Menu
RSS
  • ¿El fin del cartel del petróleo?

    Opep1309x630El aumento de la producción de crudo en Estados Unidos, menor crecimiento de la demanda de grandes consumidores como India y China, y las expectativas potenciales de producción en el medio oriente, influyeron en la disminución de precios del primer semestre frente a un año atrás. ¿Qué significa ello para el cartel de la OPEP?
     
    Estados Unidos se convirtió en el productor más grande del mundo con 9 millones de barriles diarios (mbd) gracias a avances tecnológicos sobrepasando a Arabia Saudita tradicionalmente el productor más grande.
     
    Al mismo tiempo, A finales del año pasado, Aramco, empresa nacional de Arabia Saudita productora de crudo que hasta el año pasado, era el primer productor de petróleo del mundo, “aumentó su capacidad potencial de producción pasando de 120 taladros en perforación a 420 lo que significó futuras proyecciones de incrementar la producción”, explica el exingeniero de perforación de Aramco, Fernando Guerrero. 
     
    Guerrero le contó a Dinero que esto fue en respuesta a una expansión en la producción de la compañía a finales de 2014 y comenta que “la expectativa del aumento de la capacidad potencial de producción de Arabia Saudita necesariamente afectó al mercado, porque ahora se sabe que Arabia Saudita puede producir mucho más de lo que está produciendo”.
     
    A su vez, Iraq volvió a establecer sus volúmenes de petróleo habituales produciendo entre 3 y 4 millones de barriles diarios (mbd) que había dejado de producir hace 3 años.
     
    Durante el último año, dos de los grandes países consumidores de petróleo, India y China, han reducido el crecimiento de su demanda debido a una disminución del crecimiento de su economía. 
     
    Por lo tanto, mayor producción y expectativa de producción y menor demanda explicarían la reducción desde casi US$110 hasta  más o menos US$60 en el precio del barril.
     
    El  incremento y la expectativa de mayor oferta, como también la disminución de la demanda han tenido consecuencias en los costos de la producción del petróleo pues las empresas productoras concentran esfuerzos en ser más eficientes, para sopesar la caída de las utilidades de las empresas de perforación y extracción.  
     
    Esto se refleja en las reducciones de tarifas para las actividades de perforación las cuales se redujeron un 19,6% según la Administración de Información de Energía de los Estados Unidos (EIA). Una débil demanda y una mayor competencia de la industria para mantener la cuota de mercado han sido responsables de la disminución en las actividades de perforación y en  los costos.
     
    De nada sirvió que en 2015 la demanda mundial alcanzara un nuevo máximo histórico de 93,8 millones de barriles diarios (mbd). El mercado de petróleo sigue estando sobre abastecido. 
     
    Un repunte en la demanda ha ayudado a los precios del petróleo a recuperarse de sus mínimos en el inicio del año, la abundante oferta que anteriormente era regulada por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) ha influido más. Los líderes de ésta organización fundada en Iraq, se reunieron hace 5 meses para discutir el control sobre la producción pero como se ha visto en los aumentos de oferta han decidido no hacer nada, lo que representa el fin del cartel del petróleo.  
     
    Un reciente acuerdo que permitiría el levantamiento de sanciones de la ONU a Irán, que incluían restricciones a las exportaciones de petróleo, aumentan aún más las expectativas de incrementar el flujo del crudo por lo menos en 1 millón de barriles diarios (mbd) a partir del próximo año.
     
    En conclusión, las fuerzas del mercado en 2015 han ganado protagonismo en detrimento del cartel. Por lo mismo, se  podrá mantener una presión a la baja sobre los precios. “Los costos de producción en el Medio Oriente no superan los US$10 por barril y en Colombia están entre US$10 y US$12, siendo aproximadamente US$ 40 el precio natural del petróleo”. Explica el exingeniero de Aramco. 
     
     
    Fuente: Dinero.com
  • ‘Si no se actúa, la crisis petrolera se verá en dos años'

    CISNEROS221El experto en hidrocarburos, Alberto Cisneros Lavaller, aseguró que la paralización de la exploración en el país está cocinando la próxima emergencia para el sector. La responsabilidad, dice, es del Gobierno y operadoras.Pocos analistas han sido tan contundentes como Alberto Cisneros Lavaller, a la hora de diagnosticar el sector petrolero colombiano ante la coyuntura actual.
     
    Y tiene todas las credenciales para hacerlo: Cisneros es hoy presidente de Global Business Consultants, una firma que asesora empresas petroleras en Suramérica, sirvió entre 1992 y 2003 como consejero en geopolítica y negocios internacionales de PDVSA y como académico ha trabajado, entre otras, con la Universidad de Illinois, la Universidad Central de Venezuela, las universidades colombianas Sergio Arboleda y Los Andes, en todas en niveles de máster y doctorado.
     
    En su última visita al país, Lavaller habló de Colombia y de cómo se está cocinando la próxima crisis petrolera nacional.
     
    ¿Cuál es su expectativa con Irán, como un nuevo jugador que entraría al mercado?
     
    En principio hay que señalar que no se trata de un nuevo jugador, sino de uno que había comenzado a cortar el suministro, principalmente, por las sanciones interpuestas. Ahora, hay una percepción importante con respecto al suministro extra que puede entrar al mercado, estaríamos hablando de un millón de barriles por día adicionales.
     
    Sin embargo, desde el punto de vista petrolero, hay que hacer una precisión: no es de la noche a la mañana que se va a invadir el mercado con este nuevo crudo. Aunque sí hay un gran optimismo con respecto a un aumento de la producción iraní en el mediano plazo, que puede hacer que se aflojen los precios.
     
    ¿A qué llama usted mediano plazo?
     
    Hay que hacer una distinción entre lo que es el mediano plazo político y el mediano plazo petrolero. El mediano plazo petrolero está en el orden de 5 a 7 años, que está vinculado al ciclo de inversión en la exploración, producción y refinación. Esto, en términos políticos y económicos, puede considerarse largo plazo.
     
    ¿Qué tiene que hacer Colombia en este nuevo entorno?
     
    Yendo a la coyuntura actual petrolera, yo creo que Colombia va a tener que cambiar la mentalidad de manera radical.
     
    Estamos en un proceso de recorte de inversiones operativas y de capital y, así como vamos, la verdadera crisis petrolera colombiana no será la actual, sino que la vamos a tener en dos o tres años.
     
    ¿Por qué lo dice?
     
    Es que se ha cortado el corazón de la supervivencia colombiana en materia petrolera, el error es cortar hasta el hueso, si me permite la expresión, incluso los capitales de inversión en exploración, esto es completamente dañino para los intereses colombianos.
     
    Necesitamos mejorar las reservas y la única manera que tenemos es a través de la actividad exploratoria. La cantidad de taladros que hemos perdido en los últimos meses es preocupante, y el ritmo de la actividad de ninguna manera debió sufrir de la manera en que ha sufrido en Colombia.
     
    ¿Pero esos recortes se han dado en otras partes también?
     
    Sí, pero hay ejemplos en América Latina donde muy ingeniosamente han generado otro tipo de alternativas. Aquí hay unas verdaderas culpas por parte de los operadores, por haber congelado la exploración, esta no es una culpa única, tiene una concurrencia también del Estado, de los entes regulatorios que dirigen la política petrolera del país, porque se necesitan incentivos que solamente ellos pueden dar. Me refiero a incentivos fiscales, de regalías y también desde el punto de vista de mejorar la ‘permisología’, si no se hace, esto va a llevar a que tengamos una declinación tremenda de la producción en dos o tres años.
     
    ¿Considera que estamos a tiempo para tomar esas acciones?
     
    Sí estamos a tiempo, pero es inmediata y perentoria la necesidad de que se tomen las decisiones por parte del Estado y se cambie la mentalidad por parte de los operadores. Y hay una reflexión histórica reciente que quiero hacer, para mí, como analista que estudia a América Latina, es completamente inexplicable que Colombia haya entrado en esta etapa de congelación con respecto a la crisis del petróleo, porque en la última crisis, la del 2009, se vio a un país que hizo exactamente lo contrario, no se amilanó, sino que logró hacer las reformas que necesitaba y pudo llegar a un pico de producción de un millón de barriles, a pesar de la crisis. Entonces ¿por qué estamos con las manos atadas ahora?, por parte y parte, el operador y el Estado.
     
    ¿No será porque en este momento es más difícil dar incentivos?
     
    Se han hecho comentarios en este respecto, me dicen que los incentivos no son algo que pueda sostenerse en el tiempo.
     
    Perfecto, pero nada quita que dentro de la potestad y los compromisos que pueda tener el Estado con los operadores petroleros del país puedan fijarse plazos, en el tema fiscal, por ejemplo, se pueden dar incentivos por cinco años o hasta que mejore a cierto punto el precio del petróleo. Pero además los permisos ambientales y la consulta previa, que son trámites muy loables, tardan unos tiempos asombrosos, un año, año y medio o ¡tres años! Entonces, si decimos que el ciclo de inversión es de 5 a 7 años, pero en Colombia inviertes hoy y solo en diez años ves los resultados, es una locura.
     
    ¿Qué han hecho en otros países de la región que usted destaque?
     
    El ejemplo de Argentina es interesante. Este país propuso hace casi un año un bono a la producción extra o a mantener la producción por parte de los operadores. Ese bono, de alrededor de 3 dólares por barril, es un suicidio fiscal si se mantiene de manera indefinida porque no hay bolsillo que alcance, pero en estos momentos las medidas están concluyendo, fue una reacción ágil que dio resultados. Es solo un ejemplo de una acción que se tomó rápidamente y de manera exitosa.
     
     
    Fuente: Portafolio.co /  Nohora Celedón
  • Acuerdo De OPEP No Impresiona A Mercado, Petróleo Baja De US$50

     

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente:Elespectador.com

  • AIE dice que en condiciones económicas normales los precios del petróleo repuntarán

    Petroleo Irak"Creemos que en condiciones normales, hacia el final de este año, en la segunda mitad de este año o más tardar en 2017, los mercados van a reequilibrarse", sostuvo el jefe de la Agencia Internacional de Energía (AIE), Fatih Birol.
     
    Kitakyushu, Japón. El jefe de la Agencia Internacional de Energía (AIE), Fatih Birol, dijo este domingo que los precios del petróleo podrían haber tocado fondo, siempre y cuando la salud de la economía global no represente una preocupación.
     
    Los precios del petróleo alcanzaron máximos de 2016 el viernes, cuando el referencial Brent llegó a los US$48,50 el barril por el optimismo de que un exceso en la oferta mundial de petróleo será solucionado.
     
    Eso, junto con la debilidad del dólar, ha ayudado a los futuros del crudo a subir más de US$20 el barril después de que los precios tocaran mínimos de 12 años, por debajo de los US$30, en el primer trimestre.
     
    Una caída de la producción de los países que no pertenecen a la OPEP que supera los 700.000 barriles por día durante este año, sumado a las interrupciones de la producción en países como Nigeria y Kuwait, han impulsado el repunte, dijo Birol a Reuters en el marco de la reunión de los ministros de Energía del G-7 en Kitakyushu, al suroeste de Japón.
     
    Consultado sobre si los precios del petróleo habían tocado fondo, Birol dijo: "Bien podría ser el caso, pero dependerá de cómo esté la economía global. En un entorno económico normal, veremos que la dirección de los precios será más bien hacia arriba que hacia abajo".
     
    Creemos que en condiciones normales, hacia el final de este año, en la segunda mitad de este año o más tardar en 2017, los mercados van a reequilibrarse", añadió.
     
    El jefe de la AIE destacó además que a pesar de la reciente subida de los precios del petróleo, tomará un tiempo cambiar la tendencia bajista de la producción de petróleo en Estados Unidos. "Esto dependerá de qué tanto se recupere el precio y por cuánto tiempo se mantenga el nivel de precios".
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
     
  • Atentados contra infraestructura petrolera han costado $60.000 millones

    Oleoducto RotoSe han perdido cerca de 17.000 barriles de crudo por día.
     
    Los atentados dinamiteros contra la infraestructura petrolera que le han restado millonarios ingresos al Estado le han costado cerca de 60.000 millones de pesos a la industria.
     
    La denuncia fue hecha por el presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez, al indicar que estos atentados dinamiteros impiden la producción de por lo menos 17.000 barriles de crudo por día.
     
    En el último año han arreciado los atentados dinamiteros contra las instalaciones petroleras especialmente en los departamentos de Putumayo y Norte de Santander.
     
    En este último departamento fueron asesinados dos contratistas que ejecutaban trabajos para la estatal petrolera colombiana, según hechos registrados en el municipio de Teorama.
     
    Por las menores rentas petroleras, el Gobierno del presidente Santos busca mayores recursos para tapar una desfinanciación por 12,5 billones de pesos que registra el Presupuesto Nacional para 2015, aforado en 216,2 billones de pesos
     
     
    Fuente: Elespectador.com
     
     
    {backbutton}
  • Caída en precios del crudo impactó ingresos y utilidades de Ecopetrol en 2014

    Economia BonosLa producción descendió 4,2% en el año, pero repuntó 1,8% en el último trimestre. El 2014 fue el segundo mejor resultado en producción de la historia.

    Las ventas totales alcanzaron $58 billones, representando una reducción de 7,1% frente a lo reportado a cierre de 2013 cuando fueron de $62,5 billones. Así mismo, la utilidad operacional se redujo 30,4%, pasando de $19,6 billones a $13,6 billones.

    Durante el año 2014 los ingresos de Ecopetrol S.A. registraron una disminución de $4,4 billones, lo que significó un descenso de 7% en comparación con el año anterior. Los ingresos pasaron de $62,5 billones en 2013 a $58,1 billones en 2014, principalmente por la caída de los precios internacionales del crudo.

    El precio promedio de venta de la canasta de crudos, gas y productos de Ecopetrol, registró un descenso de US$10,6 por barril durante 2014 frente al año anterior. La caída se agudizó en el último trimestre cuando la canasta cayó US$33 dólares por barril. Lo anterior significó que por efecto precio se dejaran de recibir $5,5 billones.

    Los ingresos también se afectaron por una disminución de $1,7 billones debido a los menores volúmenes vendidos causados por una reducción del 4,2% en la producción. No obstante, hubo un impacto positivo de $3,2 billones por la tasa de cambio debido a que el 60% de las ventas de la empresa se realizan en el exterior.

    “Si bien el año 2014 fue complejo, Ecopetrol continuó siendo una Empresa sólida y con la capacidad para adaptarse y responder rápidamente a los entornos retadores como el de la actual coyuntura de precios”, dijo el Presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy.

    En el ejercicio de 2014, los costos variables disminuyeron 2% como resultado de los menores precios de compra de crudo, gas y productos, compensado con mayores volúmenes de compra de nafta como diluyente de crudo.

    Los costos fijos aumentaron $1,6 billones (18%) por el incremento de $1,2 billones de pagos de tarifa de transporte a las filiales de ese segmento (Cenit, OBC). Cabe anotar que esos mayores pagos de tarifa a las filiales posteriormente retornan a Ecopetrol como dividendos como parte de las utilidades de esas compañías.

    La utilidad operacional cayó 30,4% a $13,6 billones explicada por los mayores gastos exploratorios, así como por una revisión a la baja de los valores de inventarios, activos e inversiones petrolíferas. Esto significa que la Empresa reconoce que éstos activos tienen un menor valor presente como resultado de los menores precios de referencia de los crudos y productos que comercializa.

    En cuanto a los resultados no operacionales, la empresa tuvo un impacto de $400 mil millones por mayor diferencia en cambio proveniente de la valorización de la deuda financiera a pesos colombianos. Igualmente la devaluación también provocó el pago de $162 mil millones más por intereses de deudas.

    Tributariamente la conversión de las inversiones en el exterior a pesos colombianos implica mayores ingresos fiscales y debido a ello se registró una mayor tasa de tributación la cual pasó de 34,5% en el 2013 a 40,4% en 2014.

    Finalmente el estado de resultados con corte al 31 de diciembre de 2014 arrojó una utilidad neta de Ecopetrol de $7,81 billones, lo que representó un descenso de 41% en comparación con la del año anterior. Particularmente en el cuatro trimestre, los ingresos cayeron $3,4 billones, un 77% de los ingresos del año corrido, de ese total $4,4 billones fueron explicados por factor precio.

    A pesar del menor resultado en 2014, el margen Ebitda (es decir, el resultado empresarial antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones productivas) se ubicó en 39%, nivel muy competitivo cuando se compara con otras compañías del sector.Hechos relevantes de la operación

    Al finalizar 2014, las reservas probadas de crudo y gas de Ecopetrol alcanzaron 2.084 millones de barriles equivalentes, un incremento de 5,7% frente al 2013. El Índice de Reposición de Reservas fue de 146% y la vida media de las reservas aumentó a 8,6 años.

    En el cuarto trimestre de 2014 se consolidó la tendencia de recuperación de la producción, con un crecimiento de 1,8% frente al tercer trimestre, llegando a 765,1 kbped gracias a mejores condiciones de entorno y al avance en los proyectos en los campos de Castilla y Chichimene.

    Para todo el año, la producción promedio fue de 755,4 kbped, con una reducción de 4,2% frente al 2013, debido a temas de entorno, orden público y de tipo operacional.En exploración hubo 7 descubrimientos. Orca en aguas costa afuera (offshore) de Colombia, el cual abre perspectivas promisorias en esa cuenca; el pozo Nueva Esperanza-1, que confirma el potencial del bloque CPO-09 en el departamento del Meta, y Tibirita, Golosa y Cacica. En el Golfo de México se hicieron los hallazgos de León y Rydberg.

    En Transporte se completó la ampliación de la capacidad del Proyecto Delta 35 de Ocensa y se inició la operación de 23.500 barriles por día adicionales en el sistema Santiago-Porvenir.

    En refinación se alcanzó un avance de 96,3% en el proyecto de modernización de la refinería de Cartagena, el cual una vez puesto en marcha le entregará al país combustibles con elevados estándares de calidad y productos de mayor valor agregado.

    Gracias a una agresiva campaña comercial, se continuó con la diversificación del destino para los productos y es así como se abrió el mercado de Corea del Sur, donde se hizo la primera exportación de un cargamento de un millón de barriles de crudo Castilla, extraído de los llanos orientales de Colombia.


    Fuente: Elnuevodia.com.co

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Elespectador.com

  • Cayeron los hallazgos petroleros en el 2014

    ExplotacionSegún la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH-, este año se reportaron 27 avisos de descubrimientos, mientras en el 2013 fueron 32.
     
    Más allá de los bajos precios del petróleo, cuya descolgada comenzó en el mes de septiembre, y de las dificultades para subir la producción –se calculó que el promedio del año cerrará máximo en 990.000 barriles por día–, la búsqueda de nuevos recursos petroleros, a través de la perforación exploratoria y de las actividades de sísmica, terminará en caída, tanto de número de pozos como de la tasa de éxito (reporte de hallazgos).
     
    Según datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), a 18 de diciembre, las compañías petroleras habían hecho 27 avisos de descubrimiento de hidrocarburos, número inferior en 15,6 por ciento respecto a los 32 hallazgos reportados durante el 2013.
     
    Aunque los reportes públicos de la Agencia revelan que, a noviembre, iban solamente dos avisos de hallazgos, el vicepresidente de contratos de hidrocarburos de la entidad, Carlos Mantilla, confirmó que son 27 las perforaciones que encontraron presencia de recursos de crudo o de gas, dato que fue presentado en el último consejo directivo de la entidad de este año, realizado la semana pasada.
     
    El funcionario explicó que este año se abrió una categoría de pozos en evaluación, toda vez que, cuando hay un descubrimiento, se inicia un programa de esta clase, en el cual se deben ejecutar ciertas actividades para analizar si el área es o no comercial.
     
    “Es un período de uno a dos años, eventualmente hasta de tres años, en el que el contratista dice que ya tuvo un hallazgo, pero necesita saber cuál es el volumen, la calidad y las condiciones del yacimiento para poderlo explotar”, informó.
     
    MENOS ACTIVIDAD
     
    No obstante, el año 2014 cerrará con un aumento importante del número de contratos suspendidos, lo cual ha incidido en que el ritmo exploratorio haya sido más bajo a lo largo de todo el ejercicio.
     
    A comienzos de enero, la ANH tenía en sus cuentas 32 contratos de exploración y producción suspendidos, número que se trepó a 62 al corte de 18 de diciembre, es decir, hubo un incremento del 87,8 por ciento.
     
    Estos contratos están concentrados en Arauca, Caquetá y Putumayo, que son zonas con prospectividad, pero también hay afectaciones en el valle medio del Magdalena y en el departamento del Huila, entre otros.
     
    La principal causa de esta situación estriba en que la actividad ha sido menor que otros años, debido a factores del entorno que están afectando en forma considerable la industria, el principal de ellos el relacionado con los aspectos de seguridad y, en segundo lugar, los inconvenientes de tipo social (básicamente bloqueos de las operaciones).
     
    “Hay áreas en las que no se puede entrar porque la guerrilla está, porque hay campos minados o porque la sísmica necesita acompañamiento de la tropa y esta no está disponible”, afirmó Mantilla.
     
    Así mismo, algunos atrasos en la actividad exploratoria tienen que ver con los permisos ambientales locales y la consecución de los permisos de los propietarios en los que se van a hacer las operaciones.
     
    La entidad rectora del sector petrolero estima que el año cerrará entre 110 y 115 pozos exploratorios perforados (en el 2013 fueron 115) y que, como máximo, el número de avisos de descubrimiento de hidrocarburos llegará a 30.
     
    Adicionalmente, la industria petrolera dijo que este año no se cumplió la meta de exploración sísmica, pues, a noviembre, se llegó a 35.000 kilómetros equivalentes, frente a un presupuesto anual de 55.000 kilómetros.
     
    Según la encuesta de proyecciones de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), realizada entre 37 empresas, que representan el 88 por ciento de los pozos perforados este año (incluyendo a Ecopetrol), el 47 por ciento de los consultados prevé que bajarán las inversiones exploratorias, el 26 por ciento las mantendrán y el 24 por ciento las aumentarán.
     
    31 MILLONES DE BARRILES NUEVOS PARA LAS RESERVAS
     
    No obstante el complejo año que termina en materia de exploración petrolera, en el 2014 se han protocolizado ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) un total de 12 declaraciones de comercialidad, es decir, que este número de campos entrarán en fase de producción plena una vez cuenten con la licencia ambiental respectiva.
     
    Inicialmente, con estas declaratorias de comercialidad y los programas de evaluación, las firmas operadoras estiman en 30,9 millones de barriles las nuevas reservas probadas iniciales de tales proyectos. Asimismo, ante la ANH hay 18 programas de evaluación, a los que se les debe hacer seguimiento para verificar que las actividades se estén realizando, pues de esto depende su posible paso a comercialidad o al taponamiento y abandono, si el yacimiento no resulta comercialmente viable.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
     
    {backbutton}
  • Colombia importa crudo por bajo precio del petróleo WTI

    Importacion Crudo

    El incentivo económico para importar crudo a América Latina se disparó debido a que en los últimos siete meses el margen entre el West Texas Intermediate y los crudos Brent se redujo.

     
    El mes pasado la empresa estatal Ecopetrol S.A. compró crudo para carga a Nigeria y Rusia, destinado a su refinería en Cartagena, según personas al tanto de las transacciones que no pueden ser identificadas dado que la información no es pública. Los cargamentos serían las primeras importaciones desde al menos enero de 2013, muestran datos de la base de datos JODI.
     
    Colombia está siguiendo a otros productores de crudo latinoamericanos, como Venezuela y Ecuador, miembros de la OPEP, en una estrategia que consiste en importar crudos más livianos para mezclar con los grados más pesados producidos localmente, dado que ahora resulta más barato comprar los barriles extranjeros. Los envíos de crudo West African a América Latina han crecido 92% en lo que va del año, hasta 306.000 barriles diarios, dijo la empresa consultora JBC Energy, con sede en Viena, en un informe enviado por correo electrónico el 30 de septiembre.
     
    Los importadores latinoamericanos están “tratando de obtener el mejor precio en los mercados internacionales”, dijo en una entrevista telefónica el viernes John Galante, analista sénior en ESAI Energy, con sede en Londres. “Hay mucho crudo liviano disponible, sobre todo en el Atlántico”.
     
    El incentivo económico para importar crudo a América Latina se disparó debido a que en los últimos siete meses el margen entre el West Texas Intermediate y los crudos Brent se redujo. El WTI es el referente para los crudos producidos en Estados Unidos y el Brent es utilizado para muchos grados globales.
     
    “El margen entre el Brent y el WTI se redujo considerablemente e incentivó las transacciones” de Ecopetrol, dijo Mara Roberts, analista de BMI Research de Nueva York, en una entrevista telefónica. Los futuros del WTI a un mes terminaron la jornada de operaciones del viernes US$2,59 más barato el barril que el Brent, en comparación con los US$12,82 a fines de febrero. El margen promedió US$5,39 este año, en comparación con US$6,64 en 2014.
     
    Los grados de importación como el Bonny Light de Nigeria y el Varenday de Rusia permitirán a Ecopetrol producir productos más refinados, como el diésel, para abastecer tanto el mercado local como el regional caribeño, dijo el miércoles en una entrevista telefónica Joshua Braggiato, analista de mercado con sede en Houston.
     
    La refinería de Cartagena, que está en vías de aumentar al más del doble su capacidad, hasta 165.000 barriles diarios, fue construida y configurada para procesar crudo pesado producido localmente con una gravedad API de 18 a 23, como el Castilla Blend y el Oriente de Ecuador, dijo Galante.
     
    En lo que va del año, Colombia ha exportado alrededor de 935.000 barriles diarios de crudo y productos petrolíferos al continente americano, Asia y Europa, en comparación con 950.710 en 2014, según la agencia nacional DIAN. Ataques guerrilleros contra la infraestructura energética han reducido la producción de crudo este año.
     
    Bloomberg
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • Colombia y Perú firman acuerdo en sector de hidrocarburos

    ProveedoresEl documento establece que se creará un grupo de trabajo binacional que coordine la ejecución de actividades y que se reunirá por lo menos una vez al año de manera alternada en cada país, informó el Ministerio de Minas y Energía de Colombia en un comunicado.
     
    Los gobiernos de Colombia y Perú firmaron este viernes un memorando de entendimiento para promover la cooperación en el campo de los hidrocarburos, informaron fuentes oficiales.
     
    Entre las áreas de colaboración incluidas en el documento se encuentra el intercambio de experiencias en la exploración y explotación de hidrocarburos y el desarrollo de infraestructuras de transporte de petróleo y gas.
     
    Igualmente se buscará la cooperación en las áreas de refino y procesamiento de petróleo y gas, y el intercambio de conocimientos en el gerenciamiento de las agencias nacionales encargadas de "la promoción, contratación y supervisión de actividades de hidrocarburos, entre otros", agregó la información.
     
    El memorando fue suscrito por los ministros de Minas y Energía de Colombia, Tomás González, y de Perú, Eleodoro Mayorga, en la ciudad de Cartagena, donde ambos participaron en la Cumbre Mundial de Energía.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / EFE 
     
     
    {backbutton}
  • Crudo, Oro y Carbón Logran los Mejores Precios !

    El buen comportamiento en la demanda y precio de varios commodities en los mercados internacionales le están permitiendo a los productores en Colombia de petróleo, oro y carbón obtener buenas utilidades.
     
    La cotización en los valores de estas materias primas permite que las compañías locales perciban utilidades por ventas.La cotización en los valores de estas materias primas permite que las compañías locales perciban utilidades por ventas.Las tensiones en la península de Corea, así como en Oriente Medio luego de un ataque con misiles estadounidenses contra una base en Siria, además de la incertidumbre sobre el resultado de la elección presidencial en Francia, ha llevado a que los mencionados minerales eleven su cotización ante la incertidumbre de los inversionistas.
     
    Lea: (Los ‘commodities’ tuvieron un primer trimestre volatilidad y bajos precios). 
     
    PETRÓLEO AL ALZA
     
    En el caso del petróleo, el país ha salido beneficiado en el contexto de los precios internacionales. “A pesar que ha reducido su dependencia, todavía sigue siendo el principal producto que se vende en el exterior”, señala Camilo Pérez, gerente de Investigaciones Económicas del Banco de Bogotá.
     
    Precisa este analista que si el precio del barril sube, inmediatamente aumentan las utilidades en dólares derivados de la venta. “Esto se ha observado por múltiples vías: primero, la tasa de cambio ha decrecido, y está en alrededor de los US$2.800, que contribuye con los costos de la operación; y con un precio por encima de los US$55 (barril), es rentable la venta en el mercado internacional”, agrega.
     
    Lea: (‘Latinoamérica debe depender menos de las materias primas’). 
     
    Al cierre de la jornada de ayer martes, el crudo Brent, (que sirve de referencia internacional), cerró con un alza de US$0,25 a US$56,23 por barril, su precio más alto desde el 7 de marzo, y acumuló su séptima subida consecutiva. 
     
    Por su parte, el crudo referencial WTI en Estados Unidos ganó US$0,33, a US$53,4 el barril, marcando un máximo en cinco semanas.
     
    Para el analista de Macroeconomía y Tasas de Credicorp, Camilo Durán, la postura de Arabia Saudita para extender el acuerdo de la Organización de Países Productores y Exportadores de Petróleo (Opep) hasta diciembre, y que es bien visto en el organismo, mantendrá el nivel de precio por encima de los US$55.
     
    “Si hay certidumbre de que el precio se mantendrá en ese promedio, los inversionistas traerán sus capitales a Colombia con mayor tranquilidad, esto puede incrementar la producción y, de paso, estabilizar las ventas de crudo a nivel internacional”, explica Durán.
     
    EL ORO CRECE EN VENTAS
     
    Con respecto al oro, su demanda en los mercados internacionales no es por uso, sino por su función de reserva valor.
     
    “Cuando hay adversión al riesgo, o a nivel global hay una coyuntura complicada, la demanda crece como refugio de inversión”, dice Pérez del Banco de Bogotá, al aclarar que “para Colombia no es que sea muy beneficioso, las exportaciones del país no son representativas o relevantes”.
     
    Esta opinión contrasta con la de Camilo Thomas, analista de Renta Variable de Alianza Valores, quien precisa que este metal aún tiene la concepción de ser una moneda, pero una moneda fuerte. “La recuperación en los precios del oro se da por una debilidad del dólar, pero también el hecho que las materias primas se muevan en canasta donde también está el oro, esto ha impulsado el alza en su cotización”, agrega.
     
    Por su parte, Durán de Credicorp afirma que “el tema es que el oro en los mercados internacionales responde mucho más de forma inversa a la inversión, frente al riesgo en los mercados financieros internacionales”.
     
    Indica este analista que la producción de oro en el país es muy parecida a la del petróleo; “si el precio internacional está al alza, se incrementa la producción, así como la inversión a nivel local; de hecho, se destaca que una de los principales motores de crecimiento en las exportaciones de Colombia, desde noviembre pasado, es la venta de oro no monetario y en parte responde a esa dinámica de los precios”.
     
    Los precios del oro subieron ayer martes a máximos de cinco meses. Al contado, el metal se negoció con un aumento de 1,53% a US$1.273,44 la onza, después de haber alcanzado los US$1.275,16 la onza, su mayor nivel desde el 10 de noviembre. 
    Ademas, los futuros del oro en Estados Unidos finalizaron la sesión con un incremento de 1,6% a US$1.274,20 la onza.
     
    COMPORTAMIENTO MODERADO DEL CARBÓN
     
    En Colombia, a diferencia del petróleo, el carbón tiene un panorama despejado en cuanto a producción por la gran cantidad de reservas, pero los precios de este mineral en los mercados internacionales no son alentadores.
     
    “En el último mes se ha presentado una volatilidad en su precio con tendencia a la baja”, señala Felipe Espitia, analista Macroeconómico de Alianza Valores, al explicar que ha aumentado la oferta a nivel mundial y, por esta razón, el carbón colombiano no tiene una demanda muy fuerte el mercado internacional, pero mantiene su volumen de ventas. 
     
    “El precio del carbón ha caído levemente, en octubre del año pasado se presentaron precios de US$115 por tonelada, y hoy está en US$86,75 por tonelada. En el 2016, el país exportaba al mes de agosto US$11.000 millones, pero a la fecha la cifra está en poco más de US$6.000 millones”, precisa Espitia.
     
    Sin embargo, la mira de las exportaciones del carbón girarán hacia los EE. UU., en donde su presidente Donald Trump, derogó la política energética de su antecesor Barack Obama, lo que abre la puerta para que las térmicas de ese país compren el mineral colombiano.
     
    El carbón local es de los más limpios del mundo y su combustión no genera contaminación, lo que lo hace atractivo; además, por tema de fletes y transporte, no generaría grandes costos para poner la carga en puertos como Miami o Nueva York.
     
    Alfonso López Suárez
    Redacción Portafolio
     
     
  • Cuota de mercado de la OPEP disminuiría en 2020

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

    Campo ThxBogotá - Desde 2000 Colombia ha aumentado la producción de crudos pesados, al pasar de representar 10% del total a 53% en 2015. Sin embargo, según un estudio de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), las empresas requieren mayor especialización para mantener la competitividad ante el interés internacional en este tipo de petróleo, especialmente en Asia.

    En la actualidad los crudos pesados representan más de la mitad de la producción de petróleo del país y los datos de Ecopetrol muestran que la proporción de crudos convencionales (dulces o ligeros) disminuirá en los próximos 10 años de 15% a 10% y de 32% a 21%, mientras que el total de no convencionales (crudos pesados) aumentará de 52% a 69% del total de la producción.

    Por esto, según el gremio,  a pesar de que el potencial de explotación de estos recursos  es grande en el país, ya que se tienen reservas por 12.000 millones de barriles equivalentes, hay unos desafíos considerables en infraestructura, tecnología, talento humano e insumos.

    “La alta viscosidad y densidad de este crudo requiere tratamientos térmicos y químicos adicionales para su efectiva extracción que, a pesar de los avances tecnológicos que ya se han dado, deja aún un factor de recobro en promedio mundial de alrededor de 20%, cuando en pozos convencionales es de 35%”, señaló José Luis Langer, analista sectorial de Campetrol.

    Además, aunque en el pasado el uso de naftas consiguió que Ecopetrol mejorara la producción de crudos pesados como el Castilla Blend de 40.000 a 75.000 barriles diarios para el oleoducto Apiay-Porvenir, esta estrategia sigue resultando poco eficiente frente al potencial de explotación no convencional que se tiene.

    Este potencial, que según el estudio, se da tanto en las reservas concentradas en la cuenca de los Llanos, el Magdalena Medio y el Putumayo (especialmente en los campos de Rubiales, Apiay, Ombú, Castilla, San Fernando, Teca, Nare y Jazmín), como enlo s campos de empresas extranjeras que cuentan con la experiencia e innovación y están trabajando en tecnologías híbridas en el transporte por oleoductos, flujo lubricado y emulsiones.


    Fuente: Larepublica.co / Lilian Mariño Espinosa

  • Ecopetrol propone realizar piloto controlado para desmitificar explotación de no convencionales

     Fracking MythsCon el propósito de contextualizar a la opinión pública y desmitificar todas las ‘leyendas’ que se han tejido alrededor de los yacimientos no convencionales (YNC), Ecopetrol propuso la realización de un piloto controlado el cual contaría con la veeduría de las autoridades competentes, comunidades y entes territoriales.
     
    Así lo manifestó el Vicepresidente de Desarrollo y Producción de Ecopetrol, Héctor Manosalva en desarrollo del foro “Temores, Mitos v Verdades del Fracking” que se realizó en el municipio de San Martín (Cesar). El evento fue organizado por la Fundación Universitaria del Área Andina con el apoyo de Acipet, y contó con la participación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, docentes de universidades y directores de agremiaciones del sector minero y de hidrocarburos.
     
    “En esencia lo que estamos proponiéndole a las comunidades, a las autoridades regionales y del orden nacional, es tener la posibilidad de diseñar un piloto controlado, un piloto en donde tenga participación la comunidad, las veedurías, los entes territoriales, las autoridades regulatorias, en general, para poder aplicar la tecnología y poder conocer, en una prueba de aplicación práctica, cuales son los efectos y si esos mitos y leyendas que hay alrededor de los no convencionales son ciertos”, aseguró Manosalva.
     
    El directivo sostuvo que los YNC son una alternativa que permite garantizar la sostenibilidad y la actividad del sector en el mediano y largo plazo, pero adicionalmente es una fuente de recursos que puede incorporarle a la Nación cerca de 5.000 millones de barriles de petróleo equivalente en los próximos años.
     
    Agregó que gracias las nuevas tecnologías, es posible su extracción responsablemente con el medio ambiente bajo el cumplimiento de los más altos estándares de calidad.
     
    Por su parte, el Presidente de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, Jhon Cerón, aseguró que hay estudios del Geological Survey, de las universidades, de la EPA (agencia de protección ambiental de EEUU), que muestran que no hay contaminación en los acuíferos y que esta técnica no genera sismicidad.
     
    En su intervención, Orlando Velandia, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) manifestó que para el país es fundamental la industria petrolera.
     
    “De cada 4 pesos que le ingresan al estado colombiano, uno es de la industria petrolera, es decir que el 25% de los ingresos tributarios provienen de la industria... si no aprovechamos los recursos hidrocarburíferos estaríamos en una situación muy complicada fiscalmente que tendríamos que financiar desafortunadamente con impuestos”, señaló.
    Ecopetrol continuará participando en escenarios académicos al tiempo que ratificó que de posibilitarse la extracción de YNC habría crudo suficiente para cargar las refinerías, mejoraría el balance entre crudo liviano y pesado de Colombia y garantizaría el abastecimiento de hidrocarburos para el país.
     
    Por: Paisminero.co / CP - Ecopetrol
  • El desplome mundial del petróleo

    Alarma mundial por los precios del petróleo. Afectadas las acciones de las grandes compañías. ¿Qué está pasando con el crudo?
     
    PlataformasEn junio de este año el precio del petróleo alcanzó los 115 dólares el barril, el nivel más alto en un año. Esto hizo que muchos países productores hicieran fiestas por los mayores ingresos que iban a recibir. Pero la alegría duró poco. Cuatro meses después  las cotizaciones se desplomaron, lo que hoy tiene temblando a muchas economías.
     
    La semana pasada el precio del crudo Brent descendió hasta los 89,45 dólares el barril, una caída del 22 por ciento frente a junio pasado. Y los pronósticos no son nada alentadores. Analistas internacionales advierten que las cotizaciones de este commodity podrían bajar hasta los 80 dólares el barril. 
     
    Este comportamiento ha tenido un gran impacto en las acciones de las principales petroleras. El título de Ecopetrol bajó la semana pasada a un mínimo de 2.935 pesos. La acción de Pacific ha caído 18 por ciento en lo  corrido del año hasta 29.100 pesos. 
     
    Ni las grandes multinacionales se han salvado. El título de ExxonMobil se cotizó la semana pasada a 91,8 dólares, un retroceso de 8 por ciento.
     
    ¿Qué está pasando en el mundo? ¿Por qué se llegó a estos niveles? Como en una tormenta perfecta se han sumado una serie de hechos. Uno de ellos es la mayor oferta de naciones productoras como Estados Unidos, que no hacen parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep). El país del norte redujo sus importaciones de crudo de Nigeria, México, Colombia y Venezuela, y está a las puertas de convertirse en el principal productor de petróleo, por encima de Rusia y Arabia Saudita. La razón es el mayor dinamismo en la exploración y explotación de recursos no convencionales (shale oil). 
     
    Según la Agencia de Energía de Estados Unidos, el año entrante la producción de este país aumentará 14 por ciento hasta alcanzar los 9,5 millones de barriles. Esto cambia el mapa petrolero mundial teniendo en cuenta que Estados Unidos es el mayor consumidor de crudo.
     
    A ello se suma la menor demanda por el debilitamiento de las grandes economías. Las proyecciones del Fondo Monetario Internacional (FMI) sobre el menor crecimiento de algunos países, especialmente de la zona euro, arrojaron un balde de agua fría al mercado.
     
    China salió al rescate de los precios del crudo, al aumentar sus importaciones, hecho que, paradójicamente, agravó la crisis del petróleo. El gigante asiático está sustituyendo hidrocarburos de Arabia Saudita, su principal proveedor, por crudos de Rusia e Irak. Esto llevó a Arabia Saudita a bajar sus precios a los mercados asiáticos por cuarta vez consecutiva.
     
    Y como si fuera poco, el fortalecimiento del dólar es otro factor que está impactando los precios del crudo. 
    Ante esta situación muchos países están preocupados por el impacto en sus economías. Rusia advirtió que con estos precios su presupuesto federal está en peligro. En Venezuela, este desplome asestaría un golpe mayor a una economía que está al borde del colapso. La cesta petrolera del vecino país se negocia por debajo de los 86 dólares el barril, una caída de más del 15 por ciento en el último año. Analistas advierten que si la cotización llega a 80 dólares el gobierno de Nicolás Maduro no podrá sostener el mayor ritmo de gastos sociales.
     
    Colombia, el cuarto productor de crudo de América Latina también está pasando dificultades. Para el país esta es una noticia fatal en momentos en que se debate una nueva reforma tributaria como consecuencia, en gran parte, de la caída en la renta petrolera. El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, Francisco José Lloreda, dice que por cada 1 por ciento que baje el precio internacional, los ingresos anuales por regalías e impuestos de la Nación se reducirán en 300.000 millones de pesos. 
     
    Los analistas ya están haciendo cálculos y estiman una disminución en las utilidades de Ecopetrol entre el 20 y 30 por ciento en el segundo semestre del año, hecho que tendría repercusiones en materia fiscal porque son menores ingresos para la Nación. 
     
    Los países de la Opep parecen ajenos a este vendaval en el sector energético mundial.  porque están en una guerra de precios. La organización anunció que se reunirá el 27 de noviembre próximo para ajustar su meta de producción que está en 30 millones de barriles por día. Pero a este ritmo acelerado en el descenso en las cotizaciones internacionales esa fecha luce tardía. 
     
    Fuente: Semana.com
  • El offshore se consolidó en la Ronda Colombia 2014

    Ronda ColombiaEl reto del Gobierno será ahora lograr que las inversiones estimadas que se van a hacer en los bloques, que recibieron ofertas, se hagan a tiempo y sin dificultad.

    La Ronda Colombia 2014, que se realizó en Cartagena en el mes pasado, ha sido la cuarta de mayor adjudicación en número de bloques de las ocho que se han hecho hasta el momento, pero en la suma de compromisos exploratorios iguala a la segunda que fue en el 2010.

    Según el Gobierno, en la primera fase de esta Ronda se recibieron ofertas para 26 bloques, por parte de 19 empresas, de los 95 que se ofertaron por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), lo cual representa una tasa de colocación del 27%, de los cuales 58 tenían prospectividad para yacimientos convencionales, 18 para no convencionales y 19 para costa afuera (off shore).

    En la segunda vuelta, la ANH ofertó 69 bloques no adjudicados en la primera y solo recibió una propuesta por el bloque Choco 1, por parte de la empresa Cleanenergy Resources. La adjudicación de esta área, ubicada en el Pacífico colombiano, representará una inversión de 67 millones de dólares. Este es el primer bloque que se adjudica en esta cuenca considerada frontera.

    Con la terminación de esta segunda vuelta, la Ronda logra una adjudicación preliminar de 27 bloques y una inversión superior a los 1.400 millones de dólares en exploración, convirtiéndose en el segundo proceso con mayor nivel de compromisos económicos.
    Javier Betancourt Valle, presidente de la ANH, al respecto dice que “la Agencia ha sido bastante acertada en la colocación de los bloques, ahora el reto es lograr que estas inversiones se hagan a tiempo y sin mayor dificultad”.


    BALANCE DE LA RONDA


    El gran afianzamiento del off shore en el Caribe colombiano fue uno de los aspectos relevantes que dejó la Ronda 2014, en donde se consolida la presencia de grandes jugadores, como es el caso de Repsol, Shell, Ecopetrol, Anadarko y la entrada al país de Statoil, que salió favorecida en esta oportunidad.

    “En el offshore estamos yendo a aguas profundas y ultraprofundas. De los 19 bloques que teníamos, la ANH logró colocar cinco en la Costa Atlántica”, precisó Betancourt.

    También es importante resaltar el interés que despertó entre los inversionistas la cuenca Sinú - San Jacinto, que involucra a los departamentos de Córdoba, Bolívar y Sucre, principalmente, la cual era poco atractiva, pero gracias a la labor realizada por la ANH, de consolidar la información de esta área, a través de los análisis y las inversiones que ha realizado en la adquisición de conocimiento exploratorio, se volvió atractiva para las petroleras.

    En los no convencionales hubo una sola oferta, entre tanto, se mantiene y profundiza el interés en el Putumayo, a pesar de los problemas de orden público. La cuenca Caguán-Putumayo representa para los inversionistas un gran lugar para buscar hidrocarburos, por eso, en esta oportunidad se recibieron varias ofertas. Asimismo, los yacimientos descubiertos no desarrollados se adjudicaron todos los que se ofrendaron.

    El otro aspecto para resaltar es el programa de sísmica costa afuera que ofreció Anadarko de 20.000 kilómetros de sísmica 3D, que equivale a lo que fácilmente se hace en Colombia al año en un solo programa exploratorio.


    SE RECIBIERON PROPUESTAS INTERESANTES


    El Comité Intergremial de Hidrocarburos señaló que el balance de la Ronda 2014 es satisfactorio, ya que se obtuvieron propuestas interesantes.

    “Esta nueva ronda no se puede comparar con las anteriores, pues es resultado de nuevos bloques con más riesgo exploratorio. Otro factor interesante que pudo afectar el resultado es la oferta que otros países están haciendo en su región con la búsqueda de inversionistas, como lo es México”, estiman integrantes de este Comité.

    Según el informe de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), el mayor interés en la Ronda 2014 se registró en los yacimientos descubiertos pero por desarrollar, que recibieron propuestas para la totalidad de las áreas ofrecidas (11 bloques en su mayoría en los Llanos Orientales), seguido por las continentales, de yacimientos convencionales (9 bloques de 30 ofrecidos, en su mayoría en Sinú- San Jacinto) y los bloques costa afuera (5 de 19 en el Caribe).



    Fuente: Portafolio.co


    {backbutton}

  • En dos años, el país tendría 20 pozos usando ‘fracking’

    Fracking 1El Gobierno dice que con las normas vigentes se puede aplicar esta tecnología. Ya hay seis contratos firmados.
     
    El auge de los yacimientos no convencionales (YNC), una de las grandes apuestas para incrementar las reservas petroleras del país, ya empezó en Colombia.
     
    Actualmente, la Agencia Nacional de Hidrocarburos cuenta con 22 bloques asignados para este tipo de áreas y seis contratos firmados para iniciar en forma la exploración de estos yacimientos en el Valle del Magdalena Medio y el Catatumbo.
     
    “Yo pensaría que para los próximos dos años podríamos tener unos 20 pozos exploratorios. No en todos los bloques asignados tendremos actividad en ese periodo, hay que hacer sísmica inicialmente, pero ya en la perforación, que es donde se hace la estimulación hidráulica (‘fracking’), estimamos 20 pozos”, precisó el viceministro de Energía, Orlando Cabrales Segovia.
     
    La técnica del fracturamiento o estimulación hidráulica es necesaria para explorar y explotar en estos yacimientos no convencionales, en los que se estima que, en Colombia, hay reservas de 31,7 terapies cúbicos de gas.
     
    Para desarrollar los YNC se requiere perforar horizontalmente el pozo e inyectar un fluido con agua y químicos a alta presión para crear microfracturas en la roca generadora donde está atrapado el hidrocarburo.
     
    “Los recursos no convencionales están atrapados en lutitas, que tienen una textura esquista, dura, no permeable y por eso se deben estimular de esta forma”, explica el ingeniero Óscar Vanegas, docente de la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la Universidad Industrial de Santander.
     
    EL DEBATE AMBIENTAL
     
    Pese a la eficiencia de la técnica, las dudas en torno a sus impactos ambientales han generado una ola de movimientos ‘anti-fracking’, al punto de que en países como Francia, Holanda, Luxemburgo y la República Checa han declarado moratoria y hasta prohibición explícita del fracturamiento hidráulico.
     
    La preocupación más común tiene que ver con posibles filtraciones en los pozos que puedan contaminar los acuíferos cuando el líquido utilizado para la estimulación es devuelto a la superficie. También hay dudas con respecto a los efectos que pueda tener la perforación horizontal en la actividad sísmica.
     
    Un estudio de la Liga de Mujeres Votantes de Pensilvania, uno de los estados norteamericanos más beneficiados por el auge de los no convencionales, indica que la aplicación de esta técnica está asociada con el deterioro en la calidad de aire y agua, y afectaciones a la salud de los vecinos de los campos.
     
    En Colombia, en el 2012, la Contraloría General de la República emitió un control de advertencia en el que previno a las autoridades de los impactos que podría generar el ‘fracking’ al ambiente y a la salud pública.
     
    De acuerdo con el ingeniero Vanegas, es posible hacer bien la explotación, siempre y cuando se haga un control estricto y un estudio muy detallado de cada uno de los proyectos.
     
    “Depende, por ejemplo, de cada cuenca y de la profundidad a la que se perfore. En la cuenca de los Llanos Orientales, por ejemplo, hacer ‘fracking’ a menos de 5.000 pies de profundidad sería riesgoso; el cóctel de químicos que se utiliza también debe regularse y debe garantizarse que el fluido que retorna no se reinyecte en pozos menos profundos”, explicó el experto.
     
    REGLAS LISTAS
     
    En el país, el reglamento técnico para explotación de YNC del Ministerio de Minas y Energía fue emitido en marzo de este año y los términos de referencia del Ministerio de Ambiente, en julio.
     
    Con esas dos resoluciones, ya las empresas que tienen contratos para exploración de no convencionales pueden empezar a solicitar licencias.
     
    “Yo sé que Exxon, Shell y Conoco están casi listos para iniciar el trámite ambiental”, reveló el viceministro de Energía.
     
    Si normalmente una licencia para no convencionales se tarda entre 8 y 14 meses para ser tramitada, entonces a mediados del próximo año podría estar la primera actividad de estimulación hidráulica en el país.
     
    “La tranquilidad que tenemos como Gobierno es que hemos hecho un ejercicio muy serio, en los últimos dos años, de reglamentación. Cada uno de los riesgos asociados a la actividad están debidamente atendidos con medidas claras de prevención y mitigación. A quienes se oponen, les pedimos que miren las resoluciones que sacamos y si ven que hace falta algo lo miramos, pero no podemos atacar por atacar”, dijo el Viceministro.
     
    Sin embargo, ya en redes sociales se pueden ver movimientos sociales ‘anti-fracking’ que prometen atizar otro gran debate en torno a la industria petrolera.
     
     
    Fuente: portafolio.co / Nohora Celedón
     
     
    {backbutton}
     
  • En Magdalena Medio hay más prospectiva de no convencional

    Magdalen MedioLos recursos podrían ser equivalentes a 500 millones de barriles de petróleo, estima la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
     
    A unos 500 millones de barriles de petróleo equivalen los yacimientos no convencionales en parte de la cuenca del Magdalena Medio, en donde se ha investigado sobre el potencial.
     
    Este estimativo corresponde a los recursos prospectivos y todavía no al cálculo de reservas, explicó Juan Fernando Martínez, vicepresidente técnico de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en la Conferencia Energética Colombiana - Enercol 2014, en Bogotá.
     
    En teoría, los recursos prospectivos corresponden a los volúmenes estimados asociados a las cantidades no descubiertas.
    Martínez explicó que esta es la primera vez que se presenta una cifra en el tema y permite mostrar los potenciales de los yacimientos no convencionales, la cual requiere de una etapa de maduración para obtener mayor información e interpretación de los yacimientos, apropiando tecnologías de punta para que Colombia sea parte del escenario internacional de las inversiones en este campo.
     
    Dijo que el objetivo es fomentar y apoyar la exploración desde el Estado hacia la industria para ofrecer al país un portafolio de oportunidades que sean rentables y que generen empleos
     
    “Frente a la prospectividad de los yacimientos no convencionales, se requiere una sinergia entre las agencias del Estado y la industria para unificar conceptos que permita perforar los pozos de una manera más rápida”, anotó.
     
    Llamó la atención en que el país necesita romper paradigmas y mirar las cuencas con otros ojos, por los potenciales de recursos que podrían tener resultados más inmediatos que los campos convencionales, poniendo como ejemplo la cuenca del Sinú y del Offshore.
     
    PRECIOS DE ENERGÍA HACEN VIABLE LAS RENOVABLES
     
    “Cada vez son más altos los precios de la energía y la volatilidad de los precios de bolsa registran alzas incontroladas de más del 300 %, por lo que están dadas las condiciones para implementar fuentes de energía renovables no convencionales”, dijo el senador Juan Diego Gómez.
     
    El señalamiento lo hizo en el marco de la X Colombia minera que se realiza en Medellín, y señaló que a través de la Ley 1715 se creará el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía, orientado a financiar los programas de eficiencia energética. Esas energías serían, además, una apuesta para llegar a las zonas no interconectadas y con ellas, dice el congresista, se pretende promover el desarrollo y la utilización de fuentes no convencionales de energía en el sistema energético nacional, el desarrollo económico sostenible, la reducción de gases de efecto invernadero y la seguridad del abastecimiento energético.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / 
     
     
    {backbutton}
  • En Septimbre la Producción de Crudo en Colombia fue de 993.000 barriles promedio por día

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

    OperadoresEl grupo francés de servicios petroleros realizará el mayor estudio sísmico jamás efectuado frente a las costas de Colombia.

    La compañía francesa CGG anunció este jueves que ha obtenido "un importante contrato" con la estadounidense Anadarko Petroleum.

    El programa de investigación permitirá determinar el potencial petrolero de una zona de más de 16.000 km2 en las costas del Caribe colombiano, precisó CGG en un comunicado. El texto no precisa el monto del contrato.

    Los datos serán recabados por dos buques de la flota de CGG, el "Oceanic Sirius" y el "Oceanic Vega", y procesados en su centro de Houston (Texas, sur de Estados Unidos).

    El estudio comenzará en el segundo trimestre del año. CGG ya firmó con Anadarko un contrato menor en Colombia, que concernía 5.500 km2, y que según recuerda fue llevado a cabo "con éxito" en 2013.

    Fuente: Portaflio.co / AFP

  • Gigantes petroleras de América Latina deben US$275.000 millones

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

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

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

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

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

    Amenaza colectiva

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

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

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

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

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

    Fuente: Elespectador.com

  • Goldman Sachs prevé precio del petróleo en EE.UU. al 2020 entre US$50 y US$60 por barril

    Petroleo Suministro"Seguimos teniendo un panorama de precios deflacionario a largo plazo impulsado por la productividad del petróleo de esquisto, altos suministros de la OPEP y, entre 2016 y 2018, el inicio de proyectos", dijo el banco en una nota de investigación con fecha 20 de mayo.

    Goldman Sachs prevé que los precios del petróleo en Estados Unidos se mantengan en un rango de entre US$50 y US$60 por barril al 2020, debido principalmente a mejoras en los niveles de productividad de los hidrocarburos no convencionales y una mayor oferta de países de la OPEP.

    "Seguimos teniendo un panorama de precios deflacionario a largo plazo impulsado por la productividad del petróleo de esquisto, altos suministros de la OPEP y, entre 2016 y 2018, el inicio de proyectos", dijo el banco en una nota de investigación con fecha 20 de mayo.

    El banco, que suele ser pesimista, elevó la semana pasada su pronóstico de precios a corto plazo al sostener que el mercado petrolero había alcanzado un déficit debido a interrupciones en la producción en Nigeria y Canadá.

    En la nota, Goldman Sachs estimó que los precios del petróleo en Estados Unidos promediarían US$45 por barril en 2016, desde US$38 previamente, aunque redujo su cálculo en el 2017 a US$53 dólares desde US$58.

    El banco proyectó que el Brent promediaría US$45 por barril este año, desde US$39 estimados previamente, y US$55 por barril en 2017, frente a US$60 en una estimación anterior.

    "Durante el año pasado, la productividad del crudo de esquisto ha estado en línea con nuestras estimaciones de entre 3% y 10% y seguimos viendo un rango de precios de entre US$50 y US$60 por barril durante el 2020", dijo.

    El aumento en la productividad durante el 2020 "impulsaría el punto de equilibrio promedio en los campos de esquisto por debajo de US$50 por barril para el crudo en Estados Unidos", agregó.

    Goldman dijo que la amenaza de un gas de esquisto más eficiente llevó a la OPEP a maximizar su producción, lo que podría elevar los suministros del grupo durante fines de la década y aumentar levemente la cuota de mercado de Arabia Saudita.

    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters

  • Grandes petroleras se vuelcan al gas

    Gas NaturalLas compañías petroleras que han extraído billones de barriles de crudo de la tierra ahora dicen que el futuro está en su otro producto principal: el gas natural, combustible que promocionan como el sucesor lógico del carbón.

    Como casi 200 países negociarán un acuerdo vinculante sobre emisiones de carbono en diciembre, las empresas de combustibles fósiles, con Royal Dutch Shell Plc y Total SA a la cabeza, dicen que ahora se centrarán en el gas como alternativa más limpia al carbón barato que actualmente es lo que más se usa para la generación de energía en todo el mundo.

    Esto ha dado lugar a una guerra de palabras entre las dos industrias y a la preocupación de que las grandes petroleras estén más interesadas en conquistar cuota de mercado que en combatir el calentamiento global.

    “Total es gas y el gas es bueno”, dijo el lunes el máximo responsable ejecutivo Patrick Pouyanne, antes de la Conferencia Mundial del Gas de París que tendrá lugar esta semana. Sus comentarios son similares a los efectuados dos semanas antes por el CEO de Shell Ben Van Beurden, que señaló que su compañía ha pasado de ser “una empresa de petróleo y gas a convertirse en una empresa de gas y petróleo”.

    Shell comenzó a producir más gas que petróleo en 2013 y Total al año siguiente. La producción de Exxon Mobil Corp. aumentó de 39% de la producción total hace seis años a aproximadamente un 47% el año pasado. Las compañías están impulsando las ventas en China, India y Europa.

    El carbón de productores encabezados por Glencore Plc y BHP Billiton Ltd. genera alrededor del 40% de la electricidad del mundo. Shell, Total, BP y otras compañías petroleras dijeron el lunes en una declaración conjunta que se unirán para promocionar al gas como un combustible más inocuo para el clima que el carbón.

    ‘El enemigo’

    “El enemigo es el carbón”, expresó Pouyanne el lunes.

    Prometió retirarse de la minería del carbón y dijo que Total también podría suspender la negociación del carbón en Europa.

    “Una estrategia clave para que los productores de gas hagan avanzar esa agenda es pedir a los gobiernos que graven las emisiones de carbono de las centrales eléctricas. Esto crearía un incentivo económico para que se pase del carbón, la principal fuente de gases de efecto invernadero, a opciones más limpias.

    El máximo responsable ejecutivo de BP Bob Dudley reclamó un precio del carbono en la asamblea de accionistas de la compañía el 16 de abril, mientras que el titular de Exxon Rex Tillerson el 27 de mayo reiteró su apoyo a un impuesto al carbono si se llega a un consenso en los Estados Unidos.

    Dudley, Tillerson, Pouyanne, Van Beurden y Eldar Saetre de Statoil ASA se sumarán al CEO de Chevron Corp. John Watson en la conferencia de París esta semana para analizar la forma de promover el gas como combustible principal para lograr un mundo limpio y sostenible.


    Fuente: Dinero.com

  • Grandes productores de petróleo negocian en Doha congelar la producción

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

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

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

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

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

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

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

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

    UN ACUERDO POSIBLE

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     

    Fuente: americaeconomia.com / RBH

  • La encrucijada de Ecopetrol

    Ecopetrol LogLos resultados del primer semestre han puesto a Ecopetrol contra las cuerdas. Su presidente, Javier Gutiérrez, ha iniciado una reestructuración y un plan de acción para corregir los problemas. ¿Será suficiente?
     
    Los días que corren son difíciles para Javier Gutiérrez, presidente de Ecopetrol, la empresa más grande de Colombia. 
     
    A Ecopetrol le llueven críticas por todos lados. Parecen haber quedado atrás los años dorados, entre 2007 y 2012, cuando la apertura a inversionistas privados fue seguida por un auge extraordinario en el precio de la acción, que llegó a tocar los $5.900. Desde 2012, la tendencia ha sido hacia la baja y en agosto la acción cerró a $3.305. Los analistas señalan que las utilidades están cayendo, el crecimiento de la producción se ha frenado y las reservas siguen siendo una preocupación. ¿Qué está pasando? Las cifras del primer semestre muestran una caída de 10,9% en las utilidades netas, por cuenta de los problemas de producción que disminuyó 5,1%, al pasar de 739.000 barriles diarios a 701.200.
     
    Tan solo en lo corrido de 2014 el precio de la acción ha caído en 10,6% y su ADR en Wall Street ha registrado un descenso similar, los niveles más bajos en los últimos cuatro años.
     
    De otra parte, los rumores respecto a una eventual decisión del Gobierno sobre un cambio en la presidencia de Ecopetrol no son nuevos. A lo largo de los últimos dos años estas historias se han presentado varias veces, para silenciarse y volver a aparecer meses después. En este periodo de elecciones presidenciales y cambio de gabinete se ha especulado hasta el cansancio respecto a la salida de Gutiérrez. Además, otros anuncios profundizaron el mal momento de la acción: al vicepresidente Germán Vargas se le salió que el Gobierno acudiría a la venta de acciones de Ecopetrol para financiar el megaproyecto de concesiones de cuarta generación, ante la caída de la venta de Isagen. Esa afirmación fue posteriormente desmentida por el mismo Gobierno. 
     
    Ecopetrol desfila en este momento por un estrecho sendero. Las dificultades operativas se reflejan en una caída en ingresos y utilidades, al tiempo que los bajos resultados de exploración afectan negativamente las expectativas. Sin embargo, la empresa está aplicando toda una reestructuración organizacional y un detallado plan de acción para contrarrestar la situación. El dilema del Gobierno está entre permitir que los planes actuales se lleven a cabo, o intervenir para aumentar los recursos que extrae de Ecopetrol, arriesgándose a generar la percepción de un cambio en el modelo. A pesar de las dificultades recientes, los mercados de capital parecerían confiar en la capacidad de Ecopetrol para retomar el rumbo con las estrategias que ha planteado hasta ahora. Una percepción de cambio en la política del Gobierno hacia la empresa podría tener consecuencias negativas de importancia. 
     
    El elevado precio que tuvo la acción hasta el año 2012, que superó ampliamente los niveles correspondientes a los fundamentales de la empresa, se debió sin duda a que el riesgo Colombia ha sido evaluado favorablemente en comparación con otros países de la región, como Brasil. Esto explica que la capitalización bursátil de Ecopetrol haya llegado a superar la de Petrobras en un momento dado, aunque la compañía brasilera tiene un volumen de ingresos más de tres veces superior. 
     
    En la actualidad, incluso cuando el precio de la acción de Ecopetrol se ha reducido y es un mejor reflejo de los fundamentales de la empresa, el efecto país sigue siendo importante. En el año 2012 se pagaba por cada acción más de 4 veces su valor en libros. El ajuste de los últimos dos años significa que ahora se paga dos veces el valor en libros. Aun así, este nivel sigue siendo elevado frente a otras compañías del sector, como Petrobras (cuyo precio de acción es 0,78 veces el valor en libros) o Repsol (0,96). En términos relativos, el efecto Colombia sigue siendo un factor importante en el precio de la acción de Ecopetrol frente a las petroleras de otros países. 
     
    Por lo anterior, el gobierno colombiano solo puede acercarse a Ecopetrol con pinzas de cirujano. Cualquier iniciativa por fuera de los estándares de gobierno corporativo podría ser interpretada por los inversionistas como una señal de que la política macro en Colombia cambiaría y se convertiría en un factor negativo para Ecopetrol, como lo ha sido para Petrobras en Brasil. Si un cambio en la presidencia de la empresa fuera interpretado como una señal en ese sentido, eso podría ser desastroso para la valoración en bolsa. Nadie discute la autonomía del Gobierno para hacer cambios en la dirección de Ecopetrol, pero debe hacerlo –cuando llegue el momento– dentro del direccionamiento del gobierno corporativo que hoy enmarca la actuación de la empresa.
     
    Por ahora, las expectativas de los analistas indican que existe confianza respecto a que el efecto Colombia seguirá siendo un factor positivo para Ecopetrol. Según los expertos de un amplio grupo de casas de inversión en Colombia y el exterior, el precio actual podría ser un piso para la acción, pues se anticipa un incremento en los próximos meses. El más optimista es el pronóstico de JP Morgan, que ve una posible alza de casi 30% y ha fijado su precio objetivo para la acción en $4.310. Otros analistas esperan valorizaciones más moderadas, entre 10% y 17%. Los menos optimistas consideran que la acción ha alcanzado su precio de equilibrio. Ninguno de los analistas especializados prevé que la acción siga cayendo. Si estos expertos están en lo cierto, el bajonazo de Ecopetrol en el mercado de renta variable sería un asunto del pasado.
     
    Dificultades operativas
     
    Ecopetrol ha tenido en el último año y medio una mala racha y dificultades operacionales que han afectado los resultados de producción. Entre enero y agosto de este año, Ecopetrol dejó de producir 63.000 barriles por día. A un precio promedio de US$100, eso significa que en la primera mitad del año la empresa dejó de producir más de US$1.000 millones. 
     
    Las causas de esta situación fueron, primero, el cierre durante prácticamente mes y medio del oleoducto Caño Limón-Coveñas; segundo, el cierre temporal del oleoducto Transandino y, tercero, los bloqueos de comunidades a las operaciones de algunos pozos, debido a complejas negociaciones laborales y de contratación de servicios (tan solo en el Meta hubo una parálisis de dos meses en el primer semestre por esta razón), así como limitaciones ambientales.
     
    Si no hubiera sido porque los precios del crudo se han mantenido elevados, el impacto en las finanzas habría sido aún más drástico. 
     
    Los problemas de producción durante el primer semestre fueron más críticos en Ecopetrol que en otras petroleras como Pacific Rubiales, que registró un crecimiento de 15% en su producción de crudo.
     
    Todo lo anterior ha desembocado en una profunda reestructuración administrativa, que el propio Gutiérrez puso en marcha este año. Se creó una Dirección General de Operaciones, de la cual dependen las vicepresidencias de exploración, transporte, producción y desarrollo y downstream. Se ha especulado respecto a que la llegada de Camilo Marulanda a esta Dirección es parte de un proceso que busca cultivar a un sucesor para Javier Gutiérrez desde el interior de la empresa. 
     
    Además, fueron creadas vicepresidencias regionales, con el objetivo de lograr mayor velocidad y eficacia en la toma de decisiones en campo. Son las vicepresidencias Sur, Costa Caribe-Costa Pacífica, Central y Orinoquia.
     
    De acuerdo con Gutiérrez, el objetivo de esta nueva estructura es mejorar la operatividad de la compañía en el activo más importante que tiene hoy: su producción en Colombia (ver entrevista página 48). Sin embargo, también tiene en la mira la búsqueda de reservas fuera del país, y México –que hoy suena como uno de los más fuertes competidores de la inversión del sector para Colombia– podría ser un interesante destino de sus recursos y llevar la participación de la operación en el exterior a doble dígito.
     
    Minhacienda tiene la palabra
     
    Una de las preguntas centrales para este año y el próximo es qué va a pasar con el dividendo de la compañía. Es claro que este año las utilidades podrían caer de manera importante. Los más conservadores estiman que la caída en la producción se podría reflejar en una caída de utilidades de unos $2 billones en todo el año. Ese es un tema de gran importancia para las finanzas públicas. La reforma tributaria que el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, está a punto de radicar en el Congreso, está orientada en una parte importante a compensar los menores recursos que recibirá el Gobierno por cuenta de Ecopetrol y, en general, el sector petrolero.
     
    De otra parte, como lo advirtió la división Business Intelligence de Publicaciones Semana, Ecopetrol tampoco ha logrado avanzar en nuevos descubrimientos, lo que ha empezado a generar dudas sobre el futuro de las reservas. La petrolera está obligada a cumplir su meta de producción de un millón de barriles diarios si quiere mantener la credibilidad ante los mercados. Sin embargo, si logra esa meta y no aumenta sus reservas terminaría con su stock de crudo en cinco años. Es fundamental que la compañía registre también avances claros en sus metas de exploración.
     
    Las menores ganancias también podrían obligar a realizar cambios en las políticas de dividendo de la compañía. Ecopetrol es una de las firmas que más utilidades reparte entre sus accionistas. En el promedio de esta industria, por cada $100 en ganancias las petroleras reparten $40 entre sus accionistas. En Ecopetrol, el 80% de las ganancias se distribuye, básicamente porque el principal accionista, el gobierno colombiano, enfrenta dificultades financieras todos los años.
     
    Algunos analistas consideran como antitécnica la distribución de ese nivel de dividendos, al compararse con el benchmark de la industria, más aún cuando requiere recursos para inversión y agregar rápidamente nuevos barriles de crudo a sus reservas. Según ellos, con esta decisión se busca suplir la falta de recursos propios que no está destinando a la inversión. “Y es el Estado, que se envició de vivir de las rentas petroleras, el que define el dividendo. En el sector, la distribución de dividendos es de entre 40% y 50%, si le saca más de eso es como si a una vaca lechera le empezaran a sacar, al tiempo, también carne”, dice uno de ellos.
     
    Todo indica que uno de los efectos de esto está relacionado con la decisión de empezar a salir de sus activos no estratégicos. El primero es la participación del 6,87% que tiene Ecopetrol en la Empresa de Energía de Bogotá y cuyo valor podría superar $1 billón. “Por un lado, los dividendos no le generan déficit y, por el otro, vende activos. Es mantener dividendos con ingresos transitorios producto de una privatización y eso hacia el futuro tiene problemas”, agrega.
     
    En 2015, seguir con este ritmo en el giro de utilidades implicaría tensiones difíciles para la petrolera. Desde una perspectiva puramente empresarial, sería contradictorio repartir un porcentaje de utilidades tan alto, justo cuando la empresa necesita capital para invertir en exploración y desarrollar sus grandes proyectos.
     
    ¿Cuál será la posición del Ministro de Hacienda ante la junta de accionistas de Ecopetrol en marzo próximo? Allí, el Gobierno dará un mensaje claro frente al papel que ve para la empresa dentro del balance fiscal del país hacia el futuro.
     
    La estructura de gobierno corporativo que se creó en 2007 implica que en el comité de directores de Ecopetrol están, aparte de los ministros de Hacienda y Minas y el Director de Planeación Nacional, otras personas que representan los intereses de accionistas diferentes al Gobierno, como Gonzalo Restrepo, Roberto Steiner, Luis Fernando Ramírez y Jorge Pinzón. Todos tienen suficiente peso como para mostrarse independientes frente a una decisión del Gobierno que pudiera ir en contra de los intereses de la firma.
     
    Ecopetrol necesita enfrentar los problemas operativos que han frenado sus resultados en los últimos tiempos y la actual administración ha puesto en marcha un plan para lograrlo. De la efectividad de este plan, y de la estabilidad de las relaciones entre Ecopetrol y el gobierno colombiano, dependen el futuro de la empresa y los resultados para los accionistas.
     
    (continúa...)
  • La hora del 'offshore'

    Off ShoreEl desarrollo de la industria offshore (costa afuera) en el Caribe colombiano será un eje fundamental para el futuro crecimiento económico de la región, y a largo plazo permitirá la consolidación de los centros logísticos para atender los requerimientos de las empresas que realizarán millonarias inversiones en el sector.
     
    sumados al de Kronos, comprueban la existencia de una provincia gasífera en el mar Caribe, frente a las costas de Córdoba, y además demuestran el gran potencial que hay en la región para costa afuera, especialmente de gas. Este desarrollo está asociado con la ubicación de bases en el continente desde las que se manejen las gigantescas operaciones que moverán inversiones calculadas en más de 1.400 millones de dólares.
     
    Expertos aseguran que los hallazgos son apenas un primer paso en el camino que se debe recorrer hacia la meta final, que es extraer y comercializar los hidrocarburos que se encuentran en los yacimientos, lo que a su vez, depende de la viabilidad técnica y financiera de estas operaciones. Se trata de un proceso que tomará entre siete u ocho años.
     
    Datos del Ministerio de Minas indican que de 35 pozos de exploración en Colombia, 13 tienen vocación de gas, y de esos 5 están costa afuera.
     
    “Si la campaña exploratoria sigue confirmando el potencial de recursos del Caribe, esto podría cambiar la historia de la industria petrolera colombiana, de la región y de Barranquilla”, señala el ministro de Minas y Energía, Germán Arce.
     
    Con la visión de lo que viene, en Barranquilla y Atlántico desde hace cuatro años comenzó a gestarse una alianza entre los sectores público y privado de la ciudad representados en la Alcaldía Distrital, la Gobernación, la Asociación Nacional de Empresarios (ANDI) seccional Atlántico, la Cámara de Comercio de Barranquilla (CCB) y ProBarranquilla, con el respaldo del Ministerio Minas. Este trabajo ya ha comenzado a dar frutos para la cuidad, pues Repsol ubicó en la Zona Franca Palermo su base en tierra para la exploración del pozo Sirulo, al tiempo que Ecopetrol y Anadarko también anunciaban que tendrían sus centros logísticos en esta zona para sus actividades exploratorias costa afuera.
     
    El gerente seccional de la ANDI, Alberto Vives, asegura que la apuesta de este trabajo conjunto es que la ciudad y el departamento se convierta en un centro energético, atrayendo inversiones no solo de empresas del sector de hidrocarburos sino también de energía y otros relacionados.
     
    Afirma que desde la perspectiva país, es importante contar con un marco regulatorio claro, eficiente y visionario, y destaca que Colombia ha venido preparándose desde sus instituciones para hacer frente a este reto.
     
    “Se viene trabajado de una forma abierta y en las instituciones se encuentra receptividad frente a la búsqueda de soluciones. Sin embargo, por la falta de un mayor conocimiento sobre las operaciones offshore de oil and gas, persiste la respuesta reactiva en materia regulatoria, reconociendo que se dan procesos de respuesta positivos debemos superar la tendencia y trabajar proactivamente”, señala el ejecutivo.
     
    Los gremios de la ciudad consideran necesario que se generen los espacios para entender y dimensionar el reto que tiene Colombia como país con el fin de generar un marco de trabajo que facilite e incentive el desarrollo de esta industria.
     
    En cuanto a la instalación de la cadena de abastecimiento requerida para dar soporte a esta nueva industria Vives dice que se deben considerar los requerimientos logísticos, tanto en la etapa exploratoria como en caso de éxito en la etapa de desarrollo.
     
    “Debemos entender que la competencia no está entre nosotros, es decir, entre Cartagena, Riohacha, Santa Marta o Montería. Nuestra verdadera competencia está en México, Estados Unidos, Brasil, África, entre otros. Debemos ofrecer un territorio competitivo, para poder competir por esos recursos, que tienen las compañías operadoras, que son limitados, con el fin de mantener esas inversiones y desarrollos en el país”, analiza el dirigente gremial.
     
    La preparación debe seguir. La presidenta de la Cámara de Comercio de Barranquilla, María José Vengoechea, señala por su parte que el hecho de que las grandes petroleras hayan elegido a Barranquilla para sus operaciones es “fruto de las acciones y el trabajo que se ha realizado en la ciudad”.
     
    Precisa que la labor no ha terminado, pues sigue la preparación de la ciudad para lo que viene que es la etapa de extracción.
     
    Fuente: elheraldo.co
  • La noruega Statoil amplía su presencia en Colombia

    PlataformasLa petrolera adquirió participación en dos licencias de exploración de aguas profundas.
     
    La petrolera noruega Statoil ha expandido su presencia en Colombia adquiriendo participaciones en dos licencias de exploración en aguas profundas de la española Repsol, dijo el jueves la compañía.
     
    Statoil comprará el 10 por ciento de Repsol en Tayrona, un campo que es operado por la brasileña Petrobras, que incluye el pozo de exploración Orca-1 que está siendo perforado en la actualidad y el 20 por ciento en Guajira Offshore 1, operado por la compañía española.
     
    Los acuerdos, de los que no se dieron detalles financieros, están pendientes de la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia.
     
    Fuente: Portafolio.co / EFE
     
    {backbutton}
  • La operación de taladros en la industria petrolera creció 76% durante agosto

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Deudas Petrol

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     

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

  • Las reglas que tiene la exploración offshore

    Plataforma PetEs una actividad de alto riesgo y costo, pero con mayor potencial de producción que las ‘onshore’.

    La exploración costa afuera es una actividad de alto riesgo y costo, pero con mucho mayor potencial de producción que las onshore.

    Cualquier persona que vaya a laborar o visitar una plataforma petrolera en alta mar, debe contar con una certificación en entrenamiento de supervivencia personal o de lo contrario no es admitida en estos sitios por normas internacionales.

    Tales protocolos han sido expedidos por la Organización Marítima Internacional (OMI) que regula los temas relacionados con el trabajo de la gente en el mar, señala el ingeniero Sergio Sánchez, encargado del proyecto offshore en el Instituto Técnico del Petróleo. 

    En diálogo con EL TIEMPO destacó, entre otros aspectos, que estas reglas las deben cumplir cualquier persona que vaya a una plataforma, un taladro o una planta de producción offshore. 
    ¿Qué son las exploraciones petroleras ‘offshore’?

    En términos sencillos es sacar el petróleo que pueda haber en el fondo marino. Este recurso está allí, porque se formó hace millones de años por la descomposición de los restos de animales y plantas que existieron.
    ¿Cómo se extrae?

    El proceso básico para sacar este recurso de las profundidades del océano, es el mismo que se utiliza en las operaciones que se llevan a cabo en tierra firme que se conocen en inglés con el término onshore (Costa Adentro). Se bajan unas tuberías por medio de un proceso denominado perforación, hasta llegar a las formaciones geológicas ubicadas por debajo del lecho marino en donde está el crudo y el gas depositados. Luego de que se hallen, son transportados hasta la superficie. 
    ¿Qué ventajas tiene el ‘offshore’ del ‘onshore’?

    En realidad no se debe hablar de ventajas o desventajas puesto que las dos actividades son muy diferentes. La exploración petrolera offshore es un proceso más complejo, de más alto riesgo y mucho más costosa que la onshore. Lo que sí podría decir, es que se espera que la gran cantidad de reservas próximas y futuras en Colombia estén en el mar.

    ¿Qué entidades controlan la actividad ‘offshore’?

    Hay varias que regulan el trabajo en costa afuera. Está la Dirección General Marítima (Dimar) que se encarga de la protección del mar. La Fundación Omacha, que vigila que el daño ambiental y de las especies que hay allí sea menor. La Armada Nacional la cual tiene que estar enterada del proyecto y avalarlo para que se pueda llevar a cabo. Aunque no vamos a tener problemas con las comunidades, igualmente habrá unos parámetros que respetar, por tanto, las entidades de control van a sumir su labor.

    ¿Qué controles hay en estas plataformas?

    La Organización Marítima Internacional (OMI) que regula los temas relacionados con el trabajo de la gente en el mar tiene unos protocolos que debe cumplir cualquier persona que vaya a visitar o laborar en una plataforma, un taladro o una planta de producción offshore. Sumado a esto, viene el control estipulado en el Convenio Internacional para la Seguridad de la Vida en el Mar (Solas), que regula los aspectos de seguridad de los equipos. Es importante recordar, que a pesar de estar en mar abierto este es un ambiente confinado, porque existen muchos riesgos, ya que se están manipulando presiones altísimas y no es un lugar agradable ni adecuado para que los seres humanos habitemos, por eso, hay varias reglas que se deben cumplir para proteger la vida de las personas que van a estar en estos sitios.

    ¿Cuál es ese entrenamiento?

    Internacionalmente se conoce la necesidad de certificarse en un curso denominado escape de helicópteros en emergencia, porque la mayoría de las operaciones se hacen helicoportadas. El otro es supervivencia personal en el mar, porque si alguien queda a la deriva debe saber qué hacer para prolongar su existencia.

    ¿Qué riesgos hay en estas plataformas? 

    Las operaciones offshore implican las mismas dificultades que se enfrentan en tierra, más otras adicionales que van desde el ambiente inhóspito en que se trabaja hasta el riesgo sicosocial, porque el operario debe estar preparado sicológicamente para estar 28 días fuera del hogar, sin un lugar a donde ir solo viendo hierro y agua. Además debe tener presente que pueden ocurrir explosiones, problemas mecánicos en los pozos y fallas en los equipos, aspectos que pueden ser peligrosos para la existencia humana.

    Datos de la actividad

    Las actividades costa afuera generan más costos y son de mayor riesgo, aunque conllevan enormes potenciales de producción que las que se realizan en tierra firme. 

    Mientras que un pozo en la práctica onshore puede costar en promedio entre 5 y 15 millones de dólares, uno costa afuera a profundidades similares puede valer entre 50 y 150 millones de dólares. Desde el punto de vista de producción, los de offshore son mejores productores que los de tierra firme y su vida útil puede estar entre 20 y 40 años.

    Además, son altamente sensibles y de alto impacto sobre la naturaleza, por el potencial de ocasionar derrames y contaminaciones a gran escala que pueden afectar la vida y los ecosistemas en el mar. Por eso, las regulaciones son mucho más estrictas y de permanente vigilancia por las agencias reguladoras internacionales y locales en materia ambiental.

     

    Fuente: Eltiempo.com

     

  • Mejor trimestre para el petróleo Brent desde 2004

    Extrayendo PetEl crudo Brent ganó 13 centavos, o un 0,2%, a 57,54 dólares por barril, sumando una ganancia de un 20% en el período julio-septiembre.

    Los precios del petróleo subieron este viernes y un repunte en los precios respaldado por una inestabilidad en el Kurdistán iraquí ayudó al contrato referencial Brent a registrar su mejor desempeño en un tercer trimestre desde 2004.

    El crudo Brent ganó 13 centavos, o un 0,2 por ciento, a 57,54 dólares por barril, para sumar una ganancia de alrededor de un 20 por ciento en el período julio-septiembre, y en la semana avanzó un 1,2 por ciento. 

    Adicional a esto, el contrato alcanzó su mayor nivel en más de dos años esta semana, su quinto avance semanal consecutivo y convirtiéndose en la racha de alzas semanales más larga desde junio del 2016. 

    En tanto, el crudo West Texas Intermediate (WTI) de Estados Unidos ganó 11 centavos, a 51,67 dólares por barril, en su mejor tercer trimestre en 10 años y en la serie más extensa de ganancias semanales desde enero. En la semana ganó alrededor de un 2 por ciento. 

    Los kurdos iraquíes se mostraron a favor de la secesión el lunes en un referendo que enfureció a Turquía, al gobierno central de Bagdad y a otras potencias, que temen que la votación genere nuevos conflictos en la rica región petrolera. 

    El presidente de Turquía, Tayyip Erdogan, dijo que el referendo era ilegal y amenazó con recurrir a su antigua práctica de negociar sólo con el Gobierno de Bagdad las exportaciones de petróleo del norte iraquí, donde está la región autónoma de Kurdistán.

    "No se puede esperar una rápida solución a la crisis, que debería seguir sosteniendo los precios del petróleo", escribieron en una nota a clientes analistas del Commerzbank.

    Los avances de los precios del crudo también han sido respaldados este mes por una anticipada renovación de la demanda desde refinerías de Estados Unidosque retoman las operaciones tras el cierre por el paso del huracán Harvey.

     

    Fuente: Portafolio.co 

  • 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 /

    {backbutton}

  • Nuevo vicepresidente exploración de Ecopetrol

    Ecopetrol REl geólogo Max Antonio Torres, de 55 años, fue nombrado este miércoles nuevo vicepresidente de exploración de Ecopetrol S.A., anuncio la empresa en un comunicado.
     
    El nuevo vicepresidente es egresado de Universidad Nacional de Tucumán (Argentina) y tiene un máster en Ciencias en Estratigrafía de Georgia State University.
     
    Se desempeñó como director de exploración para Europa y Medio Oriente de Repsol, antes de su llegada a Ecopettrol.
     
    Cuenta con más de 28 años de experiencia exploratoria en Asia, Europa,  África y Latinoamérica,  su conocimiento y trayectoria le han permitido participar directamente en seis descubrimientos en diferentes momentos de su carrera profesional.
     
    Se destacan dos importantes campos de gas natural: el conocido como ‘Galkynysh’, en Turkmenistán, (1995) y el campo offshore ‘Perla,en Venezuela (2009).
     
    En Repsol inicio su carrera como gerente de proyecto, evaluando oportunidades de exploración, producción y nuevos negocios en Perú, Ecuador, Colombia y Argentina. Posteriormente fue gerente de exploración en Venezuela, director de exploración para Latinoamérica y director de exploración para Europa y África.
     
     
     
    Por: Paisminero.co
     
     
    {backbutton}
  • Ola de reestructuración en América Latina

    MaurelpromUna nueva ola de reestructuración de deuda en América Latina va rumbo a impulsar operaciones en tanto muchas compañías no encuentran otra forma de obtener efectivo.

    “La mayoría de las transacciones requieren crédito y, ya sea uno inversor o banquero, tiene que ver cómo lo consigue o no habrá operación”, declaró Jim Allen, responsable de fusiones y adquisiciones en América Latina para Morgan Stanley, en una entrevista dada en Nueva York.

    Las grandes iniciativas de reestructuración incluyen compañías como la brasileña de telefonía móvil Oi S.A., que contrató a PJT Partners para reestructurar 60.000 millones de reales de deuda (US$16.700 millones) después de que fracasó la propuesta de fusión con la división local de Telecom Italia SpA. La petrolera colombiana Pacific Exploration & Production Corp. obtuvo el mes pasado el aplazamiento de algunos de sus tenedores de bonos después de haber incumplido con el pago de intereses. La constructora mexicana Empresas ICA SAB suspendió el pago de US$1.350 millones de bonos en diciembre y está tratando de llegar a un acuerdo con los acreedores.

    La primera ola de reestructuraciones se remonta a 2014, cuando una investigación por presunta corrupción en la petrolera brasileña Petróleo Brasileiro S.A. llevó a la compañía y sus proveedores a estar necesitados de crédito.

    Este mes, cuando el expresidente Luiz Inácio Lula da Silva fue detenido e interrogado en la investigación por corrupción, hubo otra señal de que la estabilidad política todavía no ha llegado a la economía más grande de la región.

    Se prevé que la economía de América Latina en general se contraerá 0,8% este año, luego de una contracción de 1,2% en 2015, de acuerdo con los datos que reunió Bloomberg. Los economistas prevén que la economía brasileña se contraerá 3,3% este año, después de hacerlo 3,8% el año pasado.

    La recesión, la agitación política y la caída de los precios de las materias primas y el petróleo se sumaron al aumento de las tasas de interés, lo que hace que para las compañías sea difícil generar flujo de caja libre. Por lo tanto, las ventas de activos están a la orden del día para cumplir con los pagos de deuda.

    Fuente: Elespectador.com

  • Opep todavía no ha ganado la lucha contra los bajos precios del crudo

    Petroleo ArabeEl cartel celebra el aumento del 15 por ciento en el precio sobre el mínimo registrado en junio, pero no es momento para relajarse. 
     
    Está la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) utilizando el verano para finalmente poner sus asuntos en orden? Arabia Saudita, el líder de hecho de la Opep, dijo esta semana que reduciría las exportaciones de petróleo en agosto a 6,6 millones de barriles por día (b/d), el nivel más bajo en seis años, un millón de b/d menos en comparación con el mismo mes en 2016.
     
    Los Emiratos Árabes Unidos (EAU) le siguieron rápidamente, indicando que recortarían las asignaciones de petróleo a los clientes en un 10 por ciento en septiembre, lo cual significa una medida significativa dado que el país se ha tardado en reducir la producción en línea con el acuerdo de la Opep para reducir los suministros. 
     
    Por primera vez en meses, al mercado parece gustarle lo que está sucediendo. El precio del crudo Brent ha subido por encima de los 50 dólares por barril, y hay señales de que el mercado físico está comenzando a endurecerse durante los meses de verano que son los de mayor demanda.
     
    Los inventarios de petróleo crudo estadounidenses han caído en 26 millones de barriles desde fines de junio, a medida que los automovilistas emprenden sus vacaciones y las importaciones disminuyen en relación con el mismo período el año pasado.
     
    Incluso el aliado de la Opep, Rusia -el mayor productor fuera del cartel- está sorprendiendo a los cínicos comerciantes de petróleo al implementar totalmente su parte de los 1,8 millones de b/d del acuerdo de suministro. 
     
    Es justo decir que ha sido un buen mes para la Opep, con un alza de precios del 15 por ciento desde que alcanzó los mínimos de cerca de los 44 dólares por barril a fines de junio, cuando predominaron las quejas de que el cartel no había hecho lo suficiente para equilibrar el mercado del petróleo. 
     
    Ocasionando todavía más optimismo entre los alcistas del crudo se encuentra el hecho de que Halliburton, el proveedor de servicios petroleros, dijo esta semana que había observado que los perforadores de esquisto estadounidenses habían ligeramente desacelerado sus operaciones después de que los precios cayeran a comienzos del verano.
     
    Sin embargo, la industria del esquisto sigue siendo la mayor interrogante sobre si la Opep podrá pronto declarar la victoria en su lucha por acabar con la superabundancia de petróleo de tres años, o si está disfrutando de una anómala racha positiva.
     
    Las predicciones para el próximo año todavía indican que la Opep pudiera enfrentar una larga lucha. 
     
    La Administración de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés) de Estados Unidos puede que haya recortado su proyección para la producción estadounidense a principios de este mes debido a unos precios más bajos, pero todavía anticipa que la producción de crudo estadounidense crezca en casi 600.000 b/d en 2018 para alcanzar un récord de 9,9 millones de b/d.
     
    Eso por sí solo debiera ser suficiente para satisfacer casi la mitad del aumento de la demanda mundial que se espera para el próximo año, con Estados Unidos bombeando más de uno de cada diez barriles de crudo a nivel global.
     
    Algunos analistas creen que el pronóstico de la EIA es relativamente conservador. En los resultados trimestrales de esta semana los perforadores de esquisto aún estaban sonando optimistas.
     
    John Hess, el director ejecutivo de Hess Corp, declaró que esperaba que la producción de su compañía en la formación Bakken de Dakota del Norte aumentara un 10 por ciento anualmente "durante los próximos años", y que sus operaciones aún generaran un significativo flujo de caja a los precios actuales.
     
    Anadarko Petroleum anunció que es probable que pudiera perforar cada vez más pozos sin aumentar el número de plataformas en las que estaba operando a medida que se vuelve más eficiente. La compañía mantuvo su pronóstico de estar bombeando alrededor de 150,000 b/d de sus dos formaciones de esquisto para finales del año, un aumento de aproximadamente 40,000 b/d desde mediados del año. 
     
    Los pronósticos de la Opep prevén que la demanda de crudo caerá ligeramente el próximo año debido a un crecimiento más sólido fuera del cartel, impulsado principalmente por el esquisto, pero también por la adaptación de las petroleras de mayor envergadura a una era de precios más bajos. 
     
    Las grandes petroleras actualmente están aprobando proyectos al ritmo más rápido desde que los precios comenzaran su declinación de por encima de los 100 dólares por barril en 2014, habiendo reducido los costos y habiéndose enfocado en sus mejores opciones.
     
    Lo que queda por verse es si Arabia Saudita y sus aliados pueden mantener la disciplina más allá del verano. Es relativamente fácil para Riad reducir las exportaciones durante los meses más calurosos del año, ya que reorientan el crudo hacia su sistema eléctrico nacional, quemando petróleo para generar electricidad con el fin de satisfacer la demanda máxima de aire acondicionado. 
     
    Cuando ese factor disminuya en el otoño, no está claro si estarán dispuestos a mantener las exportaciones bajas en un intento por eliminar los superávits de inventario, incluso cuando las refinerías estén pensando en el mantenimiento posterior al verano. 
     
    La conclusión es que, aunque la Opep se haya escapado de experimentar la más severa desesperación que acosara al cartel en junio, todavía queda mucho por hacerse. Esta semana, el hecho de que Arabia Saudita y Rusia presionaran a otros miembros del acuerdo para asegurarse de que siguieran haciendo lo que les corresponde representó un reflejo de este temor. 
     
    Si la Opep quiere otro mes de buenos resultados tendrá que continuar sus esfuerzos durante el otoño, o correrá el riesgo de que los precios del crudo vuelvan a caer.
     
    Fuente: Portafolio.co
     
  • Opinión - ¿Fracturar o no fracturar?

    Fracking 9Para algunos, se trata de cruzar una frontera que le permitirá a Colombia alejar el fantasma de la pérdida de la autosuficiencia en materia de hidrocarburos. Para otros, es una opción que hay que evitar a toda costa, pues los riesgos superan con creces a los posibles beneficios. Así se podría resumir el debate que tiene lugar en el país sobre la posibilidad de explotar gas o petróleo mediante técnicas no convencionales.
     
    La polémica se nutre con las experiencias de otras naciones. Los promotores del nuevo camino señalan que Estados Unidos cambió de manera radical su realidad energética, gracias al desarrollo de métodos que le han permitido aumentar su producción de combustibles. De seguir las cosas como van, los norteamericanos serían exportadores netos antes de que termine la década. Desde ya, muchas actividades en ese lado del mundo se han beneficiado de la caída en los precios de la electricidad, pues ahora cuesta mucho menos generarla.
     
    En cambio, un grupo creciente dice que en parte de Europa esta puerta se encuentra cerrada. Peligros como la contaminación de las fuentes de agua o la aparición de movimientos telúricos en zonas consideradas geológicamente estables, son citados para insistir en que lo mejor que se puede hacer en este caso, es no hacer nada.
     
    ¿Cuál es el meollo del asunto? En los yacimientos convencionales el hidrocarburo se encuentra atrapado entre diferentes clases de roca, de manera que cuando se produce un hallazgo la presión ayuda a que salga a la superficie. En los no convencionales, el petróleo y el gas se encuentran en condiciones geológicas que no permiten que este fluya.
     
    Debido a ello, hay maneras de estimular la permeabilidad y sacar el combustible.
     
    La forma usada es el fraccionamiento hidráulico (fracking, en inglés), que consiste en la inyección a alta presión de un compuesto que incluye agua y en menor proporción (8 por ciento) arena, además de aditivos químicos (1 por ciento). El empuje de esta mezcla rompe las formaciones de lutita que se encuentran a profundidades superiores a los mil metros, con lo cual se forman pequeñas grietas que se miden en milímetros de espesor, a través de las que sale el hidrocarburo.
     
    La técnica no es nueva, pues proviene de 1947. De hecho, en Colombia se ha usado en varias oportunidades con el fin de aumentar la vida útil de algunos yacimientos. Voceros de la industria sostienen que su utilización abarca unos 400 pozos de 16 campos y más de 800 fracturas en diversas zonas geológicas.
     
    Aun así, esas cifras son minúsculas. Además, cuando el auge estadounidense comenzó, las compañías del ramo empezaron a examinar las posibilidades en distintas latitudes y concluyeron que tenemos una formación que se ve muy promisoria.
     
    Por tal motivo, las autoridades colombianas empezaron a promover esta opción. En la ronda petrolera del 2012 se ofrecieron varios bloques de alta prospectividad y en la del 2014 también. De forma paralela, los ministerios de Minas y Ambiente comenzaron un trabajo conjunto que incluyó dos docenas de talleres con expertos locales y foráneos.
     
    El resultado de este esfuerzo fue un reglamento técnico, contenido en una resolución. La meta es contar con un marco regulatorio adecuado, en donde uno de los objetivos es evitar la contaminación de acuíferos y la protección de las aguas subterráneas, según la entidad.
     
    Ese esquema ha sido sujeto de alabanzas, pues, de hecho, es más estricto que el estadounidense. Sin embargo, la ofensiva en contra de los no convencionales comenzó, pasando por alto que apenas ha empezado una fase exploratoria, sin que existan solicitudes de explotación.
     
    Y si bien la petición de proscribir la actividad es lo que desearían los más extremos, lo que le conviene al país es que esta se desarrolle con reglas de juego duras para que se minimicen los riesgos y Colombia no tenga que importar otra vez hidrocarburos.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / Ricardo Ávila Pinto
     
     
    {backbutton}
  • Pacific participa por primera vez en la plenaria de principios voluntarios

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

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

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

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

    Por: Paisminero.co / CP-Pacific

  • Pacific ya terminó su proceso de financiación por US$ 500 millones

    Inversion Dolares Este paso hace parte de su proceso de reestructuración, el cual la firma espera reduzca su deuda, aumente su liquidez y la posicione mejor.
     
    Pacific Exploration & Production anunció el cierre exitoso del financiamiento deudor en posesión (DIP) por US$ 500 millones con un grupo de tenedores de bonos senior que apoyan la transacción y The Catalyst Capital Group.
     
    La compañía también suscribió una nueva facilidad de cartas de crédito de aproximadamente US$ 115 millones con los prestamistas y bonistas que apoyan la transacción, de conformidad con las facilidades de crédito preexistentes de la firma. (Lea también: Supersociedades escucha a los accionistas y acreedores de Pacific)
     
    El cierre del financiamiento DIP y la suscripción de la facilidad de cartas de crédito se realizan en el marco de la transacción de reestructuración integral que adelanta Pacific E&P y el cual reducirá la deuda significativamente, aumentará la liquidez y posicionará mejor a la compañía para enfrentar el ambiente actual del precio del crudo. (Vea detalles del proceso de insolvencia de la petrolera)
     
    La transacción de reestructuración recibió el apoyo de aproximadamente 79 % del monto total del capital de la deuda que tienen los bonistas y prestamistas de la compañía. (Lea qué piensan los accionistas minoritarios sobre la propuesta de Catalyst)
     
    “Estos son hitos significativos de la transacción de reestructuración. Continuamos trabajando de manera constructiva con los bonistas que apoyan la transacción, Catalyst y los demás grupos de interés para asegurar que Pacific emerja de los procesos de protección de acreedores como una compañía más sólida y eficiente”, comentó Dennis Mills, presidente del Comité Independiente. (Vea la explicación sobre la reestructuración de Pacific)
     
    “The Catalyst Capital Group está muy complacido de ser socio de los acreedores y de Pacific, y de suministrar el financiamiento para asegurar la viabilidad de la compañía en el largo plazo”, manifestó Gabriel de Alba, Director y Socio de Catalyst. “La filosofía de Catalyst es invertir en negocios que podamos construir. Una Pacific sólida jugará un rol clave en los países en los cuales opera, para el beneficio de todos sus grupos de interés. Creemos que podemos hacer grandes contribuciones para reconstruir esa fortaleza”, agregó. (¿Quiénes son los grandes perdedores del proceso?)
     
    Como parte del Financiamiento DIP, la compañía emitió 6.250.000 warrants (derechos convertibles en acciones) a los bonistas que apoyan la transacción y que son convertibles a un precio de ejercicio nominal en acciones ordinarias en el capital reorganizado de la compañía, al completar la transacción de reestructuración.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Petróleo cae por advertencia de los bancos sobre impacto de reunión de productores

    Petroleo OxyLa referencia Brent caía 12 centavos, a 41,82 dólares por barril. Mientras tanto, el WTI baja a 39,50 dólares

    Los precios del petróleo caían el lunes luego de que los bancos redujeron las expectativas de que la reunión de productores petroleros que se celebra este 16 de abril en Qatar en un esfuerzo por congelar los niveles de producción mejore el actual equilibrio de la oferta y la demanda.

    El petróleo Brent caía 12 centavos, a 41,82 dólares por barril, alejándose de máximos de tres semanas vistos el viernes.

    Los precios del crudo subieron más de 6 por ciento la semana pasada tras datos que mostraron que las firmas de energía estadounidenses redujeron el número de plataformas petroleras por tercera semana consecutiva a su menor nivel desde noviembre del 2009.

    El petróleo en Estados Unidos bajaba a 39,50 dólares por barril, una baja de 22 centavos respecto a la sesión anterior.

    Analistas de Goldman Sachs, que esperan que los precios del crudo promedien 35 dólares por barril en el segundo trimestre, advirtieron que el resultado de la reunión podría terminar siendo negativo para el mercado.

    Barclays también advirtió que el encuentro podría tener un impacto limitado debido a que es improbable que algunos productores que tienen el potencial de elevar la producción participen en un congelamiento del bombeo.

    El productor petrolero Azerbaiyán, cuyo ministro de Energía asistirá a la reunión de Doha, dijo el lunes que su producción ha declinado 1,6 por ciento en el primer trimestre respecto al año pasado, a 10.496 millones de toneladas.

    El sentimiento negativo también se veía reflejado en las expectativas de precios. BMO Capital Markets redujo sus pronósticos para el precio del Brent y el barril en Estados Unidos en 2016 a 41 y 38 dólares por barril respectivamente, respecto a 45 y 41,50 dólares estimados previamente.

    Fuente: Portafolio.co

  • Petróleo cae por toma de ganancias de operadores luego de tres semanas de avances

    Brent LaterceraEl Brent se negocia a 44,60 dólares por barril. Por su parte, el barril en Estados Unidos cedía 63 centavos, a 43,10 dólares.

    Los precios del petróleo caían el lunes mientras los operadores tomaban ganancias luego de tres semanas al alza y los mercados de combustibles asimilaban la escalada del dólar la semana pasada. 

    El petróleo Brent a tres meses se negociaba a 44,60 dólares por barril, una caída de 51 centavos frente a su último precio de cierre. Entre tanto, el barril en Estados Unidos cedía 63 centavos, a 43,10 dólares.

    Analistas dijeron que la caída en los valores era resultado de una toma de ganancias luego de tres semanas de altos precios. 

    Operadores dijeron que el petróleo cayó por el avance del dólar frente a una canasta de importantes monedas el viernes, ante las expectativas de que Japón extienda su agresiva política de alivio monetario a través de tasas de interés negativas. 

    La firmeza del dólar, la moneda en que cotiza el petróleo, encarece el valor de las importaciones de combustible para países que utilizan otras monedas, afectando potencialmente la demanda. 

    El índice dólar se negociaba con una leve pérdida de 0,2 por ciento el lunes.

    Morgan Stanley dijo que la reciente escalada fue impulsada mayormente por la inversión de fondos de cobertura y que el alza de precios resultante de estos flujos no tenía base en los fundamentos, ya que la producción de la Opep aumentaría mientras que la desaceleración del crecimiento económico, como en los mercados emergentes, podría presionar la demanda petrolera.

    Por su parte, el gobernador de Indonesia en la Opep dijo el lunes que el petróleo a 45 dólares por barril “no era malo” y que no habría urgencia en congelar la producción si el crudo se mantiene en ese nivel.

    Fuente: Portafolio.co

  • Petróleo: Un crudo futuro

    Durante agosto de este año la producción petrolera llegó a un promedio diario de 999.000 barriles. 
     
    Los analistas creen que el barril WTI, referente para Colombia, puede transarse a US$85 en 2018. Ante la perspectiva de menores recursos para el país, las firmas comisionistas piden un mayor dinamismo en la productividad empresarial.
     
    Petroleo OxyLos días del dólar barato y del barril de petróleo por encima de los US$100 están a punto de acabarse. Ese es el futuro que señalan los analistas económicos al mirar las fuerzas del mercado: por un lado, la revolución del shale oil de EE.UU. ha hecho que la oferta de crudo esté por las nubes; por el otro, la débil recuperación de Europa y la transformación de la economía china, que de un monstruo industrial evoluciona a un prestador de servicios, han debilitado la demanda.
     
    Y eso se traduce en menores precios. El barril de petróleo WTI, de referencia para Colombia, ha perdido alrededor de US$14 en el último año. La tendencia en el mediano plazo tampoco es halagüeña: según cálculos del Citibank, el precio promedio de US$99,50 para 2015 se irá encogiendo a US$85 hasta 2018. “El impacto no será inmediato, pero nos acercamos a un ciclo bajista en los precios de los commodities”, indica Munir Jalil, director de Investigaciones Económicas de ese banco en Colombia.
     
    La mala noticia ha hecho que los jugadores del mercado, reunidos desde ayer en Cartagena en el sexto congreso organizado por la Asociación de Comisionistas de Bolsa de Colombia (Asobolsa) y la Bolsa de Valores de Colombia (BVC), planteen alternativas de cara a un eventual coletazo.
     
    Porque Colombia está en una posición de alta vulnerabilidad si se tiene en cuenta que el 57% de las exportaciones dependen del sector de hidrocarburos y que en él se origina alrededor del 20% de los ingresos de la Nación. El principal afectado, por supuesto, sería Ecopetrol, que por si fuera poco es la acción más transada del mercado (comprende el 15,7% —la participación más alta— del índice Colcap).
     
    A pesar del anuncio de Arabia Saudita, de intervenir en la producción mundial de crudo para evitar que los precios sigan cayendo, las perspectivas se mantienen pesimistas. “Es posible que el barril de petróleo WTI se ubique en un rango de precio de entre US$90 y US$95, mucho más bajo de los US$100 que calculábamos a inicios de año. Creemos que el Brent operará entre los US$100 y US$103”, explica Alejandro Reyes, director de Investigaciones 
    Económicas de la firma Ultrabursátiles.
     
    Este futuro ha hecho que los actores del mercado hagan un llamado al Gobierno para impedir que el choque afecte a toda la economía. El momento es oportuno, si se tiene en cuenta que en el último año la capitalización del mercado ha disminuido 2,36% (en agosto ascendió a $437,7 billones).
     
    “Sería una mala noticia no tener un producto suplementario con el que podamos cumplir las proyecciones macroeconómicas”, comentó Jaime Humberto López, presidente de Asobolsa, quien insistió en que hay que trabajar más allá que simplemente atraer nuevas inversiones. “Hay que desarrollar la agricultura, la industria, muchas cosas. Le pedimos al Gobierno que incentive la creación de nuevas empresas”.
     
    A pesar de que el Citibank mantiene sus proyecciones de crecimiento del PIB colombiano en los próximos años (de 5% para 2014 y 5,5% para 2015), el nerviosismo en el mercado de valores es latente. “Al afectarse una acción tan vital para el mercado como Ecopetrol, se va a reducir el volumen de negociación y se afectaría el mercado. A las firmas que tengan la posibilidad de llegar al mercado externo y direccionar recursos hacia allí, les irá mejor”, apunta Reyes.
     
    D- Mayorga
     
    Fuente: ElEspectador.com
     
  • Petroleros: dos caras de la crisis laboral

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

     

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

     

    La crisis es relativa

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

     

    Fuente: Elespectador.com

     

  • Piden subasta de bloques petroleros con licencias

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    ALERTA POR RETIRO DE INVERSORES

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

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


    Fuente: Portaflio.co


    {backbutton}

  • Plan de contingencia busca evitar que el crudo por atentado terrorista, afecte bocatoma del acueducto de Tumaco.

    Barreras DerrameEcopetrol informo  que se encuentra activado el plan de contingencia en el Oleoducto Transandino por un nuevo atentado en la noche de del domingo a la altura del kilómetro 240+220, kilómetro 72 de la vía, vereda El Pinde en el municipio de Tumaco.
     
    El atentado produjo la rotura de la tubería y el derrame de crudo sobre la quebrada Pianulpí, que surte al río Guisa, y éste a su vez al río Mira que alimenta el acueducto  de Tumaco. En el momento del atentado el oleoducto se encontraba operando y se  procedió a suspender el bombeo de manera inmediata.
     
    En desarrollo del Plan de Contingencia se dio aviso a los Consejos Municipal y  Departamental para la Gestión del Riesgo de Desastres. La empresa ha instalado  cinco barreras para contener el derrame, una de ellas en la bocatoma del acueducto  y las otras cuatro en las veredas Gualtal, Pinde, Llorente y Vaquerío.
     
    El atentado se produjo a 55 kilómetros de la bocatoma del acueducto de Tumaco. Al sitio se han desplazado cuadrillas de la empresa con trabajadores y equipos para atender esta nueva contingencia y evitar que la mancha llegue hasta el río Mira.
     
    El río Mira es uno de los más caudalosos de la cuenca del Pacífico y desemboca  cerca de la bahía de Tumaco. Es navegable en toda su extensión y atraviesa  ecosistemas de selva húmeda al sur del país, uno de los más vulnerables y ricos en 
    materia de biodiversidad del planeta. 
     
    Ecopetrol rechaza enfáticamente estas acciones que ponen en riesgo la integridad de las personas, afectan el medio ambiente e impiden el normal desarrollo de las actividades de las comunidades y de las operaciones petroleras.
     
    ecopetrol.com
  • Por qué las predicciones sobre el cénit del petróleo no se han hecho realidad

    Petroleo Ext¿Hemos derrotado a la teoría del “cénit del petróleo”?
     
    Durante décadas, un escenario sombrío ha estado al acecho en la imaginación popular: la producción mundial de crudo llega a su techo y luego comienza una caída inexorable, lo cual elevará los costos y obligará a los países al estricto racionamiento y a pelear por las menguantes reservas.
     
    La producción petrolera de Estados Unidos de hecho alcanzó un máximo en los años 70 y cayó en las décadas posteriores, exactamente como predecía la teoría. Pero luego ocurrió algo que la teoría no vaticinó: comenzó a subir de nuevo en 2009, y no se ha detenido, gracias a los grandes avances en la tecnología para yacimientos petroleros.
     
    Para quienes adhieren a la teoría del cénit de la producción de crudo, esto es sólo un respiro, y el descenso es inevitable. No obstante, un creciente grupo de expertos sostiene que la situación se ha planteado de forma errónea. Las verdaderas restricciones que enfrentamos son tecnológicas y económicas, señalan. Estamos limitados no por la cantidad de petróleo en el suelo sino por cuán inventivos seamos para explotar nuevas fuentes de combustible y cuánto estemos dispuestos a pagar para acceder al crudo. “La tecnología avanza con tanta rapidez hoy en día que cualquier inminente límite de recursos no será más que un obstáculo pasajero”, afirma Phil Verleger, economista especializado en petróleo. “Nos adaptamos”.
     
    La existencia o no de un techo es más que un tema de debate intelectual. La pregunta también tiene un importante impacto potencial sobre gobiernos, empresas petroleras y personas de todo el mundo, todos los cuales dependen de los caprichos de la producción y se verían amenazados por el alza de los costos y situaciones de escasez.
     
    Los que promueven la teoría sostienen que, en lugar de invertir dinero en nuevas formas de hallar crudo, deberíamos estar conservando lo que tenemos e invertir en fuentes alternativas de energía para que estemos preparados para cuando los suministros escaseen y los costos aumenten. La mayoría de los que se oponen concuerdan en que no deberíamos apostar al petróleo para siempre. No obstante, creen que es mejor invertir en tecnología para seguir incrementando la oferta, hasta que se vuelva demasiado costoso. En ese momento, confían, podremos encontrar una alternativa económica.
     
    La teoría del cénit de petróleo fue popularizada por M. King Hubbert, un geólogo que trabajó en Shell Oil. En un ensayo de 1965, predijo que la producción de EE.UU. alcanzaría un tope, probablemente a comienzos de los años 70, y luego caería. Se parecería a una curva de distribución normal.
     
    La idea se volvió muy popular cuando la producción petrolera estadounidense de hecho alcanzó su techo a principios de los años 70. Era un momento propicio para que el país temiera lo peor: los conductores hacían largas filas para conseguir combustible y EE.UU. sentía que estaba bajo el yugo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).
     
    La popularización de la teoría ayudó a justificar mayores inversiones en energía alternativa. Hace unos años, la idea volvió a recibir atención cuando los precios del petróleo estaban altos y parecían atascados en ese nivel.
     
    Luego los datos se desviaron de la curva. EE.UU. produjo cinco millones de barriles diarios en 2008. Al año siguiente, su producción petrolera comenzó a aumentar y sigue subiendo hasta hoy. En el primer semestre de 2014, promedió 8,3 millones de barriles al día.
     
    ¿Qué cambió? Una innovación en la tecnología para yacimientos, que la teoría no anticipaba. Las empresas energéticas combinaron la fracturación hidráulica y la perforación horizontal para extraer petróleo de densas formaciones rocosas en EE.UU. y Canadá.
     
    Al principio, los perforadores apuntaron al gas natural porque pensaban que las moléculas de crudo eran demasiado grandes para ser extraídas. Sin embargo, la fracturación hidráulica también funcionó con los pozos petroleros. Otros países comienzan a aplicar las mismas técnicas y podrían obtener resultados similares.
     
    Ahora, aunque los analistas digan que sería difícil replicar las condiciones geológicas, económicas, regulatorias y de infraestructura que propiciaron el boom del esquisto en EE.UU., otros países están comenzando a usar las mismas técnicas. En Argentina, por ejemplo, la estatal YPF estableció sociedades con la malasia Petronas y la estadounidense Chevron Corp. CVX -0.46%  para explorar su inmensa formación de Vaca Muerta. Con 22,7 billones de metros cúbicos de gas de esquisto potencialmente recuperables, ese país tiene la segunda mayor reserva después de China, según la Administración de Informaciones de Energía de EE.UU. (EIA por sus siglas en inglés).
     
    Con el reciente auge llegaron quienes argumentan que el techo petrolero subestima la capacidad de innovación. La industria, dicen los expertos, tiene una historia de conseguir nuevos suministros cuando las perspectivas parecen sombrías.
     
    Hace un siglo, la industria energética encontró enormes yacimientos en Texas y California, cuando crecían los temores de que la producción había alcanzado su máximo. Cuando la producción en EE.UU. comenzó a declinar, otras regiones tomaron la posta: el mar del Norte, Nigeria y Arabia Saudita. Las innovaciones impulsaron un auge de la perforación en aguas profundas.
     
    Más en general, sostiene esta corriente, la teoría enfoca mal el problema: se centra en el suministro físico en lugar de nuestro ingenio para poder alcanzarlo. “Tiene que haber un límite finito” de petróleo y gas, dice George King, consultor global de tecnología de Apache Corp. APA -2.54%  Sin embargo, considera que la restricción sobre el crudo se puede producir no es geológica. “Enfrentamos límites técnicos y económicos más que otra cosa”, dice.
     
    Los que no creen en la teoría no consideran que debamos limitarnos al crudo para siempre, sino acelerar una transición a alternativas en anticipación a una escasez. Una política desacertada, después de todo, puede tener resultados muy negativos. Por ejemplo, en los años 70, cuando EE.UU. pensó que se agotaba el gas natural, se construyeron muchas plantas a carbón, que dejaron el legado de aire contaminado en algunas ciudades.
     
    Además, concuerdan en que sí hay límites económicos, pese a que no creen que los problemas de suministro sean inminentes. Cuando la industria petrolera supera un obstáculo y eleva la producción, los costos suelen aumentar. Entonces, en algún momento, el costo de obtener más crudo probablemente suba tanto que los compradores no podrán —o no querrán— pagarlo.
     
    Pese a la abundancia de crudo que generó la fracturación, los precios globales siguen altos. Esto abrió la puerta a fuentes alternativas y al gasto en eficiencia energética. El cambio climático ha alterado el cálculo. Más activistas presionan para que se adopten combustibles alternativos que detengan el creciente nivel de dióxido de carbono en la atmósfera y combatan el cambio climático. “Habrá un tope petrolero, pero será (por un) tope de consumo”, dice Michael Shellenberger, presidente del Breakthrough Institute, un centro de estudios sobre energía y clima. “Lo que queremos es adoptar fuentes de energía mejores, más baratas y más limpias”.
     
    Si Hubbert estuviera vivo —murió en 1989—, ¿admitiría la derrota? Probablemente no, dice Mason Inman, quien escribió una biografía del geólogo que será publicada el próximo año. Sostiene que el reciente auge del esquisto es sólo un respiro temporal en una larga marcha descendente.
     
    Hubbert, que proponía adoptar la energía solar y la eficiencia energética para quebrar la dependencia del crudo, creía que la tecnología ayudaría a extender los límites de la producción petrolera, pero pensaba que su impacto era exagerado, dice Inman. Con el tiempo, los retornos disminuirán, agrega, ya que el crudo es un recurso finito, aunque no conozcamos sus límites.
     
     
    Fuente: online.wsj.com/
     
     
  • Por robo de crudo se han derramado 6,5 millones de barriles

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

    Pacific RubialesSupersociedades aprobó que se haga afuera, pero pide información sobre el estado de la empresa.

    En las próximas horas, la Superintendencia de Sociedades notificará oficialmente que accedió a que los procesos de insolvencia de Pacific Exploration & Production (antes Pacific Rubiales Energy Corp.) se hagan en el exterior.

    La decisión compromete a Meta Petroleum Corp. sucursal Colombia, Pacific Stratus Energy Colombia Corp. y Petrominerales Colombia Corp., controladas de forma directa o indirecta por Pacific Exploration & Petroleum, y cuyas matrices están domiciliadas en Suiza, Barbados y Panamá.

    De hecho, los representantes de las tres compañías solicitaron tal procedimiento, el pasado 26 de abril, argumentando que la insolvencia se adelanta de manera conjunta ante la Corte Suprema de Ontario (Canadá).

    En ese proceso, que tiene por objeto la aprobación de un acuerdo de reestructuración sobre la deuda del grupo originada en la emisión de bonos, las subsidiarias en Colombia son garantes.

    De hecho, aclaran que las demás obligaciones adquiridas por el grupo no serán materia del proceso de insolvencia adelantado ante la Corte Superior de Justicia de Ontario, pues serán pagadas en los términos pactados originalmente con cada acreedor. Por esa misma razón, también solicitaron que no se decretara la apertura de un proceso de reorganización de las sucursales colombianas por no estar bajo el supuesto de cesación de pagos.

    La Superintendencia de Sociedades accedió a la petición, pero les está exigiendo a las sucursales de Pacific que entreguen de inmediato los estados sobre su situación financiera y los estados de flujos de efectivo.

    Además, también les exigió los inventarios de activos y pasivos con corte a 31 de marzo del 2016, certificados y suscritos por el revisor fiscal con la correspondiente indicación de las fechas de vencimiento de las obligaciones.

    Dentro de ese paquete, se les pide que certifiquen cuáles de esas deudas tienen carácter de obligatorias a favor de autoridades fiscales, descuentos efectuados a los trabajadores y aportes al sistema de seguridad social.

    Además de las obligaciones pensionales, también se les pide el inventario de bienes dados en garantía, clasificados en necesarios y no necesarios para el desarrollo de la actividad económica de cada sociedad, con la correspondiente valoración reflejada en los estados financieros.

    La Superintendencia de Sociedades considera que con esa información se puede garantizar la transparencia del proceso frente a las actividades de la compañía y de sus sucursales en Colombia. De paso, se sabrá cuál es la real situación financiera del grupo.

    El delegado para procedimientos de insolvencia, Nicolás Polanía, les dio 10 días a las sucursales para entregar la información.

    Fuente: Portafolio.co

  • Producción de Crudo Superó el Millón de Barriles

    Extraccion OilEl Ministerio de Minas y Energía informó que la cifra preliminar de producción de crudo en Colombia en el mes de junio fue de 1.008.000 BPD, un incremento del 6,06 por ciento con respecto a mayo cuando se alcanzaron 950.000 BPD. Con esto, la producción diaria estimada promedio anual de crudo alcanza los 981.000 BPD en lo que va de 2014.
     
    Durante el mes de junio la producción fue afectada principalmente por mantenimientos correctivos y programados en pozos de los contratos Castilla y Chichimene. Asimismo, por bloqueo de vías de acceso por parte de la comunidad que obstaculizaron la ejecución de trabajos en pozos y el transporte de hidrocarburos en carrotanques.
     
     Cabe anotar que durante los días 17 y 18 de junio, se presentaron atentados en el Oleoducto Caño Limón-Coveñas, afectando la producción  en promedio en 5.200 BPD.  A partir del 28 de junio, por efecto de los atentados al campamento del operador, la producción de los campos del grupo Caño Limón se restringió en 44.000 BPD y desde el 30 de junio, fue necesario el cierre total de pozos de la compañía Occidental.
                                                                    
    Por otro lado, la producción de gas promedio mensual de gas durante el mes de junio 2014, alcanzó los 1.108 millones de pies cúbicos por día (MPCD), lo que representa un aumento del 2,22 por ciento con respecto al mes de mayo (1.084 MPCD), con lo cual  la producción diaria estimada promedio anual se mantuvo en 1.126 MPCD.  La variación en volumen de gas comercializado se debe a incremento en la demanda.
     
    MME - paisminero.co
     
  • Producción de petróleo de esquisto en EE.UU. bajaría en 600.000 barriles diarios a enero

    Shale OilEl bombeo total declinaría justo por sobre 115.000 barriles por día (bpd) a 4,86 millones de bpd en enero frente a diciembre, según el reporte de productividad de perforación de la Administración de Información de Energía.
     
    Nueva York. La producción de crudo de esquisto de Estados Unidos caería en más de 600.000 barriles por día (bpd) en enero desde el máximo de marzo, según pronósticos gubernamentales dados a conocer el lunes, en medio del exceso de oferta global que ha hundido los precios del petróleo a mínimos cercanos a siete años.
     
    El bombeo total declinaría justo por sobre 115.000 bpd a 4,86 millones de bpd en enero frente a diciembre, según el reporte de productividad de perforación de la Administración de Información de Energía.
     
    Además, la producción de gas natural caería por sexto mes consecutivo en enero.
     
    La producción total descendería casi 400.000 pies cúbicos por día, el mayor declive mensual desde marzo del 2013, a 44 billones de pies cúbicos en enero del próximo año, el menor nivel desde el mismo mes de este año, según datos de la EIA.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
     
  • Producir un barril de petróleo es más caro en Colombia

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

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

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

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

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

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

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

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

    RUBRO POR RUBRO

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    LA ODISEA LOGÍSTICA

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co /Nohora Celedón

  • Reviven el campo de gas El Difícil

    Petroleo 332El campo está ubicado en Pueblo Nuevo, Magdalena, y abastece de gas a 16 municipios de ese departamento.

    Después de veinte años de tener cerradas sus operaciones, el campo productor de gas El Difícil, localizado en el valle inferior del Magdalena Medio, volvió a la vida.
    La firma Petróleos Sudamericanos, Petrosud, inauguró este jueves una planta que tuvo una inversión aproximada de 70 millones de dólares, entre la adquisición del campo a Ecopetrol y la construcción del complejo).

    Con esta nueva facilidad, que tiene una capacidad de producción de 10 millones de pies cúbicos de gas diarios, se puede aliviar un poco la estrechez de la demanda de gas del Caribe, en particular en el departamento de Magdalena.

    El gas de la planta se comercializa con Gases del Caribe, que fue la empresa encargada además de construir el gasoducto con el que se puede llevar combustible del campo a cerca de 16 mil nuevas familias de 16 municipios del Magdalena.

    Este campo había cerrado su operación en 1995, después de la imposibilidad de reparar el gasoducto Barranquilla, con el que se evacuaba el recurso de la planta.

    En el 2013, Petrosud adquirió el campo junto con los bloques Entrerríos y Guarimena, en los Llanos.

    En el campo actualmente hay cinco pozos en producción y uno más para reinyección de agua, sin embargo, en total son 36 pozos existentes. Por esta razón El Difícil podría aumentar rápidamente su producción.
     

    Fuente: Portafolio.co

  • Rubén Darío Lizarralde, nuevo presidente de Campetrol

    Logo CampetrolEl exministro de Agricultura fue designado en el cargo por la junta directiva de la Cámara de Servicios Petroleros.
     
    Rubén Darío Lizarralde, quien fuera ministro de Agricultura durante la presidencia de Juan Manuel Santos, fue designado como nuevo presidente ejecutivo de la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros (Campetrol).
     
    La decisión fue tomada por la junta directiva del gremio que de pasó ratificó a Margarita Villate como directora de Campetrol, cargo que ha ejercido por un lustro.
     
    “El doctor Rubén Darío Lizarralde, cuyas claras habilidades administrativas y gerenciales son conocidas por el público, nos dan la garantía de que bajo su gestión este gremio se consolidará y afrontará los retos que tiene de cara al futuro, continuando con su fortalecimiento que por más de 20 años ha forjado y le ha permitido convertirse en pilar fundamental de la industria de hidrocarburos en el país” aseguró Rose Marie Saab, Presidente de la junta directiva de Campetrol.
     
    Lizarralde señaló, por su parte, que acepta este reto ya que cree "firmemente en que el sector al que representa Campetrol es uno de los pilares fundamentales sobre los cuales se va a soportar el desarrollo económico y social de Colombia".
     
     
    Fuente: Portafolio.co / 
     
     
    {backbutton}
  • 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
  • Rusia y Arabia acuerdan reducir producción de petróleo hasta 2018

     

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

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

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

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

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

    Fuente: Elespectador.com / AFP

     

  • Ruta del Ártico se consolida por exportaciones de petróleo

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: portafolio.co / EFE


    {backbutton}

  • Se Estabiliza la Contratacion en el Sector Petróleo y Gas

    Operadores Crudo1Bogotá, octubre de 2014: Desde el inicio de la segunda mitad del 2014 se observa un reequilibrio en el índice de empleo en Oil & Gas, después de un aumento en la contratación a principios de año y en años pasados, ​asegura  John Faraguna, Global Managing Director de Hays para este sector.

    Según el  Índice Global de Empleo Hays, Oil & Gas que analiza las fluctuaciones  de puestos de trabajo mes a mes, publicados en los principales nueve portales de empleo en línea dentro de esta industria mundial, revela que hay un ligero descenso respecto al trimestre anterior. Sin embargo, los niveles de 2014 siguen siendo fuertes, y el índice subió a 1.55 en el primer trimestre, y ha experimentado una elevación de 1,69,  año tras año. Estas medidas se comparan con el índice de empleo que se estableció en octubre de 2010, cuando se fijó en 1 y todos los meses subsiguientes se han comparado con este punto de referencia.

    Hablando concretamente de la recta final del año, el mercado de trabajo mundial en el sector se ha debilitado tras una gran actividad de contrataciones a principios de año. La debilidad económica global, la oferta excesiva de profesionales calificados, la incertidumbre regulatoria, los cambios en las políticas gubernamentales y los disturbios civiles en países de influencia, han impactado negativamente en la contratación de todas las regiones clave del mundo.

    Según Faraguna, "la disminución en el precio del petróleo, junto con el cambio de escenarios políticos en áreas claves de petróleo y gas, como Oriente Medio y Rusia, están reduciendo sus planes de contratación. Por el contrario, en los Estados Unidos la actividad no convencional continúa a buen ritmo. Por su parte, la economía de África sigue creciendo, la reforma en México indica futuras inversiones en la industria del petróleo y el gas, y está previsto que el mercado del Shale gas en el Reino Unido aumente significativamente. Con tales mercados contrastantes, esperamos ver esta nivelación del Índice de Trabajo Mundial para continuar hasta el final de 2014".

    Para comprender la situación del Reino Unido, debemos entender que el llamado Shale Gas es el mismo gas de los yacimientos convencionales pero este está atrapado en rocas generadoras con bajísima permeabilidad lo que eleva los costos de explotación en un gran porcentaje, y esto hace que la valoración de la viabilidad económica de un proyecto de shale gas sea completamente diferente a la valoración de un proyecto de gas convencional.

    TENDENCIAS POR REGIÓN

    Además de una perspectiva global, el Índice de Empleo global Hays Oil & Gas también proporciona una medida de puestos de trabajo mes a mes, publicados por región. Las cifras de julio a septiembre de 2014 revelan lo siguiente:

    SUDAMERICA

    Según Silvana Vergel, senior manager de Hays Colombia “El índice de empleo ha caído en América del Sur; las elecciones presidenciales en Brasil, junto con las licencias ambientales y los problemas de seguridad en Colombia han dado lugar a una pausa en la contratación. Sin embargo, los empresarios confían en la industria como resultado de los cambios regulatorios en México y Argentina”.

    AMÉRICA DEL NORTE

    El crecimiento del fuerte mercado de trabajo en esta zona es escalonado pero constante y es reflejo de las regulaciones y de la incertidumbre de los proyectos en Canadá y EE.UU.. Se espera que la reforma energética México para impactar positivamente en el mercado laboral con un aumento significativo en el número de trabajo y la inversión en los próximos tres años.

     
    EUROPA

    El índice de empleo para Europa se ha debilitado. Como se predijo, el referéndum escocés afectó la contratación de la actividad en el Reino Unido, con lo que el índice general de empleo bajó en la región. Los precios del petróleo también han debilitado el atractivo en el envejecimiento de activos en el Mar del Norte. Por el contrario, el desarrollo de proyectos de shale gas en el Reino Unido podría generar un aumento en la contratación de ingenieros con experiencia hasta el próximo año.

     
    COMUNIDAD DE ESTADOS INDEPENDIENTES (CEI)

    La contratación en la región es muy variable de acuerdo con el clima político. Las sanciones de Estados Unidos y la inaccesibilidad a los permisos de trabajo están obligando a los empleadores a poner un alto en los planes de contratación.


    ORIENTE MEDIO

    A pesar de una vigorosa actividad empresarial, la contratación ha sido relativamente lenta; el índice de empleo fluctuante en la región y es una respuesta al panorama político y los disturbios civiles.

     
    ÁFRICA

    El mercado de trabajo se ha reequilibrado después del recrudecimiento del segundo cuatrimestre de 2014. En esta etapa del año hay optimismo en el mercado de petróleo y gas en África y se proyecta que el índice de empleo se incrementará de nuevo en el último trimestre de 2014.

    ASIA

    El índice de empleo está disminuyendo en comparación con el trimestre anterior, pero sigue siendo fuerte para el conjunto del año. El volumen de los proyectos continuará impulsando el mercado de trabajo, lo que resulta en un índice de empleo más alto en 2014 que en años anteriores.

    AUSTRALIA

    El mercado laboral australiano se ha mantenido estable durante el último trimestre; el Índice Global de Empleo Hays Oil & Gas anticipa los primeros signos de crecimiento en la economía en general en esta región para comenzar un impacto positivo en la industria de petróleo y gas en el año nuevo.

    El Índice Global de empleo Hays Oil & Gas ofrece una medida de puestos de trabajo mes a mes publicados en los principales portales de empleo en línea dentro de la industria del petróleo y gas mundial. Los datos son compilados por un equipo de analistas e investigadores, y se divide para reflejar las diferencias regionales en la actividad de contratación.

    Por: Paisminero.co / CP - Hays

    {backbutton}

     

     

  • Siete pozos que resolverían el déficit de gas natural del país

    Off ShoreLos proyectos Purple Angel, Gorgon, Kronos, Siluro, Molusco, Brahma y Orca tienen la llave para autoabastecer el consumo.

    Siete pozos con alta prospectividad de gas natural en el Caribe colombiano están en la mira del sector minero energético del país. Esto es debido a que de ellos depende, no solo la autosuficiencia de este combustible, sino de paso las reservas a corto y mediano plazo, además, de las ganancias por su comercialización.

    Los proyectos Purple Angel, Gorgon, Kronos, Siluro, Molusco, Brahma y Orca se ubican en las cuencas mar adentro de Guajira Offshore y Sinú Offshore, y según un estudio del Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional, las reservas estimadas para ambas se calculan en 13,12 terapies cúbicos (Tpc) en un escenario optimista y 0,19 Tpc en el menos favorable. 

    La citada investigación, que ha servido de base a la ANH para establecer el potencial de reservas estimadas en hidrocarburos, y a la que tuvo acceso Portafolio, indica además, que en un escenario moderado Guajira Offshore puede ofrecer 0,94 Tpc y Sinú Offshore 0,63 Tpc.

    Cabe recordar que con respecto a las reservas probadas de gas natural del país, la ANH informó en días pasados a través de un comunicado de prensa, “que estas se situaron al cierre del 2016 en 4,02 Tpc, lo cual supone una relación R/P de 11,17 años”.


    “El desafío que tenemos para administrar y aprovechar estas potencialidades que se advierten en el mar Caribe exigen el trabajo articulado y decidido de muchas entidades del Estado y que la ANH está en la obligación de liderar”, señaló su presidente, Orlando Velandia, una vez se conoció la noticia del pozo Gorgon.

    Por su parte Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo señaló que “las empresas del sector han mostrado gran interés en mantener y aumentar su actividad costa afuera; y este tipo de descubrimientos contribuyen a hacer más atractivo nuestro país en materia de hidrocarburos”.

    POTENCIAL DE LOS PROYECTOS

    Una vez terminada la fase de perforación del pozo exploratorio Gorgon con posible presencia de gas en aguas ultra profundas en el sur del Caribe colombiano (profundidad entre los 3.675 y los 4.415 metros bajo el nivel del mar) ratifica, como lo indicó el Ministerio de Minas y Energía en su momento, la alta prospectividad hidrocarburífera Costa afuera con la que cuenta el país. 

    El pozo Gorgon, que comparten las petroleras Ecopetrol y Anadarko, forma parte del bloque Purple Angel-1. 

    “Este hallazgo demuestra la confianza de los inversionistas extranjeros en Colombia. Anadarko es reconocida en el mundo por ser especialista en aguas profundas y ha seleccionado al país como uno de sus principales socios. Esta nueva situación nos permitirá garantizar la autosuficiencia gasífera dentro de las próximas décadas” comentó el ministro de Minas y Energía, Germán Arce Zapata.

    El hallazgo de gas de Gorgon que se une a los pozos descubridores Kronos y Purple Angel, los cuales según la cartera minero energética, indican la presencia de importantes recursos en esta cuenca.

    Otro de los pozos que para el segundo semestre también mostrará resultados en cuanto a su potencial de gas es Siluro, cuya operación está compartida entre Ecopetrol y Repsol.
    Ubicado a 45 kilómetros del Cabo de la Vela y 40 kilómetros del Municipio de Manaure, el pozo Siluro según indicó el ministro Arce Zapata dará resultados el próximo mes de junio. “Estamos muy expectantes pues está ubicado en la Cuenca Guajira, una zona en la cual ya hemos hecho importantes hallazgos”, aseguró. 

    El pozo Molusco, cuyo operador es Ecopetrol, y que está en asocio con la empresa india ONGC, solo comenzará su perforación en el 2018.

    “Se está programando los trabajos para establecer cuando se pueden informar resultados del hallazgo, pero por el momento es prematuro hablar de reservas sobre esta operación”, señaló un vocero de Ecopetrol a Portafolio.

    Finalmente, el país también estará esperando resultados en cuanto a potencial de reservas de los pozos Brahma y Orca, cuyo operador es la petrolera brasileña Petrobras, y del que también es socio Ecopetrol.

    “No cabe duda que en el Caribe Colombiano existen grandes yacimientos de gas que están por descubrir, sin embargo hay que ser cautos con sus hallazgos para establecer las verdaderas reservas”, señaló en día pasados a este diario, Orando Segovia Cabrales, presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas). 

     

    Fuente: Portafolio.co

  • Tarifas de transporte de crudo bajarán por orden presidencial

    CarrotanquesA petición de la industria petrolera, el presidente le ordenó a Cenit rebajar los costos para darle otra mano al sector en estos momentos.

    El presidente de la República Juan Manuel Santos se la está jugando toda por la industria petrolera en esta época de crisis: así como ordenó rebajarles la carga tributaria a las empresas del sector, también dio el mandato de tratar de reducir al máximo posible las tarifas de los oleoductos por donde se transporta el crudo.

    Para esto dispuso que el Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Ecopetrol y Cenit (la empresa transportadora) estudiaran fórmulas de los diferentes oleoductos del país.

    Se está estudiando el porcentaje correcto para darle un alivio a la industria en el transporte del crudo, pero es una potestad tanto de Cenit (propiedad de Ecopetrol) como del Ministerio de Minas y Energía. Estamos trabajando para que sea posible y esperamos que en máximo dos semanas haya noticias”, dijo el saliente presidente de la ANH, Mauricio De La Mora.

    Una vieja petición


    A raíz de la drástica caída de los precios internacionales del crudo y de la crisis que desató en el sector petrolero colombiano, la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) había pedido desde junio del año pasado, en una reunión con el Presidente de la República, una reducción de los costos en el transporte del crudo por oleoducto, propiedad en su mayor parte de la Nación.

    Un estudio de Campetrol, que agrupa a las empresas prestadoras de servicios del sector, muestra que transportar crudo por oleoducto desde el Putumayo hasta Coveñas, por ejemplo, cuesta unos 15 dólares por barril, con el agravante que por las características de densidad del petróleo colombiano es necesario mezclarlo con diluyentes como la nafta3, lo cual agrega a los costos aproximadamente dos dólares por barril.

    En una reunión en marzo pasado en la Casa de Nariño, la industria volvió a transmitirle su preocupación al primer mandatario y además le hizo saber que un análisis comparativo con otros países demostró que Colombia se ubica entre el 25 por ciento más costoso en el mundo en términos de transporte y que la no revisión de los costos ponía en grave riesgo la producción de crudo.

    También le dejó saber que en una encuesta el 86 por ciento de las empresas de la industria aseguró estar preocupado por los altos costos del transporte de crudo.

    Así mismo, le manifestó que con los precios actuales del crudo, entre 35 y 40 dólares por barril, muchos proyectos no alcanzan a cubrir la deuda, capex, impuestos, y retorno, por lo que se verían abocados a suspender sus operaciones.

    Para Francisco José Lloreda, presidente de la ACP, el costo del transporte de crudo puede llegar a ser hasta un 50 por ciento de los costos operativos en estos momentos, en donde cada peso cuenta.

    Depende del oleoducto


    Una fuente del sector explicó que las rebajas en los precios del transporte de crudo dependen de cada oleoducto, cuenta mucho el tiempo de haberse construido y de composición del crudo que se transporta, por lo que las rebajas en las tarifas serán muy diferentes en cada caso.

    Cenit es una de las compañías más rentables de Ecopetrol, pues mientras la petrolera dio pérdidas por 3,9 billones de pesos el año pasado, la transportadora logró utilidades por 2,8 billones de pesos, a pesar de la crisis.

    Tanto por el costo de utilización de los oleoductos, como por la carga tributaria del país, un estudio de la consultora Rystad Energy de Noruega, con datos de más de 65.000 campos en el mundo, ubicó a Colombia como el séptimo país más costoso (dentro de los principales productores en el mundo) para producir petróleo, con un promedio de 35,30 dólares el barril.

    Fuente: Portafolio.co