumbo, Valle Medio y Superior del Magdalena, Llanos y Putumayo, en momentos en que la producción ha caído en más de 100.000 barriles.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Pdvsa busca acuerdos con China para desarrollo gasífero costa afuera

    Plataforma UsaDe acuerdo con la petrolera estatal, la rentabilidad de los proyectos gasíferos se sustenta en las reservas de 197 billones de pies cúbicos de este hidrocarburo con que cuenta la nación y que la sitúan en octavo lugar en el mundo.
     
     
    Petróleos de Venezuela (Pdvsa) y el Consorcio chino HG Tech iniciaron un encuentro que tiene como finalidad intercambiar conocimientos y proyectos para impulsar el desarrollo gasífero costa afuera de Venezuela.
     
    El evento, denominado Oportunidad de Negocios, que se realizará hasta este viernes 4 en la sede de Pdvsa, en Caracas, "tiene como objetivo mostrar el panorama de desarrollo gasífero en el país a un grupo de empresarios chinos, y así acordar el financiamiento, la inversión y el acceso a ingeniería requerida por la nación para los desarrollos de gas costa afuera, tanto en el oriente como en el occidente venezolano", refiere una nota de prensa de la estatal.
     
    on este encuentro, la dirección ejecutiva Costa Afuera de Pdvsa espera impulsar un modelo de equilibrio, "que permita desarrollar la infraestructura nacional, garantizar la capacidad de suministro en el país y ampliar las oportunidades de exportación, por medio de tuberías directas o a través de la licuefacción del gas para su transporte en buques".
     
    De acuerdo con la petrolera estatal, la rentabilidad de los proyectos gasíferos se sustenta en las reservas de 197 billones de pies cúbicos de este hidrocarburo con que cuenta la nación y que la sitúan en octavo lugar en el mundo y en el primer puesto en América Latina y el Caribe.
     
    "El gas, como recurso energético, atrae la inversión del consorcio chino que ve el potencial de nuestras reservas, tanto de gas como de crudo, Costa Afuera y las facilidades que se tienen en estas latitudes por tratarse de una zona tropical, con aguas relativamente tranquilas", señaló el director ejecutivo Costa Afuera de Pdvsa, Douglas Sosa.
     
    Al respecto, indicó que el consorcio chino HG Tech cuenta con amplios conocimientos que facilitan la construcción de infraestructura costa afuera.
     
    "Esta cooperación conjunta se apoya en las condiciones naturales donde se encuentra el recurso, con yacimientos entre 7 mil a 10 mil pies de profundidad, que hacen el proyecto rentable", dijo al ser citado en la nota de prensa.
     
    Asimismo, Sosa destacó que el gigante asiático requiere de gas para sustituir el carbón como fuente energética.
     
    La rueda de negocios incluye exposiciones por parte de directivos de Pdvsa, de especialistas en la producción de gas y gas costa afuera, mesas de trabajo multidisciplinarias y una visita a las áreas, específicamente a Güiria, estado Sucre, donde se encuentra localizado el gasoducto nororiental José Francisco Bermúdez.
     
    Pdvsa anunció que se prevé que durante la clausura del encuentro se firmen acuerdos y compromisos entre ambas naciones.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / ELMUNDO.COM.VE
  • Petrobras reporta mayor pérdida en su historia por US$16.800 millones y promete "normalidad"

    La empresa dijo que las amortizaciones relacionadas directamente con el escándalo de corrupción representaron más de US$2.000 millones y el resto fueron "pérdidas por ajuste de valor" derivadas de mala planificación y el desplome de los precios del crudo, entre otros factores.
     
    Petrobras, cuya inversión anual suele duplicar al presupuesto discrecional del Gobierno para infraestructura, dijo el miércoles que recortaría el gasto de capital en 2015 a US$29.000 millones.Petrobras, cuya inversión anual suele duplicar al presupuesto discrecional del Gobierno para infraestructura, dijo el miércoles que recortaría el gasto de capital en 2015 a US$29.000 millones.Río de Janeiro. La petrolera estatal brasileña Petrobras reportó este miércoles la mayor pérdida de su historia, resultado de una amortización por 50.800 millones de reales (US$16.800 millones) como consecuencia de un enorme escándalo de corrupción.
     
    La pérdida neta de la compañía en el 2014 fue de 21.600 millones de reales (US$7.200 millones), por sobre las utilidades totales de la compañía acumuladas durante casi cuatro años, se da en momentos en que el nuevo presidente ejecutivo Aldemir Bendine busca recuperar la confianza de los inversores
     
    Una investigación internacional sobre el arreglo de contratos, sobornos y corrupción en la compañía, llamada formalmente Petróleo Brasileiro SA, generó una prolongada demora en la publicación de los resultados.
     
    La empresa dijo que las amortizaciones relacionadas directamente con el escándalo de corrupción representaron 6.190 millones de reales. Dijo que el resto fueron "pérdidas por ajuste de valor" derivadas de mala planificación, el desplome de los precios del crudo, metas incumplidas de los proyectos de refinerías y sobrecostos.
     
    "De ahora en adelante, Petrobras garantiza que volverá a la normalidad en sus relaciones con los inversores, accionistas y acreedores en Brasil y el extranjero", dijo Bendine, quien asumió el cargo de presidente ejecutivo a comienzos de febrero, en una conferencia de prensa para anunciar los resultados.
     
    Las ganancias entre octubre y diciembre antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización (EBITDA) fueron de 20.100 millones de reales. El EBITDA es una medición de la capacidad de la compañía para generar efectivo a partir de sus operaciones.
    "Nosotros estamos limpiando los errores en el tratamiento de los recursos de la compañía para que podamos tratar con el mercado con la transparencia que exige y se merece", agregó.
     
    La amortización es uno de los primeros pasos concretos de Petrobras para restaurar su acceso a los mercados de capital desde que el escándalo la obligó a postergar sus resultados financieros auditados en noviembre.
     
    Los problemas financieros de la empresa han llevado a una rebaja de la nota de su deuda por parte de las grandes agencias de calificación crediticia.
     
    Aún así, Petrobras ya ha dicho que se verá obligada a reducir sus inversiones para desarrollar los descubrimientos de crudo en altamar que están entre los mayores del mundo en las últimas cuatro décadas.
     
    Esos descubrimientos llevaron a los inversores a aumentar el valor de mercado de la empresa hasta casi US$300.000 millones en el 2008 y ayudaron a vender US$70.000 millones en nuevas acciones en el 2010. Petrobras vale sólo US$56.000 millones actualmente.
     
    Si bien la amortización ayuda a arrojar una luz durante uno de los momentos más oscuros de la empresa, aún persisten los desafíos para la compañía y Brasil.
     
    Además de dañar a Petrobras, la compañía más grande de Brasil, el escándalo ha golpeado a dos decenas de las principales firmas de construcción e ingeniería del país, llevando al menos a cinco a la bancarrota y dejando a miles de personas sin trabajo.
     
    También es el mayor revés hasta la fecha para un plan de expansión de Petrobras de US$44.200 millones año que la presidenta Dilma Rousseff y su Partido de los Trabajadores (PT) han utilizado para justificar un control más firme de los recursos naturales por parte del Estado y una mayor intervención a la economía.
     
    Planifican recorte al gasto. Petrobras, cuya inversión anual suele duplicar al presupuesto discrecional del Gobierno para infraestructura, dijo el miércoles que recortaría el gasto de capital en 2015 a US$29.000 millones, un 34% menos que el promedio previsto para cada uno de los próximos cinco años.
     
    Bendine dijo que recortaría el gasto en otro 13% a US$25.000 millones en el 2016 y revelaría un nuevo plan estratégico dentro de 30 días.
     
    Los inversores cuestionaron el verdadero valor de los activos de Petrobras luego de que el año pasado fueron arrestados varios ejecutivos de alto rango de la estatal y de contratistas responsables de la construcción de refinerías, plataformas de perforación y otras obras de infraestructura por miles de millones de dólares.
     
    Como resultado, el auditor PricewaterhouseCoopers rehusó certificar los resultados de la compañía.
     
    Petrobras reportó una pérdida neta de 26.600 millones de reales (US$8.800 millones) en el cuarto trimestre.
     
    Las ganancias entre octubre y diciembre antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización (EBITDA) fueron de 20.100 millones de reales. El EBITDA es una medición de la capacidad de la compañía para generar efectivo a partir de sus operaciones.
     
    La estatal también entregó el miércoles los resultados auditados del tercer trimestre, revisando sus resultados a una pérdida de 5.300 millones de reales sobre ingresos netos, o ventas totales menos impuestos, de 88.400 millones de reales.
     
    Petrobras había reportado resultado no auditados del tercer trimestre en enero, pero la postergación de los informes auditados excluyó a la empresa de los mercados financieros.
     
    Bajo los contratos por más de US$50.000 millones en bonos globales, el no entregar los resultados auditados del cuarto trimestre podría haber resultado en la cesación de pagos y el pago anticipado obligatorio de esa deuda.
     
    Reuters
  • Petróleo y gas: oportunidades para las compañías extranjeras

    Planta EcopCanacol Energy, de la mano de las comunidades locales y con la experiencia como respaldo, se ha convertido en una empresa líder en petróleo y gas en el país
     
    Cuando esta compañía canadiense aterrizó en el país en 2008, sabía que debía hacer honor a su nombre y estrechar los lazos bilaterales. Canacol es una fiel representación de las fuertes relaciones empresariales existentes entre Canadá y Colombia.
     
    En Colombia, Canacol cuenta con más de 26 bloques exploratorios en donde trabajan geólogos e ingenieros con el conocimiento y la experiencia necesarios para desarrollar proyectos energéticos. Hoy reparten su producción en 85 por ciento para gas y 15 por ciento para petróleo, sin dejar de tener en cuenta que su portafolio de bloques para el hidrocarburo es amplio y solo espera que esa economía se reactive.
     
    Un robusto plan corporativo indica que la estrategia para 2017 va con una expectativa de inversión de 89 millones de dólares y un pronóstico promedio de ventas esperadas de crudo de 3.500 barriles al día y 15.000 barriles equivalentes de gas.
     
    A esto se suma la importancia que está adquiriendo Canacol como jugador esencial en la producción de gas. En este momento, unos bloques con los que cuentan en la cuenca del valle inferior del Magdalena producen alrededor de 90 millones de pies cúbicos. Al finalizar el año deben estar produciendo 130 millones de pies cúbicos y en diciembre de 2018, 230 millones. Como dice Luis Baena, vicepresidente ejecutivo de Desarrollo de Nuevos Negocios, "va a ser un crecimiento exponencial con unos ‘netbacks‘ bastante interesantes para la compañía, lo que le da a nuestro portafolio una estabilidad financiera debido a que todo este gas que vamos a estar produciendo está vendido y está contratado con las diferentes térmicas, industriales y las compañías comercializadoras de gas", asegura.
     
    Y es que Canacol no solo garantiza la explotación de esas reservas, también mantendrá los precios de esa operación, aún cuando el producto comience a ser escaso. Con la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y el anuncio del gobierno de que Ecopetrol iba a dejar de ser monopolio, se abrió un espacio para empresas inversoras como Canacol. "Tuvimos la fortuna de entrar a participar en la gama de bloques que estaba entregando el Estado colombiano y con lo que tenemos podemos decir que estamos a la vanguardia de producción de petróleo y gas en el país", dice Baena.
     
    Para hacerse una idea del impacto de Canacol en Colombia, hay que decir que, en promedio, una empresa con esta línea de negocio tiene un éxito exploratorio de 10 por ciento. Canacol, por su parte, ha logrado un éxito exploratorio del 60 por ciento que se debe, como advierte Baena, "a la experticia de su equipo, el conocimiento técnico y geológico de la zona y a la capacidad de interpretación sísmica del ‘management‘".
     
    Hace ocho años, cuando Canacol apenas entraba a operar en el país, el negocio del gas no era muy conocido y pocos lo veían con buenos ojos. Sin embargo, la compañía canadiense creyó en el sector y decidió invertir en el país. Hoy, con una demanda en ascenso y una oferta en descenso, Canacol aumenta en descubrimientos y producción, lo que le permite estar en el área de interés de sus clientes.
     
    Durante los últimos dos años, Canacol viene liderando tres proyectos de infraestructura de transporte de gas: el primero, está operando desde abril, los otros dos están en proceso de desarrollo y construcción y entran a operar a finales de 2017 y 2018. En los tres se trabaja en conjunto con las comunidades aledañas. "Canacol se ha convertido en un apoyo clave en los lugares a donde llegamos, porque aportamos desarrollo social y educativo en las regiones", sostiene Baena.
     
    Una de esas comunidades es el territorio que ocupa el cabildo indígena Villa Fátima, ubicado en el municipio la Unión (Sucre). Carlos Díaz, líder del resguardo, reconoce los beneficios obtenidos por parte de Canacol Energy con la compra de tierras, la ampliación de la sede administrativa, la construcción del comedor y la perforación de un pozo profundo que abastecerá de agua potable a más de 75 familias.
     
    "La ejecución de estas obras partió de un convenio con mano de obra indígena, esto generó confianza permanente con Canacol como un buen vecino patrocinador de proyectos de desarrollo comunitario", afirma Díaz. Con esa contribución, ese cabildo indígena mejoró su identidad cultural por medio de la compra de instrumentos para la banda y para el grupo vallenato. También se beneficiarán la educación, la salud y las tierras.
     
    Estas estrategias de responsabilidad social, sumadas a la solidez financiera y a la fuerte trayectoria de Canacol en perforación exploratoria y comercialización, constituyen una sólida plataforma que los llevará a cumplir la meta de 230 millones de pies cúbicos en diciembre de 2018. Con esa cifra, Canacol se convertirá en el segundo mayor productor de gas en Colombia, solo detrás de  Ecopetrol.
     
    Fuente: Especiales Semana 
     
  • Petroleras Le Apuestan A La Ronda Frecuente De La ANH

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

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

    Francisco José Lloreda

    Presidente ACP

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

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

    Julio César Vera
    Presidente Acipet

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

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

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

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


    Germán Huertas
    Presidente Campetrol

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

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

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

    Orlando Cabrales 
    Presidente Naturgas

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co 

  • Petroleras recibirán US$26.000 millones por caída del crud

    Las empresas de explotación de esquisto en Estados Unidos, aunque no estimaban un bajonazo del 50%, tenían asegurado el escenario de bajos precios en la industria.
     
    Petroleros26En el caso de las empresas estadounidenses de explotación de esquisto, el desplome de los precios del petróleo vino con una red de seguridad de US$26.000 millones. Eso es lo que están en condiciones de cobrar por los seguros que compraron para protegerse de un mercado bajista... siempre que los precios se mantengan bajos.
     
    La otra cara de la moneda es que quienes vendieron las coberturas de precios ahora tienen que cumplir. Los primeros de la lista son los mismos bancos de Wall Street que financiaron el mayor auge energético de la historia de Estados Unidos, incluidos JPMorgan Chase Co., Bank of America Corp., Citigroup Inc. y Wells Fargo Co.
     
    Si bien para ellos es habitual vender parte del riesgo a terceros, es casi imposible identificar exactamente quiénes son los que deben hacerse cargo porque no hay normas que exijan dar a conocer todas las operaciones. Los compradores pertenecen a grupos como los fondos de cobertura, las líneas aéreas, las refinerías y las empresas de servicios públicos.
     
    “La gente que estaba dispuesta a vender fue la que tuvo que cargar con el muerto cuando los precios se movieron”, dijo John Kilduff, socio de Again Capital LLC, fondo de cobertura de energía de Nueva York.
     
    El rápido descenso de los precios estadounidenses del petróleo —US$107,26 el 20 de junio, US$46,39 siete meses después— tomó por sorpresa a los participantes del mercado. Harold Hamm, el multimillonario fundador de Continental Resources, cobró su cobertura en octubre apostando a una recuperación de los precios. Pero el crudo siguió bajando.
     
    Nombres de las contrapartes
     
    Otras compañías compraron seguros. El valor justo de las coberturas que tenían 57 compañías estadounidenses del índice Bloomberg Intelligence North America Independent Explorers and Producers se había elevado a US$26.000 millones al 31 de diciembre, incremento de cinco veces respecto al fin de septiembre, de acuerdo con los datos que reunió Bloomberg.
     
    Aunque es difícil determinar quién perderá dinero por las operaciones en última instancia y a cuánto ascenderá la pérdida, un puñado de empresas petroleras sí revelaron los nombres de sus contrapartes, permitiendo ver cómo se trasladó el riesgo de la caída de los precios del petróleo a través del sistema financiero. Más de una docena de compañías energéticas dicen comprar coberturas a sus entidades de préstamo, incluidas JPMorgan, Wells Fargo, Citigroup y Bank of America.
     
    Danielle Romero-Apsilos, portavoz de Citigroup, dijo que el banco protege activamente y gestiona su riesgo. Los representantes de JPMorgan, Wells Fargo y Bank of America no accedieron a hacer declaraciones.
     
    A fines de 2014, JPMorgan tenía unos US$671,5 millones en exposición de derivados a cinco compañías de energía, entre las que se contaban Pioneer Natural Resources Co., Concho Resources Inc., PDC Energy Inc. y Antero Resources Corp., de acuerdo con los registros de la compañía. Esa es la suma que JPMorgan habría debido si los contratos se hubiesen liquidado el 31 de diciembre, sin contar las operaciones de compensación que realizó el banco.
     
    La historia es similar en el caso de Wells Fargo, que debe hacerse cargo de US$460,9 millones de derivados de petróleo y gas natural por compañías como Carrizo Oil Gas Inc., Pioneer, Antero, Concho y PDC, de acuerdo con las presentaciones reglamentarias.
     
    Las instituciones financieras actúan como intermediarias, vendiendo derivados de petróleo a una compañía y comprándolos a otra mientras embolsan las comisiones y obtienen ganancias por el diferencial, dijo Charles Peabody, analista de Portales Partners LLC de Nueva York. La pregunta es si los bancos pudieron compensar adecuadamente su riesgo cuando el mercado cayó en picada, explicó.
     
     
    Bloomberg-  ElEspectador.com
  • Petroleras: las comisionistas las prefieren pequeñas

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

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

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

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

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

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

    LA ESTRATEGIA

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

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

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

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

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

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

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

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

    GRANDES Y CHICAS

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

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

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

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

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

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

    ¿POR QUÉ SON IMPORTANTES?

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

  • Petroleros: dos caras de la crisis laboral

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

     

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

     

    La crisis es relativa

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

     

    Fuente: Elespectador.com

     

  • Piden subasta de bloques petroleros con licencias

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    ALERTA POR RETIRO DE INVERSORES

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

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


    Fuente: Portaflio.co


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  • Playa turca donde van a morir las plataformas petroleras marinas

    Por caída del precio del petróleo crece el número de plataformas desarmadas.
     
    Plataforma FabricaCuando las plataformas petroleras marinas llegan al final de su vida útil, muchas se dirigen a su última morada en una playa de desguace.
     
    Allí, en el oeste de Turquía, los desarmaderos de buques han descubierto una nueva fuente de ingresos en medio del desplome del precio del petróleo en los últimos 16 meses, desmantelando torres de perforación en desuso y vendiendo el acero.
     
    Con la caída de casi 50 por ciento del crudo Brent respecto del máximo de junio del año pasado, ha crecido la demanda de desguace de plataformas en una playa de casi una milla (1,6 kilómetros) en Aliaga, sobre el Mar Egeo turco. La actividad marcha a paso rápido y enérgico y al parecer podría aumentar si se cumplen los pronósticos bajistas: Goldman Sachs Group Inc., por ejemplo, dijo el mes pasado que los precios del petróleo “a la larga” podrían caer a US$20 el barril.
     
    “Prevemos que llegarán más de ellas a nuestra playa más adelante en el año”, dijo Adem Simsek, presidente de la Asociación Turca de Recicladores de Buques, entidad que agrupa a los desguazadores. La asociación prevé que este año se llegará a una cifra sin precedentes de once demoliciones de plataformas, mientras que en 2014 hubo sólo una. “Las fluctuaciones del mercado petrolero y la antigüedad son las principales razones”.
     
    Más acero
     
    Las demoliciones, que comenzaron el año pasado, modificaron el paisaje de Aliaga porque las torres superan en altura a los buques mercantes que tradicionalmente llegaban a las instalaciones de desguace, señaló Ersin Ceviker, responsable del departamento de gestión de residuos de la asociación. Las plataformas pueden ser dos veces más altas que los barcos convencionales. Son más fáciles de desmantelar y contienen cuatro veces más acero, explicó.
     
    Las torres normalmente se remolcan hasta la costa turca, pero algunas se entregan incluso en Brasil. Las empresas de desguace operan en Turquía desde la década de 1970, y las políticas de gestión de residuos del país hacen que la playa sea el lugar preferido por las petroleras internacionales, agregó Ceviker.
     
     
     
    Las demoliciones de plataformas petroleras están aumentando en todo el mundo, señaló Anil Sharma, máximo responsable ejecutivo de GMS Inc., el mayor comprador al contado de naves obsoletas. La empresa los vende a los recicladores quienes, a su vez, suelen vender la chatarra de acero a los mercados nacionales. Sharma dijo no haber visto muchos desguaces de plataformas desde que fundó la compañía hace 23 años.
     
    Este año, se han retirado del mercado 42 plataformas de perforación marinas en todo el mundo, mientras que hubo treinta en todo el año pasado y nueve en 2013, según Clarkson Plc, el agente marítimo más grande del mundo. Turquía es el principal destino de los desguaces, indicó Stephen Gordon, analista de la compañía. Pese a la llegada de torres de perforación, Aliaga maneja su carga de trabajo normal de buques mercantes, informó la asociación de recicladores.
     
    “La demanda de exploración y perforación cayó en forma drástica al bajar el precio del petróleo, lo que creó un exceso de oferta de plataformas en un breve período de tiempo”, dijo Christian Hvide, operador de GMS, en un correo electrónico enviado el 18 de septiembre.
     
    Por Bloomberg News
     
    Fuente:ElEspectador.com
  • Precio del petróleo completa seis semanas cerrando a la baja

    El referencial Brent operó en mínimos de seis meses: se negoció en 48,6 dólares. Por su parte, el crudo en Estados Unidos (WTI) cerró en su menor nivel en cuatro meses y medio: US$43,8.
     
    Plataforma StaoilLos precios del petróleo bajaron el viernes en Nueva York y cerraron así seis semanas consecutivas de caída en un mercado inquieto por la sobreoferta.
     
    El barril de "light sweet crude" (WTI) para entrega en setiembre cedió 79 centavos a 43,87 dólares; lo que significa una baja semanal de más de 3 dólares.
     
    En Londres el Brent para entrega en setiembre cerró a 48,61 dólares; 91 centavos menos que el jueves.
     
    "El mercado sigue replegado", dijo Gene McGillian de la firma Tradition Energy.
     
    "Son los mismos factores que causaron bajas del Brent en seis meses y del WTI en cuatro: preocupación por la excesiva oferta y un menguante nivel de demanda, especialmente de China".
     
    Los contratos a futuro de Estados Unidos, que se estabilizaron en torno a los 60 dólares el barril en abril, mayo y junio, cayeron a niveles registrados en marzo y se acercan a los más bajos en más de 6 años.
     
    "Volvemos a escuchar decir que los precios del crudo caerán hasta niveles insostenibles pero no vemos como podría evolucionar el mercado mundial hacia un déficit de oferta; al menos a mediano plazo" dice Tuim Evans de la firma Citi Futures en una nota a los clientes.
     
    Estados Unidos y la Opep son los principales contribuyentes a la sobreoferta al mantener estable su producción. Del lado estadounidense, donde la producción aumentó en la semana, los inversores analizaban una de las pocas novedades petroleras de la jornada: un alza de 6 unidades en la cantidad de pozos activos en Estados Unidos, según un estudio del grupo privado Baker Hughes.
     
    Además, "los precios de la gasolina siguieron bajo presión al aproximarse el fin de la época del año marcada por grandes desplazamientos por vacaciones y cuando los stocks son más que suficientes", señaló Andy Lipow, de la firma Lipow Oil Associates.
     
    AFP
     
     
     
  • Precio promedio del petróleo será de 52 dólares 2015

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

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

    Saudita PetroleoLos operadores también estuvieron atentos a China en busca de señales sobre la salud de la economía del gigante asiático. El precio del barril WTI perdió 1,63 dólares y terminó cotizándose en 51,41 dólares. Por su parte, el crudo de Brent cayó 1,65 dólares a 56,86 dólares.
     
    Los precios del petróleo bajaron fuertemente el miércoles, cuando el mercado fue ganado por el pesimismo sobre las consecuencias del acuerdo con Irán, anunciado el martes, y no encontró apoyo en las cifras semanales sobre las reservas estadounidenses.
     
    El precio del barril de “light sweet crude” WTI para entrega en agosto, que había subido casi un dólar el martes, perdió 1,63 dólares y terminó cotizado a 51,41 dólares en la Bolsa Mercantil de Nueva York (New York Mercantile Exchange, Nymex), su nivel más bajo de cierre en tres meses.
     
    En Londres, el barril de Brent del mar del Norte para entrega en agosto cayó 1,65 dólares a 56,86 dólares.
     
    El mercado volvió a caer así tras intentar mantenerse a flote el martes tras el acuerdo entre Teherán y las grandes potencias, que abre el camino a un levantamiento de las sanciones contra Irán y por lo tanto a una reanudación de las exportaciones de petróleo por parte de ese país.
     
    “El mundo sigue intentando determinar qué significa el acuerdo nuclear con Irán y cuándo llegará su petróleo al mercado”, resumió James Williams, de WTRG. “Estamos siendo golpeados por la realidad”.
     
    Un funcionario de la Compañía Nacional de Petróleo de Irán dijo el miércoles que la producción de crudo iraní puede aumentar entre 500.000 y 600.000 barriles por día (bpd), confirmando las perspectivas de mayores suministros del país que cuenta con algunas de las mayores reservas petroleras del mundo.
     
    Irán puede alcanzar los niveles previos a las sanciones de 4 millones de bpd en seis a 12 meses si hay suficiente demanda, agregó el funcionario.
     
    La mayoría de los analistas coinciden en que las primeras exportaciones de crudo iraní podrían ingresar al mercado global a principios del 2016, aunque estimaron que los volúmenes adicionales varían entre 300.000 y 700.000 bpd.
     
    Analistas de Goldman Sachs estiman que la república islámica podría proveer entre 200.000 y 400.000 bpd adicionales en el 2016.
     
    Irán, miembro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, exportó casi 3 millones de bpd antes de que las sanciones de Occidente redujeran los envíos a casi 1 millón de bpd en los últimos dos años y medio.
     
    En tanto, el banco francés Natixis dijo que los precios del crudo ampliaron sus pérdidas debido a que la economía china se desacelera, mientras que la producción global de crudo se mantiene cerca de niveles récord.
     
    CRECIMIENTO DE LA ECONOMÍA CHINA SE ESTABILIZA EN SEGUNDO TRIMESTRE PERO SIGUE SIENDO FRÁGIL 
     
    La economía de China se estabilizó en el segundo trimestre gracias a la producción industrial y a las ventas en junio, pero esta mejora, favorecida por las medidas de apoyo de Pekín y por la subida de la bolsa, sigue siendo frágil.
     
    China, uno de los mayores consumidores mundiales de energía, reportó un crecimiento económico estable el miércoles a una tasa anual de 7 por ciento.
     
    Este resultado del segundo trimestre "se debió en parte a las ganancias del sector financiero, ya que se disparó la actividad bursátil", comentó Yang Zhao, economista de Nomura. "Pero este apoyo podría evaporarse rápidamente".
     
    El entusiasmo desenfrenado por la Bolsa ha generado una auténtica burbuja, antes de un hundimiento espectacular iniciado a mediados de junio. La Bolsa de Shanghai perdió 30% en tres semanas, aunque subió 150% en un año.
     
    "El PIB refleja la aceleración del sector financiero" aunque "también hay muchos indicadores positivos en la economía en su conjunto", explica Julian Evans-Pritchard, del gabinete Capital Economics.
     
    Aunque el dato oficial de crecimiento está "casi con seguridad" sobrevalorado con relación a la realidad, "hay buenas razones para creer en una verdadera estabilización de la actividad", asegura.
     
    RECUPERACIÓN 'TORTUOSA'
     
    La Oficina Nacional de Estadísticas (BNS) anunció el miércoles una nueva aceleración de la producción industrial en junio, con un avance del 6,8% en un año frente al 6,1% de mayo.
     
    Las ventas, barómetro del consumo de los hogares, crecieron 10,6% interanual, más que en mayo.
     
    "Los principales indicadores muestran que el crecimiento se estabilizó y está preparado para acelerarse", apuntaba Sheng Laiyun, portavoz de la Oficina Nacional de Estadísticas.
     
    Sin embargo, "tanto la demanda interior como la internacional viven todavía un contexto difícil y la recuperación económica mundial es lenta y tortuosa", advirtió.
     
    De hecho, las cifras del comercio exterior para junio reflejaban un panorama muy moderado.
     
    Las exportaciones chinas aumentaron tímidamente (+2,1% interanual), pero las importaciones seguían a la baja, con una caída del 6,7%.
     
    Con una contracción de casi el 7% del comercio exterior en el primer semestre, este pilar tradicional de crecimiento flaquea.
     
    Respecto a la actividad manufacturera en China, ésta se contrajo de nuevo en junio, según un indicador PMI publicado por el banco HSBC, aunque el indicador gubernamental permaneció estable.
     
    CONFIANZA EN DECLIVE 
     
    El banco central chino (PBOC) no para de multiplicar las medidas monetarias y ha recortado en cuatro ocasiones desde noviembre los tipos de interés y los ratios de las reservas obligatorias de los bancos para incitarlos a ampliar los créditos.
     
    Pekín también trata de reducir la presión del endeudamiento de los gobiernos locales.
     
    Todas estas medidas han podido contribuir a la mejora de la economía en junio. Sin embargo, "los indicadores de actividad (en el trimestre) siguen siendo bastante decepcionantes", estimaba Li-Gang Liu, analista del banco ANZ.
     
    Por su parte, las inversiones en capital fijo (que financian trabajos de infraestructura) crecieron 11,4% en el primer semestre según el BNS. "Está muy por debajo del objetivo oficial del 15% en el año", señaló Liu, que destaca la debilidad de las inversiones en el alicaído sector inmobiliario.
     
    "Mientras el riesgo de deflación sigue siendo alto y que la confianza general se ha deteriorado brutalmente, debido al crash bursátil, el PBOC tendrá que seguir mostrándose flexible", considera.
     
    Varios analistas esperan para diciembre un nuevo recorte de los tipos de interés, y otro más o incluso dos, en los ratios de reservas obligatorias de los bancos.
     
    Pekín promueve un cambio en el modelo económico incentivando el consumo, los servicios y el sector privado, pero las autoridades se esfuerzan abiertamente en prevenir un aterrizaje brutal y preservar el empleo. 
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Producción crudo de EE.UU. supera los 9 millones de barriles al día

    Pet UsaNUEVA YORK (EFE Dow Jones)—La producción de crudo de Estados Unidos superó los 9 millones de barriles al día la semana terminada el 7 de noviembre, dijo el jueves el Departamento de Energía de Estados Unidos.
     
    Es la primera vez que la producción supera este nivel desde 1983 según los datos semanales del Departamento de Energía.
     
    Según el informe mensual del Departamento de Energía, considerado más fiable, la producción superó por última vez los 9 millones de barriles al día en 1986.
     
    La producción de crudo de Estados Unidos ha crecido con fuerza durante los últimos años gracias a las técnicas de perforación horizontal y de fracturación hidráulica, que han permitido a los productores tener acceso a petróleo atrapado en yacimientos de esquisto.
     
    El Departamento de Energía dijo el miércoles que la producción de Estados Unidos alcanzó los 8,9 millones de barriles en octubre, el nivel más alto desde marzo de 1986, y previó que la producción superaría los 9 millones de barriles al día en diciembre.
     
    En 2015, la producción tocará un máximo anual medio desde 1972, dijo el Departamento de Energía.
     
     
    Por Nicole Friedman
     
    Fuente; WSJournal.com
  • Producción petrolera fue de 999.000 barriles

    Precios SubenEl ministerio de minas y energía a través de un comunicado de prensa, anuncio que la producción se acercó a la meta del millón de barriles planteada por el Gobierno Nacional, durante el mes de agosto.
     
    El Ministro de Minas y Energía, Tomás González, reportó que la producción de crudo del país aumentó con respecto a los 968 mil barriles producidos en julio.
     
    "El Gobierno viene implementando un plan de acción conjunto para garantizar la normal operación de la actividad petrolera, el cual incluye coordinación con las Fuerzas Armadas y las autoridades regionales", indicó el Ministerio en un comunicado.
     
    El titular de la cartera minero energética destacó la importancia de aumentar el recobro en los campos petroleros colombianos y agregó que un incremento de 1 por ciento en el recobro permitiría un alza en las reservas del 20 por ciento.
     
    El Ministerio detalló que gracias a las acciones tomadas por el Gobierno "se ha venido recuperando la producción de crudo", a pesar de que el mes pasado "se vio afectada por ataques al oleoducto Caño Limón-Coveñas, así como por fallas en el sistema en los campos de Cuapiagua, Chichimene y Castilla", en el centro del país.
     
    El oleoducto Caño Limón-Coveñas,propiedad de la petrolera estatal Ecopetrol de 770 kilómetros de longitud transporta el crudo producido en los campos de Arauca hasta el puerto caribeño de Coveñas, en el departamento de Sucre.
     
    La producción de gas en agosto fue de 1.083 millones de pies cúbicos promedio diaria. Esta cifra significa un aumento de 1 por ciento con respecto a la producción de julio, que alcanzó los 1.072 millones de pies cúbicos promedio.
     
    La variación en el volumen de gas fue atribuida por el Gobierno al incremento en la demanda.
     
     
    Por: Paisminero.co / CP - MME
     
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  • 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
  • Reservas de Ecopetrol suben 5,7% y llegan a 2.084 millones de barriles equivalentes

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

     

    Fuente: Elespectador.com

  • Reservas petroleras de México ascienden a 9.160 millones de barriles

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