Menu
RSS
  • Análisis: Barril sin fondo ?

    Las empresas petroleras en Colombia enfrentan una de las coyunturas más duras de la historia reciente. ¿Necesita un salvavidas esta industria, considerada como la vaca lechera de la economía en los últimos 30 años?
     
    BombeoEl sector petrolero está haciendo implosión. La caída de 50% en los precios del crudo durante los últimos siete meses ha puesto contra las cuerdas a todas las compañías que explotan hidrocarburos en Colombia.
     
    Ecopetrol y Pacific, las dos más grandes del país, ya anunciaron ajustes en inversión que sumados podrían alcanzar los US$4.000 millones anuales; es decir, una baja de por los menos 50% de la inversión total del sector. Las firmas de servicios petroleros fueron las primeras en sentir el impacto de tales decisiones.
     
    Según pudo establecer Dinero, por lo menos 15 compañías están haciendo fila ante la Superintendencia de Sociedades para iniciar procesos de reorganización empresarial. El número no es pequeño y en este primer mes del año la tendencia se ha intensificado. En la lista de firmas que debieron acudir a la entidad de control se encuentran, entre otras: Energy Control Amg Ltda, Blastingmar SAS, Colombian Coal S.A., Ordóñez y Cía. Ltda., Geominas y C.I Comergroup S.A. Los más recientes casos de firmas que ya fueron admitidas por la Supersociedades para adelantar dicho trámite corresponden a Carlos Omar Yáñez Suárez y Cía. Ltda., Tecs SAS y Fernando César Uribe Blanco & Cía. SAS. 
     
    El tema ha empezado a afectar también el mercado de valores. Las acciones de las principales compañías petroleras registran caídas considerables y la situación se ha vuelto preocupante. El jueves 29 de enero la Superintendencia Financiera le solicitó a Pacific Rubiales que comunicara al mercado si tenía información sobre las causas del descenso de la acción en la última semana de enero, esta firma perdió alrededor de 30% del valor con el que inició 2015. En respuesta a la solicitud, Pacific señaló que no conoce información distinta a la caída en el precio del crudo que explique semejante comportamiento.
     
    Así las cosas, el panorama luce oscuro: los pagos a los proveedores se han prorrogado a 90 y 120 días, empiezan los recortes en la nómina, gastos suntuosos desaparecen del balance y el cierre de pozos petroleros podría estar a la orden del día. 
     
    Por eso, el gobierno Santos está diseñando una estrategia para ayudar a las empresas a mitigar el impacto. ¿Cuál es el alcance de la crisis? y ¿qué significa esto para uno de los sectores empresariales más dinámicos de la economía colombiana en los últimos 30 años?
     
    Según el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda, “este es un tema grave, pero tengo la impresión de que al interior del Gobierno y el país en general no han entendido la gravedad: el primer impacto es el fiscal y hay quienes lo minimizan. El Marco Fiscal de Mediano Plazo estaba con US$98 el barril y el Gobierno ya ha señalado que ahora es de US$48; son US$50 menos por cada barril; descontada la devaluación del peso, el hueco que se le abre a las finanzas públicas es de $300.000 millones por cada dólar que caiga el precio. Con la situación actual, eso sería un hueco adicional en las finanzas públicas de $15 billones para 2015”.
     
    Lo que está quedando en evidencia ahora mismo es cómo las empresas petroleras iniciaron semejante ajuste. Lloreda señaló que “hay compañías que están cerrando algunos pozos y campos de producción, en especial los de baja producción que ya no son rentables; otros proyectos los van a aplazar. En materia de exploración, el panorama es muy complejo en razón básicamente a la caída en los precios y al impacto de la reforma tributaria. Las empresas empiezan a verse en la necesidad de revisar sus presupuestos de inversión y la gran sacrificada en este ajuste es la exploración. Esto se corrobora con los números. Vemos que la sísmica on shore ha caído. En 2010 se hicieron 20.000 kilómetros equivalentes de sísmica y en 2014 fueron 8.000. Para este año, habrá de 6.000 a 8.000 kilómetros”.
     
    Ese impacto ya empieza a afectar a regiones que viven del petróleo, como Casanare, Meta y Arauca, entre otras. Y, como se mencionó, a las primeras que se les rompió la pita fue a las empresas prestadoras de servicios petroleros. Rubén Darío Lizarralde, presidente de Campetrol, gremio que las representa, señala que “sentimos desde hace cuatro años que la contratación ha ido lenta e imperceptiblemente hacia abajo, y eso se ve en la sísmica, en las perforaciones y en la utilización de los taladros. Ya hay varias empresas de sísmica que se han quebrado por disminución de la actividad”. De acuerdo con él, alrededor de 35% de los taladros que hay en el país están ociosos.
     
    El ajuste en las empresas podría meter al país en un círculo vicioso: 1) Colombia no ha logrado aumentar su nivel de reservas en los últimos años, 2) las empresas, por la crisis de precios, cierran sus inversiones, 3) esto deriva en menor exploración 4) lo que agrava la situación de reservas del país.
     
    “Si yo no hago sísmica y si no perforo –explica Lizarralde–, si no busco el petróleo donde se supone que lo hay, en unos 6 o 7 años no voy a tener crudo, voy a ser importador”.
     
    El tamaño de la crisis
     
    El ministro de Minas, Tomás González, señala que el Gobierno está preocupado por el tema y que están pensando en medidas. Sin embargo, desde su perspectiva, es necesario ponerle dimensión a lo que muchos han decidido llamar “crisis petrolera”.
     
    “Cabe recordar que durante el gobierno Pastrana el barril de crudo llegó a estar a US$15 y en ese momento todos se preguntaban si sobreviviría la industria. Eso ya se contestó: el sector es capaz de adaptarse a circunstancias difíciles. Esta es una industria que sabe manejar las coyunturas de caídas de precio”, asegura el alto funcionario.
     
    El ajuste en la industria no es un asunto exclusivamente colombiano. El presidente de México, Enrique Peña Nieto, presionado por la caída en los ingresos de Pemex, la estatal petrolera, anunció un plan de recorte en los gastos de US$9.000 millones; Petrobras anunció recortes en inversiones y gastos por US$3.000 millones; las fusiones y adquisiciones en el sector se están volviendo cosa de todos los días.
     
    Que el mal sea de muchos no significa que la tarea sea fácil. Con una caída de 50% en el principal producto de exportación del país, los impactos se sentirán en todos lados. Por eso es necesario hacer un esfuerzo por darle dimensión al problema y definir una estrategia ajustada a la realidad.
     
    Lo primero que hay que decir es que este no es el primer ajuste drástico que haya sufrido el precio recientemente. Algo parecido ocurrió durante 2008, cuando el barril de petróleo, que había tocado su máximo histórico muy cercano a los US$150 el barril, cayó vertiginosamente hasta niveles récord de US$35 en solo seis meses. Esta vez, tres cosas son diferentes: la primera, la caída de 2008 se dio en medio de la peor recesión mundial de este siglo; dos, la destorcida se explica por un cambio estructural en el mercado petrolero del mundo, y tercero, Colombia no ha cumplido sus metas de incremento de producción y de reservas, lo que representa el principal desafío.
     
    La recuperación del precio en 2009 fue rápida y ayudó a paliar el golpe. En esta oportunidad, todavía es incierto cuándo se recuperará el precio y hasta qué niveles. Sin embargo, en la primera semana de febrero, el crudo tuvo una recuperación hasta niveles cercanos a los US$50, porque ya muchos actores del mercado esperan que la oferta se resienta.
     
    En un reciente análisis, la Asociación Nacional de Instituciones Financieras (Anif) señaló que en los próximos cinco años el barril de petróleo podría estabilizarse en un rango entre US$65 y US$75. La Administración de Información de Energía de los Estados Unidos en su Informe de Perspectiva de Corto Plazo de enero consideró que el petróleo se estabilizará este año alrededor de los US$54 y que para 2016 subiría hasta los US$71. La perspectiva de la agencia estadounidense es que este y el próximo año el consumo mundial crezca dos millones de barriles; así, se llegaría en 2016 a 92 millones de barriles por día. Los factores que impulsarían un alza son la recuperación norteamericana y europea y el nuevo impulso de la economía china. Paradójicamente, alguna parte de esa recuperación es posible gracias a la caída en los precios del crudo: los estimativos más conservadoras señalan que este descenso en los precios de los combustibles van a liberar por lo menos US$150.000 millones a los consumidores estadounidenses; el menor precio de los combustibles derivará en mayores niveles de consumo y menores presiones inflacionarias.
     
    Claramente hay varias conclusiones que se pueden deducir de este panorama: primero, nadie puede negar que el sector está en un proceso de ajuste que llevará los precios promedio de los casi US$100 hasta un rango entre US$60 y US$70. Dos, si bien hay crisis, esta no es la peor que haya sufrido el sector en la historia reciente. Tres, el gran desafío es mantener robusta la producción y mejorar las expectativas de reservas del país.
     
    Criollización del problema
     
    Las preguntas que están tratando de resolver, tanto los empresarios del sector como el Gobierno, son dos: ¿de qué magnitud va a ser el ajuste en el sector petrolero colombiano? y ¿qué se necesita hacer para mitigar dicho impacto? Eso es lo que está por verse.
     
    El ministro de Trabajo, Luis Eduardo Garzón, advirtió que la amenaza sobre los miles de trabajadores de la industria es evidente y que por esta razón la prioridad debe ser proteger los puestos en el sector. Según las cuentas del funcionario, las empresas petroleras tienen en sus nóminas a por lo menos 110.000 trabajadores y los puestos amenazados podrían ser hasta 25.000. Las noticias no son halagüeñas. Pacific Rubiales anunció que sus 3.200 empleados no perderán el puesto, pero que entra a análisis el futuro de los más de 10.000 contratistas que forman parte de la operación de la compañía. Así están todas las petroleras locales.
     
    El ministro González fue enfático en decir que el Gobierno tiene en la mira el tema y las medidas serán dadas a conocer en los próximos días. El enfoque general del plan de choque es el siguiente: primero, garantizar que se va a mantener la producción; segundo, impedir un impacto social elevado, reduciendo al mínimo los despidos en las empresas petroleras y de servicios y, tercero, facilitar todas las medidas para favorecer la competitividad del sector y reducir los costos de explotación y exploración para darle mayor solidez en el mediano plazo.
     
    El Gobierno tiene claro que lo peor que le podría suceder al país es que ahora mismo se reduzca la producción. En el caso de los proyectos petroleros, es indispensable que los tubos sigan extrayendo crudo, pues si la llave se cierra, los pozos se empiezan a llenar de agua y, posteriormente, para reiniciar la producción, se necesita nuevamente hacer inversiones; lo que les saldría muy costoso a las compañías. Ese es un gasto que la administración Santos quiere evitarles a las compañías.
     
    Desafortunadamente, en materia de producción las perspectivas son preocupantes. Según las cuentas de Francisco José Lloreda, de la ACP, es muy probable que este año se mantenga la producción en cerca de un millón de barriles. “Lo cierto es que pareciera inevitable que desde 2016 haya una caída continua en la producción llegando a 2018 en 785.000 barriles y hacia el año 2022 en más o menos 670.000 barriles”, explica.
     
    Esa tendencia es la que justamente se debe revertir para garantizar que el sector de hidrocarburos siga contribuyendo al desarrollo del país.
     
    Lista de peticiones
     
    Los empresarios han pasado su memorial de agravios al Gobierno. Primero, la industria le ha pedido revisar las condiciones de los actuales contratos petroleros y modificar las de los que se adjudiquen en las próximas rondas que se convoquen.
     
    Se refieren específicamente a lo que en el ámbito petrolero se conoce como “X de participación” de la ANH. Ese es uno de los principales criterios de adjudicación de bloques petroleros en Colombia. Se trata de la cantidad de petróleo que las firmas prometen entregarle a la ANH si los precios del crudo están altos.
     
    Sin embargo, el tema no es prioritario y podría pensarse que es una petición oportunista. El X de participación en un escenario de precios bajos se desactiva, pues actualmente el piso de precios es US$48 por barril, así que si bien el Gobierno tiene oídos abiertos a todas las medidas, esta no necesariamente es relevante para mejorar la situación de las compañías petroleras.
     
    Lo otro que han pedido las firmas es realizar deducciones en el impuesto del Cree y acelerar las devoluciones por parte de la Dian en el caso de saldo a favor de las empresas. Todo ello estaría encaminado a liberar recursos para el flujo de caja de las compañías.
     
    En estos frentes, el Gobierno debe ir con mucha prudencia. Cualquier beneficio fiscal no puede terminar en utilidades para los accionistas de las compañías. La idea es fortalecer el flujo de caja, pero con el único fin de que se mantengan los niveles de exploración y producción, que es la meta, según lo dijo el ministro González.
     
    Si bien es cierto que el sector necesita ayuda en esta coyuntura, el país tampoco puede dar un salto al vacío echando al suelo los avances que ha tenido hasta el momento.
     
    De hecho, según un estudio revelado durante el World Economic Forum que acaba de realizarse en Davos, Colombia es el país en vías de desarrollo con uno de los mejores esquemas contractuales para el sector de hidrocarburos; el país ocupa el noveno lugar en el Global Energy Architecture Performance Index 2015, que elabora el World Economic Forum en colaboración con la firma Accenture. Esto significa que Colombia está en el top 10 de los países con mejores sistemas energéticos, acompañada exclusivamente por países europeos. Uno de los aspectos que destaca el informe es la reforma energética de 2003, fundamentalmente la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), la transformación de Ecopetrol y los ajustes a los contratos de explotación de hidrocarburos. El informe señala que dichas políticas “indudablemente” han ayudado en algunos aspectos al desempeño mostrado por Colombia en el índice.
     
    El informe también señala que “de hecho, de las naciones latinoamericanas que tienen producción de gas y petróleo, únicamente Brasil y Colombia (la cual también introdujo un regulador independiente, mejoró los términos impositivos y reestructuró Ecopetrol) han evidenciado un crecimiento de la producción durante los últimos años, a diferencia de México, Venezuela y Argentina”.
     
    Así que el balance sobre el contrato y las condiciones para operar de las firmas petroleras en el país es positivo; no en vano, la inversión extranjera en el sector se disparó y alcanzó los US$5.500 millones anuales.
     
    Aunque el Ministro González reconoció que el Gobierno está analizando todas las medidas posibles con criterio técnico y económico, es claro que cualquier reforma en el contrato sería aumentar unas condiciones ya muy favorables para la industria.
     
    Consolidación empresarial
     
    Pero además del ajuste y los recortes, lo otro que se va a dar en este proceso es una consolidación empresarial. Grandes compañías que guardaron plata en caja van a hacer la fiesta comprando activos baratos, que muy probablemente se valoricen en los próximos años.
     
    En este sentido hay varios aspectos clave. Primero, el asunto de los impuestos. Este año la reforma tributaria le va a dar un golpe importante a las compañías. Al sector petrolero le va a tocar poner $2,7 billones por cuenta de la reforma tributaria pasada. Eso golpea profundamente su flujo de caja. Una cifra sirve para contrastar el tema: la campaña exploratoria del sector para 2015 vale $2,6 billones. Muchos dicen que gran parte de lo que se iba a ir para exploración este año, va a terminar en la tesorería general de la Nación.
     
    Así las cosas, el Gobierno debería concentrarse en lograr que el flujo de caja de las compañías se mantenga sólido. Una de las medidas que está sobre la mesa es la de acelerar los procesos de devolución de dinero por parte de la Dian.
     
    Otras medidas son necesarias para impedir que la producción se venga abajo, porque esto también afecta el flujo de caja por la vía de los volúmenes de ventas. En este frente, definir una estrategia para impedir ataques a la infraestructura o bloqueos a la producción por parte de las comunidades es fundamental. El ministro González dice que en ese frente ya se han logrado cosas, pues a mediados del año pasado la producción se empezó a afectar y, gracias a la estrategia que ya ha sido implementada, por lo menos se logró mantener la producción de crudo por encima del millón de barriles diarios durante el último trimestre de 2014.
     
    ¿Futuro negro?
     
    Todo ajuste es traumático, pero eso no quiere decir que el futuro vaya a ser catastrófico. Nadie considera descabellado que el precio del crudo suba en los próximos meses o años. Así las cosas, el mercado mundial petrolero pareciera ya haber tocado fondo.
     
    Esto pone en perspectiva el futuro. Aquí es donde el Gobierno tiene que adoptar medidas que afecten favorablemente el negocio.
     
    La primera estrategia debe ser mantener la exploración y garantizar que se van a encontrar nuevas reservas. El futuro del país está en los proyectos off shore, es decir, en medio del océano.
     
    Las señales en este frente son positivas. Uno de los signos es que Anadarko, compañía de las más grandes del sector, tiene en Colombia la mayor apuesta en sísmica off shore del mundo. “Ahí hay algo”, dice un experto del sector. La intuición fue ratificada por el hallazgo en el proyecto Orca que adelantan Ecopetrol, Petrobras y Repsol cerca a La Guajira. El anuncio pasó desapercibido a finales del año pasado. Lo que todos señalan es que de manera definitiva en el Caribe colombiano hay una cadena de yacimientos de hidrocarburos cuyo tamaño podría ser muy importante. El off shore se podría convertir en la nueva frontera de los hidrocarburos.
     
    El ministro González dijo que el otro frente esperanzador es en los proyectos no convencionales, pues Colombia cuenta con una gran zona de prospectiva en el Magdalena Medio. Lo mismo ocurre con el gas asociado a carbón, que sería otra fuente de nuevas reservas.
     
    Sin lugar a dudas, el panorama de 2015 es muy complejo y se hace obligatorio un ajuste. Sin embargo, si se toman las medidas adecuadas, la industria podría salir fortalecida. Superar la crisis podría abrirle nuevas oportunidades en negocios completamente nuevos como los no convencionales y el gas asociado al carbón.
     
    Si se toman las medidas correctas, se podrá enderezar el rumbo. El futuro todavía está en nuestras manos.
     
    ***
     
    Vacante en Ecopetrol
     
    Una de las noticias más esperadas en el próximo mes de marzo será el anuncio del reemplazo de Javier Gutiérrez. El tema es fundamental para la industria, pues Ecopetrol representa 60% de la actividad petrolera en Colombia.
     
    Por eso, se ha planteado un debate: si el nuevo presidente debe o no ser un conocedor profundo del sector. Para algunos expertos, no es necesario que la persona que llegue al cargo más importante del sector empresarial en Colombia tenga profundos conocimientos en petróleo. “De las vicepresidencias para abajo, todos en Ecopetrol de lo que más saben es de petróleo”, señala uno de los expertos.
     
    Otros, por el contrario, consideran que al frente de la empresa debe estar una persona con gran experiencia y muy curtido en el sector. En especial en este momento complejo de la industria y de la empresa cuando vienen épocas de ajustes, reorganizaciones, con menores recursos para inversión pero con una tarea apremiante de incorporar nuevas reservas para lograr que la autosuficiencia vaya más allá de los 7 años que tiene hoy.
     
    Egon Zender, firma cazatalentos que adelanta el proceso, tendrá un duro trabajo y la baraja de candidatos cada vez se abre más. A los nombres de Juan Carlos Echeverry, exministro de Hacienda, y Camilo Marulanda, vicepresidente de operaciones de Ecopetrol, se han sumado otros: Joaquín Moreno, quien desde 2008 está en la junta de Ecopetrol y trabajó 33 años en Shell; Felipe Posada, colombiano que trabaja en BP y es considerado uno de los cinco líderes de mayor proyección de la petrolera; y recientemente ha aparecido el nombre de Álvaro Mauricio Echeverry, quien de 1999 a 2013 fue vicepresidente jurídico de Ecopetrol y hoy es embajador de Colombia ante Chile.
     
    ***
     
    Impacto en la bolsa
     
    El desplome del crudo también se siente en las Bolsas de Valores y específicamente en el índice Colcap, que es el de referencia para el país y que se calcula con una canasta de las 20 acciones con mayor capitalización bursátil. 
     
    Tradicionalmente, Ecopetrol ha sido una de las acciones protagonistas del Colcap y determinantes para medirle el pulso a toda la Bolsa. De hecho, la caída de 43% en el precio de la petrolera nacional fue gran responsable de que el año pasado el mercado accionario terminara con pérdidas.
     
    Para calcular el Colcap se le da un peso a cada acción miembro del índice y se hace un rebalanceo trimestral para ajustarse a las condiciones del mercado. En el ajuste realizado para los primeros tres meses de 2015, las petroleras (Ecopetrol, Canacol y Pacific) pasaron de aportar 16% en el cuarto trimestre de 2014 a apenas 11%, jalonadas principalmente por Pacific, cuyo peso se redujo de 2,3% a 0,2%. 
     
    Ecopetrol, aunque se mantiene como la tercera acción más importante en el cálculo del Colcap, también redujo su participación de 13,6% a 11,1%. 
     
    Las acciones ganadoras con el rebalanceo del Colcap fueron las del sector financiero, que pasaron de aportar 40% al índice en los últimos tres meses de 2014 a 47,8% en el arranque de 2015. Específicamente, la acción de Bancolombia fue una de las que ganó más protagonismo, pues su peso se incrementó de 13,99% a 21,02%.
     
    ***
     
    Canacol seduce
     
    Ante la caída registrada por los precios del petróleo, las acciones de las petroleras a nivel mundial se han visto afectadas. En Colombia, activos como el de Canacol, Pacific y Ecopetrol, cerraron 2014 liderando las pérdidas en el mercado accionario. 
     
    No obstante, el inicio de 2015 para Canacol Energy ha sido muy distinto. La diversificación de sus productos, alcanzando un atractivo balance entre el negocio de gas y de petróleo, ha hecho que la acción de la empresa sea la de mejor rendimiento en el comienzo del año; es tal, que Credit Suisse elevó su precio objetivo de $4.799 a $6.714 y mantiene su recomendación neutral.
     
    De hecho, la empresa acaba de hacer un importante hallazgo de gas en su pozo Clarinete 1, el cual será el eje en torno al cual girará el plan de inversiones de la petrolera durante 2015. Se espera que la compañía lo dé a conocer en los próximos días.
     
    ***
     
    El golpe en servicios
    En alerta máxima se mantienen las empresas de servicios petroleros en el país. Rubén Darío Lizarralde, presidente de Campetrol, analizó las perspectivas.
     
    ¿Cómo se ha impactado el sector de servicios petroleros? 
     
    El sector creció menos. Este año lo estamos viendo crítico. Primero, porque definitivamente el precio golpea mucho al sector; segundo, por la profundización de la caída en la contratación y, tercero, por la reforma tributaria.
     
    ¿Ha bajado la contratación?
     
    En contratación están pasando dos cosas: por un lado, las empresas operadoras están buscando bajar las tarifas de lo que contratan localmente y lo hacen sobre una base baja, porque hace 6 o 7 años hubo una disminución de tarifa. En ese momento hubo un pacto de disminución de tarifas pero cuando subió el precio internacional del crudo, las tarifas se quedaron abajo, y ahora que el precio internacional está bajando las quieren poner más abajo.
     
    ¿Cuál es la salida?
     
    Las empresas de servicios petroleros han propuesto trabajar conjuntamente con los operadores para que todo lo que está afectando el costo, lo que no le agrega valor al proceso, se elimine o se mitigue y esa disminución en el costo se reflejará como una disminución en la tarifa. Pero no podemos mantener esos costos como los tenemos hoy y bajar aún más las tarifas porque el negocio iría a pérdida y en esas circunstancias no le convendría a nadie.
     
    ¿Qué tanto ha caído la actividad?
     
    En sísmica, la reducción ha sido paulatina y se estima en 10%, mientras que en el uso de taladros la capacidad ociosa es cercana a 40% en estos momentos.
     
    ¿Cuál será el impacto en el empleo? 
     
    Actualmente el sector genera unos 120.000 empleos, y se estima que se podría llegar a perder 20% por la disminución de contratos. Es que solo Ecopetrol anunció que reducirá 50% del presupuesto, y esta empresa representa 60% de la actividad petrolera del país.
     
    Fuente: Dinero.com
  • Canacol busca producir 130 millones de pies cúbicos de gas

    Con el fin de lograr, para el 2017, un pronóstico promedio de ventas en crudo y gas entre 18.000 y 19.000 barriles por día, Canacol realizará una inversión de US$89 millones, señaló la petrolera a través de un comunicado de prensa.
     

    Se estiman ventas contractuales de crudo y gas de 25,000 barriles por día, una vez finalizado el nuevo gasoducto.

    La petrolera realizará inversiones por US$89 millones para generar 19.000 barriles al díaLa petrolera realizará inversiones por US$89 millones para generar 19.000 barriles al díaAsí, para diciembre del 2017 la compañía canadiense estima ventas contractuales de crudo y gas de 25.000 barriles por día, una vez finalizado el nuevo gasoducto privado que conectará las facilidades de procesamiento de gas de Canacol en Jobo y la línea de Promigas hacia Cartagena, en la región de la costa Caribe.
     
    Charle Gamba, presidente y CEO de la petrolera señala que las tres principales metas al finalizar el 2017 serán las de lograr una producción de gas de 130 millones de pies cúbicos estándar por día en diciembre del 2017, perforar tres pozos exploratorios de gas para seguir aumentando la base de reservas, y perforar dos pozos exploratorios de petróleo.
     
    “El presupuesto de capital incluye US$38 millones destinados a gastos relacionados a la exploración, US$8 millones con dirección a sísmica 3D y US$22 millones en facilidades, equipo y construcción de líneas de flujo mientras nos preparamos para una expansión significativa en la producción de gas”, explica Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol.
     
    El vocero de la petrolera canadiense afirma, además, que “se destinarán otros US$ 5 millones en workovers de pozos y actividades de shale, US$10 millones en inversiones sociales, consultas y actividades ambientales en preparación de las actividades venideras en 2018, y US$3,2 millones de inversión en la operación conjunta de la compañía en Ecuador”.
     
    Así mismo, Canacol indica, a través de la citada nota de prensa, que “la totalidad de los gastos del presupuesto de capital del 2017 provendrán de flujos de operaciones anticipados para el 2017 y del capital de trabajo de US$65 millones mantenido desde el 1° de enero del presente año”.
     
     
    Portafolio.co
  • Canacol Energy se la vuelve a jugar por su estrategia ganadora: el gas

    Canacol 1El objetivo del programa de exploración es probar reservas nuevas para firmar acuerdos de venta ‘take or pay’ por 100 millones de pies cúbicos al día.
     
    Desde antes de que iniciara la crisis de los precios del petróleo, Canacol Energy le dio un giro a su negocio al decidir fortalecer el segmento de gas. La estrategia le ha salido bien y de las empresas de hidrocarburos es la más beneficiada, su título en la Bolsa de Valores de Colombia ha crecido un 83,7% en los últimos 12 meses.
     
    Ante ese panorama la compañía se enfocó en sus pozos de gas por encima de los petroleros, y en su calendario de exploración para lo que resta del 2016 está previsto un plan para incorporar a su portafolio reservas nuevas del hidrocarburo.
     
    Tiene presupuestados dos pozos de exploración de gas adicionales a Oboe-1, localizado en la cuenca del Magdalena inferior. Este pozo que inició su perforación en enero de 2016 probó una tasa combinada de 66 millones de pies cúbicos por día. Ahora planea explorar los pozos Níspero 1 y Nelson 6. 
     
    Los tres mencionados tienen como objetivo incorporar nuevas reservas combinadas estimadas por la empresa, sin aplicar factor de riesgo, en 100 billones de pies cúbicos. 
     
    El objetivo del programa de exploración de gas del 2016 es probar suficientes reservas nuevas para firmar contratos de venta de gas ‘take or pay’ (en el cual el comprador se compromete a pagar un porcentaje del gas contratado, independientemente de que éste sea consumido. El vendedor debe tener a disposición el 100% de la cantidad contratada) por 100 millones de pies cúbicos por día, los cuales iniciarán a partir del 2018 después de la construcción de un nuevo gasoducto. Canacol Energy planea iniciar la perforación del pozo de exploración Níspero 1 durante la próxima semana. Este tendrá como objetivo los mismos reservorios areniscos de Ciénaga de Oro que se producen en los campos de gas cercanos Nelson, Palmer y Clarinete. 
     
    Se prevé que la perforación y prueba de producción se tome aproximadamente siete semanas (hasta el cinco de septiembre). Una vez terminadas las operaciones en Níspero, el taladro será movilizado para perforar el pozo de exploración Nelson 6, del cual se estima iniciar su perforación a principios de octubre. 
     
    Lo proyectado en el pozo Nelson 6 será probar el reservorio arenisco superficial Porquero, el cual se ubica por encima de los reservorios areniscos Ciénaga de Oro en el campo Nelson. Los cuatro pozos Nelson perforados hasta la fecha han encontrado el reservorio arenisco Ciénaga de Oro con buenas muestras de gas durante la perforación, y hasta 50 pies de espesor interpretados en los registros de pozo abierto. Actualizará sus reservas en el campo antes de acabar julio.
     
    ESTIMACIONES DE VENTA DE GAS Y PETRÓLEO PARA TODO EL 2016
     
    La petrolera prevé que las ventas netas promedio de petróleo y gas antes de regalías 
    para el 2016 estén entre 16.000 y 17.000 barriles de petróleo equivalente por día. 
     
    Se estima que las ventas de gas contratado serán en promedio 75 millones de pies cúbicos diarios aproximadamente. Esto a un precio promedio de US$5,60 para el gas y de US$31,92 el crudo, con un ‘netback’ aproximado de US$4,56 en el primero y de US$26,00 el segundo, con lo cual habría recibos de efectivo por US$153 millones. Calcula un promedio de producción de petróleo en Colombia cercano a 2.300 barriles por día y en Ecuador de 1.300 barriles diarios para el año calendario 2016, ambos sin la perforación de pozos adicionales. Para el mismo periodo espera un Ebitdax de cerca de US$135 millones.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Canacol reporta su noveno hallazgo de gas en Colombia

    La compañía dijo que simultáneamente se encuentra realizando la perforación del pozo exploratorio de gas Cañandonga 1.La compañía dijo que simultáneamente se encuentra realizando la perforación del pozo exploratorio de gas Cañandonga 1.La petrolera canadiense Canacol Energy reportó este miércoles un nuevo hallazgo de gas en Colombia, el noveno en el país, que excedió sus expectativas respecto a potenciales adiciones de reservas del hidrocarburo. 
     
    El hallazgo se produjo en el pozo exploratorio Pandereta 1, dentro de las formaciones Tubará Inferior y Ciénaga de Oro, en el norte del país, donde encontró 149 pies de gas.
     
    "Estas últimas dos formaciones mencionadas podrían representar potencialmente recursos de gas adicionales en los bloques de Canacol, ubicados en la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena", dijo Mark Teare, Vicepresidente Senior de Exploración de Canacol."En este sentido, los resultados del pozo Pandereta 1 han excedido nuestras expectativas respecto a potenciales adiciones de reservas de gas". 
     
    Además, la compañía -que tiene operaciones de exploración y producción en Colombia, Ecuador y México- dijo que simultáneamente se encuentra realizando la perforación del pozo exploratorio de gas Cañandonga 1, que inició actividades el 4 de noviembre y donde prevé completar las operaciones de perforación dentro de una semana.
     
    PORTAFOLIO.CO
  • Canacol: la petrolera que podría duplicar sus ventas en plena crisis

    Los inversionistas están en ‘luna de miel’ con la firma y la tendencia podría continuar si se cumplen las expectativas en el negocio del gas. Canacol construirá otro gasoducto en la costa.
     
    Rancho Hermoso - CanacolRancho Hermoso - CanacolEl mercado está en luna de miel con Canacol, cuyas acciones pasaron de un mínimo de $3.390 en diciembre de 2015 a unos $7.500 en la actualidad. Muchos analistas le apuestan a la especie. BTG Pactual y HSBC recomiendan a sus clientes comprarlas, Scotiabank sugiere darles un mayor peso en el portafolio y Credicorp Capital recomendó venderlas para asegurar las ganancias de las últimas semanas.
     
    La historia de amor tiene un componente principal: el gas. Canacol podría pasar de vender unos 9.000 barriles equivalentes de petróleo por día a unos 20.000 si cumple las expectativas de negocio. De hecho, este combustible ha sido el ‘refugio’ de la firma ante el desplome del petróleo debido a que sus precios son más estables.
     
    En el último año Canacol hizo tres descubrimientos clave en el campo Clarinete, en el Magdalena Inferior. En conjunto le permitieron aumentar sus reservas de forma significativa. Adicionalmente la firma amplió su capacidad de transporte de gas a través del gasoducto Jobo lo que le permitirá aumentar la producción y las ventas.  
     
    “Además de que descubrió más recursos la firma dice que ya los tiene vendidos”, explicó a Dinero el comisionista independiente Diego Franco. La firma no ha revelado a quién le venderá su gas aparte de Cerromatoso, que hoy le compra unos 3.000 barriles. Franco dijo que el mercado podría impulsar de nuevo la acción cuando la ampliación de Jobo se refleje en mayores volúmenes de ventas.
     
    Lo que viene: más gas
     
    Los inversionistas reaccionarán este martes a las pérdidas por US$103.5 millones que registró la compañía en el segundo semestre de 2015. La mayor parte de la pérdida fue contable, igual que la registrada por Ecopetrol.  Sin embargo, los resultados estuvieron por debajo de las expectativas de los analistas del mercado. 
     
    Hacia adelante se espera que termine la ampliación de Jobo y que se den más detalles sobre el tamaño de Oboe 1, uno de los tres descubrimientos mencionados.
     
    En su comunicado al mercado Canacol dijo que iniciará un nuevo proyecto de gasoducto en la costa Caribe con 100 millones de pies cúbicos de capacidad. Esta iniciativa es más grande que la ampliación de Jobo que abarcaba 65 millones de pies cúbicos adicionales. El proyecto apenas comenzará su diseño y debería estar operativo en 2018.
     
    Este año Canacol invertirá unos US$52 millones, 37% menos que el año pasado. Buena parte del recorte se centrará en inversiones de petróleo como Rancho Hermoso y Llanos 23 que no son tan atractivas con los actuales precios del crudo.
     
    Dinero.com
     
  • Colombia: Gas natural, la esperanza de Canacol Energy

    Campo Rancho Hermosos CanacolCampo Rancho Hermosos CanacolCanacol energy dio a conocer sus resultados para el tercer trimestre fiscal de 2015. El CEO de la compañía, Charle Gamba, afirmó que continúan con el foco en sus activos de gas natural en Colombia debido a los débiles precios internacionales de crudo. Los ingresos operacionales de la empresa alcanzaron los US$ 26.43 millones, un 52.51% menos frente a los US$ 55.65 millones registrados durante el tercer trimestre fiscal de 2014. La disminución es explicada por la disminución de los precios internacionales de crudo y la producción de crudo, la cual cayó un 9.83% de 8.26 Mbbl/d en el tercer trimestre fiscal de 2014 a 7.45 Mbbl/d en el mismo periodo de 2015.
     
    Por otro lado, los costos de ventas disminuyeron en 42%, al pasar de US$ 16.79 millones en el primer trimestre fiscal de 2014 a US$ 11.81 millones en el mismo periodo de 2015. A pesar de la disminución, porcentualmente los costos de ventas representaron el 30.16% y 44.67% de las ventas para el tercer trimestre fiscal de 2014 y el mismo periodo de 2015 respectivamente. El EBITDA para el tercer trimestre de 2015 fue US$ -28.92 millones, -176.35% en comparación con el mismo periodo de 2014, en donde fue de US$ 37.88 millones. Los gastos de intereses también tuvieron un aumento considerable durante el tercer trimestre fiscal de 2015 frente al mismo periodo de 2014 de 103%, afectando la utilidad neta durante el último periodo fiscal al terminar en US$ -15.64 millones, -180.45% frente a la utilidad durante el tercer trimestre fiscal de 2014 que fue de US$ 19.44 millones. Es importante resaltar que Canacol hizo una depreciación del campo Rancho Hermoso por US$ 106.75 millones en el periodo 4Q-2013 (abril a junio de 2013 en año calendario) y por US$ 27.4 millones en el periodo 2Q-2015 (octubre a diciembre de 2014) debido respectivamente al incremento en los costos de extracción y la disminución de los precios internacionales de petróleo.
     
    Con respecto al balance, la deuda de largo plazo tuvo un aumento de 22.10% y la de corto plazo de 214% entre los periodos mencionados anteriormente (3Q2014 VS 3Q2015), el nivel de endeudamiento de la compañía tuvo un leve aumento al pasar de un 37% a un 38%, para los periodos del tercer trimestre fiscal de 2014 y 2015 respectivamente. Lo anterior explicado por el también aumento del patrimonio, impulsado por las capitalizaciones de los activos de exploración (campos cuenca Bajo Magdalena) y adquisiciones de los activos de petróleo y gas por la compañía. Entre las adquisiciones esta la participación de 10% sobre el campo LLA-23 por US$ 40 millones.
     
    Por otra parte, la relación Deuda/EBITDA pasó de 1.06x en el tercer trimestre fiscal de 2014 a 9x en el mismo periodo de 2015, explicado por el aumento de la deuda y la disminución del EBITDA mencionados anteriormente, lo cual puede poner presión en las garantías financieras de sus préstamos bancarios. Finalmente a pesar de la crisis coyuntural del sector de petróleo y gas en el mundo, la compañía al finalizar el tercer trimestre fiscal de 2015 logró una producción consolidada de 10.95 Mboe/d, 0.52% mayor a los 10.89 Mboe/d registrados durante el mismo periodo de 2014. Lo anterior a pesar de la disminución en la producción de crudo mencionada anteriormente, la cual fue compensada por el aumento de 33% en la producción de gas al pasar de 2.63 Mboe/d a 3.5 Mboe/d. La producción de gas natural proviene de los campos Nelson y Palmer y se espera que la producción aumente a 11.404 Mboe/d a comienzos de diciembre del presente año.
     
     
    Fuente: Bitlam
     
     
     
  • Colombia: Negocios de gas repuntan al alza acciones de Canacol

    Canacol CeoDurante esta semana, la acción de la petrolera colombo-canadiense Canacol Energy ha registrado las mayores alzas en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC). El martes pasado aumentó un 9.13% y cerró en COP 5,740 mientras que al siguiente día repuntó un 11.5% adicional y cerró en COP 6,400.
     
    Todo parece indicar que el anunció de la compañía en enfocar sus gastos de capital en la producción de gas natural en la costa Caribe colombiana, sumado al incremento de sus reservas probadas y probables de este hidrocarburo, ha generado una mayor confianza para el mercado. Según datos de BI, al cuarto trimestre de 2014 la producción de gas de la empresa era del 27,37% del total.
     
    La decisión de apostarle al negocio del gas tiene que ver con la reducción en la oferta en el norte del país y al aumento en los precios y la demanda.
     
    La compañía destinará los recursos soportados por flujo de caja obtenido por producción a la exploración y firma de nuevos contratos para esa zona específica del país.
     
    Canacol planea aumentar su producción de gas de 18 Mcf/d registrada a finales de 2014 a 83 Mcf/d a finales de 2015 y 118 Mcf/d a finales de 2017, las cuales ya se encuentran previamente comprometidas a diferentes clientes nacionales.
     
    Es importante recordar que Canacol antes de 2012 dependía 100% del petróleo, mientras que en la actualidad la proporción bajó alrededor del 70% debido al éxito en las recientes exploraciones gasíferas como la de Clarinete 1.
     
    La compañía afirma que hay varias plantas de generación termoeléctrica en la costa caribe colombiana que han mostrado gran interés en firmar nuevos acuerdos con Canacol. Al norte del país, hay varias empresas desarrollando proyectos de exploración de gas, como es el caso de Chevron en compañía de Ecopetrol, aprovechando el auge en los precios como consecuencia de la demanda creciente en la zona.
     
    Canacol anuncia nuevas reservas
     
    El 13 de marzo de este año, Canacol anunció el aumento de sus reservas probadas y probables de gas antes de regalías ajustadas en 41MMboe, tras el reciente hallazgo de los campos Clarinete 1 y Palmer, además de una revisión positiva en el campo Nelson, llegando a 61MMboe al 28 de febrero de 2015 equivalente a US$ 852 millones. Conjuntamente, la compañía informa que compró el 100%
     
    de la participación que compartía de los campos incluidos en los contratos VIM5 y VIM19.
     
    Dichas reservas ya están comprometidas en contratos acordados previamente y con condiciones individuales de valorización, pago y entrega para las producciones de Clarinete y Palmer. Adicionalmente, la revisión positiva de carácter técnico sobre el gas contenido en el campo Nelson, relacionado al contrato Esperanza. Además, el presidente de Canacol en Colombia, Chale Gamba, estima que para 2017 un tercio de las ventas de gas estarán dirigidas a mercados extranjeros mientras que el resto se dirigirá al mercado local, además de perseguir la meta de pasar de los actuales 3.56MMboe/d a 14.8 MMboe a diciembre de 2015.
     
    Fuente: bilatam,com
     
     
  • Ecopetrol, Pacific Rubiales y Canacol Energy pasan un sabor amargo por caída del oro negro

    Bolsa 2011Bogotá_La decisión que se tomó en la reunión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) de mantener su techo de producción sin cambios y el bajo precio del barril del petróleo son los principales detonantes del desplome de las acciones petroleras listadas en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC).
     
    Según los expertos el panorama económico de hidrocarburos es negativo no solo en Colombia sino también en el mundo, por lo que aconsejan no entrar en pánico y afirman que lo ideal es no empezar a liquidar posiciones.
     
    “Esta caída se debe principalmente a los actuales precios del petróleo, pues el WTI tocó mínimos desde el 25 de mayo de 2010 cuando se negociaba alrededor de US$68,85”, afirma José David López, analista económico de Asesorías e Inversiones.
     
    Por su parte, Andrés Duarte, analista económico de Corficolombiana, considera que “aquí el tema es la oferta, y como en la reunión de la Opep se decidió que no va a haber una reducción en la oferta entonces los precios del petróleo no van a subir”.
     
    En el caso de Ecopetrol, de acuerdo con los expertos es importante actuar con cautela y piden tener en cuenta que el valor fundamental de la empresa debe ajustarse a los nuevos escenarios del precio del crudo.
     
    “Los resultados del cuarto trimestre van a tener un impacto negativo por el precio del petróleo. El valor del crudo llegó a caer 6,23% y definitivamente Ecopetrol ha estado correlacionado con el movimiento del petróleo”, explica Edgar Romero, analista de renta variable de Corredores Asociados.
     
    Para finalizar la jornada la acción de Ecopetrol fue una de las tres con mayores caídas y perdió 5,64% a $2.425. De otro lado, la empresa canadiense Pacific Rubiales fue la más golpeada con el precio del ‘oro negro’ no solo tocó mínimos históricos llegando a tener una caída de 8,06% a un precio de $24.200 sino que cerró a un valor de $24.080 y 9,13% a la baja.
     
    Según los expertos tanto la producción de petróleo como los abundantes suministros en Estados Unidos y China son los que han aumentado la oferta disponible y también han presionado el precio del crudo.
     
    “En lo corrido del año el WTI ha perdido 28,34% y Ecopetrol en lo que ha avanzado de 2014 ha perdido 34,05%. La correlación entre los precios del petróleo es directa, mientras el crudo no se recupere la acción de las petroleras tampoco lo van a hacer”, agrega López.
     
    La acción de la petrolera Canacol también tuvo una caída importante en la BVC, pues llegó a tener una variación negativa de 7,61% a un precio de $5.830. Al final cerró con pérdida de 8,72% a $5.760. “Este sector se rige mucho por las decisiones políticas entre los países, es factible que tengamos algún anuncio antes de febrero de 2014 para ayudar a estimularlo”, dijo López.
     
    Así las cosas es claro que las acciones petroleras no atraviesan un buen momento y de acuerdo con los analistas hasta que no se corrija al alza el precio del petróleo la situación no va a mejorar.
     
    De este modo lo que espera el mercado para el próximo año es que haya un menor crecimiento económico frente a 2014.
     
    Las opiones
     
    Edgar Romero
    Analista de renta variable de Corredores Asociados
    “Con esta situación el mercado da el mensaje de cautela, los resultados del cuarto trimestre de Ecopetrol no van a ser tan favorables y todo está ligado con el precio del petróleo”.
     
    Andrés Duarte
    Analista económico de Corficolombiana
    “Aquí el tema es la oferta. Como en la reunión de la Opep se decidió que no va a haber una reducción en la oferta entonces los precios del petróleo no van a subir”.
     
     
     
    Por:Angela Maria de la Rosa
     
     
    Fuente: LaRepublica.co
  • En el primer trimestre del año los ingresos de Canacol aumentaron 83%

     

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

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

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

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

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

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

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

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

     

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

     

    Por: Paisminero.co / CP Canacol Energy

  • Gracias al gas, Canacol es hoy la petrolera de mostrar

    Mientras la mayoría de petroleras han tenido que hacer fuertes recortes para sobrevivir a los bajos precios del petróleo, la compañía Canacol Energy encontró en el gas la alternativa para mantenerse a flote durante la crisis.
     
    Aunque también le ha tocado ajustar sus presupuestos, esta salida no fue producto del azar sino que fue una estrategia para diversificar su portafolio de activos. Su presidente, Charle Gamba, dice que los recursos potenciales de gas de la empresa equivalen al 60 por ciento de las reservas del país.
     
    ¿Cómo han afrontado los bajos precios del petróleo?
     
    Hicimos el movimiento en el mercado de gas en el 2012, con la compra de Shona Energy, y la idea era tener varias plataformas para ganar un poco de estabilidad, porque una empresa que es 100 por ciento crudo está sufriendo bastante.
     
    Vamos a seguir con nuestra estrategia y vamos a esperar la recuperación del precio del crudo, porque la realidad es que tenemos cuatro bloques de gas y 19 de crudo en Colombia.
     
    Pero, cuando el precio del crudo es bajo, nos estamos enfocando en gas porque es más rentable.
     
    ¿Qué balance de reservas tienen ahora?
     
    El último reporte, de fecha del 31 de diciembre del 2015, muestra que tenemos 79 millones de barriles equivalentes (crudo y gas) en reservas probadas y probables (2P). Casi 60 millones de barriles son probadas y el resto, probables. Ahora, el 80 por ciento de nuestra base de reservas es gas, con un fuerte crecimiento gracias a los descubrimientos de Clarinete y de Palmer, que hicimos hace dos años. Mientras tanto, no estamos invirtiendo casi nada en crudo porque el precio está muy malo. Tenemos un portafolio de oportunidades exploratorias en Sucre y Córdoba por tres terapiés cúbicos de gas.
     
    Más de la mitad de las reservas del país…
     
    El 60 por ciento exactamente.
     
    ¿Cuántos se podrían volver reservas probadas?
     
    Tenemos un plan de exploración de cinco años. Algunos pozos serán exitosos y otros, secos. Por el precio del crudo no vamos a hacer inversiones importantes en pozos exploratorios de crudo.
     
    ¿Cómo están las inversiones para el 2016?
     
    Tenemos un capex (capital) para el 2016 de 52 millones de dólares, la mayoría en Colombia, monto que es aproximadamente el 40 por ciento menos que el año pasado. Serán tres pozos de gas: Oboe, que fue exitoso, y estamos esperando por el cálculo de las reservas. Y vamos a perforar dos más.
     
    Y vamos a perforar un pozo exploratorio de crudo porque tenemos un compromiso con la ANH, en el campo Llanos 23, en Casanare. En realidad no estamos interesados en pozos de crudo con un precio menor a 50 dólares el barril de la referencia WTI (Texas), porque no es tan rentable como el gas.
     
    ¿Por qué le apostaron al gas?
     
    El gas no era buen negocio. Su precio era bajo, y había más que suficiente en La Guajira. Era una oportunidad y compramos gas barato en el 2012.
     
    Canacol OfToda empresa debe mirar qué va a tener en épocas de precios bajos del crudo, y la respuesta no es otra que el gas, cuyo precio no está subiendo y bajando. Es un tema de suministro y demanda, y en el 2012 era obvio que no había suficiente oferta por el crecimiento de la demanda y por ello tomamos la decisión de comprar una posición en gas y desarrollarlo hasta cuatro años hasta llegar a lo que tenemos hoy en día.
     
    ¿Cuánto se invirtió en la estrategia?
     
    Compramos los bloques en alrededor de 130 millones de dólares en el 2012 y el 2013, y ahora tienen un valor superior a los 800 millones de dólares en reservas.
     
    Para monetizar la inversión, ¿cómo superar las trabas de transporte?
     
    Se necesita competencia en infraestructura, no solo en los grandes tubos sino en las conexiones locales, porque estamos rezagados en infraestructura por lo menos cinco años y a medida que vayamos teniendo descubrimientos eso se va a notar más.
     
    Hay que apostar por el gas producido acá porque, con la planta de regasificación, el gas no solo llega más caro sino que no genera impuestos en Colombia, no genera regalías, no genera trabajo y no genera bienestar en la gente.
     
    ¿Se podrá exportar ese gas?
     
    La demanda está subiendo en una forma rápida, al 6 por ciento al año hace 15 años, y eso no va a parar. Hay suficiente demanda, y su futuro está bastante fuerte, que no puede ser posible exportar, ya que la demanda está creciendo mucho.
     
    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
     
    ElTiempo.com
  • Precio del barril colombiano cae 52% en primer trimestre

    Un reporte de la ACP muestra que el precio de la canasta de crudos del país cayó más que el del WTI y el Brent.
    La caída de los precios internacionales del petróleo afecta a las empresas productoras en todo el mundo, pero golpea a unos países más que otros.
     
    Campo Rancho Hermoso - Canacol-energyCampo Rancho Hermoso - Canacol-energyUn informe reciente de la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, muestra en cifras cómo ha caído el valor del barril que se vende desde Colombia, utilizando los datos de exportaciones del Departamento Administrativo Nacional de Estadística, Dane.
     
    “En el caso particular del crudo, durante el primer trimestre de 2015 el valor FOB (puesto en puerto) de las exportaciones disminuyó 48 % versus mismo periodo 2014, reflejando la caída en el precio del crudo canasta Colombia, que pasó de un promedio de 96,6 dólares por barril en los tres primeros meses del 2014 a 45,6 dólares por barril en primer trimestre de 2015”, señaló el informe.
     
    De esta manera, el precio del barril colombiano en el primer trimestre de este año perdió 51 dólares, es decir, 52 por ciento de su valor, con respecto al mismo periodo del año pasado.
     
    Esto quiere decir, también, que la mezcla de crudos colombianos tuvo una mayor desvalorización en el mercado que las principales referencias internacionales: el Brent y el WTI.
     
    En el primer trimestre del año pasado el crudo del mar del norte se cotizó en promedio en 101,74 dólares por barril, mientras que en este año, el promedio va por los 57,67 dólares por barril, lo que significa una desvalorización del 43 %.
     
    En cuanto a la referencia del WTI, de Texas, registró un precio promedio de 88,22 dólares por barril en el primer trimestre del 2014, mientras que en el periodo comparable de este año el valor ponderado fue de 51,62 dólares por barril. Esto representa una depreciación del 41%.
     
    En cierta medida, la caída de los precios del crudo ha sido compensada por un mayor volumen de las exportaciones del país, que incrementaron 9,3 por ciento en el primer trimestre del año. Esto, dice la ACP, va “en línea con el buen desempeño que ha registrado la producción de petróleo desde mediados del año pasado, especialmente entre octubre de 2014 y marzo de 2015, cuando se registró un promedio superior al millón de barriles diarios”.
     
    El 80 % del petróleo que se produce en el país se vende en mercados internacionales, particularmente a Estados Unidos, que ha perdido participación y a China.
     
    Fuente: Portafolio.co
     
  • Venezolanos tomaron el 19,9 por ciento de la petrolera Canacol Energy

    Perforacion

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

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