• La producción completó 4 trimestres consecutivos de crecimiento. Se destacó el incremento de 12,6% en producción directa.
• Se descubrió Bullerengue-1, un hallazgo de gas en la cuenca Sinú-San Jacinto.
• El margen de refinación aumento 12% por optimización de procesos en Barrancabermeja.
• Los volúmenes transportados subieron 6% por mayor producción y la disminución de ataques contra la infraestructura.
• Después de reportar pérdidas en el último trimestre del 2014, se registró una utilidad neta consolidada de $160 mil millones.                                    

A pesar de que durante el primer trimestre del 2015, los precios internacionales de crudo tocaron su mínimo histórico en 6 años, el Grupo Empresarial Ecopetrol mostró un resultado financiero positivo, producto de un buen desempeño operativo en sus diferentes segmentos de negocio y mejores condiciones de entorno.

“Los resultados financieros y operacionales del Grupo en el primer trimestre de 2015 superaron aquellos del cuarto trimestre de 2014, y en particular el mes de marzo fue el mejor del primer trimestre”, dijo el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry.

Los resultados del primer trimestre del 2015 fueron preparados y presentados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera NIIF, razón por la cual el informe no es comparable línea a línea con el informe publicado en el primer trimestre de 2014 de acuerdo con el Régimen de Contabilidad Pública (RCP) de la Contaduría General de la Nación de Colombia.

Sube la producción directa

Entre enero y marzo de 2015 se destacó el incremento en la producción, la cual registró 4 trimestres consecutivos de crecimiento. En el primer trimestre de 2015 alcanzó un  volumen total de 773,4 kbped (miles de barriles de petróleo equivalente),  cifra 1% superior a la del primer y último trimestre de 2014.

Especial atención mereció el aumento en la producción directa de Ecopetrol,  la cual avanzó un 12,6% a 398 Kbped en comparación con el primer trimestre del año anterior, impulsada por la entrada de facilidades y nuevos pozos en Castilla y Chichimene, campos que alcanzaron récord de producción de 124 kbpd y 85 kbpd, respectivamente.

Además, las filiales del grupo incrementaron su producción 5,8% respecto al primer trimestre de 2014 y alcanzaron 51,4 kbped, destacándose la mayor producción de Ecopetrol America Inc. que arrojó una producción diaria promedio de 6,4 kbped.

Nuevo hallazgo de gas

En materia exploratoria sobresalió el hallazgo de Bullerengue-1, por parte de Hocol (de propiedad de Ecopetrol) en la cuenca Sinú-San Jacinto, que fortalecerá el desarrollo de fuentes de gas en la Costa Atlántica. Así mismo, se avanzó en la perforación de los pozos Kronos y Calasú en la parte sur del Caribe offshore operados en asociación con Anadarko (50%-50%).

Adicionalmente, Ecopetrol S.A. perforó cuatro pozos delimitadores, entre los que se destacan Nueva Esperanza-2 y Nueva Esperanza-3, con los cuales se confirma el potencial del  Bloque CPO-09, el mayor descubrimiento realizado en el continente colombiano en la última década.   

También sobresalió el fortalecimiento del margen de refinación que alcanzó los US$18,2 por barril, lo que representó un aumento de 12% en comparación con el mismo trimestre del año anterior y un 16% más que en el cuarto trimestre de 2014. Este comportamiento obedeció a la estabilidad operacional de la refinería de Barrancabermeja y las optimizaciones en el proceso para dar valor a las corrientes residuales.

El aumento en la producción y la disminución en los ataques contra la infraestructura, que pasaron de 35 en el primer trimestre de 2014 a 2 en el primer trimestre de 2015, permitieron que los volúmenes transportados por los sistemas se incrementaran 6% entre el primer trimestre de 2015 (1.273,5 kbpd) y el mismo período de 2014 (1.200,1 kbpd), y 3,3% frente al cuarto trimestre de 2014.

Bajos precios impactaron ingresos

La canasta de venta de precios del crudo registró un descenso de 53% al pasar de US$91,2/barril en el primer trimestre del 2014 a US$42,9/barril en el mismo lapso del 2015. Específicamente el crudo de referencia Brent tocó su mínimo histórico en 6 años el 13 de enero pasado ubicándose en US$46,6/barril.

La caída de precios provocó un descenso en los ingresos del Grupo Ecopetrol, los cuales pasaron de $17,9 billones en el primer trimestre de 2014  a $12,3 billones en el primer trimestre del 2015, a pesar de la devaluación de la tasa de cambio, de los mayores ingresos por servicios de transporte y del aumento de 1% en volumen de las ventas locales y exportaciones las cuales alcanzaron los 1.037 Kbped.

En los tres primeros meses del año el costo de ventas bajó 21% y pasó de $10,8 billones en el primer trimestre de 2014 a $8,5 billones en el mismo periodo del 2015, debido a la disminución en los costos de las compras de crudo, gas y productos por menores precios, así como por optimizaciones en el plan de mantenimiento y servicios contratados.

En el primer trimestre de 2015 la utilidad antes de impuestos fue de $828 mil millones y posterior a la provisión del impuesto de renta de $472 mil millones (57%), se obtuvo una utilidad neta de $160 mil millones, cifra que  marca un cambio frente a la del cuarto trimestre del 2014 cuando se registraron pérdidas.

“Continuamos trabajando para operar eficientemente en un escenario de precios bajos. Nuestras operaciones seguirán enfocadas en ser limpias, sanas, seguras  y rentables, para entregar resultados positivos a nuestros accionistas”, puntualizó el Presidente Juan Carlos Echeverry.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


Fuente: Elespectador.com

·Adelantará un plan enfocado en la reducción de costos y logro de eficiencias para afrontar la coyuntura internacional de precios. 

·El Grupo Empresarial  tendrá como meta producir diariamente alrededor de 755 mil barriles de petróleo equivalente, producción similar a la de 2015.

·El Plan de Transformación Empresarial continúa consolidando sus resultados, lo que permitirá ahorros estructurales por más de US$760 millones. 

Ecopetrol S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC; TSX: ECP) informa que su Junta Directiva aprobó el Plan de Inversiones del Grupo Ecopetrol para 2016 por US$4.800 millones. 

El presupuesto de inversiones aprobado está alineado con la nueva estrategia corporativa y responde a la retadora situación del mercado internacional del petróleo. Por lo cual, las inversiones presupuestadas para el 2016 son un 40% menores que las planeadas para el 2015. 

El plan se focaliza en lograr mayores eficiencias y rentabilidad en todas las áreas del Grupo Empresarial, con énfasis en la disciplina de capital, la reducción de costos y la eficiencia.

Los adelantos logrados en el Programa de Transformación Empresarial arrojarán optimizaciones y ahorros previstos en 2015 por US$760 millones.

Para 2016 se mantendrán estos ahorros y se buscará reducir costos adicionales en dilución en crudos pesados, renegociación de contratos, manejo eficiente de gastos corporativos y una cultura de ahorro y austeridad. 

El plan de inversiones del Grupo Ecopetrol permitirá mantener la producción diaria alrededor de 755 mil barriles de petróleo equivalente (KBPED) promedio año, de los cuales 690 (KBPED) corresponden a Ecopetrol S.A., cifras similares a las alcanzadas en 2015. 

De la inversión total aprobada para el Grupo Ecopetrol por US$4.800 millones, US$2.782 millones serán invertidos en proyectos de Ecopetrol S.A. y US$2.018 millones en proyectos de compañías filiales y subsidiarias. 

El 96% de las inversiones se realizará en Colombia y 4% en el exterior a través de sus filiales.

El mayor porcentaje de los recursos se dirigirá a producción eficiente de crudo y gas, a evaluar los hallazgos exploratorios recientes, a la entrada en operación de la nueva refinería de Cartagena y a consolidar la capacidad de transporte. 

Las inversiones aprobadas por segmento se detallan a continuación:

Plan de Inversiones de Ecopetrol S.A. Filiales y Subordinadas 2016 

Cifras en Millones de USD Plan de Inversiones de Ecopetrol S.A. Filiales y Subordinadas 2016

Cifras en Millones de USD

Área de Negocio

Exploración                                                                 660

Producción                                                               2.337

Transporte                                                                  473

Refinación y Petroquímica                                 1.044

Otras                                                                         286

Total                                                                       4.800

Los recursos requeridos para el plan de inversiones de Ecopetrol S.A. por US$2.782 millones y su aporte a la inversión de filiales y subsidiarias por US$ 1.035 millones provendrán de la generación interna de caja, la desinversión de activos no estratégicos y recursos de financiación. La Empresa cuenta con capacidad de endeudamiento, calificación de grado de

Recientemente se ha discutido y especulado mucho sobre el futuro de la industria petrolera colombiana, a la cual le debemos más de $90 billones en aportes al Estado desde el 2010, es decir, el 20% de los ingreso corrientes de la Nación.

Dichos recursos se han transformado, en su mayoría, en inversión estatal para aumentar la competitividad, como la construcción y pavimentación de miles de kilómetros, y recursos para la salud, educación, subsidios, sistemas de agua potable, entre otros. 

No podemos olvidar que de cada dólar de utilidad de esta industria, el Gobierno recibe entre 65 y 70 centavos (Government-Take) por medio de regalías, impuesto a la renta, impuesto al valor agregado (IVA), impuesto al patrimonio, aportes parafiscales y dividendos de Ecopetrol, principalmente.

Antes de especular apresuradamente acerca del futuro de la industria petrolera y su efecto en el erario, debemos examinar la producción petrolera, que es una de las principales variables a tener en cuenta en este análisis. Junto a Cesar Vargas, estudiante de Ingeniería Industrial y Economía de la Universidad de los Andes, modelamos estocásticamente la producción de los 20 principales campos petroleros del país - los cuales representan el 64% de nuestra producción total – y modelamos conjuntamente la producción de los 348 campos activos restantes. Se debe destacar que el 90% de los principales campos se encuentra declinando en un promedio de entre 0 y 3% mensual. Dicho en otras palabras, sus producciones bajan en proporción a este porcentaje cada mes.

En la gráfica anterior se muestran tres diferentes perfiles que representan el intervalo de confianza con un 80% de probabilidad de la producción, lo que significa que con esa misma probabilidad se espera que la producción se encuentre dentro de ese rango.

En pocas palabras, nuestros resultados estiman que si las condiciones básicas de la industria petrolera no cambian y no se realiza ningún hallazgo de crudo significativo, la producción esperada en 5 años será 464.000 barriles de petróleo por día (BPD), lo cual representa tan solo el 57% de lo pronosticado por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público (826.000 BPD). En promedio, nuestras estimaciones para la producción de los próximos 5 años se encuentran 25% por debajo frente a los pronósticos del Gobierno Nacional, que igualmente representaría una reducción proporcional en el recaudo proveniente de esta industrial.

Lo anterior se explica en la medida en que muchos de los campos petroleros colombianos son campos maduros que se encuentran declinando. Pero esta tendencia se puede revertir 

mediante intervenciones a los campos, por ejemplo mediante estimulaciones químicas, fracturamiento, o técnicas más avanzadas como las de recobro mejorado (Enhanced Oil Recovery – EOR) que pueden inyectar a la formación agua, gas, CO2, nitrógeno o vapor de agua, principalmente.

Adicionalmente, la exploración de nuevos yacimientos convencionales o no-convencionales es otra alternativa para cambiar dicha tendencia. La principal diferencia entre estos dos yacimientos, es que los segundos no permiten el movimiento del crudo o gas, y por tal razón se requiere fracturar la roca donde se encuentran atrapados los hidrocarburos para permitir su extracción. Es importante anotar que aunque las técnicas utilizadas para yacimientos no-convencionales no son novedosas (por ejemplo, la perforación horizontal y la estimulación hidráulica tienen más de 60 años), sí han tenido recientes avances que han permitido que la extracción de yacimientos no-convencionales sea viable económicamente y se reduzca su impacto ambiental.

No solo la declinación natural de los campos maduros, la reducida inversión en los campos maduros y la poca exploración amenaza la producción de nuestro país, ahora también las consultas populares han puesto en jaque los proyectos de desarrollo de los campos actuales y la exploración por nuevos recursos. La Asociación Colombia de Petróleo (ACP) estima que se podrían dejar de producir 120.000 BPD por esta razón, lo que deteriora aún más nuestras proyecciones.

Por último, esté análisis muestra un panorama poco alentador de la industria. Empero, en las crisis renacen las oportunidades y todavía estamos a tiempo de cambiar el rumbo para el bien de todos los colombianos. Para que eso ocurra, se requiere incentivar nuevamente la inversión en proyectos minero-energéticos, aumentar la rentabilidad esperada por medio de reducción de tiempos de trámites que demoran la entrada en operación de los proyectos, así como buscar la reducción del riesgo asociado a las consultas populares, cambios regulatorios, y licencias ambientales. No podemos olvidar que Colombia es un mejor país gracias a la industria petrolera.

Fuente: Dinero.com 

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

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

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

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

El sector por sí mismo es riesgoso

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

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

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


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

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

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

¿Para quiénes funcionaría esta inversión?

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

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

En Colombia el reto es aún más grande

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

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

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

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


Fuente: Dinero.com / Bloomberg

A los mercados financieros y bursátiles les habíamos advertido desde hace meses la necesidad de buscar otras ideas de “trading” ante la exagerada exposición en activos petroleros que existía en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC). Sin embargo, la propuesta se convirtió en destrozar a la empresa, tanto en los precios de mercado como ante la opinión pública. Hasta su presidente, Javier Gutiérrez Pemberthy, salió a pagar cuentas que no les corresponden como, por ejemplo, la caída en los ingresos petroleros como consecuencia de los bajos precios internacionales del crudo.

Fuente: dinero.com

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Refinería está enfocada en la demanda

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

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

La opinión

Juan Carlos Echeverry

Presidente de Ecopetrol

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

Fuente: Larepublica.co 

El presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy, habló con Portafolio sobre su experiencia a la cabeza de la empresa más importante del país y sobre los retos que quedan para su sucesor, Juan Carlos Echeverry.

Foto de ElEspectador.comJavier Gutiérrez Pemberthy es un hombre firme en sus convicciones pero suave en sus formas. Su secreto, dice, es entender que todo hace parte del trabajo, tanto lo bueno, como lo malo. Sus colaboradores más cercanos dicen que es sumamente exigente, pero que pocas veces lo ven fuera de sus casillas.

Para esta entrevista, nos recibe un viernes a las 6:30 de la tarde en su oficina, justo después de una complicada reunión con la junta directiva de Ecopetrol, empresa que ha presidido en los últimos siete años, en la que se tomó la decisión de no prorrogar el contrato de operación con Pacific Rubiales para manejar campo Rubiales.

Últimamente sus días han estado colmados de decisiones claves para la empresa más importante para el país. Pero, aún así, luce tranquilo y sonriente.

Cuentan que llega siempre antes de seis de la mañana y se va después de diez de la noche. No es para menos, entre los escándalos de corrupción dentro de la compañía que ha tenido que encarar, la incertidumbre sobre la prórroga de Rubiales y el empalme con el presidente electo de la petrolera, Juan Carlos Echeverry, no queda mucho tiempo para el descanso, ni para la nostalgia tampoco.

Aún así, se tomó unos minutos para hablar con Portafolio sobre su paso por la compañía y reflexionar sobre cómo se ha dado este nuevo cambio, tanto para la empresa como para él.

Hablando de la noticia más reciente de la compañía, ¿usted está convencido de que Ecopetrol puede manejar campo Rubiales?

Sí. Yo sé que parte de los aspectos que se cuestionan es si Ecopetrol tiene la capacidad. Algunos dicen que si bien operamos Castilla y Chichimene, no tenemos tanta gente como para repetir lo mismo en Rubiales. Sabemos que es un reto, pero algunas de las alternativas que se estudian es llamar a otros operadores o mirar qué posibilidad hay de abrir otro concurso. Es cuestión de ver cómo replicar esos modelos, cómo puede organizarse y contratar gente. Yo creo que Ecopetrol tiene diferentes opciones y creo que esta es una una oportunidad de seguir creciendo.

En todo caso, ese 'chicharrón' ya le queda al señor Juan Carlos Echeverry...

Pero ya no hay chicharrón. Es el reto de recibir esa operación y aprovecharla muy bien y seguir soportando, porque ahí puede haber aspectos muy interesantes.

Sí, tiene razón, ya se tomó buena parte de la decisión...

Lo que le queda a Juan Carlos es afrontar ese reto y, sobre eso, seguir soportando el crecimiento de la compañía, hay oportunidades importantes para aumentar la producción en campo Rubiales, incorporar nuevas tecnologías para ir a recobro secundario y terciario, yo creo que lo que hay es una tremenda oportunidad para Ecopetrol.

¿Cómo le ha ido con el empalme?

Muy bien. El doctor Juan Carlos estuvo dos días de la semana pasada acá, tuvo una agenda muy completa para revisar todos los temas de la empresa. Él de verdad está muy entusiasmado, es una persona capaz y bien preparada, tiene facilmente 25 años de vida pública a través de los cuales ha liderado reformas muy importantes. Es una persona con capacidad para tomar decisiones complejas como las que necesita Ecopetrol.

¿Le ha dado algún consejo?

Dar consejos es relativo, como dice el dicho: 'cada quién tiene su forma de matar las pulgas', así que en eso soy respetuoso.

¿Pero tal vez algo que le habría gustado que alguien le hubiera dicho cuando llegó a la presidencia?

Él fue miembro de la Junta Directiva de Ecopetrol por dos años y conoce muy bien a Ecopetrol... Algo que me parece importante es que valore a la gente que tiene la compañía, aquí hay un gran equipo y que él tiene que saber aprovecharlo para orquestar un grupo como el de la selección Colombia que le permita a esta empresa meter los goles que necesita.

A Ecopetrol le quedan muchos retos por delante: la transformación de una compañía como esta es una cosa de largo aliento. En los últimos años Ecopetrol ha ganado experiencia en la operación, pero tiene que destacarse más en sus resultados, volverse un explorador fuerte, con costos competitivos.



Y otro tema que me imagino que estará en la lista es la transparencia. Se dice que el escándalo de Petrotiger es la punta del iceberg de un problema de corrupción que se vive en la compañía...

Indudablemente es un tema importante. Pero déjame decir algo aunque se debate sobre si esto es o no la punta del iceberg, hay que mirar que seguimos hablando de un número limitado de contratos y de personas en estos casos. Alguien podría decir 'qué descarado ese señor, que dice que es un asunto pequeño', pero si tu comparas seis contratos contra diez u once mil que manejamos entonces es un solo caso entre toda esta población. Claro, uno quisiera que ningún contrato y ningún funcionario de Ecopetrol se viera involucrado en estos actos. Ahora, a raiz de todo esto han salido otros casos a la luz, pero hemos podido decir qué medidas tomamos en cada uno de ellos. Ecopetrol tiene un sistema de control robusto que ha estructurado un proceso contra esos riesgos de soborno, de lavado de activos, el año pasado recibimos 448 quejas y denuncias que investigamos, hemos hecho denuncias a las autoridades, terminamos contratos. Aquí siempre se pueden hacer más cosas y de hecho las estamos haciendo. Pero los actos de corrupción en Ecopetrol no son sistemáticos, ni generalizados.

Pero entonces, ¿por qué es tan común escuchar el comentario entre las empresas operadoras y contratistas que en Ecopetrol son muchos los casos de estos que no son públicos y que no hay control?

Sí pero así como escuchan esos comentarios, a la hora de hacer los señalamientos de manera precisa no se logra tener esa identificación para poder actuar. En los últimos años podríamos mostrarte terminaciones de contratos de 24 personas justamente asociadas a denuncias que hicimos nosotros. Sí se toman medidas. No obstante hay que seguir haciendo más cosas.

¿Cuál es la mayor frustración que ha tenido en este cargo?, algo que haya querido hacer y no haya podido...

No me llevo frustraciones, creo que se han logrado muchísimas cosas. Quizá me habría gustado avanzar más rápido en el proceso de transformación.

¿Qué le faltó ahí?

Haber seguido avanzando hacia esa cultura que requiere una organización como esta, una empresa muy eficiente, muy competitiva por la gente, por el talento humano, por un trabajo muy fuerte en equipo. Son cosas que Ecopetrol tiene pero hay que seguir avanzando.

Y por el otro lado, ¿Cuál es el logro que más satisfacción le ha dado desde que es presidente de Ecopetrol?

Lo que más me ha marcado fue el tratamiento y la manera como Ecopetrol enfrentó la tragedia que se dio en Dos Quebradas el 23 de diciembre del 2011.

¿Por qué?

Creo que es la situación más crítica que nos ha tocado, se presentaron 33 muertos, más de 100 heridos, más las viviendas destruidas. Responder a esa expectativa que tenía la gente de si Ecopetrol iba o no a responder por los daños y perjuicios. Después de tres años logramos meternos con la comunidad, trabajar con la gente. Esa experiencia nos mostró que sí se puede hacer un trabajo completamente alineado para desarrollar las expectativas de las comunidades y la organización. Eso es lo que más me ha impactado, porque a partir de una situación muy negativa logramos un buen final, conciliaciones prácticamente con todas las familias involucradas.

¿Por qué cree que fue tan comentada su salida de la presidencia antes de que saliera el comunicado oficial?

No sé, yo creo que de pronto habia una expectativa de que se diera un cambio en la presidencia y probablemente la gente hacía comentarios en relación con esto, pero yo pienso que cuando ya la junta vio la conveniencia de hacer ese cambio, se tomó la decisión. Ecopetrol es una empresa con muchísima visibilidad, que despierta mucho interés. Ya la gente veía que era suficiente el tiempo que yo había pasado en Ecopetrol. Las compañías tambien necesitan de estos cambios para seguir en sus procesos de evolución, creo que para cada época y necesidad está la persona adecuada. Creo que de pronto yo era el presidente que necesitaba Ecopetrol en esos años, y ahora necesita a alguien con otras condiciones. Tengo la expectativa de que lo que viene va a ser para que Ecopetrol se siga desarrollando, no me cabe la menor duda, independiente de quién esté al frente de la compañía la gente espera que Ecopetrol sea una buena empresa, que sea el valuarte de la industria petrolera en Colombia, que contribuya con que el país tenga reservas, son esas cosas las que van quedando en el ADN de la compañía.

Tanto en Isa como en Ecopetrol usted ha logrado importantes transformaciones, ¿podría ser este su sello como gerente?

Creo que me ha tocado llegar en ciertos momentos en las compañías en los que había que hacer unas tareas y yo me puse hacerlas. Es parte de las circunstancias que viven las personas, hay que entender que en el momento en que llegué a Ecopetrol fue el proceso de capitalización, de la democratización, que transformó esta empresa. Son esas cosas que me ha tocado en la vida y que me gusta hacer.

Pero en esos procesos también ha tenido que recibir muchas críticas, ¿recuerda alguna particular?

No. Yo diría que es natural en procesos como estos, hay cosas que la gente reconoce como positivas y otras que no tanto. Yo en realidad trato de no fijarme mucho en eso, las críticas que recibo están asociadas a las circunstancias que me toca afrontar. No puedo quedarme en esas cosas que están alrededor de la manera, a veces un poco agresiva como se dicen, hay que ver qué hay detrás de eso y qué soporta eso. Estando en estas posiciones toca estar completamente abierto a las críticas.

Además de su iguana, ¿qué se lleva de Ecopetrol?

Grandes recuerdos, el cariño de la gente que me manda mensajes y que agradecen por el trabajo hecho. Eso me lo llevo, porque finalmente lo que uno hace es trabajar por la gente, uno es un director de orquesta pero al final las cosas se logran por la gente.

Y que va a hacer ahora, ¿cuál es el siguiente paso para usted?

Vamos a ver, hay que soltar primero. Al menos descansaré por unos días.

Nohora Celedón  . Portafolio.co

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

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

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

¿Cómo interpreta la actual caída del precio del crudo?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo ve el desarrollo del sector en Colombia?

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

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

Pero hoy hay problemas para pasar de ese umbral…

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

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

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

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

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

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



Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

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El presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos se convirtió en uno de los gestores de la recuperación de la industria petrolera durante este año. Diálogo con comunidades, preservación ambiental, acercar a los empresarios para que inviertan en Colombia y contribuir al desarrollo del Acuerdo de Paz, los postulados de su política pública.

Los últimos meses han sido agitados para el sector petrolero. Aunque el precio del barril se incrementó en comparación con el del primer semestre y la inversión extranjera creció frente a la de 2016 (pasó de US$1.900 millones a cerca de US$3.000 millones), la industria ha tenido que asumir nuevos desafíos. Uno de los principales, quizás, es la búsqueda de un camino en el que se puedan conciliar los intereses del Gobierno central y los de las comunidades en las regiones.

Eso lo sabe Orlando Velandia, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). A su parecer, varios factores han motivado el descontento en algunas comunidades. Algunos, dice, suelen estar basados en mitos, pero otros tienen sustento. Para resolver el dilema que hay detrás, su apuesta ha sido dialogar. “Nos hemos sentado a escuchar sus preocupaciones como nunca antes y hemos desarrollado una estrategia territorial”, asegura. “Las estamos involucrando más en los procesos para que sientan los beneficios”.

En entrevista con este diario, Velandia explica cómo está avanzando el fracking en el país y reitera la necesidad de no eludir un tema clave en el debate nacional: la economía colombiana sigue dependiendo de la buena salud de la industria petrolera.

¿Cuál es el panorama de los hidrocarburos de Colombia para los próximos 10 años?

El proceso de paz nos va a ayudar a desarrollar mucho de lo que no hemos podido evaluar ni conocer. Las zonas donde hubo conflicto tienen los mejores prospectos para encontrar hidrocarburos: toda la cuenca de los Llanos, la región del Catatumbo y la del Caguán-Putumayo. El acuerdo con las Farc y los avances del diálogo con el Eln nos van a permitir evaluar el potencial de hidrocarburos de esas regiones. Una vez logremos eso y hayamos superado algunas dificultades con las comunidades, involucrándolas en la toma de decisiones a través de un diálogo informado, vamos a estar en un mejor escenario. Sumado a lo que hoy conocemos y a nuestros potenciales hidrocarburíferos en el off shore, esto permitirá un importante avance de la industria. Eso garantiza un aporte muy significativo a nuestras finanzas públicas y, por ende, al desarrollo social del país.

En los últimos meses hemos visto un gran movimiento ciudadano y comunitario en contra de algunos proyectos mineros y de hidrocarburos. ¿Cuál es su lectura de este fenómeno?

Hay una mezcla de factores que están motivando el inconformismo de las comunidades. Hay desde temas laborales y ambientales hasta demanda de bienes y servicios y asuntos económicos. Además, por la caída de precios y por la baja producción en algunas regiones, algunas comunidades sienten hoy que no están recibiendo los recursos de regalías que recibían años atrás. Muchas quieren que haya una mejor distribución de la renta petrolera. Lo que hemos hecho es no rehusarnos al diálogo con las comunidades. Este año nos hemos sentado a escuchar sus preocupaciones. Muchas de ellas son mitos, otras tienen asidero. A esas hay que buscarles solución. Desde el Gobierno vamos a encontrar todos los mecanismos necesarios para que las comunidades se sientan más involucradas en los procesos; para que sientan más los beneficios.

¿Cuál cree que es el mejor camino para resolver el dilema del suelo en manos de entidades territoriales y el subsuelo en manos de la Nación?

El diálogo y la búsqueda de intereses comunes es lo que nos debe motivar. No nos podemos dar el privilegio de tener potencial de recursos en el subsuelo de las regiones y no aprovecharlos. Pero hay que hacerlo de forma óptima, sostenible y socialmente posible, es decir, las comunidades deben sentir esos beneficios. La industria hidrocarburífera no riñe con el desarrollo de otros sectores cuando se hace bien. Y lo que hemos demostrado en 100 años es que, salvo casos excepcionales, las cosas se han hecho de manera correcta. Hay que lograr unas reglas claras del juego y buscar una conciliación entre los intereses del Gobierno Nacional y los de las comunidades. El aprovechamiento de esos recursos repercute en que podamos tener más y mejores escuelas y mejor infraestructura vial. A veces, en las regiones, piensan que esos recursos van para otra bolsa, pero no es así. De lo que se transfiere a través del sistema general de participaciones, el 25 % es financiado por la industria petrolera. No hay ninguna economía en el mundo que se dé el lujo, de la noche a la mañana, de sustraer el 25 % de sus ingresos y mantener el mismo nivel de gasto social.

La última década estuvo caracterizada por una bonanza de las materias primas. A los ojos de algunos expertos, el país no supo manejarla y hoy está sufriendo las consecuencias. ¿Cuál es su opinión al respecto? ¿Cree que no supimos aprovechar ese auge?

Cometimos el error de no haber entendido que estos recursos son finitos en el tiempo y de no haberlos aprovechado para el desarrollo de otras actividades económicas. Pero este gobierno apostó en 2010 por una reforma que tenía un componente fundamental: el ahorro. Es un activo importante, a veces cuestionado por los gobiernos regionales, pero el Gobierno está convencido de que hay que ser responsable en el manejo de sus finanzas en el mediano plazo. Aquella reforma apuntaba a que hiciéramos proyectos que impactaran las regiones y a que también hubiese inversión en ciencia y tecnología, donde antes había un gran déficit. Haber destinado el 10 % de los ingresos del sistema general de regalías para financiar proyectos de ese tipo, es apuntarle a reinvertir estos recursos para el fortalecimiento de otros sectores, sobre todo el del conocimiento y el del desarrollo tecnológico.

¿Qué tan lejos o cerca estamos de un problema de desabastecimiento interno?

En materia de hidrocarburos tenemos un horizonte de suficiencia de unos cinco años. En la medida en que esos precios aumenten, podremos incorporar a nuestra caja de reservas muchos de los recursos que nosotros llamamos “contingentes”. Con el mejoramiento de precios que hemos tenido este año, vamos a poder extender nuestra autosuficiencia por uno o dos años más.

¿Cómo se ha visto reflejado este escenario en las inversiones extranjeras?

El año pasado tuvimos inversiones por US$1.900 millones. Este año crecieron 35 %. Estuvimos cerca de los US$3.000 millones y el año entrante tenemos previsto alcanzar los US$4.000 o US$4.500 millones. Es decir, vamos en una tendencia creciente de la inversión. En la medida en que se mantenga un buen nivel de precios, de que mejore nuestro nivel de tecnología para obtener más recursos y de que las comunidades nos faciliten hacer el trabajo, estas inversiones contribuirán a mejorar nuestra productividad y a extender el horizonte de autosuficiencia.

¿Cómo ha evolucionado la discusión sobre permitir o no “fracking” en Colombia? ¿En qué punto estamos hoy?

Desde el 2006 estamos evaluando condiciones para saber si tenemos esos recursos, si son extraíbles y si las tecnologías de estimulación hidráulica son aplicables a nuestros yacimientos. Algunos dicen que deberíamos declarar la moratoria, pero no creo que haya un país que haya tenido una moratoria más larga que Colombia. Llevamos 10 años estudiando el proceso. Además, estamos haciendo un plan de alistamiento de las condiciones ambientales que se deben garantizar y de la expedición de la normatividad. En eso estamos trabajando con el Ministerio de Ambiente, la academia, los gremios y las comunidades. El país puede tener la tranquilidad de que esta tecnología nos permitirá aprovechar muchos recursos y que no atentará contra el entorno ambiental. Cada paso que damos lo hacemos pensando en que debemos garantizar la protección de los ecosistemas.

¿Nos podría explicar de qué manera la ANH ha integrado los debates ambientales en su operación?

Aunque no somos autoridad ambiental, sí tenemos la obligación de hacerles seguimiento a los compromisos que las compañías establecen en sus licencias ambientales y en su contrato con la ANH. Lo que estamos haciendo es acompañar a las autoridades correspondientes, a la ANLA y a las corporaciones autónomas desde el punto de vista técnico. A la ANLA, además, la acompañamos con recursos para que hagan un mejor trabajo. Nosotros no vamos a ofertar áreas con restricciones o zonas con una sensibilidad ambiental. Eso es parte del pasado.

Después del Acuerdo de París sobre cambio climático nos estamos moviendo a un mundo cada día menos dependiente de hidrocarburos. ¿Cómo se ha planteado este debate dentro de la ANH? ¿Qué perspectivas ve a corto y mediano plazo?

El país no ha sido indiferente a esta tendencia mundial de buscar la sustitución de los combustibles fósiles. Hemos creado los mecanismos necesarios para incentivar el desarrollo de proyectos de generación de energías con recursos renovables y mucho más amigables con el medio ambiente. La canasta energética de Colombia es una de las más limpias del continente y del mundo. Lo que sistemáticamente debemos hacer es ir pensando en cómo equilibrar esa canasta y en buscar el camino para ser menos dependientes de los combustibles fósiles. Pero, por ahora, tenemos que seguir desarrollando la industria hidrocarburífera por un aspecto fundamental: el tema fiscal. Nuestras finanzas hoy dependen de los hidrocarburos. Para que eso no siga sucediendo, tal vez debamos hacer unos ajustes a nuestro modelo económico, que tardarán años o décadas.

Esta semana el presidente del Banco Mundial aseguró que después de 2019, salvo algunas excepciones, no financiará más proyectos de extracción de hidrocarburos. ¿Cómo incide este anuncio en Colombia?

Las compañías con presencia en Colombia tienen una solvencia financiera muy importante. No tenemos una evaluación pero, en principio, creemos que no va a impactar. No creo que a Ecopetrol y a las cuatro o cinco compañías operadoras que tienen gran parte de la producción de los campos les preocupe ese anuncio. Eso nos deja tranquilos. Quizás afecte a algunas compañías que puedan depender de esta financiación, pero el efecto es marginal en Colombia.

¿Cuál cree que es el mayor logro de la ANH en el último año?

Hemos logrado un proceso de mejor relacionamiento con las comunidades. Tanto ellas, como los gobiernos territoriales y la industria, han reconocido el importante papel que ha desempeñado la ANH a través de la estrategia territorial. Hemos hecho mucho más efectivo el aporte social y económico de la industria en las regiones. Hoy escuchamos mucho más a las comunidades. El otro punto clave es que hemos generado confianza en la industria insistiendo en que esta es una entidad técnica y seria. Eso lo reconoce el sector. En esos dos frentes vamos a seguir fortaleciéndonos. Es lo que nos ha permitido reactivar la industria.

¿Cuál cree que debería ser un tema de discusión del sector en esta campaña presidencial?

No podemos eludir de la discusión el aporte que hace esta industria a la economía. La buena salud de las finanzas públicas pasa por la buena salud de la industria petrolera. Es posible que algunos cuestionen el modelo económico. Pero la foto de hoy es esa. Tenemos una gran dependencia. Y tenemos que ser responsables a la hora de formular políticas, porque no se puede sustituir de la ecuación fiscal, de la noche a la mañana, una actividad que aporta el 40 % de las exportaciones, el 25 % de los ingresos fiscales y que financia más del 40 % de la inversión social en los territorios. Pensar en que este país puede vivir, de repente, sin el desarrollo de esta industria, amerita un juicio más racional.

Fuente: Elespectador.com

El presidente de la ANH hizo un crudo balance del sector. Dice que las comunidades deben entender que se acabaron los años dorados y que la industria se tiene que reinventar.

Hace diez meses asumió como presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) Mauricio de la Mora, un ingeniero de petróleos que lleva cerca de tres décadas en el sector. A pesar de su amplia trayectoria, el funcionario reconoció que no había afrontado una situación tan compleja como la que vive la industria petrolera actualmente, con el desplome en los precios.

El funcionario llegó con dos grandes retos: aumentar las reservas de hidrocarburos, que alcanzan para 6,4 años, y mantener la producción en 1 millón de barriles diarios. Y está dispuesto a asumir estos compromisos porque “los momentos de crisis siempre son buenas oportunidades”. De la Mora habló con SEMANA sobre la coyuntura y las perspectivas del sector.

Semana: ¿Usted que lleva tanto tiempo en la industria había visto un desplome tan acelerado de los precios?

Mauricio de la Mora: Cuando comenzó el descenso en los precios, en octubre del año pasado, pensábamos que la situación iba a ser muy parecida a una crisis como la de 2008. En ese momento los precios del barril cayeron a 34 dólares pero el rebote fue fácil, como el de una pelota de tenis: pegó y volvió a subir con fuerza. Pero una caída tan acelerada como la actual no la esperaba absolutamente nadie. Aquí estamos jugando con una pelota de squash punto verde: pegó y se quedó en el suelo. Todos los pronósticos hablaban de petróleo a 50 dólares. Ni Bloomberg, ni Goldman Sachs pronosticaban que los precios fueran a caer por debajo de los 40 dólares. Pero hoy nos estamos moviendo entre 35 y 45 dólares el barril.

Semana: ¿Hasta dónde cree que bajarán los precios?

M.D.L.M.: Esa es la pregunta del millón porque la geopolítica petrolera ha cambiado mucho. Antes los conflictos internacionales o la guerra en Medio Oriente disparaban los precios del crudo. Pero hoy en día Estados Unidos, que era un importador de petróleo, tiene tanto inventario que está a un paso de volverse exportador y eso ha cambiado la dinámica del mercado. En este escenario un país como Colombia, que se consideraba petrolero pero no lo es, es espectador más que protagonista.

Semana: ¿Por qué si el sector ha visto en el pasado precios por debajo de 40 dólares ahora la situación luce más dramática?

M.D.L.M.: Porque nos malacostumbramos a precios de más de 100 dólares. Con esas cotizaciones la industria aguantaba todo: altos costos, muy buenos salarios, entregar a las comunidades todo lo que pedían, pagar en exceso a los proveedores, y aun así los proyectos daban buenos rendimientos. En un momento dado, en Colombia se presentaban proyectos que no eran rentables ni siquiera con 80 dólares el barril. Pero eso no fue siempre así. Por ejemplo, los grandes descubrimientos de Cusiana y Cupiaga se hicieron con precios de crudo entre 12 y 24 dólares el barril. Podemos volver a ese escenario.

Semana: ¿Para 2016 el panorama será peor?

M.D.L.M.: Veo un 2016 complicado y difícil. El país tiene que entender que va a tener que vivir sin esa bonanza petrolera, que le implicará dejar de recibir 23 billones de pesos. Esos recursos van a hacer mucha falta. Nos tenemos que reinventar desde el punto de vista de la ingeniería, de los contratistas, de las comunidades, reducir costos y ser innovadores en estrategia, planeación e ingeniería básica. Si en 2015 el gobierno nacional fue proactivo, para 2016 la industria deberá ser doblemente innovadora. Desde la ANH vamos a seguir trabajando para brindar condiciones para que la inversión se vea afectada lo menos posible.

Semana: Pero ni el gobierno ni las petroleras han trabajado con las comunidades para hacerles entender que la bonanza se acabó.

M.D.L.M.: No todas las comunidades han hecho plena conciencia del cambio radical que enfrentamos por cuenta de que el crudo cayó de 100 dólares a 35 dólares. Esa bonanza en la que vivían muchos municipios se acabó. Lo altos precios en la industria hotelera, en la comida, los carros de alquiler, todo esto se ha venido al piso. Las comunidades deben entender que ya pasaron los años dorados.

Semana: ¿Si siguen bajando los precios que puede pasar en el sector?

M.D.L.M.: Implicaría un estancamiento en la inversión extranjera. Muchas compañías seguramente repensarán sus portafolios. Si eso pasa, la agencia y el Ministerio de Minas y Energía tendríamos que salir a repensar la normatividad de la industria para minimizar la pérdida de la inversión. Eso afecta los bienes y servicios, la infraestructura, el empleo, los impuestos. Si bajan más los precios llegará un momento en que será más costoso sacar el crudo que lo que cuesta venderlo. No podemos hacer pan para vender calado. En la industria hay un dicho muy claro: el crudo que no se puede sacar hoy no se puede sacar mañana.

Semana: Pero las petroleras se están beneficiando con el alto precio del dólar.

M.D.L.M.: El alza en el dólar no alcanza a compensar lo que se deja de recibir porque los precios de los bienes y servicios en el sector se fijan en esa divisa. Ese es el caso de los combustibles, del transporte, de los taladros, casi todo se paga en dólares.

Semana: ¿Qué hacer para enfrentar la coyuntura?

M.D.L.M.: Todos los proyectos deberían convertirse en Pines (Proyectos de Interés Nacional y Estratégico). La única manera de incorporar reservas es trabajar duro en offshore (costa afuera) porque no podemos seguir perforando dos o tres pozos al año, tenemos que perforar seis, nueve o 12. Además, hay que trabajar para mantener las inversiones en yacimientos no convencionales, en recuperación secundaria de crudo. Se necesita una reforma tributaria que permita incrementar reservas porque si le seguimos metiendo un alto costo fiscal a la industria petrolera será muy difícil impulsar la exploración. Se necesitan menos impuestos y que, en lo posible, estos queden indexados a los precios, es decir, a mayores cotizaciones mayores impuestos y viceversa.

Semana: ¿Cuánto le costó la última reforma tributaria al sector?

M.D.L.M.: Entre 2 y 3 billones de pesos adicionales. La última reforma tributaria fue muy fuerte para el sector.

Semana. ¿Cómo aumentar reservas cuando hay una caída dramática en los pozos exploratorios y en sísmica?

M.D.L.M.: Hay que reinvertar la sísmica de tierra. Este año teníamos la meta de explorar 37 pozos pero llevamos solo 24. Esto es una caída de más del 70 por ciento si se tiene en cuenta que el año pasado se exploraron 113 pozos. Para el año entrante podríamos tener una meta de 65 pozos exploratorios y mantener la producción de 1 millón de barriles diarios, pero necesitamos el esfuerzo de todos. Esto es como el juego de la pirinola: todos tenemos que poner. Si le seguimos haciendo el feo a la industria nos vamos a quedar sin las regalías, que son un rubro muy importante en el desarrollo del país, más en momentos en que iniciaremos una etapa de posconflicto. Las regalías de las regiones están en descenso y este año llegan apenas a 4,4 billones de pesos.

Semana: ¿Qué va a pasar con el ‘fracking’?

M.D.L.M.: Con los precios actuales está quieto. El gobierno, después de un gran trabajo de estudio con todos los sectores, desarrolló un marco regulatorio exigente y adecuado. Hoy no se ha expedido ni la primera licencia ambiental para yacimientos no convencionales, y, sin embargo, ya lo tienen estigmatizado. Si Colombia quiere mantener su potencial petrolero, debe entender que los yacimientos no convencionales son una oportunidad que debe ser utilizada de manera apropiada.

Semana: Finalmente, tras la cumbre del cambio climático que puso como meta reducir la dependencia de los combustibles fósiles, ¿cómo ve el futuro de la industria?

M.D.L.M.: Nosotros apoyamos las energías alternativas, pero debemos ser conscientes de que a pesar de que tenemos desarrollos en energía solar y eólica (que no alcanzan al 5 por ciento de la energía del país) todavía nuestra dependencia de los hidrocarburos fósiles es muy alta. Ojalá podamos reducir esa dependencia y estimular nuevas formas de consumo energético. Tenemos que aprender a adaptarnos sin estigmatizar. Todos podemos ganar, pero aprender a ganar menos.

Fuente: Semana.com

El Bureau of Ocean Energy Management oficializó la adjudicación de cuatro bloques del Lease Sale 249.

Ecopetrol S.A. informò que a su filial en Estados Unidos, Ecopetrol America Inc., le fueron adjudicados cuatro bloques del Lease Sale 249, un proceso competitivo llevado a cabo en ese país para la exploración de hidrocarburos en aguas profundas del Golfo de México.

·   Ataquesreducenrecursosparainversión en educación,salud, servicios públicos yvías.

·   Contaminaciónderíos,sembradosyhumedalesqueafectanacercade84mil personasen Putumayo,Nariño yelCatatumbo.

·   Derramesafectanespeciesanimalesenriesgodedesaparicióncomoladanta,el armadillo, el manatí yelvenado colablanca.

·   EcopetrolhaceunreconocimientoalaFuerzaPúblicaporlaceleridadenla respuestaparapermitirquelostécnicoshagan las  reparaciones.

        ·  La Empresaha puestoen marchaplanesdecontingencia paramitigarimpactos.

 Ecopetrol lamenta y rechaza enérgicamente la escalada terrorista contra la infraestructura petrolera de Colombia que se ha registrado desde el 27 de mayo. En estas últimas dos semanas se han presentado 16 de los 20 atentados y acciones terroristas registrados en 2015  contra oleoductos,  pozos,  líneas de trasferencia  y equipos  para  la  producción, mantenimiento y el transporte de crudo.

Los atentados se han concentrado en el sur del país (Putumayo y Nariño), en los oleoductos Transandino, San Miguel-Orito y  Churuyaco-Orito, así como en varios pozos de los campos de producción de esa zona del territorio nacional. También se han registrado dos atentados en Caño Limón-Coveñas y otros dos pozos e instalaciones y equipos del campo Tibú, Norte de Santander.

 

A los atentados contra la infraestructura de Ecopetrol (ver cuadro) se suman ataques y hostigamientos contra otras empresas productoras y transportadoras de hidrocarburos, como  el  ocurrido  el  lunes  8  de  junio  de  2015  en  Puerto  Asís,  Putumayo,  cuando integrantes de grupos al margen de la ley interceptaron 23 carrotanques y obligaron a derramar el crudo en la vía, lo que ocasionó la contaminación de fuentes de agua y una afectación directa a los campesinos de esa zona.

 

“Los principales damnificados con los atentados son los ciudadanos colombianos, especialmente los más pobres, porque al disminuirse la producción y el transporte de petróleo se reducen los recursos para inversión social, y eso son menos escuelas, menos centros de salud, menos obras de infraestructura y menos recursos para cubrir las pensiones”, aseguró el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry. 

 

Ecopetrol  hace  un  reconocimiento  a  la  Fuerza  Pública  por  el  plan  para  reforzar  la seguridad de la infraestructura petrolera y por la celeridad en la respuesta para que los técnicos de la Empresa realicen las labores de reparación. En lo corrido del año se han realizado 26 capturas por atentados, se han destruido 4.709 artefactos explosivos y se han decomisado 13.559 kilos de explosivos.

 

La Empresa se solidariza con las familias de los 32 miembros de la Fuerza Pública que han sido asesinados y de los 102 heridos en tareas de protección a la infraestructura energética durante 2015.

 

Impactos a comunidades y medio Ambiente

 

En lo corrido del 2015 se han derramado más de 14 mil barriles por cuenta de los atentados, lo que ha afectado a las comunidades de cuatro departamentos que sufren el impacto de los derrames sobre ríos y otras fuentes de agua, tierras y humedales. 

En los ataques ocurridos en 2015 se han registrado derrames a los ríos Caunapí y El Rosario en Nariño, Cubugón en Arauca y Cuembí en Putumayo, que afectaron a más de 80 mil personas de forma directa que se surten de agua de estos ríos y sus afluentes u obtienen su sustento de actividades como la pesca.

 

En relación con el medio ambiente, los departamentos de Putumayo, Nariño, Arauca y Norte de Santander son reconocidos por su riqueza ambiental y biodiversidad. Un estudio realizado por el Instituto Alexander von Humboldt para Ecopetrol determinó los siguientes riesgos y consecuencias de los atentados en la zona del Catatumbo:

 

•    Las voladuras inciden de manera directa y letal sobre más de 30 especies de peces.

•    25 especies de mamíferos cuentan con los recursos de esta cuenca para sobrevivir.

      Algunos de ellos en riesgo de desaparición, como la danta, el armadillo, el leopardo, el manatí, el ñeque o el venado colablanca.

•    15 especies de reptiles y 20 de anfibios sufren las consecuencias del crudo en sus ecosistemas cada vez que hay un derrame, como la rana marsupial, la rana de cristal y la babilla, así como tres especies de tortugas de río. 

 

(*)Accionescontraterceros,vehículosoequipos.

La producción de crudo en Colombia se ha mantenido por encima del millón de barriles a pesar de un escenario adverso de preciosEl último dato de producción petrolera anunciado por la ANH sorprendió a muchos. En un ambiente de precios bajos, con el WTI alrededor de US$50/barril y el Brent alrededor de US$55/barril, los productores alcanzaron la no despreciable suma de 1’029.493 barriles por día de producción. En 2014, en promedio, se explotaron 990.455 barriles por día, es decir 39.000 barriles por día menos que en lo corrido de 2015 (en diciembre de 2014 la producción fue de 1’009.000 barriles por día). Esto con precios que durante la mayor parte del año oscilaron entre US$95 y US$105 por barril. 

Los datos de producción de los próximos meses van a ser importantes para poder soportar la hipótesis de que los campos colombianos son más competitivos de lo que se cree. De ser así, la recuperación de las acciones de las compañías petroleras dependerá casi exclusivamente del comportamiento del precio del petróleo en los mercados internacionales, y los productores colombianos probablemente saldrán fortalecidos una vez cese la horrible noche.riles a pesar de un escenario adverso de precios.

Por : David Yanovich

Fuente: Dinero.com

Este es un análisis de las tareas que Juan Carlos Echeverry tendrá al frente de la petrolera. Si bien no es el mayor conocedor del sector se destacan quienes le ayudarán en dicha tarea.

El nuevo presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, no es experto de alto nivel en el tema petrolero, eso no es un secreto porque, además, nadie puede saber todo acerca de todos los temas. Pero debe tenerse en cuenta que fue miembro líder de la Junta Directiva de Ecopetrol por ser ministro de Hacienda durante parte del primer mandato del presidente Juan Manuel Santos.

Dicen por ahí que nadie puede saberlo todo, pero debe rodearse de quienes tienen la información. Eso precisamente fue lo que pasó el viernes de la semana anterior cuando la Junta Directiva de la petrolera estatal designó a Echeverry como su nuevo presidente en reemplazo de Javier Gutiérrez Pemberthy. Al ex ministro Echeverry le pusieron de segundo a bordo a Camilo Marulanda (nuevo vicepresidente ejecutivo), quien desde 2003 hace parte de la empresa y quien tiene reconocida trayectoria en temas petroleros. Luego fue presidente de Cenit, la filial de transporte de crudo.

Se viene a partir de abril la nueva era de Ecopetrol, pero el camino es cuesta arriba: pocos hallazgos significativos en los últimos años; bajos precios del barril de petróleo; desplome en los precios de las acciones; crecientes niveles de deuda financiera.

Echeverry tiene, entonces, la difícil tarea de enfilar la estrategia corporativa de Ecopetrol hacia la optimización de las operaciones para mantener altos los niveles de producción mediante la recuperación secundaria de los actuales campos que están siendo explotados. Pero más allá, la estatal petrolera debe afinar el olfato –y mejorar sus tecnologías- para lograr nuevos y significativos hallazgos en Colombia, teniendo en cuenta que sus recientes anuncios de descubrimientos han sido en el Golfo de México.

Solamente hay que revisar las cifras oficiales de enero de 2015 para evidenciar la magnitud de la tarea que tendrá el nuevo timonel de Ecopetrol: de los 22 perforados por Ecopetrol y sus filiales, 14 fueron abandonados por ser fallidos y otros ocho se encuentran en pruebas.

Ahora que el ex ministro se quedó con uno de los puestos corporativos más deseados en Colombia, podría apuntar también a invertir más en gas (tal como lo han demostrado otras empresas del sector como la canadiense Canacol Energy) que todavía tiene en el país un alto potencial para elevar las reservas que tienen en la actualidad una vida útil de 15 años. Las de petróleo, por ejemplo, tienen una vida estimada en menos de siete años.

Además, el nuevo presidente de la empresa entiende mejor que nadie el efecto de las ganancias de Ecopetrol y lo que ellas representan como dividendos para la Nación.

¿Y LA DEUDA FINANCIERA?

No es más alentador el perfil de la deuda financiera de Ecopetrol (consolidado), que al cierre del cuarto trimestre de 2014 llegó a la ensordecedora cifra de $35,6 billones. Equivale a un incremento de 303% si se compara con los $8,83 billones reportados en el primer trimestre de 2011.

Luego comenzó a subir. Un año después, en el primer trimestre de 2012 llegaba a $10,17 billones, mientras que al cierre de ese año superó los $13,7 billones. Un año más tarde, al final del 2013, casi se duplicó para llegar a niveles de $22,19 billones.

Es decir, en apenas tres años la deuda financiera de la estatal petrolera se elevó en $26,8 billones. Un aspecto para manejar con guantes blancos con el objetivo de no afectar los balances financieros.

EL FIN DE UNA ERA

En un artículo anterior se planteó que al saliente jefe de la petrolera prácticamente se le culpó por los menores rendimientos de Ecopetrol a causa de una caída del precio internacional del crudo, factor sobre el cual poco podría haber hecho. Pero es necesario recordar que en la administración de Gutiérrez la producción aumentó desde un promedio diario de 399 mil barriles en 2007 hasta más de 780 mil barriles en 2013m, aunque cayó como grupo empresarial hasta niveles de 755.400 barriles promedio equivalente.

Al saliente presidente se le achacaron inversiones fallidas como la filial africana en Angola que después de invertir varios millones de dólares no logró resultados operacionales sobresalientes.

Por otro lado, en sus balances de 2014 se destacó que las reservas probadas de Ecopetrol arrojaron un incremento de 5,7% hasta llegar a 2.084 millones de barriles equivalentes de petróleo.


Con información de Valora Inversiones

Fuente: dinero.com

La analítica de datos se ha convertido en una de las herramientas tecnológicas más poderosas para las empresas en la actualidad. No solo las ayuda a explorar, clasificar y analizar la información para resolver problemas complejos en cada uno de los eslabones de la cadena, sino que también les permite transformar eso grandes volúmenes de datos que hoy manejan en información útil para la toma de decisiones. Las empresas de la industria petrolera no son ajenas a este nuevo paradigma de apoyo a la productividad.

Ejemplicando un poco, “En el caso de los campos petroleros, no existen pozos iguales, pero gracias a la analítica se pueden analizar sus características para reconocer patrones de similitud que permiten agruparlos y con esto definir políticas para conseguir una producción más eficiente. Por ejemplo, en el caso de campos maduros, ayuda a determinar el valor de declive de cada pozo para optimizar los procesos y ampliar su vida útil”, comenta Juan Carlos Puentes, Gerente General de SAS Colombia, empresa pionera en el desarrollo y aplicación de soluciones de analítica. 

Con la decisión, la primera ganará producción y reservas. La segunda reducirá tamaño, pero seguirá como segunda productora del país.

La decisión, el viernes, de la junta directiva de Ecopetrol de que los contratos de operación del campo Rubiales no se renovarán y que irán hasta junio del 2016 fue estudiada juiciosamente y presentada a esa instancia por el presidente de la compañía, Javier Gutiérrez.

Aunque actualmente Ecopetrol se queda con el 57 por ciento de la producción del campo después del pago de regalías, y Pacific Rubiales Energy de Canadá, con el 43 por ciento restante, el contrato se vence el próximo año y existen divergencias sobre los sistemas para ‘exprimirlo’, pues está en declive.

Tras la decisión, las directivas de Pacific Rubiales igualmente estuvieron en su sede, con la esperanza de que les aceptaran la última propuesta de darle toda la producción primaria a Ecopetrol y que compartieran por mitades los barriles adicionales que se lograran sacar con nuevas técnicas para el manejo del agua.

Aunque, según fuentes consultadas, los directivos de la compañía habrían estado el jueves en el Ministerio de Hacienda intentando convencer al alto Gobierno de este acuerdo, Gutiérrez tenía clara la jugada que debía hacer para cerrar su gestión de más de 7 años al frente de la petrolera.

Previamente, Ecopetrol había pedido un análisis de alternativas a dos firmas, una extranjera y una local, cuya recomendación coincidió en que lo mejor era contar con más de 58.000 barriles diarios (después de regalías), que reportó Pacific en el tercer trimestre como producción de este campo.

De por medio no solo estaba la adición de 66,8 millones de barriles (datos al corte del 2013), sino la conveniencia para el Estado, que incrementará el nivel de regalías y dividendos, por la producción que tendrá.

Lo de Ecopetrol

Si bien el campo está declinando, la petrolera nacional ganará con la decisión. “Ecopetrol, a partir de junio del 2016, dependiendo de la inversión que se haga, tiene el potencial de sumar un ciento por ciento de cualquier adición de reservas y de incremento de producción que hoy comparte con Pacific”, señala César Cuervo, analista de Credicorp Capital, al explicar que la empresa no podía darse el lujo de perder la oportunidad.

Por ahora no son claros los costos de operación que heredará Ecopetrol si opera Rubiales, pero, según Cuervo, para mantenerlo en niveles como los actuales hay que hacer perforación infill (tratar de cerrar los espacios entre los pozos productores), lo cual genera costos representativos.

EL TIEMPO conoció que el interés de Ecopetrol es mantener el control sobre la producción, pero contemplando la posibilidad de encargarle la parte operativa a un tercero, a cambio de una remuneración en dinero. En este punto, si Pacific acepta, sería el candidato más firme, pues es claro que demostró ser muy eficiente a la hora de aumentar la producción.

Inclusive en el comunicado que remitió a la Superintendencia Financiera, la empresa canadiense dice que estudiará la posibilidad de presentar una propuesta para operar el activo y no descarta otros negocios con Ecopetrol.

La historia

En el 2007, cuando Pacific tomó la operación del campo Rubiales, el área producía algo más de 24.000 barriles diarios; en febrero del 2013 tuvo un pico superior a los 210.000 barriles diarios, y hoy está en 160.000 barriles por día.

Pacific dijo que seguirá trabajando para optimizar la producción en más de 20 bloques que opera en Colombia, entre los que se destaca Quifa, también en asocio con Ecopetrol, con un vencimiento de largo plazo que en el tercer trimestre del año pasado produjo 58.091 barriles por día, de los cuales cerca de 24.000 barriles fueron netos para esta compañía. Sin embargo, al ser el campo Rubiales aproximadamente el 30 por ciento de su producción y el 11 por ciento de sus reservas, analistas como Ómar Escorcia, de la firma Asesores en Valores, afirman que la empresa queda con la misma preocupación de los inversionistas que es cómo compensar la producción que se pierde. En total, con base en la producción al corte del tercer trimestre del 2014, y descontando el campo Rubiales, Pacific quedaría con alrededor de 133.000 barriles por día, de los cuales le queda una participación neta superior a los 84.000 barriles diarios en Colombia, con lo que seguirá como el segundo productor de crudo del país.

Posible efecto

No obstante, César Cuervo, de Credicorp Capital, cree que, si bien la decisión estaba cantada, es factible que en las próximas jornadas el precio de su acción se resienta.

El miércoles, la compañía presentará los resultados del 2014. Al margen, pero dependiendo de los precios del crudo, la firma tiene opciones de entrar al mercado de México.

Para el efecto, a finales del 2014 anunció la suscripción de un acuerdo con la firma mexicana Alfa, para la conformación de una empresa bajo la figura de un joint venture en ese país, con participación igual de las partes. Las compañías estudian las alianzas.

ÓMAR G. AHUMADA ROJAS

ElTiempo.com

·         Tiempos de perforación por pozo se han reducido hasta en 22%.

·         Costos disminuyeron 20% frente a la cifra del 2015.

·         Entre octubre y noviembre se han perforado 19 pozos. El objetivo es completar 35 antes de finalizar el año.

·         La campaña ha generado más de 500 ocupaciones laborales.

• Entre octubre y noviembre se han perforado 19 pozos. El objetivo es completar 35 antes de finalizar el añoEl campo de producción Rubiales, ubicado en el departamento del Meta y operado directamente por Ecopetrol desde el pasado primero de julio, registra récords en los tiempos y costos de la campaña de perforación que se lleva a cabo en el activo desde octubre de 2016.

En las primeras semanas de la campaña Ecopetrol logró reducir los tiempos de perforación hasta en un 22% con relación a los datos registrados en el 2015 debido a la implementación de equipos de última tecnología. Por otra parte, los costos de perforación por pozo disminuyeron cerca del 20% en comparación con el año anterior.

“Antes tomaba alrededor de 9 días en promedio perforar un pozo y nosotros hemos logrado hacerlo en menos de 6 días, lo que nos ha generado ahorros significativos que hacen más rentables nuestras operaciones”, afirmó Nelson Alberto Castañeda Barbour, Vicepresidente Regional Oriente de Ecopetrol.

Añadió que “los resultados positivos han sido posibles gracias al trabajo conjunto con las autoridades locales y regionales, así como con comunidades, gremios y demás actores en la zona, quienes contribuyen a la construcción de un entorno armónico para operar”.

El objetivo de la campaña es perforar 72 pozos en 6 meses para mantener los volúmenes de producción del campo Rubiales, que registró en el tercer trimestre del año un promedio de 127 mil barriles de petróleo por día.

A la fecha se han perforado 19 pozos con los cuatro equipos que actualmente están operando.  La meta es perforar y completar 35 antes de finalizar el año.

Oportunidades laborales en la región

Con la campaña, Ecopetrol y sus empresas contratistas han generado cerca de 500 ocupaciones, de las cuales 287 fueron cubiertas con mano de obra de la región del Meta, lo  que corresponde al 57% del personal contratado.

Uno de los trabajadores vinculados en desarrollo de la campaña es Edwin Arely Quilindo, obrero de patio oriundo de la vereda Rubiales, quien dijo que “estar en un nuevo equipo de taladro es muy bueno para aprender y para tener un sustento para mi familia y darles un mejor futuro”.

Otro de los trabajadores, Ignacio Rico Mora, obrero residente de Puerto Gaitán expresó su satisfacción por la labor que realiza dentro de la campaña. “Quiero aprovechar al máximo esta oportunidad y hacer las cosas bien desde el principio. Es un orgullo para mí hacer parte de este equipo de trabajo”, señaló Ignacio.

Las vinculaciones de personal para la campaña de perforación constituyen un valioso aporte  al balance general de contratación del campo Rubiales, que registra a la fecha 1.818 ocupaciones generadas de forma directa e indirecta, de los cuales 1.264, es decir el 61%, corresponde a residentes en el departamento del Meta. 

De esta manera, Ecopetrol demuestra su compromiso con el mejoramiento continuo, la excelencia operacional y con implementar las acciones requeridas para aportar al desarrollo y progreso de la región.

Ecopetrol es la compañía más grande de Colombia y es una empresa integrada en la cadena del petróleo, ubicada entre las 40 petroleras más grandes del mundo y entre las cuatro principales en Latinoamérica. Además de Colombia, en donde genera más del 60% de la producción nacional, tiene presencia en actividades de exploración y producción en Brasil, Perú y Estados Unidos (Golfo de México). Ecopetrol cuenta con la mayor refinería de Colombia, la mayor parte de la red de oleoductos y poliductos del país y está incrementando significativamente su participación en biocombustibles.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

EL MENOS AUTOSUFICIENTE

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

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

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

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

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

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

GAS PARA 10 AÑOS

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

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

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

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

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

LOS TRES QUE LLEVAN LA DELANTERA EN LA REGIÓN

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

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

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

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

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

Fuente: Portafolio.co / Ómar G. Ahumada Rojas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La opinión

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


Fuente: Larepublica.com.co

La 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

Según 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

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

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

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

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

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

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



Fuente: Portafolio.co


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Del total de área de los dos departamentos, 72.092 kilómetros cuadrados estarán destinados a exploración y explotación, distribuidos en 68 bloques.

quetá y Putumayo serán dos de los departamentos donde se concentraría la mayor actividad de exploración y explotación de hidrocarburos para los próximos meses.

Ambos, que en total suman 133.850 kilómetros cuadrados, tienen una gran probabilidad que de ser incluidos por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en la próxima ronda Colombia 2016, donde se ofertarán bloques para la exploración y explotación de crudo.

“De acuerdo con un estudio realizado por el profesor Carlos Vargas, del departamento de Geociencias de la Universidad Nacional de Colombia, en el 2012, la cuenca hidrocarburífera llamada Caguán-Putumayo tiene un potencial de reservas estimadas en 6.000 millones de barriles, en su mayoría crudo pesado”, señala Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP). 

Para la ANH, de ser precisa la información de la Universidad Nacional, el número estimado de barriles duplicaría las reservas actuales del país.

“Varios estudios geológicos han demostrado que esta cuenca es muy rica en yacimientos petrolíferos”, reitera una fuente de la ANH que pidió la reserva de su nombre, y quien precisa que es muy atractiva para las compañías petroleras por los costos de operación.

“La extracción del crudo es mucho más económica ya que no se tiene que recurrir tanto al fracking, porque la composición geológica del subsuelo permite la perforación tradicional, la cual es rápida y limpia”, agrega la fuente de la ANH.

Del total de área disponible que abarcan los dos departamentos, 72.092 kilómetros cuadrados, es decir, el 63 por ciento del territorio, tienen potencial para la exploración y explotación de hidrocarburos, los cuales están distribuidos en 68 bloques.

Caquetá es el departamento que mayor número de bloques tiene para la oferta, 42 (en 65.544 kilómetros cuadrados), Putumayo por su parte tiene destinados 26 (en 6.547 kilómetros cuadrados).

“Los bloques petroleros son bastantes extensos. En el municipio de Florencia dos de los que existen BCM32 y Nogal y que son operados por la empresa petrolera Monterrico, miden 239.000 hectáreas”, señaló la fuente de la ANH.

Por su parte, Francisco José Lloreda, de la ACP, aclara que “es necesario aumentar la actividad exploratoria en esta zona del país para verificar la posible presencia de estos recursos”. 

Añade el vocero del gremio que al normalizarse las condiciones de seguridad en esta zona del país será posible recuperar parte de la producción perdida en los últimos años. 

Y de paso se permitirá identificar el verdadero potencial en hidrocarburos.

ESTRATEGIA PARA IMPULSAR LA TAREA EN HIDROCARBUROS 

La ANH expedirá en las próximas semanas la resolución para ofertar los próximos bloques para la exploración y producción de petróleo.

Aunque no hay certeza sobre las zonas de Colombia en donde se ofertarán los bloques, lo más probable es que estos se ubiquen en el sur del país, los Llanos Orientales y el Magdalena Medio.

La ANH expidió un Acuerdo con el que se creó un procedimiento de selección de contratistas y que permite escoger el mejor ofrecimiento en condiciones de igualdad y objetividad.

También estableció la modificación a los requisitos de habilitación por capacidad financiera y operacional, para segmentar y especializar las áreas a ofertar.

También, las condiciones para tener acceso a ellas de manera equitativa. 

Así mismo, elimina la referencia a precios unitarios para permitir que los planes exploratorios se cuantifiquen no en dinero, sino en actividad.

Fuente: Portafolio.co

Bogotá_El proceso de selección del presidente de una compañía, es lo más parecido al hermetismo de una logia masónica en la que se estudia rigurosamente al nuevo integrante.

Hoy en el país hay más de tres empresas que están en búsqueda de su timonel. A la lista de Ecopetrol y la energética ISA, se suma la compañía Celsia, perteneciente al Grupo Argos, la cual informó la semana pasada que su presidente estaría en la dirección hasta junio de este año.

La petrolera estatal en diciembre anunció que Javier Genaro Gutiérrez Pemberthy saldría de la compañía en un momento en el que tiene el reto de ser competitiva con un precio de barril de petróleo en U$51,16.

Gutiérrez Pemberthy llegó a la estatal petrolera en 2007 después de estar en la compañía Interconexión Eléctrica S.A, donde trabajó desde 1975. Gutiérrez asumió la presidencia de Ecopetrol con retos tan grandes como que ser la empresa más vendedora del país durante 2013, con cifras récord de una producción de más de $70,4 billones de ingresos para ese año.

El siguiente caso es el de Juan Guillermo Londoño Posada quien sale de Celsia luego de dirigir la empresa durante nueve años. Londoño venía de Colinversiones y al cumplir 62 años dejará su cargo en la empresa energética donde desarrolló la reconversión hacia el negocio de energía de la filial del Grupo Argos. Celsia está catalogada como la cuarta compañía generadora del país, que aportó 10% de la electricidad nacional que el país necesitó en 2014. Este sería un nuevo cambio en las empresas del Grupo Antioqueño quienes el año pasado cambiaron al presidente del Grupo Nutresa.

Luis Fernando Alarcón Mantilla, presidente de la compañía Interconexión Eléctrica S.A. (ISA)  es el siguiente en la lista. Llegó en enero 2007 a la cabeza de esta empresa que cerró hace dos años con ingresos superiores a los $3,6 billones.

Alarcón desarrolló estudios de Ingeniería civil en la Universidad de Los Andes y se graduó en 1975. Después realizó estudios de posgrado en Economía en el mismo centro académico y luego un Master of Science en Ingeniería Civil en el MIT de Massachussets. Durante su gestión ISA se consolidó como el conglomerado multilatino con cuatro negocios: transmisión de energía, telecomunicaciones, concesiones viales y gestión de sistemas en tiempo real.

El caso de Mineros es diferente pues su presidenta Beatriz Uribe Restrepo quien trabajó en la compañía durante 38 años, y que en 2000 fue nombrada como  presidenta dejará su cargo el próximo 30 de abril.

En su reemplazo estará Andrés Restrepo Isaza quien se desempeñaba como vicepresidente ejecutivo desde abril de 2014 cargo creado un año atrás para impulsar la estrategia de expansión de la compañía. Cabe recordar que Grupo Colpatria tiene una participación accionaria de 35%.

Fuentes consultadas por LR aseguran que los cazatalentos hoy se centran en encontrar líderes con la capacidad de responder a cambios empresariales y a nuevos órdenes económicos.

Para Ernesto Fajardo, socio de Tasa, empresa cazatalentos, “por encima de todo debe tener un grado de adaptabilidad a los cambios del mercado, que le permitan conducir por el buen camino a la empresa”.

Queda entonces, un reto nada fácil para que las empresas cazatalentos puedan establecer y dar la última palabra de quién es la persona encargada de regir los destinos de la empresas respondiendo a trabajadores y accionistas.

Candidatos para la empresa más grande del país
Después de que se supiera que hasta 20 candidatos ha tenido el proceso de selección del presidente de Ecopetrol, se conoció que entre los más nombrados han estado el exministro de Hacienda, Juan Carlos Echeverry. Por otra parte está Camilo Marulanda López, economista de 35 años y egresado de la Universidad de Los Andes. La petrolera estuvo desde el jueves pasado en juntas con los directivos para elegir el nombre de la persona que tomará las riendas de la empresa más grande del país. Sobre los otros nombramientos se espera que el día de la asamblea general de accionistas, donde se presentan los resultados de 2014, se tenga un nombre o una persona elegida.

Las opiniones

María Fernanda Jaramillo
Directora de la firma Talengo
“El factor más importante para que una compañía seleccione a un CEO, radica en el momento que vive la empresa y en la estrategia de negocio a mediano y largo plazo”.

María Alejandra Peñalosa

Analista de mercadeo y publicidad
“La manera en que se puede innovar en la selección de un CEO para las empresas en el sector privado, pero sobre todo en el público, es que se conozcan quiénes se postulan al cargo”.

Por:  Diego Alejandro Olviares Jiménez

El objetivo trazado por la filial de Ecopetrol para el cuatrienio 2014-2019 tendrá una millonaria inversión.

Foto: elespectador.comLa empresa Cenit, flial de Ecopetrol encargada del transporte, logística y almacenamiento de hidrocarburos y refinados, anunció que con el objetivo de ejecutar una serie de planes para el cuatrienio 2014-2019, pondrá en marcha un plan de inversiones con el que pretende garantizar la normal operación de la empresa en todos los aspectos.

Según información suministrada por la compañía, para este periodo se realizará una inversión alrededor de US$4 billones, para contar con una capacidad de evacuación de crudos de 1.400.000 barriles.

Según Thomas Rueda, presidente de Cenit, quien hace poco era uno de los candidatos a ocupar el cargo de Presidente de Ecopetrol, para cumplir con los retos que hoy enfrenta la industria de transporte y logística de hidrocarburos, es necesario asegurar diferentes factores, entre ellos, el licenciamiento ambiental, la seguridad física, el ámbito regulatorio, el componente social y el trabajo con las comunidades.

La línea estratégica trazada por la compañía consiste en la entrada oportuna y eficiente de los proyectos, mayores capacidades para el transporte de crudos y productos refinados, garantizar el cumplimiento de los volúmenes transportados, aprovechamiento de sinergias entre las compañías filiales y, adicionalmente, contar con una estructura óptima de capital.

Dentro de los proyectos que Cenit liderará y que hacen parte de su plan de inversiones se encuentran:

San Fernando Monterrey: proyecto que asegura la evacuación de los crudos de los campos Chichimene y Castilla, hasta la Estación de Bombeo Monterrey.
Capacidad: 390 kbd.

Magdalena Medio 100: proyecto que incrementa la capacidad de transporte de crudo desde Ayacucho hasta Coveñas, por la línea de 16” a 100 kbd e incrementa la capacidad de almacenamiento de crudo en Coveñas en 1.200 kbles.

Costa Norte Galán: proyecto que incrementa la capacidad operativa a 130 kbd del sistema Pozos Colorados hasta Galán, para el transporte de 100 kbd de nafta y 30 kbd de ACEM o gasolina.

Potencia 135 de Ocensa: ampliación de capacidad de los segmentos 2 (Porvenir Vasconia) y 3 (Vasconia – Coveñas) en 135 kbd, para transporte de crudo.

Actualmente, Cenot cuenta con más de 9.000 kilómetros de ductos, entre oleoductos y poliductos, en toda Colombia que transportan la totalidad de la demanda de combustibles líquidos del país y la mayoría del petróleo producido en Colombia, lo cual equivale a octubre de 2014 a 948 kbd de crudo y 251 kbd de refinados.

Fuente: dinero.com

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Con infomración de Valora Inversiones
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Fuente: Dinero.com

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Por primera vez, el país logra cinco meses consecutivos con producción por encima del millón de barriles

En febrero de 2015 se produjeron 1.027.000 barriles por día, 25.000 barriles más que en febrero de 2014.

El Ministro de Minas y Energía Tomás González Estrada informó que la producción promedio de crudo alcanzó su quinto mes consecutivo por encima del millón de barriles.

En febrero de 2015 se completaron 1.027.000 barriles por día (Bpd/información preliminar), donde la producción de Ecopetrol y asociadas se mantuvo en 841.000 Bpd, similar a la producción de enero de 2015.

“El país requiere de una producción por encima del millón de barriles para darle viabilidad a proyectos sociales y de competitividad. Es claro que Colombia necesita del sector energético para financiar los programas de paz, equidad y educación, y el Gobierno Nacional y la industria están respondiendo para que estos programas sean una realidad”, afirmó Tomás González.

Por otro lado, la cifra preliminar de producción promedio de gas durante febrero alcanzó 1.074 millones de pies cúbicos por día (Mpcd), aumentando en 1,39% con respecto a enero de 2015 (1.059 Mpcd). El incremento refleja el comportamiento de la demanda para los campos Riohacha, Cupiagua, Cusiana y Pauto.

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fuente: expansion.com