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

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

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

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

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

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

    El sector por sí mismo es riesgoso

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

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

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


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

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

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

    ¿Para quiénes funcionaría esta inversión?

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

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

    En Colombia el reto es aún más grande

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

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

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

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


    Fuente: Dinero.com / Bloomberg

  • ‘Hay que incentivar la inversión para aumentar las reservas’

    Petroleo 332Para Ramón Espinasa, director de Estudios Estratégicos de Petróleo y Gas del BID, Colombia necesita promover la exploración de no convencionales y la recuperación secundaria.

    El entorno global para la industria petrolera no es el más alentador por estos días. Unos precios que rondan los 90 dólares por barril, una demanda que disminuye y un incremento en la oferta de petróleo, ponen en cuestionamiento el desarrollo de los proyectos más riesgosos, como las arenas bituminosas en Canadá y los proyectos presal (en aguas profundas brasileñas).

    Para Ramón Espinasa, director de Estudios estratégicos de Petróleo y Gas del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), los precios actuales aún permiten el desarrollo de los proyectos de no convencionales, pero es tal la competencia por atraer inversionistas que los países deben crear estímulos para sacar adelante estas nuevas iniciativas de exploración y producción.

    ¿Cómo interpreta la actual caída del precio del crudo?

    Lo que nos dice es que hay mucha holgura en el mercado, y esto tiene dos causas: una de ellas está relacionada con que la producción de shale oil en los Estados Unidos ha sido mucho más acelerada de lo que nadie se imaginaba, desde el 2002 se ha aumentado en alrededor de 2,5 millones de barriles.

    Todas las disrupciones que ha habido por el lado de la oferta por razones geopolíticas, bien en el norte de África o en el Medio Oriente, se ven compensadas por el aumento de la producción en los Estados Unidos. Por otro lado, tienes una desaceleración de la demanda, que prácticamente no está creciendo. Es esto lo que explica que el petróleo haya caído aproximadamente 15 por ciento desde mediados de julio.

    Pero pareciera que lo que pasa en el Oriente Medio ya no impacta al precio, ¿es así?

    Sí. Bueno, es que tienes oferta adicional en los Estados Unidos, que consumía, en el 2007, 21 millones y producía 7, así que importaba 14. Hoy está consumiendo 18 y produce 8, con lo cual importa 10, ha caído en 4 millones de barriles su importación de petróleo, eso ha desplazado petróleo de muchos sitios de Medio Oriente y Venezuela. Sin duda, en el mercado de los Estados Unidos y de la cuenca del Atlántico, la producción del Medio Oriente es menos importante.

    ¿Afectará este nuevo precio a las inversiones en el sector?

    Vale la pena poner todo esto en una perspectiva histórica: hace 12 años la cotización era de 20 dólares por barril. Ahora, está cayendo de niveles muy altos, sin duda esto va a afectar la oferta, si se mantiene así. En particular, hay una oferta marginal que se vería afectada como la de las arenas bituminosas en Canadá o el presal, de Brasil. Pero eso sería por debajo de los 80 o 75 dólares, y todavía estamos muy lejos de esa marca.

    ¿Cuál es el impacto de estas cotizaciones en otro tipo de proyectos como los de costa afuera y los no convencionales?

    Hay que ver a qué nivel se estabiliza el precio, cualquier precio por encima de 80 dólares no desestabiliza la producción. Seguro se empezarán a hacer cálculos sobre si vale la pena hacer o no los proyectos nuevos con un precio inferior a 80 dólares. No pasará con los ya existentes.

    ¿Cómo ve el desarrollo del sector en Colombia?

    En el año 2003 y 2004 el tema de discusión en Colombia era cuándo se iba a convertir en un importador neto, porque se producía medio millón de barriles y el consumo del mercado interno estaba creciendo. En eso, vino la reforma y justo en ese periodo los precios se multiplicaron por 5 (de 20 a 100 dólares).

    De las siete economías latinoamericanas productoras de petróleo solo 3 aprovecharon esa bonanza aumentando su producción consistentemente, fueron Brasil, Colombia y Perú y lo que comparten esas naciones es un marco regulatorio similar que abrió el sector a la inversión privada. En Colombia, la producción se ha duplicado, de medio millón a casi un millón de barriles.

    Pero hoy hay problemas para pasar de ese umbral…

    En este tema hay que diferenciar dos cosas: lo coyuntural y lo estructural. Lo primero tiene que ver con inconformidad en las zonas petroleras por la reducción de las regalías, orden público y retraso en las licencias ambientales, entiendo que el Gobierno colombiano está trabajando en esos tres temas. Pero lo estructural tiene que ver con las reservas. Colombia ha incorporado reservas gracias a un aumento en la inversión de las empresas en exploración.

    Ahora la geología parece no ser tan buena, pero hay dos cosas a las que se pueden recurrir en el caso colombiano: aumentar la tasa de recobro en yacimientos existentes y la búsqueda de no convencionales. Ambas requieren mucha más inversión, entonces las condiciones económicas no pueden ser las mismas, tiene que bajar la toma del Estado - lo que gana la Nación por impuestos y regalías- para que las empresas inviertan más.

    Pero hoy en día hay una reforma tributaria que, según las petroleras, va justamente en contravía de lo que usted propone…

    Sí. Creo que esto se está sintiendo, la participación de las empresas en la Ronda 2014 fue menor de lo que se esperaba, y es porque no les están dando los números. Yo sí creo que con un ente técnico como es la ANH (Agencia Nacional de Hidrocarburos), un ministerio bien calificado, como es el Ministerio de Minas y Energía, uno puede aumentar las regalías en las zonas más productivas, donde hay menores riesgos y mayor rentabilidad, y bajar la presión en estas áreas marginales para estimular la inversión. Creo que eso es lo que habría que hacer: olvidarse de tasas uniformes y aplicar tasas diferenciales.

    ¿Cómo ve que se están preparando los países productores de América Latina para la entrada de México a la competencia?

    Hay países con mucho potencial que están cerrados a la inversión privada, como Venezuela, Argentina y, en cierto modo, Ecuador. Así que, abiertos a la inversión privada están México, Colombia y Brasil (en las áreas tradicionales). Colombia sigue siendo competitiva, pero tiene que dar las condiciones.



    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

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  • 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

  • Acuerdo De OPEP No Impresiona A Mercado, Petróleo Baja De US$50

     

    OpepLa Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) anunció que extenderá nueve meses los recortes en la producción.

    El petróleo cayó por debajo de US$50 después de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se atuvo al resultado más previsible en una reunión en Viena.

    Los futuros cayeron hasta el 5,1 % en Nueva York luego que el grupo liderado por Arabia Saudita y sus aliados presentaron sólo lo que ya habían anunciado durante días: un acuerdo para ampliar los recortes de producción durante nueve meses, sin profundizarlos ni decir lo que sucederá después de marzo de 2018.

    "Los saudíes han estado tratando de poner un rostro feliz en esto", dijo John Kilduff, socio de Again Capital, un fondo de cobertura con sede en Nueva York que se centra en energía. "Pero esto es todo lo que pudieron conseguir, y eso es decepcionante para el mercado".

    El petróleo se recuperó tras caer por debajo de US$44 el barril a principios de este mes, al tiempo que las existencias estadounidenses -uno de los indicadores más críticos del exceso de suministro mundial- han disminuido durante las últimas siete semanas. Pero los inventarios se mantienen obstinadamente por encima de un promedio de cinco años a medida que los productores de shale agregan plataformas cada semana y la producción estadounidense sigue aumentando.

    En una conferencia de prensa en Viena, el ministro de Energía de Arabia Saudita, Khalid Al-Falih, dijo que espera que los productores estadounidenses de shale moderen su crecimiento. Señaló que no ve ningún conflicto entre la OPEP y el shale, destacando que la demanda de petróleo está aumentando.

    El crudo West Texas Intermediate para entrega en julio caía US$2,08, o 4 %, a US$49,28 el barril a las 12:45 pm en la Bolsa Mercantil de Nueva York. El volumen total negociado era de un 86 % por encima del promedio de 100 días.

    El crudo Brent para el mes de julio perdía US$2,06 a US$51,90 el barril en la bolsa ICE Futures Europe, con sede en Londres.

    El ministro ruso de Energía, Alexander Novak, dijo en Viena que no hay mucha preocupación por la actual caída de los precios del crudo. Dijo que estima que el petróleo promediará entre US$55 y US$60 por barril este año.

    Los recortes están funcionando, y prolongar el acuerdo hasta marzo "surtirá efecto", dijo Al-Falih antes de la reunión. La Organización de Países Exportadores de Petróleo autorizará a su comité de monitoreo a recomendar "nuevas intervenciones" si es necesario, dijo Al-Falih. Libia y Nigeria, que han aumentado la producción desde que comenzaron las reducciones en enero, seguirán exentos de los recortes de producción, señaló.

    "Todo ha ido como se esperaba", señaló por teléfono Bob Yawger, director de la división de futuros de Mizuho Securities USA Inc. en Nueva York. "Esta es una prórroga de los recortes existentes sin cambios, por lo que tiene sentido mantener sus posiciones".

    Fuente:Elespectador.com

  • 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

  • Caen reservas de petróleo en Colombia

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    EL MENOS AUTOSUFICIENTE

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

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

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

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

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

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

    GAS PARA 10 AÑOS

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

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

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

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

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

    LOS TRES QUE LLEVAN LA DELANTERA EN LA REGIÓN

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / Ómar G. Ahumada Rojas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    La opinión

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


    Fuente: Larepublica.com.co

  • 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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  • 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
    Esta dirección de correo electrónico está protegida contra spambots. Necesita activar JavaScript para visualizarla.

    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

  • 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
  • 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 realiza seminario internacional de innovación y tecnología en petróleo y gas

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

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

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

    Oil Platform Supporting ImageEstados Unidos y la Organización de Países Exportadores de Petróleo han inundado el mundo de crudo y han hecho colapsar los precios. No obstante, la abundancia ha eclipsado la menguante producción en zonas que los expertos consideran vitales para el crecimiento del suministro a largo plazo, desde Colombia a Noruega y el norte de China.
     
    El derrumbe de los precios hace que las energéticas aplacen o cancelen proyectos en esas regiones. En todo el mundo, apenas seis grandes proyectos petroleros recibieron el visto bueno en 2014 frente a un promedio de más de 20 al año desde 2002 a 2013, según Deutsche Bank. DBK.XE +0.40%
     
    La Agencia Internacional de la Energía (AIE) indicó el viernes que el crecimiento de la oferta de los países que no pertenecen a la OPEP “se frenará” en 2016 y que la producción caerá en México, Rusia, Europa y otras partes. El lunes, la OPEP rebajó las proyecciones de producción del cartel para 2015 en unos 100.000 barriles diarios, para llegar a un recorte de 2,2 millones de barriles diarios respecto de los envíos de sus 12 países miembros el mes pasado.
     
    Las petroleras necesitan hoy reemplazar entre 5% y 8% de la producción de crudo cada año para compensar la menor extracción de pozos viejos, estiman analistas. Eso equivale a al menos cinco millones de barriles de producción diaria. El descenso de la extracción en áreas que no han estado en el centro de la atención en los últimos meses podría hacer disparar los precios en los próximos años, lo que perjudicaría a los consumidores y socavaría el crecimiento económico, una vez que el mercado distribuya el actual exceso, dicen inversionistas y ejecutivos.
     
    “Cuando empiezas a recortar los presupuestos de exploración y dejas de desarrollar la próxima frontera (...) se han sembrado las semillas para el próximo mercado alcista”, dice Virendra Chauhan, analista de la consultora Energy Assets, en Londres.
     
     
    La producción global creció 5,5%, o 4,9 millones de barriles al día, desde 2011 a 2014, según la AIE. La mayor parte de ese aumento provino de los yacimientos de esquisto de EE.UU. En gran parte del resto del mundo, la producción bajó o se mantuvo estable, pese a que en el período los precios promedio fueron de cerca de US$100 por barril. Las estadísticas sobre el suministro incluyen crudo, líquidos de gas natural y biocombustibles como el etanol.
     
    Con las cotizaciones del petróleo por debajo de US$60, el panorama para proyectos de gran escala y la exploración de nuevos yacimientos es sombrío, en especial fuera de EE.UU. y Medio Oriente. Las empresas han recortado US$130.000 millones en exploración y perforación alrededor del mundo en 2015, según la consultora Wood Mackenzie.
     
    Royal Dutch Shell RDSB.LN -0.09%  PLC, Chevron Corp. CVX +0.04%  y otras grandes petroleras han pospuesto o suspendido proyectos en Nigeria, Noruega y el Ártico canadiense. Petróleo Brasileiro SA, PETR4.BR -1.76%  o Petrobras, redujo en junio su meta de producción nacional para 2020 en 33%, a 2,8 millones de barriles diarios, y la estatal colombiana Ecopetrol SA ECOPETROL.BO +0.33%  rebajó su objetivo para ese mismo año de 1,3 millones de barriles equivalentes de petróleo al día a 870.000.
     
    “Los ciclos de inversión fuera de EE.UU. son mucho más largos. Cuando empieza a haber recortes inicialmente es muy difícil revertir esas decisiones rápidamente”, señala Poppy Allonby, gestora de portafolio de BlackRock Inc., BLK +1.41%  que supervisa US$4,8 billones en activos. “Está claro que los precios son demasiado bajos para alentar una inversión significativa”.
     
    La AIE proyectó que la producción de los países que no integran la OPEP, sin contar EE.UU., baje en 300.000 barriles diarios el próximo año. El mercado global probablemente seguirá con un exceso de suministro en 2016 debido a la robusta producción de la OPEP, agregó el organismo. El cartel está produciendo más que su meta de 30 millones de barriles al día.
     
    Otros analistas dicen que la demanda podría ponerse al día con la oferta antes. “Si vas de país en país, no es difícil recortar 2,5 millones de barriles (al día) de producción” en los próximos 12 a 15 meses, dice Steven Kopits, presidente de la consultora Princeton Energy Advisors.
     
    Los inversionistas no quieren verse sorprendidos nuevamente, después de que muchos no previeron la caída de casi 50% en los precios el año pasado. Los futuros de petróleo en EE.UU. han repuntado desde sus mínimos de seis años en marzo, pero la recuperación perdió fuerza la semana pasada debido a preocupaciones sobre el continuo crecimiento del suministro en EE.UU. y la OPEP.
     
    La dirección que tome el mercado en los próximos cinco años podría depender del 47% de la oferta global que proviene de fuera de EE.UU. y la OPEP. Sin embargo, no es sencillo obtener cifras de producción precisas de algunos de esos países, lo que aumenta la incertidumbre. “Simplemente no sé cómo ganar confianza” de todos los datos de oferta y demanda, dice John Dowd, gestor del Fidelity Select Energy Portfolio, que administra US$2.200 millones en activos. “Todo esto está extraordinariamente sujeto a revisión o es extraordinariamente volátil”.
     
    Un gran interrogante es la perspectiva a largo plazo de la producción de crudo de esquisto de EE.UU. No todos observadores consideran que sean necesarias grandes inversiones en las arenas bituminosas canadienses o la perforación en el Ártico. En un informe en mayo, Goldman Sachs Group Inc. GS -0.07%  rebajó su pronóstico de los precios del crudo Brent a US$55 el barril en 2020 y agregó que el incremento de la producción de EE.UU. y la OPEP sería suficiente para satisfacer la demanda en los próximos cinco años, y posiblemente en los próximos 10 años si la productividad mejora.
     
    Por NICOLE FRIEDMAN
     
    Fuente: WSJournal.com
  • 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 país no recortará su producción petrolera

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

    Las petroleras que sobrevivieron a la crisis de precios se han reorganizado en versiones más aptas, ágiles y veloces que pueden prosperar con el barril de petróleo a US$50.
     
    Natural Gas 863wCuando las figuras más destacadas de la industria petrolera se reunieron hace un año en Houston, el ministro de Energía de Arabia Saudita tuvo duras palabras para las empresas de shale (petróleo esquisto) estadounidenses que enfrentaban dificultades por el peor desplome de los precios en una generación.
     
    “Bajen los costos, pidan préstamos o liquiden la empresa”, dijo Ali Naimi, que dirigió el mayor negocio de exportación de petróleo del mundo durante más de dos décadas.
     
    En el año que transcurrió desde entonces, las empresas de perforación en general han seguido el consejo de Naimi. Si bien más de cien quebraron desde comienzos de 2015, las compañías que sobrevivieron se han reorganizado en versiones más aptas, ágiles y veloces que pueden prosperar con el barril de petróleo a US$50. Ahora es la OPEP la que busca soluciones, desesperada por hacer subir los precios como parte de un esfuerzo para reparar las economías de los países a los que sirve.
     
    “El negocio del shale se ha renovado debido a las dificultades que atravesó”, dijo el mes pasado Ben van Beurden, máximo responsable de Royal Dutch Shell Plc.
     
    Después de una caída de dos años provocada por el desplome del petróleo de US$100 a US$26, la producción estadounidense está nuevamente en aumento, lo que abre la puerta a otro enfrentamiento con la Organización de Países Exportadores de Petróleo. La cantidad de torres de perforación creció 91 % a 602 en poco más de nueve meses. Entretanto, la producción se incrementó en más de 550.000 barriles diarios desde el verano boreal, superando los 9 millones de barriles diarios por primera vez desde abril.
     
    Y conforme el shale vuelve con fuerza, ya no se dedican a él sólo los vaqueros pioneros que predominaban en la primera fase de la revolución de la formación de Bakken en Dakota del Norte. Esta vez, también Exxon Mobil Corp. y otros grandes grupos petroleros se suman a la fiebre. Se trata de una nueva realidad que la OPEP y Rusia –las principales fuerzas que impulsan los recortes de producción aprobados el año pasado como solución para reequilibrar el mercado mundial- están empezando a reconocer.
     
    “Con el barril a US$55, vemos a todos muy felices en los Estados Unidos”, dijo Didier Casimiro, ejecutivo sénior de Rosneft PJSC de Moscú.
     
    Exxon, que durante largo tiempo fue líder mundial en desarrollos petroleros de varios miles de millones de dólares cuya construcción lleva años y cuyas ganancias tardan aún más en llegar, este año destinará alrededor de un tercio de su presupuesto de perforación a los yacimientos de shale que darán flujo de caja en tan sólo tres años, dijo esta semana el máximo ejecutivo Darren Woods. En enero, Exxon acordó pagar US$6.600 millones por una adquisición que busca más que duplicar la presencia de la compañía en la Cuenca Pérmica del oeste de Texas y Nuevo México, el yacimiento de shale estadounidense más fértil.
     
    Si a la mezcla se agrega la elección del presidente Donald Trump, que trae la promesa de menos regulación, más oleoductos e independencia energética, se verá por qué el estado de ánimo en CERAWeek, la conferencia que todos los años congrega a ejecutivos petroleros, banqueros e inversores en Houston, será mucho más alegre la semana que viene que en 2016.
     
    “Las empresas petroleras de América del Norte van a aumentar el gasto un 25 % en 2017 respecto del año pasado. El aumento refleja el magnetismo del shale estadounidense”, dijo Daniel Yergin, historiador y consultor petrolero que organiza CERAWeek.
     
    El barril de West Texas Intermediate (WTI), la variedad de referencia en Estados Unidos, se negociaba a US$52,79 el viernes. Los futuros se recuperaron a entre US$51,22 y US$54,94 en febrero.
     
    Bloomberg-News
     
    eLeSPECTADOR.COM
  • 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 el primer trimestre del año los ingresos de Canacol aumentaron 83%

     

    Canacol 1Canacol Energy publicó sus resultados financieros del primer trimestre del 2017, en los que destacan los ingresos totales de petróleo y gas natural aumentaron 83% a US$41,6 millones en comparación con US$22,7 millones para el mismo período del año 2016; lo que, según la compañía, refleja las ventas adicionales relacionadas con la expansión del gasoducto de Promigas y al aumento en los precios de referencia del crudo.

    Según Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol, “Durante el primer trimestre del año, Canacol logró un crecimiento significativo en los volúmenes de ventas contractuales realizadas a 18.043 boepd, 61% más que en el mismo trimestre de 2016”.

    Así mismo, añadió que “los fondos ajustados provenientes de las operaciones para el primer trimestre aumentaron 56% a US$$20,9 millones en comparación con US$13,5 millones para el mismo trimestre en 2016”.

    Según el reporte presentado a la Superintendencia financiera, los volúmenes promedio de producción diaria aumentaron a 16.992 boepd, lo que significó un incremento de 55% respecto a los niveles del mismo periodo del año anterior.

    De acuerdo con la información suministrada por la compañía, esta alza se debió principalmente al aumento en la producción de gas en Esperanza y VIM-5 como resultado de las ventas adicionales relacionadas con la expansión del gasoducto de Promigas.

    A 31 de marzo de 2017, la compañía reportó que su efectivo era de US$44,8 millones y su efectivo restringido de US$62,5 millones. También, reportó que la pérdida neta de US$ 7,9 millones se debe a gastos no monetarios. 

    Asimismo, en este periodo la compañía anunció su séptimo descubrimiento consecutivo de gas natural en Cañahuate-1, que probó 28 MMscfpd de gas seco y un descubrimiento de petróleo en Mono Capuchino 1ST que probó 1.013 boepd de crudo ligero. 

    Igualmente, el comunicado resalta que durante el resto de 2017, Canacol planea perforar dos pozos de exploración de gas natural de alto impacto en adición de reservas, Toronja-1 en junio de 2017 y Pandereta-1 en octubre de 2017. “Las reservas provenientes de Cañahuate 1 y las reservas potenciales de Toronja y Pandereta nos acercará a nuestro objetivo de incrementar la producción hasta 230 MMscfpd en diciembre de 2018, a través de la nueva expansión de gasoducto que Promigas ha iniciado hacia Cartagena y Barranquilla”.

     

    Encuentre los resultados del informe : http://www.canacolenergy.com/i/pdf/nr/2017_1QPR.pdf

     

    Por: Paisminero.co / CP Canacol Energy

  • En Magdalena Medio hay más prospectiva de no convencional

    Magdalen MedioLos recursos podrían ser equivalentes a 500 millones de barriles de petróleo, estima la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
     
    A unos 500 millones de barriles de petróleo equivalen los yacimientos no convencionales en parte de la cuenca del Magdalena Medio, en donde se ha investigado sobre el potencial.
     
    Este estimativo corresponde a los recursos prospectivos y todavía no al cálculo de reservas, explicó Juan Fernando Martínez, vicepresidente técnico de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en la Conferencia Energética Colombiana - Enercol 2014, en Bogotá.
     
    En teoría, los recursos prospectivos corresponden a los volúmenes estimados asociados a las cantidades no descubiertas.
    Martínez explicó que esta es la primera vez que se presenta una cifra en el tema y permite mostrar los potenciales de los yacimientos no convencionales, la cual requiere de una etapa de maduración para obtener mayor información e interpretación de los yacimientos, apropiando tecnologías de punta para que Colombia sea parte del escenario internacional de las inversiones en este campo.
     
    Dijo que el objetivo es fomentar y apoyar la exploración desde el Estado hacia la industria para ofrecer al país un portafolio de oportunidades que sean rentables y que generen empleos
     
    “Frente a la prospectividad de los yacimientos no convencionales, se requiere una sinergia entre las agencias del Estado y la industria para unificar conceptos que permita perforar los pozos de una manera más rápida”, anotó.
     
    Llamó la atención en que el país necesita romper paradigmas y mirar las cuencas con otros ojos, por los potenciales de recursos que podrían tener resultados más inmediatos que los campos convencionales, poniendo como ejemplo la cuenca del Sinú y del Offshore.
     
    PRECIOS DE ENERGÍA HACEN VIABLE LAS RENOVABLES
     
    “Cada vez son más altos los precios de la energía y la volatilidad de los precios de bolsa registran alzas incontroladas de más del 300 %, por lo que están dadas las condiciones para implementar fuentes de energía renovables no convencionales”, dijo el senador Juan Diego Gómez.
     
    El señalamiento lo hizo en el marco de la X Colombia minera que se realiza en Medellín, y señaló que a través de la Ley 1715 se creará el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía, orientado a financiar los programas de eficiencia energética. Esas energías serían, además, una apuesta para llegar a las zonas no interconectadas y con ellas, dice el congresista, se pretende promover el desarrollo y la utilización de fuentes no convencionales de energía en el sistema energético nacional, el desarrollo económico sostenible, la reducción de gases de efecto invernadero y la seguridad del abastecimiento energético.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / 
     
     
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  • Enero por debajo del millón de Barriles diarios

    Campo WEl Ministerio de Minas y Energía informa que la producción promedio de crudo durante el mes de enero de 2016 fue de 982 mil barriles por día. Mantenimientos técnicos en los campos de Rubiales, Quifa y del Piedemonte,  así como limitaciones de bombeo por mantenimiento al oleoducto Caño Limón Coveñas provocaron la reducción del 1,1% respecto del registro de producción en diciembre del 2015.
     
    "Continuamos ejecutando el Plan para la Competitividad Petrolera  que busca dar las herramientas necesarias a las compañías para adaptarse al nuevo escenario de precios bajos del crudo.  Queremos mantener los niveles de inversión y recuperar el dinamismo del sector",  afirmó el ministro Tomás González.
     
    Por otro lado, la cifra preliminar de producción promedio de gas se mantuvo en los 1.051 millones de pies cúbicos por día (Mpcd), un volumen superior en 1,52 por ciento respecto de los 1.035 (Mpcd) que se produjeron en el diciembre de 2015.
     
    *Este reporte contiene datos de producción estimada que serán sometidos a procesos de validación.
     
     
    MINMINAS
  • 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.

  • Fuerte caída en producción petrolera

    El Ministerio de Minas y Energía anuncia que en julio se registró una producción promedio de crudo de 945.000 barriles por día (BPD), 6% menos con respecto a junio de este mismo año cuando se alcanzaron 1.007.000 BPD.
     
    Campo Ecopetrol WLos atentados a la infraestructura petrolera afectaron en gran medida la producción de los últimos meses. Para julio, las pérdidas estuvieron alrededor de los 2.170.000 barriles, un impacto negativo que estimamos en $54 mil millones menos de impuestos, $32 mil millones menos en dividendos que Ecopetrol aporta y $37 mil millones menos en regalías que no se van a recibir y que son vitales para la financiación de programas sociales. Esto demuestra una vez más los costos del conflicto y la importancia de perseverar en el proceso de paz para ponerle fin definitivamente”, afirmó el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada.
     
    El titular de la cartera minero energética señaló que la disminución  en la producción estuvo ligada principalmente a restricciones en la operación en los campos Caño Limón Coveñas y Caño Yaruma.
     
    En los corrido del 2015, la producción diaria estimada promedio anual de crudo alcanza los 1.012.000 BPD. Esta cifra refleja la solidez que ha tenido el sector  y la sinergia Gobierno - Industria para afrontar los tiempos de precios bajos que vive la industria.
     
    Por otro lado, la producción de gas durante el mes pasado se redujo a 966 millones de pies cúbicos por día (Mpcd), 6.69% menor con respecto a la registrada en el mes de Junio 2015 (1.035 Mpcd), variación que se genera en el comportamiento de la demanda.
     
    “Colombia necesita mantener la producción de crudo lo más cercana al millón de barriles. Esta es la única forma de garantizar los recursos que se necesitan para financiar proyectos sociales que estimulan el desarrollo social. Recordemos que alcanzar la meta de producción mensual del millón significa $1 billón para la economía nacional y la inversión social”, concluyó el Ministro.
     
    *Este reporte contiene datos de producción estimada que serán sometidos a procesos de validación.
     
     
    MME- paisminero.co
  • Ganancias de Ecopetrol repuntan pese a caída en producción

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Eltiempo.co / Reuters

     

     

     

  • GeoPark Limited emitió bonos amortizados por US$425 millones

    Geopark Logo1Contó con la asesoría de Holland & Knight.

    Holland & Knight se desempeñó como asesor local en Colombia para GeoPark Limited en la emisión de US$425 millones en bonos amortizados a una tasa de 6,5%. La oferta cerró el 21 de septiembre. GeoPark es un explorador, operador y productor de petróleo y gas independiente líder en América Latina, con activos y plataformas de crecimiento en Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú.

    Simultáneamente con la emisión de bonos, GeoPark Limited hizo una oferta pública en efectivo por sus bonos senior garantizados a una tasa de 7,5% con vencimiento en 2020,  para ser financiada con los ingresos correspondientes a la oferta de bonos. Holland & Knight también asesoró al emisor en los aspectos de ley colombiana relacionados con esta transacción.

    Los bonos fueron ofrecidos en transacciones exentas de registro de acuerdo con la Regla 144A y la Regulación S bajo la Ley de Valores de Estados Unidos de 1933. Goldman Sachs y Credit Suisse se desempeñaron como agentes en la colocación. The Bank of New York Mellon se desempeñó como fideicomisario, agente pagador y agente de transferencia.

    Davis Polk & Wardwell LLP se desempeñó como asesor en la emisión bajo ley de Estados Unidos y White and Case LLP fue asesor de los compradores iniciales bajo ley de Estados Unidos. Barros & Errázuriz Abogados Limitada y Heussen Advocaten & Notarissen asesoraron al emisor bajo ley chilena y holandesa, respectivamente.

    Fuente: Larepublica.co

  • Internacional - ¿Por qué las petroleras rusas crecen más que las occidentales pese a la caída del precio del crudo?

    Inversiones EconomLas acciones de las empresas petroleras rusas superan en ritmo de crecimiento a las de sus competidores occidentales. ¿Por qué las petroleras rusas ganan tanto como si el precio del crudo estuviera a 100 dólares?

    La industria mundial de petróleo y gas este año ha sufrido más que otros sectores de la economía, como muestra la dinámica del índice MSCI All-Country World. Sin embargo, las compañías rusas se mostraron más resistentes a la caída de los precios del petróleo.

    Los productores de petróleo rusos ahora ganan como si el precio de un barril de petróleo fuera de 100 dólares, cita Bloomberg a los analistas del grupo de banca de inversión y valores Goldman Sachs. De acuerdo con el banco de inversiones británico Barclays, este año el ritmo del crecimiento de flujo de caja libre de Rosneft y de Lukoil serán casi dos veces superior al de Shell y BP.

    En esta misma línea, las acciones de Rosneft en Londres han aumentado en lo que va de año un 3,4%, mientras que las de Gazprom Neft lo han hecho en un 2,5%. Mientras, las acciones de Shell en la categoría B cayeron en un 27%, mientras que las de BP lo hicieron en un 17%. Además, los gastos de capital de Rosneft en el primer semestre de 2015 fueron de 4,2 dólares por barril, casi siete veces menos que los gastos de BP.

    ¿A qué se deben estos resultados de las compañías rusas? La mayor parte de todos los ingresos al presupuesto ruso de la industria de petróleo y gas se deriva de los derechos de exportación sobre el petróleo y sus productos. Sin embargo, en enero de 2015 en Rusia entró en vigor una maniobra fiscal que implica la reducción de los derechos de exportación del petróleo y el aumento del impuesto a la extracción de minerales.

    Los ingresos de las compañías petroleras rusas se calculan en dólares estadounidenses y los gastos en rublos. Esta combinación representa un gran apoyo al principal sector exportador de la economía rusa.

    De esta manera la maniobra fiscal y la caída del rublo llevaron a que ahora Rosnerft, Lukoil y Gazprom Neft estén mostrando una mejor dinámica en el flujo de caja, en el margen de beneficio y en el precio de las acciones que Royal Dutch Shell, BP o ExxonMobil.

    Fuente: rt.com

  • 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 - Desarrollo de mayor campo petrolero de Brasil costará US$80.000 millones

    PlataformasRío de Janeiro . El cálculo fue realizado por el vicepresidente de Exploración y Producción para las Américas de Total, Ladislas Paszkiewicz, durante un seminario en la conferencia Río Oil and Gas.
     
    El desarrollo del campo Libra, el mayor yacimiento de crudo de Brasil, demandará inversiones de US$80.000 millones, afirmó este martes un alto ejecutivo de la petrolera francesa Total, una de las cinco empresas que participa en el proyecto.
     
    El cálculo fue realizado por el vicepresidente de Exploración y Producción para las Américas de Total, Ladislas Paszkiewicz, durante un seminario en la conferencia Río Oil and Gas, que comenzó el lunes y se extiende hasta el próximo jueves en Río de Janeiro.
     
    El campo de Libra, ubicado en la rica región petrolera del presal, en aguas muy profundas del Atlántico brasileño, atesora reservas de entre 8.000 y 12.000 millones de barriles de crudo recuperables, según cálculos oficiales.
     
    La exploración del yacimiento fue otorgada el año pasado a un consorcio formado por la estatal brasileña Petrobras (40%), la anglo-holandesa Shell (20%), Total (20%) y las chinas CNPC (10%) y CNOOC (10%).
     
    Las vencedoras pagaron 15.000 millones de reales (unos US$6.900 millones) en la licitación por los derechos del campo durante 35 años.
     
    Según el contrato de exploración, las empresas pagarán regalías por sus beneficios y además entregarán al Estado brasileño un 41,65% del crudo extraído de Libra, después de haber descontado los costos de producción.
     
    A pesar de los elevados costos del proyecto, Paszkiewicz afirmó que espera que el yacimiento de Libra dé retorno financiero "por muchas décadas".
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / EFE
     
     
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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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  • Inventarios de petróleo de Estados Unidos suben inesperadamente

    Barril PetroNueva York – Los inventarios de petróleo en Estados Unidos subieron la semana pasada por un menor procesamiento en las refinerías del país, mientras que los de gasolina y destilados también aumentaron aunque modestamente, dijo el miércoles la gubernamental Administración de Información de Energía.

    Las existencias de crudo se incrementaron en 2,5 millones de barriles en la última semana, lo que se compara con perspectivas del mercado de un declive de 455.000 barriles, dijo la EIA (por su sigla en inglés).

    Los inventarios de gasolina subieron en 36.000 barriles, frente a expectativas de una caída de 1,2 millones de barriles en un sondeo de Reuters.

    En tanto, las existencias de destilados, que incluyen combustible para calefacción y diésel, subieron en 122.000 barriles, menos que el alza esperada de 400.000 barriles, dijo la EIA.

    Los precios del petróleo extendieron pérdidas tras el reporte. El petróleo referencial Brent caía US$0,52, o un 1%, a US$49,44 el barril, tras tocar un mínimo intradiario de US$49,07. El crudo en Estados Unidos, en tanto, bajaba US$0,80, o un 1,7%, a US$47,30 el barril. 

    Fuente:larepublica.co / Reuters

  • La caída del crudo deja en el aire proyectos petroleros y de gas por valor de un billón de dólares

    Foto:  InelectraFoto: InelectraLa bajada de los precios del petróleo ha golpeado duramente al sector de los hidrocarburos y puede obligar a suspender millonarios proyectos en todo el mundo, según advierten compañías sauditas de este ámbito.


    La industria de gas y petróleo podría cancelar sus proyectos en todo el mundo por valor de un billón de dólares en los próximos dos años debido a la caída de los precios del petróleo, según ha admitido en una conferencia en Bahréin el alto ejecutivo de exploración y desarrollo de la compañía Saudi Aramco Amin Nasser. "En este momento la industria mundial está lista cancelar potencialmente cerca de 1 billón de dólares en la financiación de capital", ha afirmado Nasser en declaraciones recogidas por Reuters.

    Debido al crecimiento de la producción de petróleo en EE.UU. y la caída de la demanda de este, especialmente en China, el precio del crudo ha caído desde finales de junio del año pasado de los 115 de dólares por barril a unos 60 de dólares. En consecuencia, los fabricantes de este hidrocarburo están buscando maneras de reducir el coste de ciertos contratos e incluso recortar sus presupuestos.
     

     

  • La Opep prevé para 2018 un menor repunte de la demanda mundial de crudo

    Opep1309x630La organización prevé un aumento de 1,26 millones de barriles diarios, equivalente a una subida de 1,29%, frente al 1,31% estimado en 2017
     
    La Opep difundió hoy por primera vez cálculos sobre la demanda mundial de crudo en 2018, con un incremento esperado de 1,26 millones de barriles diarios (mb/d) hasta un total de 97,6 mb/d, equivalente a una subida del 1,29 %.
    Este aumento es ligeramente inferior al que se espera este año, de 1,27 mb/d hasta los 96,4 mb/d, y que equivale a 1,31 %, indica la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) en su último informe mensual sobre el mercado del petróleo.
     
    Los países en desarrollo consumirán la mayor parte del aumento de producción en 2018, con 1,06 mb/d, mientras que los países ricos, pertenecientes a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), aumentarán su consumo sólo en unos 200.000 barriles diarios, señalan los analistas de la OPEP.
     
    El incremento del consumo en 2018 será cubierto en su mayor parte por países ajenos a la OPEP, que aumentarán su bombeo en 1,14 mb/d, con una expansión de la producción en Estados Unidos, Brasil, Canadá, Rusia y Kazajistán.
     
    En 2018 liderará el aumento de producción EEUU, donde el petróleo de esquisto sigue en auge, con 860.000 barriles más por día, seguido de Brasil, con 220.000 barriles más por día; por el contrario, México producirá 170.000 barriles diarios menos, según los cálculos publicados hoy por la OPEP.
     
    Con estos datos, el grupo petrolero prevé perder algo de mercado en 2018 respecto a 2017.
     
    “La demanda de crudo de la OPEP en 2017 se estima en 32,3 mb/d, lo que representa un aumento de 0,3 mb/d respecto a 2016. En 2018, la demanda de crudo de la OPEP se proyecta en 32,2 mb/d, alrededor de 100.000 barriles menos que este año”, señala el informe.
     
    La expansión de la demanda petrolera se sustenta en el “sólido” crecimiento económico mundial que se prevé tanto este año como el que viene en un 3,4 %.
     
    Este crecimiento refleja, según los expertos de la OPEP, “un continuo fortalecimiento de la recuperación global que se está volviendo más equilibrada, con la estabilidad en el mercado petrolero como un elemento clave”.
     
    Los países industrializados crecerán en 2018 un 1,9 %, algo por debajo del 2 % previsto este año.
     
    Entre los países en desarrollo destaca el crecimiento de India en 2018, con un 7,5 %, mientras que China avanzará ese año un 6,2 %.
     
    Rusia, con un crecimiento estimado el año próximo del 1,4 % y Brasil con el 1,5 % apuntalarán su recuperación después de una recesión, vaticina la Opep.
     
    Fuente: Larepublica.co
  • Las deudas atan de manos a las grandes petroleras privadas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Deudas Petrol

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     

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

  • 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
  • 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
     
  • México detalla las áreas petroleras que abrirá a las empresas extranjeras

    CIUDAD DE MÉXICO—México delineó las amplias áreas de reservas de petróleo y gas que planea abrir a las licitaciones de las empresas privadas a principios del próximo año conforme intenta elevar su menguante producción petrolera.
     
    Pemex MurallaIVEl país está ofreciendo abrir la puerta a las empresas extranjeras petroleras privadas por primera vez en casi ocho décadas. Los primeros proyectos que abran a entidades extranjeras desde la expropiación de 1938 de la industria incluirán una mezcla de proyectos de aguas profundas y someras y reservas terrestres, que abarcarán depósitos de crudo pesado, campos maduros y reservas no convencionales, como gas de esquisto, informaron las autoridades el miércoles.
     
    "Queremos actuar con celeridad, pero también con eficacia para frenar la declinación en la producción de crudo que nos afecta desde 2004", apuntó el Secretario de Energía Pedro Joaquín Coldwell en una conferencia de prensa.
     
    Los funcionarios confirmaron que la empresa estatal petrolera Petróleos Mexicanos, o Pemex, mantendrá la mayoría de las reservas que buscaba en la denominada "Ronda Cero", lo cual señalaron que garantizará el futuro de la empresa como la principal productora de petróleo del país. Pemex ha sido la única productora de petróleo y gas en México desde su creación hace 76 años, y ahora enfrenta competencia por primera vez bajo las leyes secundarias de la reforma energética que se promulgaron esta semana.
     
    La producción de petróleo crudo de Pemex ha caído a alrededor de 2,5 millones de barriles diarios, desde un máximo de 3,4 millones en 2004. Se prevé que Pemex siga siendo el principal productor de petróleo en México durante años, manteniendo una producción de crudo de alrededor de 2,5 millones de barriles diarios. El gobierno apunta a que la producción ascienda a 3 millones de barriles diario para 2018 y 3,5 millones para 2025, y que la producción adicional venga de productores privados.
     
    Pemex obtuvo 83% de las reservas probadas y probables, tal como lo solicitó, y alrededor de un quinto de los "recursos prospectivos", que incluyen depósitos que aún no han sido descubiertos. Lourdes Melgar, la subsecretaria de hidrocarburos, afirmó que el porcentaje de reservas probadas y probables ascienda a 20.600 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, o 15,5 años de producción a los niveles actuales.
     
    El director general de la compañía, Emilio Lozoya, anotó que los proyectos asignados directamente a Pemex garantizan la viabilidad a largo plazo de la petrolera y le permiten estabilizar su producción.
     
    Por Laurence Iliff
     
    Fuente: WSJournal.com
  • 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
     
  • Opinión – Minería y petróleo: oportunidad de desarrollo

    Sector Minero EnergeticoLas industrias extractivas como la minería y el petróleo han creado una paradoja para el desarrollo económico. Con algunas excepciones, los países con abundantes recursos naturales tienen un desempeño económico y un índice de desarrollo humano, en promedio, menor al de países que carecen de estos. De hecho, hay quienes han acuñado el término de ‘la maldición de los recursos naturales’ para referirse a esta situación. 

    Según Michael Porter, los sectores de minería y petróleo representan alrededor del 5 por ciento del PIB global, y 3 de las 10 empresas más grandes del mundo pertenecen a estos sectores, generando millones de empleos. Sin embargo, menciona Porter, entre los países que ocupan los primeros 50 puestos en el Índice de Desarrollo Humano de las Naciones Unidas, solo hay dos con una alta dependencia de la producción de minerales y combustibles. Por otro lado, existe evidencia que demuestra que en Colombia, desde el inicio de este milenio se han multiplicado las luchas sociales relacionadas con la extracción de petróleo, carbón y oro.

    No obstante este contexto, los colombianos debemos ver a estas industrias como una verdadera oportunidad de desarrollo. En lugar de señalar, juzgar y rechazar esta actividad, debemos abrazarla para construir un proyecto nacional estratégico de largo plazo en torno a las industrias extractivas. Como lo concluye una publicación financiada por la Fundación Avina, y realizada por Edgar Bejarano, “convertir a la minería –y demás industrias extractivas– en una oportunidad de creación ética de riqueza y dignidad humana es el gran reto de Colombia y América Latina en el siglo XXI”.

    Para lograr esto, este sector no se puede ver como un simple generador de renta para el Gobierno Nacional, los gobiernos locales, las comunidades y las empresas privadas. Existe una corresponsabilidad de todos los actores para posicionar a estas industrias como uno de los principales motores de crecimiento económico inclusivo. Una de las barreras para ello ha sido la perversa relación que se ha generado entre los diferentes actores a nivel local en varias regiones del país, promoviendo la dependencia sobre estos sectores y limitando la expansión de sus libertades económicas. 

    Tanto Gobierno como empresas privadas deberían direccionar cada vez más las inversiones sociales en la consolidación del tejido empresarial local, conformado principalmente por micro, pequeñas y medianas empresas, las cuáles tienen el potencial de generar mayor empleo. Una manera de hacerlo es invirtiendo en programas de desarrollo empresarial para proveedores locales, para que, por un lado, cumplan con los estándares de proveeduría de los operadores de los campos petroleros y las minas, y por otro, diversifiquen su portafolio de productos y servicios, se expandan a más sectores y regiones, disminuyendo su dependencia de estos ramos y asegurando su sostenibilidad en el largo plazo.

    Un caso ejemplar de esta práctica es el que ha liderado Equión en Casanare, donde ha invertido en el fortalecimiento de varios de sus proveedores locales, quienes han logrado crecer con otros clientes, en otros sectores y en otras regiones. Gracias a este tipo de iniciativas, ante el fin de las operaciones de Equión en Cusiana, parte de sus proveedores locales que crecieron con ellos, seguirán generando empleo debido a su diversificación. Este es un ejemplo que vale la pena seguir para contribuir a que las industrias extractivas se conviertan en una oportunidad de desarrollo local.

    Fuente:portafolio.co / José Mauricio Cano G. – Gerente de Fundes en Colombia

  • Pacific propone a Ecopetrol nuevo contrato en campo Rubiales que vaya más allá de 2016

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

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

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

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

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

    Recorte en expectativas de gastos

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

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

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


    Fuente: Larepublica.co / Andrea Carranza Garzón

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  • Pacific Rubiales propondrá a Ecopetrol extender uso de Star

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

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

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

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

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

    CAYERON LAS GANANCIAS

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Portafolio.co / Reuters

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  • 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
  • Petrobras prevé producción récord de crudo este año

    La petrolera brasileña dice que subirá a 2 millones de barriles de crudo diarios, 3,4% más que en el 2013.
     
    PetrobrasLa petrolera brasileña Petrobras prevé que su producción crecerá 7,5 por ciento este año, hasta un récord de 2 millones de barriles diarios, y que su producción de derivados se elevará en un 3,4 por ciento hasta alcanzar otro récord de 2,19 millones de barriles diarios en el 2014.
     
    “Los datos que tenemos hasta ahora nos permiten confirmar la meta que nos impusimos de elevar la producción en un 7,5 por ciento este año. Tras un primer trimestre de producción estable, comenzamos a tener un crecimiento muy significativo en el segundo trimestre, que seguirá en los próximos meses”, dijo el director de exploración y producción, José Formigli, en una teleconferencia con inversionistas. De confirmarse la proyección, la mayor empresa de Brasil alcanzará este año una producción superior a la del 2011 (2 millones de barriles diarios), hasta ahora la mayor en su historia. Igualmente, de cumplir su meta, la empresa pondrá fin a dos años consecutivos de reducción de producción. La petrolera produjo un promedio de 1,9 millones de barriles diarios en el 2013, volumen en un 2,5 por ciento inferior al del 2012 (1,9 millones de barriles diarios), que igualmente fue menor al del 2011.
     
    La meta de la empresa es elevar la producción desde 2 millones de barriles diarios este año hasta 3,2 millones en el 2018 y 4,2 millones de barriles en el 2020.
     
    Formigli aseguró que la producción de petróleo saltó desde 2 millones de barriles diarios en marzo a 2,15 millones en julio.
     
    EFE - Portafolio.co
     
  • 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: 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

     

  • Por cuenta de las consultas, Colombia terminará importando petróleo y gas en 5 años: ACP

    Petroleros TexasEl presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda, advirtió que en gran parte, las consultas populares harán que en un tiempo de entre 4 o 5 años, el país tenga que comenzar a importar petróleo.

    Según el dirigente gremial, “en el gremio vemos con preocupación esta situación, porque Colombia no es un país petrolero pero tiene petróleo y gas y queremos que siga autosuficiente, pero al paso que vamos, a la vuelta de 4 o 5 años terminaremos importando petróleo y gas” dijo en RCN Radio.

    Sostuvo que “la principal mentira que se la ha dicho a los colombianos es que tienen que escoger entre petróleo y agua, lo que es un falso dilema, porque el uso de las fuentes hídricas por parte de la industria es bajísimo”.

    Señaló que el 57% del recurso hídrico se destina a la ganadería y la agricultura, le sigue con el 15% las hidroeléctricas, luego con el 9% el consumo humano y con el 1,6%, la industria hidrocarburífera.

    “La industria está seriamente amenazada por distintos factores; lo primero es por las consultas populares porque se está interpretando, de forma equivocada, que el dueño del subsuelo es el municipio, cuando lo que no se dice es que con estas decisiones se le causa perjuicio a otros municipios y al Estado porque no puede compensar las pérdidas derivadas de la suspensión de estas operaciones”, afirmó.

    Señaló que por cuenta de estas consultas se está afectando la inversión extranjera, ya que otras empresas lo piensan dos veces antes de invertir en el país.

    Sostuvo que incluso compañías como Ecopetrol, han comenzado a invertir y explorar en otros países, porque en Colombia hay trabas y problemas como los atentados a las infraestructura petrolera, la carga tributaria y ahora las consultas populares.

    Consultas

    Dos municipios del país le dijeron NO a la explotación minera en sus territorios. En Pijao, Quindío, con un total de 2.613 votos, ganó el NO, mientras que en Arbeláez, Cundinamarca fueron 4.312 personas quienes votaron negativo a la explotación de Hidrocarburos

    Fuente: rcnradio.com

  • 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 petrolera fue de 1'002.000 barriles diarios en octubre

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

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

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

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

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

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

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

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



    Fuente: Eltiempo.com

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  • Producción petrolera fue de 999.000 barriles

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    RUBRO POR RUBRO

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    LA ODISEA LOGÍSTICA

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co /Nohora Celedón

  • 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 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
  • Rusia y Arabia acuerdan reducir producción de petróleo hasta 2018

     

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

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

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

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

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

    Fuente: Elespectador.com / AFP

     

  • Ruta del Ártico se consolida por exportaciones de petróleo

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: portafolio.co / EFE


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  • Se trata de las compañías THX Energy y la firma Xilópalos S.A.S.

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

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

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

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

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

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

    Compradores Venez

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

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

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

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

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

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

    Fuente:americaeconomia.com / Deutsche Welle

  • Sin renta petrolera, el Gobierno espera crecer al 3,5% en el 2017

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    COLOCACIONES DE BONOS

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.com

  • Taladros petroleros: solo el 8% se encuentra operando

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    OPORTUNIDADES EN EL EXTRANJERO

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / NohoraCeledon

  • Venezuela y China unen esfuerzos para elevar producción de la Faja Petrolífera del Orinoco

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