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  • 'Petróleo seguirá siendo motor de la economía colombiana'

    Pacific PozosColombia, cuarto productor latinoamericano, está bombeando menos de los 1,04 millones de barriles diarios que se fijó como meta este año.
     
    El sector petrolero, pese a una caída en su producción, continuará siendo un generador indispensable de recursos para la economía de Colombia en los próximos años y uno de los más beneficiados por un eventual acuerdo de paz con la guerrilla, dijo el miércoles el ministro de Minas y Energía.
     
    El cuarto productor latinoamericano está bombeando menos de los 1,04 millones de barriles diarios que se fijó como meta este año, como consecuencia de un incremento de los ataques de la guerrilla izquierdista a los oleoductos, demoras en las licencias ambientales y protestas sociales.
     
    La reducción en la renta petrolera, que representa cerca de un 20 por ciento de los ingresos del Gobierno por regalías e impuestos, ha sido una de las causas por las que el Gobierno presentó una reforma tributaria para recaudar unos 26.000 millones de dólares entre el 2015 y el 2018.
     
    "Colombia puede tener la tranquilidad que en los siguientes años el sector petrolero, el minero energético en su conjunto, va a estar aportando los recursos para el desarrollo", dijo en una entrevista con Reuters, Tomás González, quien asumió como ministro de Minas y Energía a mediados de agosto.
     
    "Yo creo que decir que en este país se acabó el petróleo, que el petróleo va a dejar de seguir aportando es falso. Los números así lo muestran, las proyecciones de producción", agregó al admitir que el sector enfrenta los retos de aumentar la exploración, la producción y las reservas de 2.445 millones de barriles, que equivalen a 6,6 años de consumo.
     
    González, un economista con amplia experiencia en el sector energético, dijo que Colombia tiene que ser cuidadosa en mantener la competitividad y en evitar aumentar excesivamente los impuestos a las empresas, en momentos en que se discute la reforma tributaria y algunos congresistas piden subir los impuestos y las regalías.
     
    RIESGO DE ASFIXIA
     
    La industria petrolera rechazó el proyecto de reforma y advirtió que puede desestimular la inversión en un sector que anualmente paga unos 15.000 millones de dólares al Gobierno.
     
    "Este sector debe contribuir como los demás sectores de la economía en materia tributaria. Sin embargo, tenemos que ser muy cuidadosos de que ese aumento de carga no asfixie la inversión", dijo el ministro.
     
    González sostuvo que Colombia es un país competitivo para las empresas extranjeras que ejecutarán 6.000 millones de dólares en los próximos años en actividades de exploración, aunque reconoció la necesidad de hacer ajustes en el segmento de búsqueda mar adentro para atraer más inversión.
     
    El funcionario afirmó que Colombia puede incrementar su producción y alcanzar a futuro 1,1 millones de bpd con yacimientos no convencionales, depósitos costa afuera y mejoras en la recuperación de crudo en los campos tradicionales.
     
    Añadió que una eventual caída mayor en los precios internacionales del crudo podría compensarse con un alza en la producción combinada de esas tres fuentes. González dijo que la posible firma de un acuerdo de paz con la guerrilla de las Fuerzas Armadas Revolucionarias de Colombia (FARC) contribuiría a incrementar la exploración y la producción, por un aumento de la inversión extranjera y de las actividades en áreas restringidas por los riegos de ataques.
     
    "Uno de los grandes ganadores del proceso de paz, va a ser este sector, de eso no nos quepa la menor duda, porque va a haber menos presión en los temas de seguridad y eso nos va a hacer más competitivos como destino de inversión", explicó.
     
    El funcionario anunció que el Gobierno no renunciará a la técnica de estimulación hidráulica o "fracking" para la exploración de yacimientos no convencionales, en los que podrían estar la mitad de las reservas de gas del país a futuro y una cuarta parte de las de crudo. Aclaró que la legislación que regule esa actividad debe ser lo suficientemente fuerte como para evitar daños ambientales.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / Reuters
     
     
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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
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    Fuente: Dinero.com

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  • Científicos: No a perforaciones petroleras en el Ártico

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: AP

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Pero la realidad es que tienen menos presupuesto...

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    ¿Y en Colombia?

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

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

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

    ¿Atienden otros mercados desde Colombia?

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

  • Compañía china comprará yacimientos petrolíferos en Texas en acuerdo de US$1.300 millones

    Petroleo ExtLos yacimientos se encuentran en los condados de Howard y Borden (Texas), según un comunicado enviado el sábado por Xinchao Shiye a la Bolsa de Valores de Shanghai.’'
     
    Jinan. Xinchao Shiye, una compañía pública con sede en la provincia oriental china de Shandong, planea comprar yacimientos petrolíferos en Estados Unidos en una transacción por valor de 8.300 millones de yuanes (unos US$1.300 millones).
     
    Los yacimientos se encuentran en los condados de Howard y Borden (Texas), según un comunicado enviado el sábado por Xinchao Shiye a la Bolsa de Valores de Shanghai.
     
    Xinchao Shiye suscribió una carta de intenciones con Ningbo Dingliang Huitong Equity Investment Center, una sociedad de responsabilidad limitada, y sus socios individuales.
     
    Según el comunicado, el Ningbo Dingliang Huitong Equity Investment Center comprará, a través de su filial Moss Greek Resources, LLC, los yacimientos a Tall City Exploration y Plymouth Petroleum, dos compañías de responsabilidad limitada registradas en Nevada.
     
    La transacción ha sido aprobada por el Comité de Inversiones Extranjeras de Estados Unidos, según el boletín.
     
    Xinchao Shiye compraría después Ningbo Dingliang Huitong Equity Investment Center mediante ciertas gestiones, agrega el comunicado.
     
    Este año, Xinchao Shiye anunció que compraría yacimientos petrolíferos en el condado de Crosby, en Texas, en una transacción por valor de 2.210 millones de yuanes.
     
     
     
    Fuente: americaeconomia.com / Xinhua
  • 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
  • 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 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 pozo KANGAROO - 2 fluye con Petróleo a 3.700 BBL/D y se suma al éxito anterior en la cuenta Santos, costa afuera en Brasil

    Pacific RubialesBogotá, Colombia. 6 de enero de 2015. Pacific Rubiales Energy entregó una actualización sobre los resultados de pruebas de flujo de crudo en el pozo de avanzada Kangaroo-2.
     
    Según el CEO de la compañía, Ronald Pantin: “Continuamos muy complacidos con los resultados del pozo de avanzada Kangaroo-2, que confirma un descubrimiento importante de crudo ligero en nuestros bloques en la Cuenca Santos, costa afuera en Brasil. Sobre la base de las tasas de flujo obtenidas, el análisis del operador sugiere que las características del yacimiento en la estructura son excelentes y soportaría tasas de flujo de 6.000 a 8.000 barriles por día (bbl/d) en un pozo productor vertical, y tasas más altas en un pozo horizontal. Esperamos continuar con la campaña de perforación de exploración y evaluación a lo largo del primer semestre de 2015.”
     
    El pozo de avanzada Kangaroo-2 está ubicado en el Bloque de exploración S-M-1165 y confirmó una columna de crudo de 820 pies brutos (442 pies netos) en los yacimientos de edades Paleocena y Maastrichtiana, lo cual fue anunciado el 26 de noviembre de 2014. La compañía tiene una participación de 35% en este bloque y en los cinco bloques circundantes. Karoon Gas Australia Ltd. tiene el 65% restante de la participación y es el operador del bloque.
     
    Tal y como fue anunciado ayer por Karoon mediante comunicado de prensa se realizó una prueba de producción durante un periodo de 12 horas en tres intervalos perforados (combinados 230 pies), en los yacimientos de areniscas de edad Paleocena A, B y C. Se logró una tasa de flujo máxima de 3.700 barriles por día (bbl/d), (tasa estabilizada de 3.450 bbl/d) de crudo de 33° API a través de una válvula choke de 88/64” con una presión de tubo de flujo de 270 psi, y una relación gas/petróleo (“RGP”) de 540 cf/bbl, sin producción de agua o arena.
     
    Se realizó una prueba separada de producción a lo largo del intervalo inferior perforado de 59 pies en el yacimiento de edad Paleocena C, en la que se logró una tasa de flujo de 2.500 bbl/d a través de una válvula choke de 44/64” con una presión de tubo de flujo de 425 psi y RGP de 450 cf/bbl. El pozo luego fluyó a través de una válvula choke de 40/64” a una tasa estabilizada de 1.820 bbl/d con una presión de tubo de flujo de 420 psi, y RGP de 450 cf/bbl. El crudo producido fue de 31° API, sin agua ni arena, y sin gases no deseados. Al final de un periodo principal de flujo de 24 horas, el pozo fue cerrado por un periodo de acumulación de presión de 48 horas.
     
    Se han completado las pruebas de producción en el orificio actual del pozo Kangaroo-2 y se está preparando el inicio de un programa de side-track para definir con mayor precisión el tamaño de los recursos y el factor de recobro, para lo cual se perforarán dos side-track desde Kangaroo-2. El Side-track-1 se perforará en una ubicación buzamiento abajo teniendo como objetivo yacimientos potenciales del lado este de una falla interpretada. El Side-track-2 se perforará en ubicación buzamiento arriba para probar el potencial del yacimiento y de hidrocarburos hacia la pared de sal. La información obtenida de las operaciones en proceso en Kangaroo-2 se usará para la evaluación de la comercialidad del campo petrolero Kangaroo y para la ingeniería y trabajo de diseño del frente de trabajo.
     
    Luego de la culminación del todas las operaciones en el pozo de avanzada Kangaroo-2, se moverá el taladro para perforar el pozo exploratorio Kangaroo-West-1, que evaluará un prospecto separado a aproximadamente 4.5 kilómetros en el lado oeste de la estructura de sal Kangaroo.
     
     
    Por: Paisminero.co / CP- Pacific Ruabiales Energy
     
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  • En un mundo con demasiado crudo, mandan los monstruos de acero

    Petroleo 1Bogotá - Si bien los precios petroleros cayeron 34% en 2015, las ganancias promedio para estos transportistas saltaron a US$67,366 por día, el máximo desde al menos 2009.

    La crisis petrolera más destructiva en una generación le está dando a los dueños de barcos cisterna miles de millones de dólares inesperados.

    Con el abandono de los límites de producción de la Organización de Países Exportadores de Petróleo para obtener participación de mercado, los petroleros que llegan a cargar 2 millones de barriles por viaje están en demanda para transportar crudo desde el Medio Oriente hasta Asia y América del Norte. Si bien los precios petroleros cayeron 34% en 2015, las ganancias promedio para estos transportistas saltaron a US$ 67,366 por día, el máximo desde al menos 2009, según Clarkson, el mayor bróker de buques cisterna del mundo.

    “El viento sopla a nuestro favor en estos momentos”, dijo Nikolas Tsakos, el máximo responsable de Tsakos Energy Navigation Ltd., durante una entrevista en las oficinas de Bloomberg en Nueva York, y añadió que es probable que la caída de los precios del petróleo estimule la demanda y los cargamentos el próximo año.

    Analistas de barcos cisterna predicen que el boom persistirá por varias de las mismas razones por las que los pronosticadores de precios de petróleo son pesimistas. La OPEP no muestra señales de revertir su estrategia de mercado, e Irán ha definido planes para acelerar sus exportaciones apenas sean levantadas las sanciones económicas contra el país.

    Al mismo tiempo, Estados Unidos ha derogado el límite que mantuvo durante cuatro décadas a sus exportaciones. Con inventarios en tierra cerca de niveles récord, esto podría significar que en el futuro más barriles serán almacenados en barcos, aumentando aún más los beneficios, dijo Tsakos.

    Principales operadores
    Los mayores operadores de buques que manejan envíos desde Europa son Euronav NV, con sede en Amberes, Bélgica; DHT Holdings Inc.,

    Frontline Management, que maneja la flota de petroleros del multimillonario nacido en Noruega John Fredriksen, y Tsakos Energy en Grecia. Todas han visto crecer sus acciones este año, mientras la mayoría de los productores de energía han caído.

    “Nos estamos beneficiando de lo que actualmente es un ambiente desafiante para el sector de energía”, dijo Svein Moxnes Harfjeld, codirector ejecutivo de DHT, a través de un correo electrónico. “Esperamos que 2016 sea un año provechoso”.

    Tsakos, cuya compañía ganó 4,3 por ciento en operaciones en Nueva York este año, dijo que el incremento debería haber sido más alto, dado que “el negocio subyacente lo está haciendo muy bien”. Con demasiada frecuencia, en la mente de los inversores los barcos cisterna son agrupados con otros servicios del sector petrolero, dijo.

    “Los inversores miran los buques como un servicio petrolero, que es lo que somos”, dijo Tsakos. “Pero creo que muy pocos se han dado cuenta de que somos el único servicio petrolero afectado positivamente por la caída de los precios. Espero que esto se reconozca en el nuevo año, y que los precios de nuestras acciones se muevan en la dirección correcta”.


    Fuente: Larepublica.com.co / Bloomberg

  • 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 - Hacia un nuevo orden petrolero global

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

    PutinLas reservas del gobierno ruso se redujeron casi en un 10% en términos de dólar en febrero después que el estado trató de llenar un hueco en su presupuesto causado por la baja de los precios del petróleo.


    El Fondo de Reserva se emplea para apuntalar las finanzas públicas en momentos de precios bajos del petróleo y el gas y se mantiene en dólares, euros y libras británicas. Cayó a US$77.050 millones de los US$85.090 millones de enero, dijo el ministro de finanzas. La caída en rublos (moneda oficial rusa) fue más aguda, de casi 20%, desde que el rublo ganó terreno frente al dólar y otras divisas el mes pasado.

    El ministerio de finanzas dijo que el gobierno usó 500.000 millones de rublos (US$8.000 millones) del fondo para suplementar una baja en los ingresos del presupuesto. Eso sucedió a otro retiro de 50.480 millones de rublos en enero.

    El otro fondo soberano ruso, el Fondo de Riqueza Nacional, subió en 900 millones en febrero a 74.920 millones de dólares, informó el ministerio el martes, aunque bajó su valor en rublos.

    El gobierno ruso planea reducciones del 10% en la mayoría de los rubros de gastos este año en reacción a la caída de los precios de los combustibles, con la excepción de defensa e infraestructura. La mitad de los ingresos del gobierno ruso provienen de impuestos a las industrias del petróleo y el gas.

    A partir del 20 de febrero el Banco Central ruso dijo tener 364.600 millones de dólares en reservas en monedas extranjeras.

    Fuente: Dinero.com - AP/D.com

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

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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

    foto

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


    Fuente: Dinero.com


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  • Minhacienda espera producción de 1.062.000 barriles diarios

    Petroleo 332La noción sísmica y el conocimiento geológico que se poseen apuntan a que es posible aumentar las reservas de este recurso.

    La industria de los hidrocarburos a futuro tiene grandes desafíos, como los de hallar nuevos pozos, con el fin de aumentar las reservas de petróleo, las cuales están calculadas para tan solo siete años.

    Según el Marco Fiscal de Mediano Plazo (MFMP) 2014, del Ministerio de Hacienda, en los próximos diez años se espera un promedio anual de producción diaria de petróleo de 1’062.000 barriles.

    “Para alcanzar esta senda se debe hacer un importante esfuerzo exploratorio entre 130 y 340 pozos, promedio, por año en la próxima década, en áreas con potencial de crudos convencionales y pesados. Del mismo modo, hay que propiciar las condiciones para que la inversión en campos existentes pueda aumentar su producción”.

    Esta es una de las conclusiones de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) en su último Informe Especial sobre Perspectivas Petroleras y Marco Fiscal 2014.

    Además, señala que para lograr este nivel se requiere incorporar un volumen de reservas adicionales estimada del orden de los 4.000 millones de barriles, porque la producción de los campos existentes (reservas probadas) declinará a tasas anuales promedio del 17% y, de otro lado, el pronóstico del informe de reservas probables de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en campos existentes sigue siendo insuficiente para hacer posible la proyección del Gobierno Nacional.

    Del mismo modo, la ACP recomienda ajustar el modelo de licenciamiento ambiental para reducir tiempos de trámite; mejorar el procedimiento de consultas previas; reglamentar el uso del suelo; ofrecer incentivos para la exploración costa afuera; completar el marco regulatorio pendiente para yacimientos no convencionales; coordinación de la Industria y el Gobierno, para la prevención y atención de bloqueos a las operaciones y esfuerzos en seguridad para evitar ataques a la infraestructura.

    BUENAS EXPECTATIVAS

    El Gobierno Nacional confía en que existen grandes posibilidades de encontrar importantes yacimientos en el offshore (costa afuera) y los no convencionales van a dar también la oportunidad de incorporar nuevas reservas.

    Del mismo modo, cree que existen excelentes probabilidades en el corto plazo en hidrocarburos pesados, en contratos previamente celebrados.

    “Somos optimistas, porque la geología ya corrió millones de años. Lo que necesitamos son compañías que sean capaces de encontrar si ese recurso existe. Pero la información sísmica que se tiene y todo el conocimiento geológico que se posee apuntan a que hay posibilidades de incrementar las reservas”, dice Javier Betancourt Valle, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

    Con respecto al estimativo que hizo el Ministerio de Hacienda en el MFMP, que para este año el país tendría una producción diaria de crudo de 981 mil barriles por día (bpd), el funcionario observó que “esta cifra es un buen guarismo. Obviamente, la ANH confía en que si no volvieran a haber interrupciones en Caño Limón Coveñas y restricciones en Castilla y Chichimena, se podría mantener la meta del millón de barriles. En la Agencia siempre queremos que se produzca más y tener mayores reservas”.

    ENCONTRAR NUEVAS RESERVAS

    Los integrantes del Comité Interinstitucional de Hidrocarburos observan que el objetivo primordial de la industria es la consecución de nuevas reservas de petróleo (convencionales, no convencionales y costa fuera), por lo menos de 5.000 millones de barriles en los próximos 4 o 5 años y seguir aumentando esas reservas en una cifra igual o superior en los siguientes dos lustros.

    Esto permitiría asegurar un autoabastecimiento de combustibles para la demanda interna y la exportación de los excedentes hacia un futuro.

    La Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) coincide con esta cifra, pero en los próximos 10 años. Para que esto suceda se requieren altos niveles de capital de riesgo en exploración de nuevas áreas y en campos existentes. De ahí que es necesario mantener las reglas de juego estables y competitivas que permitan atraer dichas inversiones.

    Eduardo Pizano, presidente de Naturgas, al respecto indica que “a medida que el país va consumiendo sus reservas de gas, tiene que ir sustituyéndolas. Por eso, tiene que impulsar la exploración en yacimientos convencionales (caso La Guajira o Cusiana) o en no convencionales (gas metano asociado al carbón y gas de esquisto). El descubrimiento de nuevas reservas le permitirá a la Nación y a las autoridades territoriales contar con regalías por la explotación de este recurso”.

    INDUSTRIA SALUDABLE

    Las compañías son conscientes de la disminución en la producción y advierten que esta se debe a varios problemas, entre ellos las razones de seguridad que afectan más a unas petroleras que a otras, pero también hay coyunturas asociadas a las demoras en las licencias que impiden el cumplimiento de los programas exploratorios que se tenían previstos para este año.

    “Sin embargo, los operadores confiamos en que los procesos asociados a las licencias se agilicen, porque esto es controlable. Sobre eso se puede trabajar y con eso se solucionarían por lo menos algunos de los pozos que están pendientes y algunos de los miles de barriles que debemos producir para cumplir con la meta”, señala Marcela Vaca, directora General de Geopark.

    Entre tanto, la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo (ACGGP) considera que Colombia necesita un horizonte más amplio de autosuficiencia energética y, por ende, una industria petrolera saludable.

    “Para ello se requiere el concurso decidido de variados sectores como el gobierno nacional y local, el Congreso, los medios de comunicación, los entes reguladores, la academia, las comunidades y, por supuesto, las empresas operadoras y de servicios. Quizás el reto mayor sea crear esta conjunción de esfuerzos en torno a un objetivo común que es mejorar el nivel de vida de los colombianos garantizando sostenibilidad ambiental”, precisa Jaime Checa, presidente de la ACGGP.

    Igualmente, considera que el desafío inmediato de la industria es construir confianza y ayudar a crear un espacio libre de especulación para abordar de manera técnica las preocupaciones de las comunidades.


    Fuente: Portafolio.co /

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  • Noruega dice que el mundo debe olvidarse del crudo a US$100

    Plataforma JaponEl colapso en los precios del crudo ha puesto a Noruega, el mayor productor de petróleo y gas de Europa occidental, en una encrucijada.

    El crudo Brent ha repuntado más de 70 por ciento con respecto al mínimo en 12 años de principios de este año en tanto un exceso de oferta da indicios de aflojar, brindando un alivio a las compañías petroleras y países productores como Noruega, que han sido golpeados por la peor recesión en una generación. Si bien es “bastante obvio” que el mercado de petróleo se reequilibrará, esto no significa que Noruega esté planeando –o incluso deseando– que los precios vuelvan a lo que eran, dijo Tord Lien en una entrevista con Bloomberg TV en las oficinas del ministerio en Oslo.

    “Es mejor planear para US$60 y dejar que la gente que quiera desear US$100 desee US$100”, dijo. “Vimos los precios llegar a US$140 el barril, y eso no contribuye al crecimiento económico. Por eso es que no deseo que ocurra”.

    El colapso en los precios del crudo ha puesto a Noruega, el mayor productor de petróleo y gas de Europa occidental, en una encrucijada. Las inversiones en su industria offshore cayeron más que nunca desde 2000 y el gobierno dio uso a su fondo de riqueza soberana de US$850.000 millones por primera vez para superar déficits presupuestarios.

    A pesar de que se eliminaron 40.000 puestos de trabajo en dos años, el país nórdico se resistió a instrumentar medidas drásticas como las exenciones tributarias para el sector petrolero que adoptó el Reino Unido. El sistema noruego de impuestos al petróleo, que incluye un impuesto máximo de 78 por ciento pero ofrece generosas deducciones por exploración y gasto en desarrollo, es “el mejor” que hay y permanece atractivo debido a su propia estabilidad, dijo Lien.

    Territorio virgen

    En su lugar, Noruega ha continuado ofreciendo nuevas superficies a exploradores, como nuevas licencias en un área virgen en el Mar de Barents en el Ártico a lo largo de la frontera marítima con Rusia la semana pasada. Fue la primera vez que Noruega abrió nuevos bloques completamente al sector en más de 20 años. Luego de que la producción cayó a la mitad desde el máximo de 2000 y que los resultados de exploraciones fueran los menores en casi 10 años el año pasado, el país nórdico apuesta a que el Mar de Barents contribuya a mantener la producción durante las próximas décadas.

    Tanto las autoridades noruegas como las compañías involucradas “creen en la posibilidad de encontrar recursos significativos en el Mar de Barents”, dijo Lien el martes.

    Grupos ambientalistas

    El ministro de petróleo de Noruega, un nativo del norte del país, respondió a las críticas de organizaciones ambientalistas sobre que era imprudente abrir nuevas franjas del Ártico para exploración porque el petróleo y gas offshore de esta región, normalmente más caro para extraer que en otras áreas, deberá permanecer bajo tierra si el mundo quiere tener éxito en limitar el calentamiento global a menos de 2 grados Celsius.

    “Declarar que los recursos de petróleo y gas en el Mar de Barents no son rentables no tiene ningún fundamento científico”, dijo Lien. “Una gran parte de la oferta proviene hoy de recursos offshore y grandes pozos que ya se encuentran en declinación”. Tan solo mantener la producción en los niveles de hoy durante 10 o 15 años “demanda grandes inversiones en la producción de petróleo y gas”.

    Si bien el gobierno ha estado dispuesto a aceptar posponer los nuevos proyectos fuera de Noruega continental durante la actual crisis, como el pozo de petróleo Johan Castberg en el Mar de Barents, continuará exigiendo que las compañías petroleras mantengan las inversiones designadas para maximizar la producción de depósitos existentes y allí donde las decisiones son sensibles al paso del tiempo debido a la infraestructura existente, dijo Lien. Un ejemplo es el proyecto Snorre 2040 de Statoil ASA, designado para extraer un adicional de 200 millones de barriles de petróleo del pozo Snorre en el Mar del Norte.

    Los productores en Noruega deben “asegurarse de que no se desperdiciarán recursos de la placa continental noruega debido a las decisiones de corto plazo”, dijo. “Las compañías involucradas en Snorre 2040 saben muy bien qué se espera que hagan. Como siempre, yo espero que las compañías cumplan con el mensaje claro que les hemos dado”.

    Fuente: Elespectador.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
     
  • OPEP eleva ligeramente estimación de demanda mundial de crudo para los próximos años

    Barriles 1La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que en el 2014 se rehusó a recortar los suministros pese al exceso de oferta en el mercado.
     
    La demanda global de petróleo de la OPEP subirá en los próximos tres años, de acuerdo a proyecciones del grupo, lo que sugiere que la decisión del 2014 de permitir una caída de los precios para reducir los suministros de productores rivales como Estados Unidos está resultando en una mayor participación de mercado.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que en el 2014 se rehusó a recortar los suministros pese al exceso de oferta en el mercado, dijo en su Proyección Mundial del 2016 que la demanda de su crudo alcanzaría 33,70 millones de barriles por día (bpd) al 2019, lo que representa un alza de 1 millón de bpd respecto a este año.
     
    El reporte muestra que las proyecciones del mercado para los próximos años - desde el punto de vista de la OPEP en su calidad de tercer mayor abastecedor de crudo del mundo - ha mejorado. En el informe del 2015, se esperaba que la demanda por suministros del cartel cayera a 30,70 millones de bpd al 2020.
     
    Sin embargo, la demanda esperada de crudo de la OPEP en 2019 es de apenas 300.000 bpd más de lo que el grupo está bombeando actualmente, en base a las cifras relativamente conservadoras de la organización. La demanda de crudo de la OPEP - aunque subiría en el largo plazo - se mantendría sin cambios entre 2019 y el 2021.
     
    "Se espera que el ambiente de menores precios lleve a un declive generalizado de los suministros de países fuera de la OPEP en el periodo 2016-2017, antes de empezar a subir lentamente de nuevo en el 2021", dijo en el reporte el secretario general de la OPEP, Mohammed Barkindo.
     
    Los precios del petróleo, que ahora se sitúan cerca de US$46 el barril, han caído a más de la mitad desde mediados del 2014. Ya que los ingresos de los productores se han visto diezmados y el exceso de oferta persiste, la OPEP se está volcando a una estrategia de limitar los suministros a fin de apuntalar los valores del barril.
     
    Sólo se prevé una sutil recuperación de los precios del petróleo. La cesta de crudo de la OPEP se calcula en el reporte en 65 dólares por barril para el 2021. El año pasado, la estimación llegaba a 80 dólares para el 2020.
     
    La OPEP indicó además que el petróleo de esquisto de Estados Unidos seguiría siendo la mayor fuente del crecimiento de los suministros fuera de la OPEP hasta el 2030.
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
  • 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
  • Petroleros no esperan que el precio del crudo suba

    Saudita PetroleoExpertos y empresarios de la industria reunidos en el congreso de la ACP afirman que el sector debe reinventarse para sobrevivir.
     
    El vicepresidente de la República, Germán Vargas Lleras, se declaró angustiado por los pronósticos de la industria petrolera; al presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Mauricio De La Mora, los escenarios que afronta el sector le producen escalofríos; mientras que el gerente del Banco de la República, José Darío Uribe, no ve en un futuro cercano una recuperación de los precios del crudo, aunque admite que en lo que tiene que ver con esta cotización las predicciones tienen un amplio margen de error.
     
    Por ese estilo fueron los comentarios y declaraciones presentados este jueves por expertos, funcionarios y empresarios reunidos en el Congreso de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), que conmemora con este encuentro académico sus 50 años de creación.
     
    Incertidumbre fue la palabra común en las presentaciones. De acuerdo con el especialista líder en petróleo y gas del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Ramón Espinasa, se podría decir que los precios actuales del crudo están reflejando una realidad del mercado que se mantendrá en el futuro cercano.
     
    Es decir, hechos como el incremento de la producción en los Estados Unidos y en los países de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep), y el aumento en la actividad en países como Libia e Irak, afectados por el conflicto; y la expectativa de los nuevos barriles que traerá al mercado Irán, si se concreta el acuerdo nuclear con los Estados Unidos, permiten prever un mercado inundado de petróleo. Por el lado de la demanda, no es claro que China e India regresen a sus anteriores tasas de crecimiento.
     
    El director general de la Unidad de Negocio de Exploración y Producción de Cepsa, Luis Travesedo, lo resume la situación así: “Vamos a vivir un nuevo normal en los precios del crudo, y un dato que hay que recordar es que en 1986 el cambio de ciclo duró 20 años”, aseguró.
     
    No obstante, la industria tiene opciones y acude a ellas. La reducción de los costos operativos y la depuración de gastos que no hacen parte del ‘core’ del negocio están en la nueva realidad de las empresas.
     
    Pero esto tiene un impacto importante en las finanzas del Estado y también en los resultados de las compañías.
     
    Por esta razón, expertos como Leonardo Villar, director ejecutivo de Fedesarrollo, aseguran que el Estado deberá adaptarse a ingresos petroleros inferiores, con los riesgos macroeconómicos que esto trae para el futuro, tanto en cuanto a las tasas de interés como en cuanto al crecimiento económico del país.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Rusia se opone a pedido de Venezuela y otros miembros de la OPEP para reducir producción de petróleo

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

  • 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