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  • ¿Es el momento indicado de comprar acciones de empresas petroleras?

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

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

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

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

    El sector por sí mismo es riesgoso

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

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

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


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

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

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

    ¿Para quiénes funcionaría esta inversión?

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

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

    En Colombia el reto es aún más grande

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

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

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

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


    Fuente: Dinero.com / Bloomberg

  • ¿Revive el fantasma de las importaciones de petróleo?

    El país disminuirá este año la exploración. Basados en que, ‘el que no busca no encuentra’ expertos temen que se paralice la acumulación de reservas, e incluso, que empiecen a bajar.
    ‘El que busca encuentra’. Esa fue la frase con la que Colombia logró la meta de producir un millón de barriles diarios de crudo, recuperar las reservas y sacar al país de la amenaza de las importaciones que rondaba a este sector 12 años atrás.
     
    Pero hay quienes afirman que en las condiciones actuales, Colombia pueda perder la autosuficiencia petrolera. Bajos precios, aumento de la oferta mundial, reducción de la exploración, altos costos de producción interna y de transporte, pocas perspectivas de grandes hallazgos y mayor demanda de energías alternativas hacen parte de la lista de factores que juegan en contra de la producción.
     
    “Si no buscamos nuevos recursos petroleros, vendrá una situación difícil en materia de reservas”, dijo recientemente el presidente de Anif, Sergio Clavijo.
     
    Sin embargo, Alejandro Martínez, experto en el tema, dijo que es evidente que hay que aumentar las inversiones en exploración del país, pero indicó que “este no es el momento para preocuparse por las reservas”.
     
    El Ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, dice que es hora de trabajar en la reducción de costos de producción. De hecho, el ajuste ya empezó. Ecopetrol planea reducir este año sus costos y gastos operacionales en 3.565 millones de dólares.
     
    NUEVO PANORAMA
     
    Luego de más de una década de auge, el negocio petrolero se desinfló. Ahora, las noticias del sector están relacionadas con la salida de inversionistas, y ajustes profundos en las empresas, incluyendo la renuncia a proyectos de exploración, perforación y explotación que estaban en camino. Entre enero y febrero de este año, la exploración sísmica cayó 95 por ciento. Solo se realizó actividad en 160 kilómetros, frente a 4.000 que se exploraron en el mismo periodo del 2014.
     
    De la misma manera, en el primer bimestre del 2015 fueron perforados 6 pozos frente a 20 del mismo lapso de un año atrás. En 2014, la meta era hacer trabajos de exploración en 213 pozos, pero finalmente solo hubo actividad en 113. Este año se espera explorar 96, aunque debería hacerse en 230 pozos.
     
    Lo anterior implica que la frase “el que busca encuentra” dejó de aplicarse y será reemplazada por otra diametralmente opuesta: “el que no busca no encuentra”. Ese es el principal argumento de quienes consideran que el fantasma de las importaciones de petróleo está de regreso.
     
    Según el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, Francisco Lloreda, “era previsible una reducción en la actividad exploratoria este año, pero no una caída tan pronunciada. De no tomarse medidas que incentiven la exploración, en pocos años tendremos una crisis de reservas de petróleo y gas. Y el fantasma de la importación de hidrocarburos volverá a presentarse. No es alarmismo, es la realidad”.
     
    La alerta sobre la sombra de las importaciones de crudo la lanzó el exministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, quien en el Foro “El Estado de la Nación” realizado la semana pasada, indicó que las reservas petroleras del país son muy pequeñas, con el agravante de que si se deja de buscar crudo, se corre el riesgo de requerir petróleo del exterior.
     
    En el mismo evento, Leonardo Villar, director de Fedesarrollo, dijo que la caída de la producción petrolera puede ser más rápida que la pronosticada, debido a la falta de estímulos para exploración y explotación.
     
    De acuerdo con las proyecciones de Fedesarrollo, la producción petrolera nacional sería este año de 960.000 barriles diarios, en 2016 bajaría a 920.000, en el 2017 a 880.000 y en el 2018 descendería a 840.000 barriles diarios.
     
    Expertos consideran que estas cifras confirman que el país no podrá mantener el actual nivel de producción y, lógicamente, que esta reducción tendrá un impacto sobre las cuentas fiscales y la inversión social en las regiones, debido a que no solo habrá menos producción de crudo, sino que se venderá a menor precio.
     
    La ACP cree que este año habrá una caída de al menos 100.000 barriles diarios, es decir, que no se llegará al promedio de 988.1000 barriles al día de 2014, sino un volumen apenas cercano a los 800.000 barriles.
     
    En medio de este panorama, hay quienes creen que los factores sociales que afectaron la producción en el 2014, no se darían este año, especialmente las relacionadas con paros y las protestas de las comunidades, pues ya se han registrado situaciones en las que los habitantes de las áreas de influencia petrolera les están pidiendo a las empresas en crisis que no se vayan, pues necesitan mantener el empleo y la inversión social que les genera el negocio petrolero. Esto flexibilizaría los costos de producción y mejoraría la competitividad.
     
    Y QUÉ HACER
     
    ExplotacionHay consenso en que la única alternativa que tiene el país para enfrentar la crisis petrolera, es reducir los costos de producción y diseñar un plan de incentivos para evitar una salida de la inversión en este sector y la descolgada de las reservas.
     
    Francisco Lloreda, presidente de la ACP, dice que el gremio le presentó al Gobierno un plan de choque que incluye once medidas que ya están siendo adoptadas por los ministerios de Minas y Hacienda y por Agencia Nacional de Hidrocarburos. “Lo que está en juego no es solo el futuro de una industria sino, uno de los principales estandartes del desarrollo económico y social del país”, dice Lloreda.
     
    Por su parte, el exministro de Minas, Amylkar Acosta, coincide en la necesidad de otorgar incentivos a la inversión por parte de la industria para que Colombia sea más competitiva. Sin embargo, advierte que eso no es suficiente.
     
    “El año pasado se dejaron de producir 75.000 barriles/día, en promedio, de los cuales 42.962 se atribuyen a causas sociales tales (bloqueos y protestas), y ambientales (demoras en la aprobación de las licencias). Por ello, además de los estímulos es indispensable trabajar en una estrategia de gestión territorial de desarrollo humano y sostenible de la actividad extractiva”.
     
    EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS
     
    Según el último dato conocido, al cierre del 2013 el país tenía reservas petroleras por 2.445 millones de barriles que equivalen a 6,6 años de consumo. Sin embargo, no se puede afirmar que estas durarán apenas ese periodo de tiempo, pues esto solo sucedería si el país no produjera ni un solo barril al día durante ese periodo, es decir, que las reservas actuales podrían durar alrededor de una década. También se sabe que Ecopetrol aumentó el año pasado sus reservas probadas en 355 millones de barriles, con esta cifra la petrolera de participación estatal llegó a los 2.084 millones de barriles equivalentes (gas y petróleo) en reservas probadas. Esto significa que, con respecto a la cifra reportada para el 2013, la compañía incrementó en 5,7 por ciento sus recursos. Además, las directivas de la petrolera consideran que esto equivale a un aumento a 8,6 años, de la vida de sus reservas.
     
    edmtov@
     
    portafolio.co
  • 'Petróleo seguirá siendo motor de la economía colombiana'

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

    Extraccin PetLas compañías petroleras del país lanzaron un mensaje de advertencia sobre lo que le puede pasar a la vuelta de unos años a Colombia si no se encuentran mayores reservas de hidrocarburos. El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP); Francisco José Lloreda, afirmó que se presentarán serios problemas en las finanzas públicas teniendo en cuenta que el sector es el que más ingresos le reporta a la Nación.
     
    “A la vuelta de seis o siete años el país se vería abocado a una debacle fiscal si no se encuentra más petróleo y si se le dan largas a la exploración de no convencionales”, dijo el dirigente. Actualmente la industria petrolera le gira a la nación recursos por 32 billones de pesos anuales entre regalías, dividendos e impuestos. 
     
    Pero esta partida podría quedar en entredicho por la disminución de las reservas de crudo. En efecto, el país solo tiene reservas para menos de 7 años, que están actualmente en 2.400 millones de barriles. Al acabarse este inventario Colombia se convertiría en un importador de hidrocarburos.
     
    Una manera de aumentar estas reservas es buscar petróleo no convencional, es decir el que se encuentra a mayor profundidad (a más de un kilómetro) y está atrapado en rocas por lo que se necesitan utilizar técnicas como el fraccionamiento hidráulico para su extracción. Este consiste en introducir a través de pozos agua y diversos químicos para fracturar la roca, producir calor y hacer que el petróleo fluya a la superficie. 
     
    Pero esta técnica que no se ha puesto todavía en marcha en Colombia es objeto de fuertes cuestionamientos por los ambientalistas que advierten sobre los peligros para el medio ambiente. Dicen que no solo se utilizaría grandes cantidades de agua sino que se podrían afectar los acuíferos subterráneos. Además, señala que este método puede producir pequeños sismos que terminarían por impactar la superficie terrestre.
     
    La ACP rechaza estos cuestionamientos y asegura que no solo las perforaciones son menor riesgosas que las de crudos tradicionales sino que, además, el país tiene una legislación muy rigurosa en la que se han controlado toda clase de riesgos.
     
    Por eso insiste en que no se puede perder más tiempo y que es hora de que se inicie el proceso en Colombia porque de lo contrario las consecuencias económicas serían muy complejas. Las regiones dejarían de recibir millonarios recursos y los colombianos se verían abocados a pagar más impuestos porque al gobierno no le quedaría otra alternativa que poner en marcha nuevas reformas tributaria para compensar lo que se dejaría de recaudar por esta vía.
     
    El debate se presenta en momentos en que los precios del petróleo en los mercados internacionales se han desplomado y cuando el nivel de producción del país sigue a la baja. En solo cuatro meses las cotizaciones del barril de crudo cayeron más de 20 %. Hoy el Brent (de referencia para Europa) se cotiza a 89 dólares, muy por debajo de los cerca de 120 dólares el barril de hace un año, mientras que el WTI (de referencia para Estados Unidos) está en 84 dólares. Adicionalmente el país lleva varios meses sin cumplir la meta de producción del millón de barriles. 
     
    Fuenbte: Semana.com
  • AIE dice que en condiciones económicas normales los precios del petróleo repuntarán

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

    El país tiene una nueva ley de hidrocarburos. Con ella, el Gobierno quiere atraer a grupos energéticos internacionales para que inviertan en gran escala en el país. Que lo logre es dudoso.

    La Cámara de Diputados de Argentina acaba de aprobar una nueva ley de hidrocarburos, que se concentra en la explotación de recursos no convencionales, concretamente de gas y petróleo esquistosos. Estos, también llamados “shale”, pueden ser extraídos solo con la controvertida técnica del “fracking”, de inyección de agua a presión mezclada con productos químicos.

    Según la US Energy Information Administration (EIA), en la Argentina se hallan algunas de las más grandes reservas de petróleo y gas shale del mundo: la cuarta mayor de petróleo y la segunda mayor de gas. El petróleo y el gas se hallan atrapados en las rocas y arenas sobre todo de la formación geológica de Vaca Muerta, en la Patagonia.

    La necesidad de sacarlo de allí es urgente: Argentina tiene un déficit energético que este año puede aumentar en un 20 por ciento y llegar a los 7.000 millones de dólares. Se trata de un importe que desequilibra las cuentas nacionales de la Argentina, que tiene reservas de divisas de solo unos 28.000 millones.

    No obstante, tampoco la nueva ley ofrece una solución a corto plazo: un portavoz del grupo energético Wintershall, que desarrolla actividades de prospección en la Argentina, dijo a DEUTSCHE WELLE que llegar a la fase de explotación puede llevar, por lo menos en su caso, una década. Por eso, la necesidad de endulzar lo más posible las condiciones es imperiosa. Que alcancen, es otra cosa.

    Condiciones muy favorables. La ley prevé la concesión de la explotación de hidrocarburos a inversionistas extranjeros durante 30 o 35 años, según el área, con opción a prórrogas de diez años por tiempo indeterminado. También incluye la explotación de petróleo en los fondos marinos de la plataforma continental argentina.

    Hidrocarb Argentina1La nueva regulación legal abre además a los inversionistas la posibilidad de exportar el 20% de la producción o venderla en el mercado argentino a precio internacional. En la Argentina, el petróleo es subvencionado, por lo que el precio interno es inferior al del mercado mundial. Además las empresas podrán importar bienes de capital sin restricciones, algo que hoy no es un sobreentendido en el país.

    La posibilidad de exportar el 20% de la producción se aplica a inversiones a partir de los 250 millones de dólares. Los apuros parecen ser grandes, porque eso supone una reducción de las exigencias con respecto a un contrato firmado con la norteamericana Chevron el año pasado, en el que ese beneficio se estipuló para inversiones a partir de los 1.000 millones de dólares.

    Las regalías que deben pagar los inversionistas son de un 12% al comienzo de los proyectos y de hasta un 18% en caso de prórroga. Las empresas que soliciten una concesión de explotación en los primeros tres años luego de la entrada en vigor de la ley tendrán además derecho a una reducción de hasta el 25% de las regalías en los 10 años siguientes a la conclusión de la primera fase de exploración y explotación.
    Se trata de cláusulas muy ventajosas, prácticamente únicas en América Latina. Son necesarias, ya que con un intenso intervencionismo estatal, una inflación galopante, divisas administradas y prácticamente sin acceso alguno a los mercados internacionales de capital, el país no ofrece las mejores condiciones marco para inversiones extranjeras.


    ¿Alcanzará el coqueteo?

    Y quizás esas ventajosas condiciones no alcancen. Miguel Galuccio, presidente de YPF, dijo que se necesitan inversiones de entre 150.000 y 200.000 millones de dólares para revertir el balance negativo del sector. El grupo norteamericano Chevron invirtió el año pasado 1.240 millones, con beneficios similares a los de la nueva ley. Este año, la malasia Petronas prometió una inversión de 550 millones. Todo muy lejos de los siderales montos necesarios para que el proyecto funcione.

    Por si fuera poco, Argentina compite también con México, Colombia y Polonia, países que también quieren forzar la producción de petróleo por medio de inversiones extranjeras. México y Colombia, además de ofrecer economías abiertas, tipo de cambio flotante y estabilidad jurídica y financiera, abren sus sectores petroleros de tipo convencional, en los que los riesgos son mucho menores.

    Otro interrogante son los precios internacionales del petróleo y el posible desarrollo de las energías alternativas. La explotación no convencional es cara. Con un bajo precio del petróleo no vale la pena. Si además las energías alternativas continúan su ascenso y la demanda de hidrocarburos permanece constante o baja, no se sabe si dentro de veinte años el petróleo y el gas shale tendrán cabida en el mercado. Eso hace aumentar aún más las dudas.


    “No creo que la nueva ley atraiga más inversión al país”, dice, por ejemplo, Juan José Aranguren, el CEO de Shell Argentina, y puso en duda que la ley “establezca mayor previsibilidad, reglas claras para las inversiones y sostenibilidad en el tiempo”.
    “Suicidio energético y ambiental”

    La oposición en la Cámara de Diputados puso en primer plano también otros aspectos, calificando a la nueva ley de “suicidio energético y ambiental”. Además la consideró “una de las mayores entregas de recursos nacionales, que ni las políticas neoliberales de Menem se atrevieron a otorgar” y afirmó que “perjudica a las provincias y beneficia a inversionistas privados”, amén de “conspirar contra la diversificación de la matriz energética”.

    Para “Plataforma 2012”, un grupo de intelectuales críticos argentinos, la ley quiere “clausurar todo debate sobre la cuestión de la técnica del fracking y sus impactos económicos, sociales y ambientales”. El grupo agregó que “la ley no contempla en absoluto la consulta a los pueblos originarios que habitan los territorios explotados o a explotar” y que “no posee ninguna disposición de protección ambiental”.

    Así las cosas, será cuestión de esperar cuatro o cinco años. Si en ese lapso no se han concretado inversiones importantes en el sector, la nueva ley no habrá pasado de ser otro fulgurante lanzamiento de fuegos artificiales.


    Fuente: Americaeconomia.com / Deutsche Welle


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  • Así va la exploración y explotación petrolera costa afuera

    Mar 0El ministro de Minas y Energía Tomás González realizó la supervisión de una de las operaciones exploratorias más importantes del país y entregó un parte positivo acerca de los avances observados.

    “Pudimos confirmar, en el bloque fuerte sur, que el proyecto se adelanta de forma satisfactoria y que las inversiones pactadas se están realizando. Esto es un ejemplo de que las medidas adoptadas por el país en materia de ‘offshore’ le están dando confianza a los inversionistas”, explicó el jefe de la cartera minero energético.

    Durante su visita a la plataforma petrolera de la compañía Ecopetrol y Anadarko, resaltó que el futuro de Colombia en hidrocarburos está en la exploración y explotación costa afuera y que, gracias a las políticas del Gobierno Nacional, se están abriendo posibilidades para aprovechar los recursos energéticos de las áreas marítimas del Caribe.

    El Gobierno ha emprendido diferentes iniciativas para estimular la actividad: se realizó una modificación en la cláusula de precios altos, se crearon zonas francas offshore y, recientemente, se igualaron los términos de los contratos costa afuera previos a 2014, con los contratos de la Ronda 2014. Estos ajustes ubican a Colombia como una de las cuencas más competitivas en el mundo con lo cual esperamos un rápido desarrollo.

    “Seguiremos trabajando para que se repitan descubrimientos como el del pozo Orca 1, ubicado a 40 kilómetros de las costas de La Guajira, donde se encontraron reservas iniciales de hidrocarburos”, afirmó González Estrada.

    Según Ecopetrol, los resultados de Orca-1, que fue perforado en el bloque Tayrona,  prueban la existencia de un sistema petrolífero y confirman el potencial de hidrocarburos en esta cuenca frontera colombiana.


    Fuente: Portafolio.co

  • Caquetá y Putumayo, las regiones donde se concentrará la exploración petrolera

    ExplotacionDel 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

  • China, EEUU, el petróleo y… ¿y ahora?

    Petrolera 11Desde hace varios años se venía anunciando que China igualaría -incluso superaría- a Estados Unidos como la mayor economía del mundo gracias a sus crecimientos económico, poblacional y de competitividad, a lo cual se suma la alta demanda de materias primas.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Con infomración de Valora Inversiones
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    Fuente: Dinero.com

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  • Colombia busca flexibilizar requisitos para exploración y pago de regalías a petroleras

    Tomas   GColombia planea flexibilizar los requisitos para la exploración petrolera y establecer una escala variable de regalías para incentivar la producción de crudo en un escenario adverso de bajos precios, anunció este martes el ministro de Minas y Energía, Tomás González.

    Las propuestas contemplan un cambio de las normas vigentes y fueron incluidas en el Plan Nacional de Desarrollo, que establece las metas en política económica y social del gobierno y que deberá ser aprobado por el Congreso a más tardar en junio.

    "Este que es un momento de precios difíciles, un momento en que los precios han caído 50% en seis meses, las compañías se están ajustando, lo primero que sacrifican son los proyectos de exploración porque no ven petróleo inmediatamente y no ven flujos de caja", dijo González a periodistas.

    "Lo que estamos haciendo es dando flexibilidad para darles un poco más de tiempo para que se hagan los compromisos de exploración o se puedan concentrar en áreas con mayor prospectividad", explicó.

    Además del impacto por la caída de los precios, la mitad de las empresas petroleras que operan en Colombia evalúa reducir o cancelar su inversión en exploración en los próximos dos años por el alza de impuestos, demoras en las licencias ambientales, las protestas sociales y los ataques de la guerrilla, según una encuesta de diciembre de la principal agremiación del sector.

    El ministro reveló que actualmente hay pendientes compromisos de exploración por US$7.000 millones y la idea es suavizar las limitaciones actuales entre las cuales está que las petroleras deben cumplir con un plazo de hasta once años para desarrollar sus proyectos.

    En cuanto a las regalías, González explicó que la propuesta incluye que el pago sea variable para la nueva producción incremental independientemente de cuándo haya sido firmado el contrato de operación.

    De acuerdo con las normas vigentes, todos los contratos de explotación petrolera firmados entre 1994 y el 2002 pagan 20% de regalías y los suscritos después una tarifa diferencial entre el 8% y el 25% dependiendo de la producción.

    Colombia, cuarto productor de crudo de América Latina, se está viendo afectada por la caída de los precios internacionales del petróleo, el principal generador de ingresos para su economía por exportaciones, impuestos y regalías.

    El país produjo en promedio el año pasado 988.100 barriles de petróleo diarios, por debajo de la meta de un millón de barriles, como consecuencia del recrudecimiento de los ataques de la guerrilla contra la red de oleoductos.

    Colombia cuenta con 2.445 millones de barriles de reservas probadas de crudo y busca incrementarlas con nuevos hallazgos y el uso de modernas tecnologías en los campos de producción y con incentivos como el que está proponiendo el gobierno.


    Reuters

  • Colombia mira a altamar como potencial para búsqueda de petróleo tras descubrimiento

    Los detalles sobre el tamaño del descubrimiento en el pozo Orca-1 a 40 kilómetros de la costa siguen siendo confidenciales, aseguró el jefe de exploración de la estatal Ecopetrol, Max Antonio Torres.
     
    Torres dijo que la exploración en el área continuará con otros tres o cuatro pozos que se prevén perforar el próximo año.Torres dijo que la exploración en el área continuará con otros tres o cuatro pozos que se prevén perforar el próximo año.Cartagena, Colombia. Un descubrimiento de petróleo en aguas profundas frente a las costas de Colombia en el Mar Caribe mostró el gran potencial de las reservas marítimas como una alternativa al agotamiento de los yacimientos en tierra, dijo el martes el jefe de exploración de la estatal Ecopetrol, Max Antonio Torres.
     
    Los detalles sobre el tamaño del descubrimiento en el pozo Orca-1 a 40 kilómetros de la costa siguen siendo confidenciales, aseguró el ejecutivo.
     
    "Creo que el hallazgo demuestra el potencial que existe. No es ningún secreto que la tierra no es simplemente 'onshore' y que en altamar estará el cambio de juego", sostuvo Torres durante una entrevista con Reuters en esta ciudad del caribe colombiano en donde se realiza una conferencia sobre petróleo y gas.
     
    Torres dijo que la exploración en el área continuará con otros tres o cuatro pozos que se prevén perforar el próximo año.
     
    Un gráfico de la privada Asociación Colombiana del Petróleo, (ACP) presentado durante la conferencia, mostró que los recursos en altamar podrían ser la fuente más grande de crudo para el país sudamericano en la próxima década.
     
    Orca-1, es el primer hallazgo de hidrocarburos en aguas profundas de Colombia dentro del bloque Tayrona que es operado por Petrobras de Brasil, empresa que posee una participación del 40%. Ecopetrol y Repsol de España poseen un 30% cada una.
     
    Colombia busca aumentar sus reservas, que a finales del 2013 sólo eran suficientes para mantener los niveles actuales de producción durante siete años.
     
    El presupuesto de exploración de Ecopetrol se redujo en dos tercios y la perforación exploratoria de todas las empresas casi se ha paralizado este año.
     
    La perforación en aguas profundas es mucho más compleja y costosa que la de tierra, en donde se ha enfocado el sector petrolero de Colombia hasta el momento.
     
    El vicepresidente de exploración para América Latina de Shell, Max Brouwers, dijo en la conferencia que sólo uno de cada 10 pozos en aguas profundas tiene éxito y generalmente demoran entre 10 y 15 años para lograr producción.
     
    Torres rechazó la tesis de que Colombia perderá su autosuficiencia en petróleo, ya que consume sólo la mitad de su producción de un millón de barriles por día y afirmó que Ecopetrol tiene como objetivo aumentar "poco a poco y de manera constante" su presupuesto de exploración de US$500 millones anuales.
     
    "Estábamos gastando un montón de dinero sin encontrar reservas y ahora con menos dinero estamos tratando de agregar más reservas, tratando de ser más eficientes", explicó.
     
    Colombia también intenta atraer a los inversionistas potenciales a áreas no convencionales o de esquisto, un objetivo difícil debido a que el método de extracción es más costoso y porque los precios del petróleo han caído a la mitad del nivel al que operaban el año pasado.
     
     
    Reuters - Americaeconomia.com
  • Colombia: Perforación sigue cayendo. El gobierno busca más alivios para el sector petrolero.

    ExplotacionEn el primer trimestre del año 2015, las compañías petroleras sólo han perforado seis pozos para exploración según las estadísticas acumuladas al 31 de marzo de 2015 elaborado por la Asociación Nacional de Hidrocarburos (ANH), lo que significa una reducción del 83% en comparación con el primer trimestre de 2014 cuando se habían perforado ya 36 pozos exploratorios. Por lo tanto, el gobierno propone alivios para las petroleras dentro del Plan Nacional de Desarrollo (PND).
     
     Las cifras son preocupantes, puesto que se pone en riesgo en el mediano plazo mantener los niveles de producción por encima del millón de barriles diarios teniendo en cuenta que las petroleras focalizaron sus inversiones en pozos ya en desarrollo y en procesos de recobro mejorado para campos maduros en los Llanos Orientales.
     
     No solo bajó la inversión en pozos, pues además la sísmica presentó una disminución del 96.49% en comparación con el primer trimestre de 2014, pues pasó de 7,837 Km de sísmica equivalentes a sólo 275 Km de sísmica equivalentes. Por lo tanto, se espera que sea revaluada la meta de lograr este año 8,000 Km de sísmica equivalentes y 86 pozos exploratorios, reflejando que sólo se ha cumplió con el 13% y 28% de la meta trimestral y sólo el 3% y 7% de la meta anual respectivamente.
     
     Ante la caída en el precio del petróleo, la ANH ya había tomado medidas para ampliar plazos del cumplimiento de obligaciones contractuales en la perforación de pozos en marzo pasado, siempre que los contratos no se venzan en los 12 meses siguientes a la fecha de radicación de la solicitud, condicionado a que el precio de referencia WTI en la fecha de radicación ante la ANH sea como mínimo 25% inferior al promedio de dicha referencia durante los 12 meses anteriores en la misma fecha.
     
     Adicionalmente, las compañías deben tener actividades pendientes de desarrollo y dar aviso a la ANH sobre algún descubrimiento, el área de evaluación no debe tener reservas probadas o, de tenerlas, la relación de reservas sobre producción debe ser inferior a un año, según el Informe de Recursos y Reservas (IRR) correspondiente al año inmediatamente anterior a la fecha de la solicitud de extensión.
     
     En la actualidad los contratos de exploración y producción (E&P) en Colombia para yacimientos convencionales tienen una vigencia de seis años, prorrogable dos años adicionales, siempre y cuando ya exista un descubrimiento o áreas en evaluación o explotación. El periodo de exploración para yacimientos no convencionales es de hasta nueve años.
     
     Ahora el gobierno nacional presentó un artículo dentro del PND para darle libertad a la ANH para poner reglas generales para ajustar contratos de exploración y explotación petrolera sin reducir los compromisos de inversión acordados previamente.
     
     Comparativamente con Perú, la agencia encargada de la promoción y adjudicación de los bloques petrolíferos, PeruPetro, dicta que el plazo para la fase de exploración de hidrocarburos es de siete años tanto para yacimientos convencionales y no convencionales, prorrogables por seis meses siempre y cuando haya solicitado la aprobación de PeruPetro. Además de los anterior, se puede solicitar seis meses adicionales de extensión, siempre que el trabajo haya consistido en la perforación de por lo menos un pozo exploratorio.
     
    Fuente: Bitlam.com
  • Cuba insiste en que tiene petróleo en sus yacimientos mientras empresas de EE.UU. aún están desinteresadas

    Tres pozos exploratorios en aguas profundas cubanas resultaron estar secos en 2012. Los bajos precios del petróleo y las nuevas oportunidades en el sector liberalizado de México se observan como una alternativa atractiva, desestimando el interés en Cuba.
     
    Plataforma - ChevronPlataforma - ChevronLa Habana. Cuba reveló el miércoles datos que confirmaron la existencia de miles de millones de barriles de petróleo en sus aguas profundas del Golfo de México, pero admitió que había poco interés en nuevas exploraciones a pesar del deshielo en las relaciones con Estados Unidos.
     
    Ambos países se han comprometido a restablecer los lazos diplomáticos después de más de 50 años de hostilidades, pero el amplio embargo comercial que Washington aplica a La Habana se mantiene intacto.
     
    Mientras que empresas de turismo de Estados Unidos, así como de transporte y agricultura están tomando posiciones para relanzar sus negocios en Cuba, las compañías petroleras estadounidenses muestran estar menos ansiosas.
     
    Tres pozos exploratorios en aguas profundas cubanas resultaron estar secos en 2012. Los bajos precios del petróleo y las nuevas oportunidades en el sector liberalizado de México se observan como una alternativa atractiva, desestimando el interés en Cuba.
     
    "A pesar de la apertura no encontramos hasta ahora interés de las compañías estadounidenses", dijo a periodistas Pedro Sorzano, director comercial del monopolio estatal Cubapetróleo (Cupet) en la apertura de una convención anual de ciencias geológicas.
     
    Durante más de una década, el Gobierno cubano ha anunciado que posee más de 20.000 millones de barriles de petróleo por descubrir en su Zona Económica Exclusiva del Golfo de México, frente a la costa noroccidental.
    Cuba espera que el descubrimiento de petróleo en alta mar sea clave para liberarse de la dependencia de otros países, como actualmente de su aliado socialista Venezuela y previamente de la Unión Soviética.
     
    El director de exploración de Cupet, Rafael de Jesús Tenreyro, dijo que los nuevos datos petrolero serán presentados en varios eventos internacionales.
     
    "El estudio confirma el potencial de la zona", enfatizó.
     
    Durante más de una década, el Gobierno cubano ha anunciado que posee más de 20.000 millones de barriles de petróleo por descubrir en su Zona Económica Exclusiva del Golfo de México, frente a la costa noroccidental.
     
    El Servicio Geológico de Estados Unidos ha estimado una cantidad más modesta de entre 5.000 millones y 7.000 millones de barriles.
     
    Una docena de empresas extranjeras ha explorado en los últimos años en aguas profundas de la isla. La petrolera estatal venezolana PDVSA y la rusa Zarubezhneft aún conservan los derechos de exploración, dijo el director adjunto de Cupet, Roberto Suárez Sotolongo.
     
    Jorge Piñón, un experto petrolero de la Universidad de Texas que está participando en la convención a puerta cerrada, elogió a Cuba por dedicar "una gran cantidad de tiempo y esfuerzo" en los nuevos datos revelados, aunque apuntó que deben ser revisados por especialistas internacionales.
     
    La falta de interés de Estados Unidos hasta el momento era de esperar, dijo.
     
    "Además del embargo hay tres retos para los cubanos. El bajo precio del petróleo, las nuevas oportunidades en aguas de México y su fracaso hasta la fecha", argumentó Piñón.
     
    Algunas compañías extranjeras están ayudando a Cuba en la extracción de más crudo a lo largo del cinturón de petróleo pesado situado al noroeste de la isla, a unos 320 kilómetros en el tramo de la costa norte desde La Habana hasta Villa Clara y alcanzando hasta 5 kilómetros mar adentro.
     
    Cuba produce crudo de mala calidad que cumple con el 40 por ciento de las necesidades del país, mientras que Venezuela envía a La Habana 115.000 barriles de petróleo diarios en condiciones preferenciales de financiamiento.
     
     
    Reuters
     
  • Después De Tres Años, Gobierno Adjudicará Bloques Para Exploración Petrolera

    Operadores CrudoSe espera una inversión inicial de más de 300 millones de dólares.

    En diciembre de este año se adjudicarán 15 bloques petroleros en la cuenca del Sinú- San Jacinto y tendrán una inversión inicial de 300 millones de dólares para la fase de exploración.

    Según el Presidente de la agencia Nacional de Hidrocarburos Orlando Velandia, se espera que, con este proyecto se garantice autosuficiencia en hidrocarburos hasta el 2022.

    Son más de 50 las compañías interesadas en el proceso de adjudicación que no se hacía desde el año 2014. Reactivar en materia exploratoria, si los15 bloques son adjudicados podemos estar hablando de una inversión de un poco más de 300 millones de dólares que es una suma muy importante de reactivación.

    Dos están en áreas fueron declaradas maduras o exploradas, lo que quiere decir que están próximas a ser campos de producción y se tiene certeza que hay yacimientos. 

    Existen 13 áreas emergentes o semiexploradas que se tienen algún conocimiento de acuerdo a la inversión que ha hecho el Gobierno en los últimos años por más de 250 millones de dólares para la identificación de dichas áreas.

    El proceso de adjudicación tiene enmarcadas las siguientes fechas:

    13 al 29 de septiembre publicación para los términos de referencia y minuta

    Del 5 de octubre al 8 de noviembre habilitación de los interesados 

    24 de noviembre publicación lista de habilitados 

    29 de noviembre, citación a audiencia pública para entrega y apertura de ofertas 

    15 de diciembre adjudicación 

    18 de diciembre suscripción de contratos.

    Fuente: Bluradio.com / Andres González

  • Ecopetrol despeja el camino para aumentar producción

    Ecopetrol StandEn su Asamblea General, la petrolera habló de su plan de austeridad y de su estrategia para incrementar el factor de recobro, que espera llevar del 18 al 25 por ciento en los próximos 5 años.

    Al quitarse la ‘camisa de fuerza’ que obligaba la distribución del 70 por ciento de las utilidades, Ecopetrol encamina su estrategia a la reducción de costos, mayores eficiencias, escoger prioridades y a mejorar la productividad de los pozos.

    “Con la capitalización de las reservas ocasionales por 14,7 billones se le da definitivamente solidez financiera a la compañía y se plantea una perspectiva distinta frente a la distribución de dividendos en los próximos años. Cada acción subiría 159 pesos, quedando al final con un capital social de 25,3 billones de pesos”, afirmó Javier Gutiérrez Pemberthy, presidente saliente de Ecopetrol.

    Las declaraciones se dieron durante la Asamblea de Accionistas, en la que se aprobó el reparto de dividendos, que llegó a los 7,81 billones de pesos.

    De esta manera, se hará la distribución de 5,46 billones de pesos, a razón de 133 pesos por acción, de los cuales 4,8 billones de pesos serán para el Gobierno y 670.000 millones de pesos irán para los socios minoritarios.

    Frente al valor recibido el año pasado, los 397.122 accionistas minoritarios, registrados al 31 de diciembre del 2014, tendrán una reducción de 560.000 millones de pesos, para una caída del 45,5 por ciento.

    Mientras el pago para estos últimos se hará en un solo contado, en el mes de junio, para la Nación el giro se hará en cuatro pagos, tres de ellos este año y uno entre el 21 de diciembre del 2014 y el 11 de marzo del 2016.

    Los primeros tres, por 1,38 billones de pesos, se harán el 23 de octubre, el 20 de noviembre y el 15 de diciembre, mientras el último será por 690.000 millones de pesos.

    Según las cifras de Ecopetrol, en el último año un total de 28.700 accionistas han vendido su inversión, toda vez que para el cierre del 2013 estos sumaban 425.840 accionistas.

    “La gente se muestra preocupada por el resultado neto de la utilidad, pero también recibió bien el plan de ajuste y las medidas que se tomarán y serán anunciadas por el nuevo presidente (el exministro Juan Carlos Echeverry”, anotó Gutiérrez Pemberthy, al hablar de los buenos resultados exploratorios y la reducción de la producción en el 2014.

    El representante de los accionistas minoritarios ante la Junta Directiva de la petrolera, Roberto Steiner, afirmó que los mayores beneficiarios de la recapitalización aprobadas serán este tipo de accionistas.

    “A quien más le interesa el valor de la acción es al accionista mayoritario, finalmente puede estar contemplando en comprar o vender acciones. Esa no es la preocupación del Gobierno”, explicó.

    Agregó que al recomponer el patrimonio hacia más capital la empresa le envía una señal a los mercados y eso debería repercutir en un fortalecimiento de la visión que tienen de la acción.

    Por su parte, el presidente de la junta directiva de Ecopetrol, Gonzalo Restrepo, afirmó que si la situación cambia y los resultados son más positivos es posible que se pueda tener un nivel alto de dividendos en el futuro.

    “Tenemos que pasar esta época que es cíclicla y ser muy racionales con el uso de capital. La prioridad para la junta directiva es garantizar la supervivencia a mediano y largo plazo de la compañía para que pueda cosechar buenas oportunidades en otro ciclo”, aseguró.

    En los próximos años la petrolera le apuntará a incrementar el factor de recobro (porcentaje de petróleo que se puede recuperar), que en la actualidad es del 18 por ciento.

    “Tenemos 21 proyectos piloto para aumentar el recobro, queremos pasar al 25 por ciento en el 2020 y llegar luego al 30 por ciento. Hoy, en Rubiales es de solo 8 por ciento”, indicó Gutiérrez. El directivo agregó: “Vemos que perfectamente podemos con tecnologías como inyección de agua o gas, combinado, o polímeros se puede ir creciendo”.

    LA REFINACIÓN, CLAVE EN EL NEGOCIO

    El ministro de Minas y Energía, Tomás González, señaló que el futuro de los hidrocarburos en el país pasa por el mejoramiento del recobro.

    "Cada campo tiene unas características diferentes. Si aumentamos el factor de recobro en un punto, quiere decir que tendríamos un aumento de 20 por ciento", explicó.

    El jefe de la cartera aclaró que el precio de los combustibles se determina con una fórmula que tiene dos objetivos: darle mayor estabilidad a los precios y cuidar al máximo las finanzas públicas.

    De esta manera, González recordó que "a la hora de fijar los precios no se busca que el negocio de refinación para Ecopetrol sea bueno o malo, se le paga el precio de mercado, lo mismo que se le pagaría a cualquier otro productor".

    El Ministro advirtió que sin las inversiones en el negocio de refinación, como las que se hacen en Cartagena, va a ser imposible que el negocio del crudo sea rentable hacia adelante.

    Fuente: Portafolio.co

  • Ecopetrol empieza a extraer 46% del crudo nacional con Cusiana y Rubiales

    Producc Petrol 2016Según las cifras de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en abril Ecopetrol logró extraer 375.900 barriles diarios de petróleo en promedio (bdp) del subsuelo nacional, en segundo lugar estaba Meta Petroleum (filial de Pacific E&P) que alcanzó 203.215 bdp, en tercero Occidental de Colombia con 57.292 bdp y el cuatro lugar lo ocupaba Equión con 52.938 bdp. Con estas cifras la petrolera estatal controlaba 39,9% de la producción de Colombia que en promedio está en 943.267 barriles durante este 2016.
     
    No obstante, hoy, con la reversión de Rubiales y Cusiana, que se dio el primero y el 3 de julio, Ecopetrol logra operar y extraer directamente un promedio de 439.323 barriles de los 943.000 que se están generando en promedio. Esto, más 33% de barriles de crudo que tenía Equión en el contrato Tauramena y 43% que tenía Pacific en Rubiales y Piriri, que completan 63.423 barriles de crudo, hace que la estatal produzca 46% del petróleo en Colombia. 
     
    Ahora, es necesario aclarar que el porcentaje aumentaría mucho más si se tuviera en cuenta en barriles equivalentes el gas que produce Cusiana, (44.000 barriles de crudo equivalente). No obstante, la ANH hace la distinción entre los dos hidrocarburos por lo que en petróleo por parte de este campo solo se sumarían 3.052 barriles, que es 98% de la producción que se tienen en los registros de la Agencia para abril. (Cifras de Ecopetrol a mayo muestran que podría llegar a 6.664 bdp)
     
    Frente al tema, y a pesar de las celebraciones que se dieron por el retorno de estos campos a las manos de la estatal, Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo, ACP, señaló que “no se puede olvidar el aporte de Pacific y BP, no solo en términos económicos, sino en transferencia de conocimiento que permitió convertir a Rubiales y Cusiana en dos de los complejos petroleros más importantes de Colombia. Igualmente, no se puede olvidar la apuesta por Colombia que hicieron estas compañías, que vieron al país como un escenario atractivo para invertir sus recursos y aportar al desarrollo nacional y regional”. 
     
    Siendo así, Lloreda explicó que es necesario evaluar este modelo de contratos de asociación y “buscar nuevos mecanismos que impulsen nuevos proyectos e impulsen el sector petrolero en el país”.
     
    Contratos de Ecopetrol
    Ecopetrol tiene 42 contratos de asociación que vencen entre 2016 y 2041, y a pesar de que muchos son campos pequeños, la reversión de estos, que aún se está analizando, llevaría a la petrolera a sumar como mínimo 146.650 barriles; es decir 62% de la producción actual. 
     
    Frente al tema, Héctor Manosalva, vicepresidente de producción de Ecopetrol explicó que se está buscando diversificar el modelo de contratación para que este tipo de contratos sigan siendo un instrumento de inversión, más no el único. “Debe haber una diversidad para poder realizar inversiones de riesgo y desarrollo”, señaló a la ACP. 
     
    En la ceremonia de Rubiales Juan Carlos Echeverry, presidente de la compañía, explicó que esta estrategia lo único que busca es convertir a Ecopetrol en una empresa eficiente y eficaz.
     
    Ecopetrol suplirá gas licuado de Termoyopal
    El Ministerio de Minas pidió a la Superintendencia de Servicios claridad en los hechos de la salida de Termoyopal el pasado 20 de mayo, ya que la falta de la producción de Gas Licuado de Petróleo preocupa a varios usuarios que reciben el suministro de esta compañía. Según Germán Arce, la empresa no ha explicado si los hechos se originaron por acciones u omisiones que sean sujetos de investigación.  Por su parte, Ecopetrol incorporó una oferta adicional de 1.000 barriles que cubrirían el déficit que produjo la contingencia.
     
    Las opiniones
     
    Francisco José Lloreda
    Presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo
    “Colombia debe evaluar cómo potenciar el modelo que mantiene muchos contratos vigentes y buscar mecanismos que impulsen al sector”.
     
    Héctor Manosalva
    Vicepresidente de Producción de Ecopetrol
    “En Rubiales de cada 100 barriles que se produzcan, 32 serán de regalías y Ecopetrol recibirá 68. Esto es un incremento de 45% en términos de ingresos brutos para la firma”.
     
     
    Fuente: Larepublica.co / Lilian Mariño Espinosa
  • Ecopetrol realiza seminario internacional de innovación y tecnología en petróleo y gas

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

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

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

    La Anla le otorgó a la petrolera el permiso para iniciar los trabajos en el Área de Perforación Exploratoria Ávila del Bloque Caño Sur en el Meta.
     
    Ecopetrol REn medio del difícil panorama que atraviesan las empresas de hidrocarburos por los bajos precios del petróleo, Ecopetrol recibió una buena noticia. La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, Anla, le otorgó el permiso necesario para iniciar los trabajos de un nuevo proyecto petrolero en el departamento del Meta.
     
    La Anla le otorgó a la petrolera colombiana, la licencia ambiental para el proyecto denominado Área de Perforación Exploratoria Ávila en el Bloque Caño Sur. Dicho proyecto abarca las jurisdicciones de los municipios de San Martín, Castilla La Nueva y San Carlos de Guaroa, los tes en el departamento del Meta.
     
    No obstante pese a la licencia recibida, la Anla le aclara a la empresa que no podrá intervenir los bosques de galería ni los drenajes de escorrentía que alimentan el río Camoa. Por tal motivo las nuevas vías que deberán construirse tendrán que hacerse por las divisorias de aguas y se deberá reducir el derecho de vía de 20 a 12 metros para no afectar las coberturas naturales ni la dinámica hídrica de la zona.
     
    Así mismo Ecopetrol se compromete a realizar un estudio donde se contemple el levantamiento topográfico de las vías, análisis geotécnicos e hidráulicos, suelos, con sus respectivos diseños técnicos de adecuación y construcción, el cual debe ser presentado en el respectivo Plan de Manejo Ambiental específico.
     
    Del mismo modo, tendrá que adelantar la revegetalización y/o empradización de todos los taludes en las vías, localizaciones y demás áreas intervenidas, con gramíneas propias de la zona, para garantizar la estabilidad de los mismos y evitar el arrastre de sedimentos a los cuerpos de agua circundantes a las locaciones y/o generación de procesos erosivos.
     
    Los trazados deberán considerar el sentido del flujo superficial del agua, con el fin de evitar con dicho desarrollo la intervención innecesaria de cauces, minimizar la construcción de obras de arte en los nuevos corredores y favorecer la dinámica hídrica superficial de la zona.
     
    Objeto del Proyecto
     
    El objetivo principal del proyecto consiste en desarrollar actividades de prospección para hallar yacimientos de gas y/o crudo en Ávila, concesionado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH.
     
    El proyecto involucra actividades como: Mejoramiento y adecuación de vías existentes, construcción de nuevas vías de acceso, adecuación de las áreas para plataformas de perforación, perforación de pozos, realización de pruebas de producción y actividades de abandono y restauración de áreas intervenidas.
     
    Adicionalmente, se requiere la ejecución de actividades conexas como ZODME, zonas para obtención de material de préstamo lateral para adecuación de vías existentes, construcción de nuevos accesos y plataformas de perforación, áreas para la disposición de las aguas residuales tratadas, de cortes de perforación y para la ejecución de maniobras, parqueo de maquinaria y vehículos, al igual que áreas operativas para uso de los contratistas.
     
    Fuente: Dinero.co
  • El campo La Cira Infantas logró una producción de 40 mil barriles por día

    Pozo La Cira EcopetrolLa Cira Infantas, el campo petrolero más antiguo de Colombia localizado en Santander, superó el 31 de diciembre la producción de 40 mil barriles por día, gracias a una campaña que se desarrolló desde septiembre pasado, la cual incluyó la perforación de 20 nuevos pozos y la realización de 139 trabajos de acondicionamiento de pozos (workover), entre otros aspectos.
     
    El hito tiene especial relevancia para este campo maduro que inició su operación con el pozo Infantas II en el año 1918, y cuya máxima producción se registró en 1939 cuando se extrajeron 60.000 barriles diarios de petróleo. Posteriormente, debido al proceso de declinación natural, la producción bajó a 5.000 barriles diarios en el año 2003.
     
    Para revertir la tendencia, en 2005 Ecopetrol realizó un contrato de colaboración empresarial con Occidental Andina el cual ha permitido incrementar paulatinamente la producción mediante la aplicación de tecnologías de última generación en perforación de pozos a la medida de los requerimientos del campo.
     
    “Este es el resultado de un esfuerzo conjunto realizado por Ecopetrol S.A. y Occidental Andina, basado en el trabajo en equipo, dedicación y compromiso de todos”, aseguró el gerente del campo Norberto Díaz Rincón.  El gerente reconoció el esfuerzo y compromiso de los recorredores, operadores, supervisores, ingenieros, líderes, la labor de los contratistas y sus colaboradores, y el trabajo realizado por todo el equipo de Occidental Andina.
     
    Responsable con el medio ambiente, La Cira Infantas realiza un uso eficiente del agua, reinyectando el 100% del agua de producción, con cero vertimientos. De igual forma se construyeron nuevas plantas de inyección, para mayor capacidad de recobro secundario.
     
    En la última década La Cira Infantas ha realizado una inversión de 239 mil millones de pesos destinados a proyectos de  inversión social orientados al fortalecimiento del desarrollo  local y regional tales como apoyo para el suministro de agua potable, gas, mantenimiento de vías, erradicación del analfabetismo, mantenimiento de la infraestructura de escuelas, proyectos productivos y fortalecimiento a empresas locales, entre otros.
     
    En cuanto a oportunidades laborales, el proyecto genera una contratación promedio de  3.043 personas anualmente.
     
    Por: Paisminero.co / CP-Ecopetrol
  • El ICP de Ecopetrol llega a sus 30 años con 292 tecnologías desarrolladas

    ICP JUN2015 En la última década le ha generado a Ecopetrol más de US$3.800 millones en beneficios comprobados por sus desarrollos tecnológicos.

     Cuenta con 35 plantas piloto y 22 laboratorios especializados, base para la investigación, el desarrollo y la innovación en procesos de la cadena del negocio de la Empresa.

    Con un inventario de 292 tecnologías desarrolladas, 79 patentes obtenidas en Colombia, México, Brasil, Estados Unidos, Nigeria y Rusia e importantes inversiones para mejorar su infraestructura tecnológica, el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) celebra sus primeros 30 años y se consolida como el más importante centro de investigación petrolera del país.

    El ICP, ubicado en Piedecuesta (Santander), llega a su tercera década convirtiéndose en pieza clave para apalancar la nueva estrategia empresarial de Ecopetrol 2030, en la cual jugarán un papel preponderante sus soluciones tecnológicas para las actividades de exploración, producción, transporte y refinación, entre otras.

    En los últimos cinco años las inversiones hechas en el fortalecimiento de su infraestructura tecnológica con el fin de afrontar los nuevos desafíos de la industria de petróleo y gas ascienden a US$200 millones.

    En 32 hectáreas se extienden hoy 38.000 metros cuadrados de edificaciones, en donde funcionan 35 plantas piloto y 22 laboratorios especializados que son la base para la
    investigación, el desarrollo y la innovación en procesos de la cadena del negocio de Ecopetrol. A la fecha el ICP cuenta con 277 equipos especializados en 57 áreas de
    experimentación.

    Su más reciente instalación es el área de Inyección de Aire del Laboratorio de Recobro Mejorado, única en Latinoamérica y una de solamente tres en el mundo con capacidad
    para hacer pruebas a alta presión con esta tecnología.

    Desde 2014 el ICP construye, con sede en Chichimene, departamento del Meta, una planta de desasfaltado a escala semi-industrial para viabilizar la evacuación de crudos
    pesados utilizando menos diluyente; y el área de pruebas piloto de inyección de aire para incrementar la recuperación de crudos pesados y extra-pesados de los llanos
    colombianos.

    El ICP también opera desde agosto de 2014, el Centro de Procesamiento Sísmico, que es soporte para mejorar las imágenes sísmicas adquiridas en campo y de esta manera reducir riesgos en el proceso exploratorio.

    En la última década, el ICP le ha representado a la compañía beneficios comprobados por al menos $3.859 millones de dólares. Si bien el mayor aporte ha sido en el área de tecnologías de producción, con beneficios del orden de los US$2.491 millones, el ICP también ha desarrollado tecnologías para los segmentos de exploración; transporte;
    refinación y petroquímica; comercialización de petróleo y gas; y para la sostenibilidad ambiental de las actividades de Ecopetrol.

    Estas soluciones le han aportado a la empresa importantes reducciones de costos en los diferentes segmentos; han redundado en el crecimiento de reservas de Ecopetrol; la reducción de incertidumbre en variables exploratorias; una mayor recuperación de petróleo de sus yacimientos; y producción de combustibles más limpios.

    Así mismo, en 2014 el ICP recibió por parte de Colciencias la certificación de 26 de sus investigaciones por un monto de $209.500 millones, siendo la Empresa con mayor
    número de proyectos certificados en el país. En 2015 se han certificado seis proyectos por valor superior a los $53.000 millones, generando exenciones tributarias a la compañía.


    por: Paisminero.co

  • Estrategia de BP para buscar petróleo se debilita por recortes de presupuesto

    BpLa sorprendente salida del jefe de exploración de la británica British Petroleum ha puesto el foco de atención en una estrategia de búsqueda de petróleo que, tras años de recortes de presupuesto, se centra principalmente en la ampliación de los campos existentes en lugar de aventurarse hacia lo desconocido sin reparar en gastos.

    Esa prudencia es reflejo de una empresa castigada por el costo de 55.000 millones de dólares del derrame en el Golfo de México en 2010 y la necesidad de exprimir cada gota de un presupuesto de exploración drásticamente recortado en un entorno de precios bajos del crudo.

    "La exploración no tiene que parecerse necesariamente a (el presentador de documentales) David Attenborough al pie de una nueva frontera", dijo a Reuters una fuente de BP.

    Aunque las reservas totales y yacimientos de BP que se pondrán en marcha en los próximos cuatro años muestran un aspecto saludable en comparación con otras grandes petroleras, su cartera a largo plazo es la más reducida de sus rivales y el punto de equilibrio en costos es el más alto, en opinión de algunos analistas, entre ellos Macquarie.

    Varias fuentes de BP dijeron que el presidente ejecutivo Bob Dudley y su equipo estaban trabajando duro en una nueva estrategia a largo plazo, con los inversores a la espera de una actualización sobre los planes del grupo a partir de 2020 este año o a principios del que viene. Es probable que el plan contenga una de las frases favoritas de Dudley: "Lo grande no es necesariamente hermoso”.

    Después de que las desinversiones que tuvo que hacer por el desastre del Golfo de México redujesen el tamaño de la compañía en un tercio, BP concentra ahora sus operaciones en cinco regiones: Angola, Azerbayán, Egipto, el Golfo de México y el mar del Norte.

    Fue en Angola, Egipto y el mar del Norte, regiones que ya eran clave para BP, donde Richard Herbert cosechó sus mayores éxitos durante sus dos años al frente del negocio de exploración.

    BP dijo que su marcha tuvo que ver con la decisión de la compañía de poner la exploración y el desarrollo de yacimientos bajo un equipo de "upstream" liderado desde el pasado febrero por Bernard Looney.

    Pero Herbert, que trabajó con Dudley en Rusia en la década de 2000, también ha visto como su presupuesto anual menguaba desde 3.500 millones de dólares en 2013 a 1.000 millones este año, cantidad que no basta ni para perforar una docena de pozos de aguas profundas y mucho menos para adentrarse en una nueva frontera de exploración que podría conllevar grandes ganancias pero también un elevado riesgo de regresar con las manos vacías.

    Royal Dutch/Shell enterró US$7.000 millones en un proyecto de exploración en Alaska que abandonó el año pasado, algo que BP no puede permitirse. Aunque los recursos existentes de BP no son pequeños comparados con los de sus rivales, analistas dicen que la falta de una cartera de largo plazo es motivo de preocupación.

    Fuente: Dinero.com

  • Internacional - Caen permisos de perforación de petróleo de esquisto en EE.UU.: ¿llegó la desaceleración?

    Shale OilNueva York - Los permisos para nuevos pozos cayeron un 15% el mes pasado en 12 grandes formaciones de esquisto, de acuerdo a información exclusiva entregada a Reuters por DrillingInfo, una firma de datos sobre la industria.
     
    En los últimos años los productores de petróleo de Estados Unidos han corrido a toda velocidad para perforar nuevos pozos de esquisto, incluso pese a la caída de precios. Pero nuevos datos sugieren que la largamente anticipada desaceleración de la actividad en el país habría llegado finalmente.
     
    Los permisos para nuevos pozos cayeron un 15% el mes pasado en 12 grandes formaciones de esquisto, de acuerdo a información exclusiva entregada a Reuters por DrillingInfo, una firma de datos sobre la industria, que ofrece la primera señal de un descenso en el frenesí perforador que hizo que los permisos más que se duplicaran desde el último noviembre.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo acordó mantener la semana pasada su cuota de producción de 30 millones de barriles por día, a pesar de una caída del 30% en los precios desde junio, provocando un hundimiento adicional del 10%.
     
    Muchos analistas creen que esta decisión estuvo dirigida directamente a los productores de petróleo estadounidenses que están frente al resurgir energético del país: ¿Pueden seguir perforando al ritmo actual si los precios no suben?
     
    "Actualmente, el mercado está centrado en el esquisto de Estados Unidos como el lugar en el que hay que recortar gasto y producción", afirmó Roger Read, analista de Wells Fargo, en una nota el viernes.
     
    "Bajo nuestro punto de vista hay pocas dudas de que los precios más bajos del crudo y el gas se traducirán en un menor gasto y una menor producción del petróleo de esquisto de 2015 a 2017", agregó.
     
    Un recorte en la producción en Estados Unidos podría beneficiar a Arabia Saudita, que ha sugerido en los meses pasados que está cómoda con precios mucho más bajos.
     
    La mayoría de los analistas predice que los productores de crudo de Estados Unidos pueden mantener tasas sanas de producción en la primera mitad de 2015, gracias en parte a las inversiones efectuadas meses atrás.
     
    Algunas compañías de servicios petroleros han sugerido que la desaceleración puede ser contenida, mientras siguen comprando componentes claves para la perforación. Sin embargo, los datos sugieren que es probable que la producción acabe sucumbiendo ante los precios bajos.
     
    "La primera ficha de dominó es el precio, que hace que otras fichas caigan", dijo Karr Ingham, un economista que elabora el Texas PetroIndex, un análisis anual de la economía energética del estado. Una de las primeras fichas en caer fue el número de permisos tramitados, afirmó Ingham.
     
    Texas concedió un número récord de permisos, 934, antes de caer a 885 en octubre. Pese a que esta cifra sigue siendo más del doble de la registrada en el mismo mes de 2010, cuando la revolución del petróleo de esquisto estaba comenzando, muestra un enfriamiento que no se había visto a este nivel en los dos últimos años.
     
    Es esperable un descenso en el número de plataformas en dos y cuatro meses después de la caída en los permisos, al tiempo que el crecimiento de la producción debería empezar a ralentizarse seis meses más tarde.
     
    "Esto es un retroceso en la aceleración. La gente está teniendo cuidado", dijo Allen Gilmer, presidente ejecutivo de DrillingInfo. Aunque los permisos han bajado en otros momentos, Gilmer afirma que en la actualidad hay indicaciones tempranas de un descenso en el número de pozos.
     
    DrillingInfo dijo que en octubre se detectó una caída en los permisos en diez formaciones de esquisto. Los datos de una formación no estaban disponibles y en otros dos casos -Barnett en Texas y Bakken en Dakota del Norte- los permisos subieron ligeramente.
     
    El descenso de los permisos fue especialmente pronunciado en dos formaciones texanas, la Cuenca Pérmica y Eagle Ford, con una caída del 13 y el 22%, respectivamente.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com
     
     
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  • Internacional - Empresas almacenan petróleo en el mar para aprovechar una brecha de precios

    BuqueLas grandes compañías y operadores petroleros están guardando millones de barriles de crudo en gigantescas embarcaciones en el océano en un intento por aprovechar al máximo una peculiaridad del mercado.
     
    En lugar de trasladar petróleo de un puerto a otro, un creciente número de buques sirve como depósitos flotantes para empresas como Sinopec Ltd., Mercuria Energy Group y Vitol Group, según fuentes al tanto.
     
    En una situación anómala, el crudo es más barato en el mercado spot, en el que el comprador paga al contado cuando se hace la entrega, que en los mercados de futuros, donde se realizan apuestas a los precios en los meses venideros. Al comprar stocks físicos de petróleo y vender de inmediato contratos a futuro, los operadores se embolsan una ganancia.
     
    Las embarcaciones, que llegan a pesar 550.000 toneladas y miden casi 400 metros de largo, almacenan el crudo hasta que se cierra la posición. Los depósitos en tierra también se están llenando de petróleo.
     
    La cantidad de crudo involucrado en la estrategia ha ascendido a entre 25 millones y 50 millones de barriles desde casi cero en abril, según operadores del mercado y estimaciones de los analistas. El monto equivale a más de uno o dos días de la demanda en Estados Unidos.
     
    Más de 70 millones de barriles fueron almacenados como parte de esta maniobra financiera en abril de 2009, la última ocasión en que los precios spot estuvieron por debajo de los de los contratos a futuro durante un lapso sostenido de tiempo, señala la consultora londinense Energy Aspects.
     
    El aumento en el volumen de crudo guardado en alta mar no ha pasado inadvertido para muchos inversionistas, quienes dicen que es la señal de un exceso global de suministro y augura una mayor caída en los precios, que ya alcanzaron su nivel más bajo de los últimos dos años. "Demuestra que hay una sobreoferta en el mercado a raíz de una demanda débil", afirma Amrita Sen, analista de Energy Aspects.
     
    Mercuria, uno de los mayores operadores de commodities del mundo, contrató en las últimas semanas embarcaciones para trasladar crudo a depósitos ubicados en la Bahía de Saldanha, en Sudáfrica, informaron operadores y analistas. Sinopec, la tercera petrolera del mundo por ingresos, arrendó hace unos días el buque TI Europe, con capacidad para transportar 3,2 millones de barriles y que está anclado frente a la costa de Malasia para guardar crudo. La empresa contempla alquilar otras embarcaciones en los próximos días, según operadores. Hace dos semanas, asimismo, Vitol ofreció vender petróleo directamente desde una embarcación en lugar de desde un puerto, una señal de que la firma también está aprovechando la diferencia entre los precios spot y futuros, dijo un operador de Londres.
     
    Mercuria y Sinopec no respondieron a las llamadas en busca de comentario. Una portavoz de Vitol manifestó que la empresa no comenta sobre sus actividades de compraventa de activos.
     
    El precio del crudo Brent, la principal referencia de los precios mundiales, acumula un descenso de 14% en los últimos tres meses en medio de un incremento en la producción en lugares como EE.UU., Libia, Irak y el occidente de África, y la creencia de que la oferta seguirá superando la demanda.
     
    El precio spot de los contratos Brent en julio cayó por debajo del precio de los contratos para entrega en los próximos meses durante un período sostenido por primera vez desde inicios de 2011. Cuando apareció este patrón, la brecha entre los contratos para el mes más cercano y el mes siguiente era de US$0,50. A fines de la semana pasada, la diferencia había subido a US$2,04, sobrepasando los US$0,70 que analistas y operadores preveían necesarios para que la operación fuera rentable.
     
    Michel Salden, quien gestiona US$600 millones en Harcourt, una administradora de activos de Zúrich, apuesta a que la brecha entre los precios de corto y largo plazo del crudo Brent se seguirá ampliando mientras la demanda siga siendo débil.
     
    "En este entorno, cuesta adivinar la dirección del mercado", observó.
     
    Algunos analistas dicen que el exceso de suministro ya se refleja en el precio actual del contrato Brent para noviembre, que el martes rondaba los US$96,81 el barril.
     
    Aunque la situación beneficia a los operadores físicos de petróleo, el precio más alto de los contratos a futuro podría castigar a muchos administradores de fondos que invierten en materias primas mediante fondos indexados. Los gestores de estos fondos venden contratos a futuro antes de que venzan para no recibir los barriles de petróleo en su puerta. Con tal de mantener una exposición constante, compran el contrato más caro para entrega posterior, lo que erosiona sus retornos.
     
    "Si no persiste, será un importante obstáculo incremental sobre los retornos", reconoce Nicholas Johnson, quien supervisa inversiones en commodities por US$25.000 millones para Pacific Investment Management Co., una filial de Allianz AG ALV.XE -6.18%  .
     
    La transacción tampoco está exenta de riesgos. Si aumentan las tasas de interés o los precios de almacenamiento, los costos pueden borrar las ganancias provenientes de las ventas a futuro.
     
    De todos modos, las empresas tratan de sacar provecho de esta oportunidad mientras dure.
     
    "El almacenamiento de petróleo crudo tiene lugar en el Atlántico, Sudáfrica y Asia", dice Stephen Wolfe, analista sénior de la corredora de materias primas de Houston Trafigura Beheer. "Los superávits regionales crecieron en Asia, África y el Mar del Norte a veces en los últimos dos meses, lo que ejerce presión sobre los precios y vuelve la operación rentable".
     
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com
     
     
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  • Inventarios de petróleo en EEUU suben a récord en la última semana: EIA

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

    Aunque el Gobierno apuesta por la devaluación y las 4G como catalizadoras de la industria y el comercio exterior, expertos lo consideran insuficiente
     
    Activos PetrolerosEl consenso a nivel internacional indica que los precios del petróleo por encima de los US$100 no regresarán pronto. Una situación aguda para Colombia ya que, según el Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE), más del 50% de las exportaciones y de la inversión extranjera directa del país dependen de la cotización del crudo. Frente a esta situación el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, ha dicho “que la caída de los precios del petróleo provocará que las exportaciones se reduzcan alrededor de US$5.000 millones, pero las coyunturas actuales, como la recuperación de Estados Unidos y la tasa de cambio, permiten hacer políticas para reemplazar la pérdida. Dado que los envíos de productos no tradicionales suman un nivel similar al que se quiere cubrir, la apuesta del Gobierno es que este rubro duplique su nivel para que se pueda lograr el empalme”.
     
    De manera que la gran apuesta del Gobierno es cambiar la cultura petrolera que por más de diez años ha reinado en el país. Sin embargo, los sectores con los que piensa realizar el proceso no se encuentran en las mejores condiciones. Por un lado, según el DANE, la producción industrial se contrajo por segunda vez en 2015 al bajar 1,3% en febrero con relación al mismo mes de 2014. Y “aunque Colombia es una nación tropical con gran potencial agrícola, cerca del 28% de los alimentos que se consumen dentro del territorio son importados. Esto representa un costo de oportunidad ya que los productos agrícolas con valor agregado tienen un gran potencial en el mercado internacional”, agregó Rafael Mejía, presidente de la Sociedad de Agricultores de Colombia (SAC).
     
    Cálculos del Centro de Pensamiento en Estrategias Competitivas (Cepec) de la Universidad del Rosario indican que al país le tomaría aproximadamente 17 años duplicar sus exportaciones no minero-energéticas, teniendo en cuenta el ritmo de crecimiento promedio de los últimos 10 años, que ha sido de 4,2%. Una tarea que se podría alargar hasta 28 años si lo que se quiere es doblar las ventas externas agrícolas e industriales, pues este rubro se incrementó a un ritmo promedio de 2,5% durante la última década.
     
    El Cepec sugiere además que si se quisiera cumplir las metas en exportaciones de bienes agrícolas e industriales en el actual período de gobierno, habría que acelerar el crecimiento de estas ventas externas del 4,2% anual a un 6,4% anual. Asimismo se requiere acelerar las decisiones para fortalecer la estrategia exportadora de bienes no minero-energéticos, para enfrentar los cuatro tipos de obstáculos identificados por el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo: las medidas no arancelarias gravosas, el desconocimiento de oportunidades comerciales, las barreras a una mayor productividad y las dificultades asociadas a la infraestructura y los costos de transacción.
     
    Por ello Javier Díaz, presidente de la Asociación Colombiana de Comercio Exterior (Analdex), afirmó que “la política industrial que se debe implementar en Colombia no necesariamente tiene que ser con base en protección ni en subsidios, sino una política moderna que le brinde un marco adecuado a la industria para su desarrollo. Por ejemplo, yo creo que la última reforma tributaria está castigando la inversión, y se debería mirar con la reforma estructural que se plantea cómo la política impositiva debería propender por el desarrollo productivo del país”.
     
    Por otro lado, hay una problemática en lo referente al aparato extra costos industrial. Por ejemplo, el elevado precio de la energía frente a otros países de la región, como México. Además, el tema logístico de llevar un contenedor del centro del país a los puertos llama la atención porque cuesta por lo menos US$1.000 más frente a las tarifas de los competidores de la región.
     
    “Aunque el dólar ayude a las exportaciones, y políticas como la de las carreteras 4G son bien recibidas, estos factores no son suficientes para garantizar que la industria podrá remplazar las ventas externas de petróleo. Porque de nada sirve un programa que le ahorre seis horas a un camión de carga que va desde el centro del país hasta Cartagena si cuando llega al puerto se pierde un día en el proceso logístico. Se requiere un plan de choque que elimine las barreras que nosotros mismos nos hemos impuesto al comercio exterior”, agregó Díaz.
     
     Por: Camilo Vega Barbosa
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • Las deudas atan de manos a las grandes petroleras privadas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Deudas Petrol

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     

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

  • Lecciones para una inversión social exitosa

    Orlando CabralesHace unos días la Agencia Nacional de Hidrocarburos publicó el libro “Siete lecciones aprendidas para una inversión social exitosa en el sector de hidrocarburos”, el resultado de más de seis meses de trabajo que realizó la entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía con el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (Pnud), en busca fortalecer las capacidades institucionales para la planificación, seguimiento y evaluación de los programas en beneficio de las comunidades.
     
    Entre las buenas prácticas encontradas por este trabajo investigativo sobre inversión social y responsabilidad corporativa, el lector puede atender y sorprenderse con las labores que hace la industria extractiva para generar confianza, resolver conflictos al interior de las comunidades y hacer crecer personalmente a los individuos en áreas de influencia. En la mayoría de casos, la responsabilidad social se fundamenta en la honestidad, transparencia y respeto,  para luego entrar a producir acciones que generen trabajo, educación y protección ambiental.
     
    La inversión para el desarrollo -y esto es un llamado para la industria del sector minero energético- debe partir del entendimiento de las necesidades de las comunidades, no de las ayudas que son efectistas y que no aportan socialmente al progreso de las familias. Cito para explicar mejor mi punto de vista la definición que el Instituto Ethos de Empresa y Responsabilidad Social de Brasil hace sobre la responsabilidad social “(…) es la forma de gestión definida por la relación ética y transparente de la empresa con todos los públicos con los cuales se relaciona (…) preservando recursos ambientales y culturales para futuras generaciones, respetando la diversidad y promoviendo la reducción de las desigualdades sociales”.
     
    La clave del éxito para que la responsabilidad social en este sector se transforme en desarrollo verdadero está en articular las inversiones con proyectos a largo plazo, haciendo convenios con aliados locales, con transparencia, información y partiendo de las necesidades reales básicas que las comunidades deben satisfacer.
     
    La responsabilidad social no debe ser vista como mera filantropía, paternalismo o caridad; tampoco como la solución para evitar conflictos. Las acciones de responsabilidad social deben ser prácticas, en una perspectiva de derechos, que impliquen la voluntariedad de las empresas y la articulación de los esfuerzos del gobierno nacional con los locales para emprender un cambio social.
     
    En el sector hidrocarburífero no debemos conformarnos con el gran aporte que hacemos al país en temas de inversión extranjera directa, aporte al PIB, empleo y recursos para educación, trabajo e infraestructura a través de las regalías y el aporte a los ingresos corrientes de la Nación. Debemos seguir avanzando en el crecimiento de programas de responsabilidad social que aporten directamente al desarrollo de las comunidades y que, como finaliza el libro investigativo, originen programas eficaces, sostenibles y de calidad para la inversión social.
     
    Orlando Cabrales
     
    Viceministro de Energía
     
    Fuente: Larepublica.co
     
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  • Nuevo vicepresidente exploración de Ecopetrol

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

    Petrolera 11La crisis del crudo lleva a las firmas débiles a buscas nuevas alternativas.
     
    De forma similar a lo que han hecho grandes jugadores de la industria petrolera mundial, como la española Repsol al acordar la compra de la canadiense Talisman (con operaciones en el país) o más recientemente el gigante angloholandés Shell, al pactar la compra de la británica BG Group, en el sector petrolero local se inició una era de consolidación, a través de fusiones y compras de activos de exploración y producción de petróleo.
     
    La Superintendencia de Industria y Comercio ya ha aprobado los procesos de integración de las operaciones en el país de Pluspetrol Resources y Apco Properties, Vitol Colombia y la francesa Total Exploración y Producción para la cesión de una capacidad en el oleoducto Ocensa, y la compra de los activos de Talisman en el país por Repsol, entre estos las participaciones que la primera tiene en asocio con Ecopetrol y con Pacific Rubiales. (Lea también: Dos de cada cinco firmas del sector petrolero, en riesgo de quiebra)
     
    Además se conoció este jueves que la canadiense Parex Resources, que concentra su operación en el departamento del Casanare, llegó a un acuerdo con un consorcio de suscriptores dirigido por las firmas Scotia Capital y First Energy, para la compra de 13 millones de acciones, a un precio de 9,15 dólares cada una, por 118,9 millones de dólares.
     
    Con los recursos, Parex prevé pagar endeudamiento con bancos, aumentar el capital de trabajo e incluso financiar oportunidades de crecimiento, entre estas continuar con el programa de perforación de 11 pozos exploratorios, el inicio de la búsqueda de recursos en la cuenca del Magdalena Medio y la adquisición de nuevas áreas que le representen buenas oportunidades.
     
    De acuerdo con Ricardo Cuervo, presidente de la compañía Latina Energy e instructor del curso ‘Cómo levantar capital en el sector petrolero’, realizado esta semana en Bogotá, el país, durante tres o cuatro años fue la vedette en el continente y pudo haberse convertido en el 'hub' petrolero de América Latina, cuando hubo una inversión canadiense estimada en 5.000 millones de dólares.
     
    Sin embargo, por una serie de dificultades bien conocidas, como las demoras en el licenciamiento ambiental, las comunidades, las protestas y los costos de operación, muchas de las llamadas petroleras ‘junior’ no pudieron dar la rentabilidad esperada en el tiempo previsto.
     
    Vienen más
     
    Aunque señala que en ese proceso del 'boom' de inversión en la industria petrolera hubo casos de éxito de firmas como Pacific Rubiales, Petrominerales y Canacol Energy, que lograron obtener producción y contar con el flujo de caja necesario para mantener la exploración y crecer en el mercado, en el grueso de las compañías esto fue lo que pasó, precisamente con las firmas más pequeñas.
     
    Por eso estima que en el país se avecina un proceso de consolidación y depuración de firmas petroleras, ya que existen muchas compañías pequeñas con una concesión que no tienen el dinero para hacer los pozos y la sísmica que tienen comprometido hacer con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
     
    “Una de dos: el Gobierno da beneficios tributarios y ayuda para cumplan sus compromisos, o simplemente retoma estos contratos, pero no es el interés del Estado. O por el otro lado, se juntan varias empresas ‘junior’ con una estrategia más establecida, para poder hacer los compromisos”, señala el experto.
     
    Una vez ocurra esto o se materialicen los estímulos que se le han pedido al Gobierno, se comenzaría a ver un impacto en las empresas de servicios petroleros, especialmente en la movilización de taladros. Se estima que cada taladro genera empleo a aproximadamente 60 personas.
     
    Pero adicionalmente a la consolidación, Cuervo señala que se verá a los fondos de inversión jugando un papel más activo en la operación de las empresas y buscando el control de estas, con el fin de tener la certeza de que los recursos se ejecuten en los proyectos planeados.
     
    Una fuente de la industria dijo que si bien las integraciones no son ajenas al sector y normalmente los negocios se conocen cuando ya están listos, hay varios jugadores que están mirando el entorno, en busca de nuevas oportunidades.
     
    Hay mayor competencia: apertura energética de México resta capitales
     
    Un factor crítico en la depuración de la industria petrolera es la reforma energética de México, país con tres veces la producción de Colombia y que ya comenzó a ofrecer áreas no exploradas o campos maduros, que pueden subir producción rápido, llamando la atención de inversionistas. “Más de un inversionista me ha dicho que hay dinero si se va a hacer algún proyecto en México, pero ya para Colombia y otros países de la región será más difícil”, explica Ricardo Cuervo, experto de Latina Energy.
     
     
    Fuente: Eltiempo.com / ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
     
  • Pacific Rubiales propondrá a Ecopetrol extender uso de Star

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

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

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

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

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

    CAYERON LAS GANANCIAS

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Portafolio.co / Reuters

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  • Petroleros no esperan que el precio del crudo suba

    Saudita PetroleoExpertos y empresarios de la industria reunidos en el congreso de la ACP afirman que el sector debe reinventarse para sobrevivir.
     
    El vicepresidente de la República, Germán Vargas Lleras, se declaró angustiado por los pronósticos de la industria petrolera; al presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Mauricio De La Mora, los escenarios que afronta el sector le producen escalofríos; mientras que el gerente del Banco de la República, José Darío Uribe, no ve en un futuro cercano una recuperación de los precios del crudo, aunque admite que en lo que tiene que ver con esta cotización las predicciones tienen un amplio margen de error.
     
    Por ese estilo fueron los comentarios y declaraciones presentados este jueves por expertos, funcionarios y empresarios reunidos en el Congreso de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), que conmemora con este encuentro académico sus 50 años de creación.
     
    Incertidumbre fue la palabra común en las presentaciones. De acuerdo con el especialista líder en petróleo y gas del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Ramón Espinasa, se podría decir que los precios actuales del crudo están reflejando una realidad del mercado que se mantendrá en el futuro cercano.
     
    Es decir, hechos como el incremento de la producción en los Estados Unidos y en los países de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep), y el aumento en la actividad en países como Libia e Irak, afectados por el conflicto; y la expectativa de los nuevos barriles que traerá al mercado Irán, si se concreta el acuerdo nuclear con los Estados Unidos, permiten prever un mercado inundado de petróleo. Por el lado de la demanda, no es claro que China e India regresen a sus anteriores tasas de crecimiento.
     
    El director general de la Unidad de Negocio de Exploración y Producción de Cepsa, Luis Travesedo, lo resume la situación así: “Vamos a vivir un nuevo normal en los precios del crudo, y un dato que hay que recordar es que en 1986 el cambio de ciclo duró 20 años”, aseguró.
     
    No obstante, la industria tiene opciones y acude a ellas. La reducción de los costos operativos y la depuración de gastos que no hacen parte del ‘core’ del negocio están en la nueva realidad de las empresas.
     
    Pero esto tiene un impacto importante en las finanzas del Estado y también en los resultados de las compañías.
     
    Por esta razón, expertos como Leonardo Villar, director ejecutivo de Fedesarrollo, aseguran que el Estado deberá adaptarse a ingresos petroleros inferiores, con los riesgos macroeconómicos que esto trae para el futuro, tanto en cuanto a las tasas de interés como en cuanto al crecimiento económico del país.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Proyectan baja en la producción petrolera a partir del 2016

    Precios BajanSegún Fedesarrollo, el panorama en este frente no es muy promisorio en los próximos años.
     
    Aunque las autoridades energéticas y el mismo sector petrolero han dicho que la principal fórmula para enfrentar la caída en los precios del crudo es el incremento en la producción, pues les ayuda a capotear el bajonazo en los ingresos y permite mantener algunas actividades de exploración, el ritmo de extracción del país puede verse afectado, a la baja, en los próximos años, por varios factores.
     
    Así lo señala un documento del centro de estudios económicos Fedesarrollo, denominado ‘Coyuntura petrolera’, en el que además se revelan los efectos para las cuentas del Gobierno y para el país que ha dejado la destorcida de los precios mundiales del crudo.
     
    Según el documento, realizado por el economista Mauricio Reina, a la nueva realidad, en la que los precios del petróleo dependerán básicamente de la capacidad de Estados Unidos de mantener su nivel en un entorno de bajas cotizaciones, y a la reacción que puedan tener Arabia Saudita y otros países exportadores frente a las importaciones del país norteamericano, se suma un panorama ‘poco promisorio’ de la producción de crudo local.
     
    El estudio señala que si bien este año la producción ha vuelto a estar por encima del millón de barriles diarios, logro que fue esquivo en el 2014, no hay que olvidar que el país solo tiene reservas para menos de siete años y que las perspectivas de nuevos hallazgos todavía son bastante precarias, más aún en el entorno actual.
     
    Agrega que a los pobres resultados de la ronda Colombia del 2014, en la que se ofrecieron bloques para nueva exploración a inversionistas internacionales con una tasa de adjudicación de solo el 27 por ciento, se suma ahora el desincentivo de la caída de los precios internacionales y la competencia de un mercado muy atractivo para la exploración como el mexicano, que ha vuelto a llamar la atención de los inversionistas de la industria, luego de que ese país implementara una reforma de su sector petrolero.
     
    Fedesarrollo señala que la baja exploración y el ‘efecto México’ hacen prever que el país disminuya su producción esperada a partir del 2016.
     
    El impacto
     
    Las cifras de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) muestran que al cierre del primer semestre la perforación de pozos exploratorios no reaccionó con respecto a los tres primeros meses, toda vez que entre enero y junio del 2015 solamente se perforaron 13 pozos, equivalentes solamente al 18,3 por ciento de los que se abrieron en igual período del año pasado.
     
    En otras palabras, la perforación de pozos cayó un 81,6 por ciento anual en el primer semestre, mientras en la adquisición de sísmica la situación es más crítica, pues el número de kilómetros ejecutados llegó en junio de este año a 1.173, para una reducción del 93 por ciento con respecto al primer semestre del 2014.
     
    Sin embargo, en el Marco Fiscal de Mediano Plazo, divulgado recientemente, el Gobierno optó por fijar una proyección de producción anual de crudo de un millón de barriles por día entre los años 2015 y 2022, cifra que permanece ‘inamovible’ en esos períodos, pero que se redujo considerablemente con respecto a la estimación anterior, que comenzaba en 1’029.000 barriles diarios en el 2015 para subir a 1’094.000 barriles en el 2016 y lograr un pico de 1’146.000 barriles en el 2018, año a partir del cual iría descendiendo progresivamente, hasta ubicarse en 940.000 barriles en el 2026.
     
    Pero fuentes de la industria petrolera señalan que las compañías están midiendo muy bien sus gastos a la hora de invertir, no solo en exploración sino en producción.
     
    Por ejemplo, en cuanto a la búsqueda de recursos no convencionales, una fuente consultada dijo que en proyectos de este tipo, correspondientes a los bloques adjudicados en el 2012, las compañías del sector van a un paso lento, pues hay que revisar muy bien los costos que deberán asumir, antes de adquirir compromisos con las autoridades de la industria.
     
    Golpe pleno al fisco
     
    Mientras el petróleo está otra vez a la baja, hoy en 53,3 dólares por barril para la referencia Brent (a la que se vende el crudo local y que a mediados de junio llegó a los 65 dólares por barril), Fedesarrollo advierte que los efectos de la situación se verán en su dimensión real en el 2016.
     
    Esto, porque las empresas pagan impuestos y dividendos sobre los ingresos del año anterior (el 2015 es año de contracción), los cuales son las principales fuentes de la renta petrolera.
     
    Así, con base en los datos del Marco Fiscal de Mediano Plazo del 2014, y asumiendo que en este año el promedio del crudo sea de 55 dólares por barril, la entidad estima un impacto sobre los ingresos corrientes del Gobierno Central cercano a 18 billones para el próximo año, cifra que podría bajar a la mitad gracias a los efectos del aumento del dólar, que eleva el valor en pesos de cada barril exportado.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / Ómar G. Ahumada Rojas
  • Se trata de las compañías THX Energy y la firma Xilópalos S.A.S.

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

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

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

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

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

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

    Compradores Venez

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

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

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

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

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

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

    Fuente:americaeconomia.com / Deutsche Welle

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    COLOCACIONES DE BONOS

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.com

  • Tres de cada diez ingenieros de petróleo están desempleados

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    OPORTUNIDADES EN EL EXTRANJERO

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / NohoraCeledon