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  • ¿Suficiente oferta de gas para Colombia?

    Gas1Gobierno y empresarios buscan alternativas para prever fuentes de suministro para la demanda nacional


    El Gobierno y empresarios del sector minero energético evalúan constantemente la oferta y la cantidad de reservas de los recursos nacionales explotados por empresas nacionales e internacionales en el país, con el objetivo de prever la autosuficiencia nacional, o en dado caso formular ideas de prevención.

    Según Ángela Inés Cadena, Directora General de la UPME, es importante analizar desde ya si en 2022 el sector contará con la cantidad de gas suficiente para que los generadores térmicos puedan respaldar sus compromisos de suministro al Sistema Interconectado Nacional, porque de lo contrario será necesario mirar otras alternativas.

    Para la funcionaria, algunas de las alternativas con las cuales se podría mitigar el impacto podrían ser como por ejemplo la ampliación de la planta de regasificación que se está construyendo en el Caribe colombiano, o la creación de una nueva en otro lugar del territorio nacional.

    Teniendo en cuenta que la demanda de gas no solo se da en el Sector Eléctrico y que según Eduardo Pizano, presidente de NATURGAS, ha incrementado en los últimos años en otros sectores como el residencial, el de movilidad con el gas vehicular, entre otros, los proyectos de exploración continúan para descubrir nuevos yacimientos. Además se concentran los esfuerzos en campos pequeños del país que sumados entre sí podrían constituir un aporte significativo.


    Sin embargo, Amylkar Acosta, ex ministro de Minas y Energía, el sistema no se puede quedar en una zona de confort y debe complementar la eficiencia con la eficacia, preparándose para responder a las demandas y retos del país, en otras palabras, ir más allá de un sistema eficiente.

    De igual manera, debe sumarse a la demanda la exportación que se hace del recurso a países vecinos como Venezuela, frente a lo que Ángela Montoya de ACOLGEN y Alejandro Castañeda de ANDEG están de acuerdo en que el Sector ve con buenos ojos esa actividad porque permite que los inversionistas extranjeros aporten sus capitales para nuevos proyectos de exploración que finalmente benefician al país.

    El problema…

    De acuerdo con Luis Alejandro Camargo Suan, Gerente General de Expertos del Mercado (XM), filial de ISA, la sostenibilidad del sector depende de contar con los recursos necesarios para atender de forma eficiente, limpia, confiable y segura a los usuarios, y armonizar mecanismos de corto y largo plazo que permitan la formación de precios eficientes, promuevan la competencia, ofrezcan liquidez y cuenten con instrumentos de cobertura para una eficiente gestión de los riesgos.

    Desde ya los diferentes actores del Sector Eléctrico colombiano tienen la mirada puesta en los retos que vienen y se están preparando para asumirlos, potenciando la experiencia alcanzada en 20 años de operación después de la puesta en marcha de la Ley Eléctrica que ha brindado seguridad, confiabilidad y eficiencia, garantizando la confiabilidad en el suministro de energía para todos los colombianos.

    El debate de los expertos se generó en el marco del 20 Congreso del Mercado de Energía Mayorista (MEM), celebrado recientemente en la ciudad de Cartagena.


    Fuente: Dinero.com

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  • Campetrol pide políticas claras para el sector

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

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

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

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

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

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



    Fuente: Portafolio.co


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  • Canacol Energy se la vuelve a jugar por su estrategia ganadora: el gas

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

    Gas USADebido a las "poco favorables condiciones del mercado energético" y a la caída del petróleo, las planeadas ventas del hidrocarburo a la rusa Gazprom serían menos rentables.
     
    El desplome del petróleo está socavando otros proyectos de exportación de GNL a nivel mundial. Excelerate Energy suspendió sus planta de licuefacción Texan y Chevron dijo que reducirá el gasto en su proyecto Kitimat en Canadá.
     
    El proyecto de exportación de gas natural licuado (GNL) de Pacific Rubiales en Colombia será aplazado debido a las "poco favorables condiciones del mercado energético", dijo un socio en el proyecto, al tiempo que la caída del petróleo hace menos rentables las planeadas ventas del hidrocarburo a la rusa Gazprom.
     
    La decisión muestra cómo el desplome del petróleo está socavando algunos proyectos de exportación de GNL a nivel mundial. Excelerate Energy suspendió sus planta de licuefacción Texan el mes pasado, mientras que Chevron dijo el viernes que reducirá el gasto en su planeado proyecto Kitimat en Canadá.
     
    En su documento provisional sobre sus resultados el jueves, la belga Exmar, que proveerá la planta flotante de licuefacción a Pacific Rubiales, dijo que esta última "decidió recientemente postergar el inicio del proyecto de GNL en el Caribe".
     
    Dijo que la decisión de Pacific Rubiales, que cotiza en Toronto, se produjo por las adversas condiciones del mercado.
     
    Exmar todavía planea entregar a tiempo una plataforma flotante de producción para fines de julio, dijo el director de finanzas, Miguel de Potter, a Reuters.
     
    Pero la construcción por parte de Pacific Rubiales de un gasoducto de 84 kilómetros de longitud y 100 millones de pies cúbicos por día de capacidad, que se extendería del yacimiento colombiano La Creciente a la costa caribeña del país está retrasada, dijo. La tubería abastecerá de gas a la planta de licuefacción.
     
    De Potter no dijo cuándo comenzarían las ventas de GNL de Pacific Rubiales a Gazprom bajo un contrato de suministro a cinco años.
     
    "Las ventas de gas a Gazprom serán retrasadas, probablemente (Pacific Rubiales) intentará renegociar un acuerdo mejor con Gazprom", dijo vía telefónica.
     
    Según los términos de un acuerdo de suministros, el precio que Gazprom paga por el GNL es indexado al del petróleo Brent, que ha perdido la mitad de su valor desde junio, dijo una fuente financiera en Latinoamérica familiarizada con el asunto.
     
    Pacific Rubiales dijo el año pasado que proveería medio millón de toneladas de GNL a Gazprom durante cinco años a partir del segundo trimestre del 2015. La división comercial de Gazprom dijo en un comunicado que el acuerdo sólo era por cuatro años.
     
     
    Reuters
  • Continúa la venta masiva de petróleo ante la superabundancia de reservas

    Exploracion CcnaLos futuros sobre petróleo registraron mínimos de varios meses este lunes, pues la preocupación suscitada en torno a la superabundancia de reservas hacía abajar los precios.
     
    En el ICE Futures Exchange de Londres, el petróleo Brent para entrega en septiembre se negoció a 51,11 USD por barril, mínimos de la sesión y su cota más baja desde el 30 de enero, para después situarse en 51,27 USD durante la mañana de la jornada de negociación en Europa, con un retroceso del 1,8% o 94 centavos.
     
    Los precios del Brent que se negocian en Londres cerraron la jornada del viernes con un retroceso del 2,06% o 1,10 USD. Los futuros sobre Brent descendieron un 4,41% o 2,24 USD la semana pasada, su quinta caída semanal consecutiva.
     
    Los precios se han desplomado en julio un 18,6% u 11,39 USD, ante las preocupaciones suscitadas en torno a la reanudación de las exportaciones de petróleo de Irán, lo que podría contribuir a la superabundancia global de reservas.
     
    Irán y seis potencias mundiales alcanzaron un muy esperado pacto nuclear que pondrá fin a las sanciones impuestas sobre Teherán a cambio de ciertas restricciones en su polémico programa nuclear. Irán alberga en sus reservas 30 millones de barriles de petróleo listos para su exportación.
     
    Los informes que indicaban que las exportaciones de petróleo de Irán registraron máximos históricos y el fortalecimiento de la producción de Arabia Saudí también contribuyeron a las pérdidas.
     
    La producción global de petróleo está dejando atrás la demanda tras el boom de producción de petróleo de esquisto de Estados Unidos y después de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo decidiera el año pasado no frenar los niveles de producción.
     
    Por otra parte, los futuros sobre petróleo estadounidense registraron mínimos de más de cuatro meses, lastrados por las preocupaciones en torno a la elevada producción interna de petróleo de Estados Unidos.
     
    En el New York Mercantile Exchange, el petróleo para entrega en septiembre se situó en 46,38 USD por barril, mínimos de la sesión y su cota más baja desde el 23 de marzo, para después cerrar con un retroceso del 1,4% o 66 centavos y un precio de liquidación de 46,45 USD.
     
    Los futuros del Nymex si desplomaron el viernes un 2,89% o 1,40 USD hasta situarse en 47,12 USD. Los precios del petróleo que se negocian en Nueva York se desplomaron la semana pasada un 2,12% u 88 centavos, su séptima semana consecutiva de pérdidas.
     
    Los precios del Nymex se han desplomado en julio un 21,24% o 12,22 USD, su mayor caída mensual desde octubre de 2008.
     
    Según el grupo de investigación industrial Baker Hughes (NYSE:BHI), el número de perforaciones de petróleo de Estados Unidos aumentó en 5 la semana pasada hasta un total de 664, su segunda subida semanal consecutiva.
     
    Mientras, el diferencial entre los contratos de Brent y crudo del WTI se situó en 4,82 USD por barril, frente a los 5,09 USD registrados al cierre del viernes.
     
    Un par de informes sobre el sector manufacturero chino alimentaba las preocupaciones suscitadas en torno al estado de dicho sector.
     
    La lectura del índice de gestores de compras sobre el sector manufacturero que elabora Caixin/Markit publicado este lunes descendió hasta 47,8 puntos frente a la lectura preliminar, que ascendía a 48,2.Ésta ha sido su lectura más baja desde julio de 2013.
     
    Mientras, la lectura oficial del índice de gestores de compras del sector manufacturero de China publicado este sábado indicaba una bajada hasta 50,0 puntos el mes pasado frente a los 50,2 de julio, pues disminuyeron los nuevos pedidos.
     
    China es el segundo consumidor de petróleo del mundo y las cifras de su sector manufacturero se consideran indicadores del crecimiento de la demanda de petróleo.
     
    Los inversores aguardaban la publicación de datos clave previstos para el transcurso de la jornada, para conocer más indicios sobre el estado de la economía y acerca de cuándo comenzarán a subir los tipos de interés de Estados Unidos.
     
    A lo largo de esta jornada, el Instituto de Gestión de Suministros publicará los datos sobre la actividad del sector manufacturero de mayo. Los actores del mercado estarán también pendientes del informe sobre empleo no agrícola que se publica el viernes.
     
    El índice dólar, que sigue la evolución de esta moneda con respecto a una cesta de otras seis divisas principales, se situó en 97,34.
     
    El billete verde se ha visto bien respaldado durante las últimas semanas ante los rumores de que la Reserva Federal está dispuesta a subir los tipos de interés este septiembre
     
     
    Fuente:  Investing.com
  • El pozo KANGAROO - 2 fluye con Petróleo a 3.700 BBL/D y se suma al éxito anterior en la cuenta Santos, costa afuera en Brasil

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

    Gas FlowProductores, comercializadores y distribuidores del hidrocarburo discuten cómo se aumentará el valor del combustible utilizado por 7 millones de hogares en el país en los siguientes cinco años.

    La compleja negociación que se cerró la semana pasada entre productores, distribuidores y comercializadores de gas en la Costa Caribe fue la punta del iceberg de un acuerdo que está en discusión por estos días para determinar cómo se fijarán las variaciones de los precios del gas en los próximos años.

    Hay que tener en cuenta que existen varios tipos de contratos para comprar gas, unos a corto plazo y otros a largo plazo.

    Los segundos son a tres o cinco años y en el contrato se contempla de qué manera se deben ajustar los precios de venta del gas año a año, mediante una fórmula matemática.

    La aplicación de este mecanismo fue lo que hizo que desde finales del año pasado se determinara un aumento del 25 por ciento para los precios del gas en la Costa Caribe, lo que ocasionó molestias en esta región, y llevó a que el Gobierno les permitiera a los operadores negociar dicha fórmula para mitigar el impacto.

    La diferencia entre lo que se acordó en el Caribe y lo que se dialoga en este momento, bajo la coordinación de la Asociación Colombiana de Gas Natural, Naturgas, es que la fórmula aplicará para los contratos que se firmen en adelante, no para los ya existentes.

    Básicamente, lo que está en juego es cómo van a subir los precios del gas en el país en los próximos cinco años. Esto no solo afecta a los siete millones de hogares colombianos que usan el hidrocarburo, sino también determinará los estímulos que tendrán los productores y distribuidores para invertir en exploración y en construcción de la infraestructura necesaria para abastecer la creciente demanda.

    Los privados tienen hasta abril de este año para ponerse de acuerdo en el mecanismo que utilizarán para establecer el incremento de la tarifa, la fórmula deberá tener el visto bueno de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, Creg.

    Si no hay un acuerdo, será esta misma entidad la que decida cómo se aumentarán los precios del hidrocarburo año a año en los contratos a largo plazo.

    LO QUE SE ESPERA

    El presidente de Naturgas, Eduardo Pizano, se siente optimista por cómo se está adelantando el proceso de negociación.

    “Lo que se ha propuesto hasta ahora es que el indexador (la nueva fórmula) debe tener tres elementos: un componente relacionado con la cotización de un hidrocarburo en el mercado, un indicador macroeconómico, que puede ser el índice de precios al productor, y la variación del precio interno de gas. Todo está en discusión y la próxima semana volveremos a reunirnos para buscar un acuerdo”, señaló Pizano.

    Una fuente de una de las productoras de gas, que pidió no ser identificada, señaló que, en esta ocasión, lograr un acuerdo debería ser relativamente más sencillo, pues hay menos presión política para influir en la decisión.

    De acuerdo con la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, la nueva fórmula deberá no solamente propender porque en el país haya tarifas justas para los consumidores finales, sino que también deben dar las señales adecuadas a los exploradores para que continúen su búsqueda de gas en el país y aumentar la vida de las reservas, pues considera el gremio que importarlo sería hasta tres veces más costoso que generarlo al interior del país.

    ESTIMULAR LA INVERSIÓN

    De acuerdo con los cálculos de la ACP, si no se hicieran inversiones en el país para desarrollar nuevos campos de producción de gas natural, en el año 2018 Colombia tendría un déficit que debería suplir con importaciones de gas.

    Las cuentas indican que entre 2016 y 2022 las reservas aumentarían a un ritmo promedio anual del 16 por ciento, y entre 2023 y 2028 empezarían a caer a un ritmo del 20 por ciento anual.

    Sin embargo, de acuerdo con Naturgas, inversiones en infraestructura de transporte podrían permitir un aumento en la producción de campos como Cusiana que tiene una capacidad de 100.000 barriles promedio diario que, por falta de demanda, no se producen.


    Fuente: Portafolio.co

  • Estados Unidos da vía libre a exportaciones de gas licuado

    Gas LiquadoYa fueron autorizadas las instalaciones portuarias en Florida y Golfo de México para despachar LNG. En el condado de Martin, a unas dos horas por carretera al norte de la ciudad de Miami, quedaran ubicadas las primeras instalaciones del puerto de despacho de gas natural licuado (LNG), autorizadas por el gobierno estadounidense después de una larga prohibición de casi 40 años.
     
    Luego del famoso embargo de la OPEP, en 1974, que llevó a este país a suspender las exportaciones de hidrocarburos, el gobierno solo autorizó de manera restringida las ventas de gas natural seco a sus vecinos México y Canadá, a través de gasoductos.
     
    Pero con motivo del reciente auge de la producción de petróleo y gas, no convencional, en yacimientos de esquisto, el Gobierno flexibilizó las normas y expidió cerca de medio centenar de licencias, que permite convertir gas seco a gas licuado para poderlo despachar a los mercados mundiales.
     
    Dos de las nuevas instalaciones que han recibido luz verde, están a cargo de la empresa Carib Energy, subsidiaria de la gigante Crowley Petroleum, en la Florida, como único puerto de embarque de las costa Este, y el Sabine Pass, en límites entre Luisiana y Texas, en el Golfo de México, aprobado a la compañía Cheniere Energy.
     
    En una primera fase, la Comisión de Regulación de Energía (FERC), autorizó las exportaciones de LNG a países con los cuales Estados Unidos tiene tratados de libre comercio pero últimamente ha aprobado nueve licencias hacia naciones sin TLC.
     
    Se estima que cuando estén operando todos los proyectos autorizados, Estados Unidos estará exportando el equivalente a 10.000 millones de pies cúbicos de gas, por día, un volumen similar al de Qatar, líder mundial en la conversión y exportación de gas licuado.
     
    Al tiempo con las presiones para abrir las ventas de gas, han arreciado las peticiones para que igualmente se levanten las restricciones para la exportación de crudo.
     
    El director de la Agencia de Información de Energía, Adam Sieminski, le dijo recientemente al Senado, que gracias al auge de la producción de esquistos, Estados Unidos reducirá su dependencia de las importaciones de petróleo a solo un 25 por ciento, en el 2016, frente a más del 60 por ciento que registraba en el 2005.
     
    EL NEGOCIO ES MUY ATRACTIVO
     
    Mientras el precio del gas seco, que se vende a México o Canada, ha caído a una tercera parte, el del gas licuado se ha incrementado a lo largo del primer semestre en el mercado internacional llegando a US$ 16,00 por cada MPC ( Mil Pies Cúbicos). Mientras el precio interno del gas natural ha bajado a US$3,73 por MBTU- la mitad frente a hace cinco años-, la misma cantidad se cotiza en Japón en US$ 11,35.
     
    Entre tanto, el uso del gas a nivel interno no da abasto. El movimiento de trenes transportando tanques de gas aumento de 6 mil unidades a 16 mil por día, con lo cual se paso de mover el equivalente de 600 mil barriles a más de un millón y medio diarios, a través de la extensa red de ferrocarriles de este país.
    Miami
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Gasnova pide el Ministerio de Minas y Energía evitar disminución en el abastecimiento del GLP

    Gasnova PlantaEn una carta dirigida al Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada, GASNOVA, Unión de Empresas Colombianas de Gas Propano, solicitó la intervención de esta cartera para evitar una inminente disminución en el abstecimento del GLP en el país.  La solicitud fue enviada luego de conocerse el anuncio hecho por Ecopetrol, según el cual, la empresa estatal restringirá la oferta de Gas Propano (GLP) entre un 15 y 20% en la próxima Oferta Pública de Cantidades (OPC) la cual tendrá lugar el próximo 27 de febrero de los corrientes.
     
    Teniendo en cuenta que Ecopetrol provee el 95% del GLP en el mercado nacional, se estima que el impacto de esta medida en la demanda por gas propano estaría entre un 8 y un 18%. Es decir, se podrían quedar sin combustible para cocinar hasta 750.000 familias cada mes con el consecuente impacto en la canasta familiar por aumento en el precio por expeculación, riesgos en seguridad por utilización de cilindros de contrabando e ilegales y consecuencias ecológicas y de salubridad por la utilización de leña en la preparación de alimentos.
     
    Cabe anotar que para GASNOVA este contexto de reducción es alarmante. Como lo señala Evamaría Uribe, Presidente del Gremio: “El GLP es un combustible que abastece de manera primordial a la población de menores ingresos del país. Estamos hablando de, 11.280.000 personas, es decir del 94% del total de consumidores de gas propano”.
     

  • Internacional - Caída de precios no frenan ambiciosos planes de inversión de tres grandes petroleras

    OperadoresPdvsa, Pemex y Petrobras, en total, anuncian inversiones por cerca de US$671.500 millones. Las tres grandes petroleras están enfocando sus inversiones principalmente en el mantenimiento o aumento de la producción de petróleo y gas.

    A pesar de la caída de los precios del petróleo, tres compañías petroleras más grandes en América Latina: Petrobras, Petróleos Mexicanos y Petróleos de Venezuela continúan con sus intensivos programas de gasto de capital, dice un informe de la calificadora de riesgo Standard & Poor's Ratings Services.

    Petrobras invertirá aproximadamente US$220.600 millones en los próximos cuatro años; Pemex alrededor de US$148.900 millones en el mismo periodo y Pvsa aproximadamente US$302.000 millones en los próximos cinco años, de acuerdo con las compañías.

    Las tres grandes petroleras están enfocando sus inversiones principalmente en el mantenimiento o aumento de la producción de petróleo y gas y en seguir desarrollando sus abundantes reservas de hidrocarburos, remarca el informe.

    También invertirán aproximadamente 15% y 20% de su gasto de inversión en mejorar su capacidad de refinación. Standard & Poor’s Ratings Services considera que estas compañías mantienen sus altas inversiones de capital debido a sus bajos costos de producción, los cuales les permiten una suficiente protección de utilidades.

    Recuerda el informe que el costo promedio de producción para Pdvsa es de aproximadamente US$11,40 por barril (incluyendo los costos de extracción, exploración y desarrollo), US$22,82 para Pemex y US$41,78 para Petrobras, comparado con nuestro supuesto de un precio promedio del petróleo West Texas Intermediate (WTI) de US$80 por barril en el escenario base, lo que les da espacio suficiente para seguir con sus inversiones de capital.

    La diferencia en los costos de producción entre las tres petroleras se debe a la ubicación de sus recursos y a la cantidad de trabajo necesario para explotarlos. Por ejemplo, el trabajo de exploración y producción de Petrobras se lleva a cabo principalmente en depósitos presal en aguas profundas y ultraprofundas, lo que es más costoso comparado con las aguas someras, concluye el informe de la firma calificadora Standard & Poor's Ratings Services.


    Fuente: Americaeconomia.com

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  • Las cinco tendencias de la industria energética mundial

    La firma inglesa Deloitte presentó su informe anual sobre cómo está el sector de energía en el ámbito global y cuáles son sus desafíos.
     
    Energia(1)Según el reporte 2014 Oil and Gas Reality Check, elaborado por Deloitte, la inclinación del mercado energético mundial hacia la adopción de combustibles más limpios y ecológicos, favorece el auge del gas natural, y en consecuencia, del gas natural licuado, dentro de un entorno universal en el que el uso de este combustible se está globalizando rápidamente.
     
    Igualmente,  el estudio señala que las repercusiones del auge energético de Norteamérica se están empezando a sentir en Oriente Medio, Rusia y China, debido a que está pasando de ser uno de los principales importadores, a convertirse pronto en exportador.
     
    Lo anterior impacta en nuevas fuentes de suministro, mayor competencia, la reconfiguración del panorama geopolítico global y la profundización de las interdependencias que existen hoy entre las naciones, dice el documento.
     
    Adi Karev, director global para la Industria de Petróleo y Gas en Deloitte, explica que “este año, los mercados energéticos han sido marcados por motivaciones geopolíticas y pragmatismo a un nivel nunca antes visto. Los efectos que se derivan de la revolución energética de Norteamérica serán sentidos tanto en una disminución en las tensiones asociadas al suministro energético en Eurasia, así como la continuación de los esfuerzos de Estados Unidos por mantener su rol como guardián del balance de poder global, frente al ascenso de China y la revitalizada influencia de Rusia en los asuntos mundiales”.
     
    Las tendencias
    Estas son las cinco tendencias clave presentadas por Deloitte, las cuales revelan los retos de la industria y la dinámica ante un nuevo panorama energético mundial, en el que se profundizan las interdependencias entre naciones y se fortalecen nuevos actores. 
     
    1. Energía global: la revolución norteamericana 
     
    Según proyecciones emitidas por la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), ese país está posicionado para convertirse, a finales de esta década, en exportador neto de gas natural, 
     
    2. Suministro de energía: nuevas fuentes, nueva geopolítica 
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) y Rusia han dominado el sector de las exportaciones de gas y petróleo por más de medio siglo. Hoy, los nuevos proveedores están retando su dominio, y en el proceso, alterando el actual entorno geopolítico. 
     
    3. Portafolio energético: un cambio en el orden global.
     
    El mercado energético global se está orientando hacia combustibles más limpios como el gas natural, el cual se está usando, cada vez más, en Norteamérica para la generación de energía, manufactura y transporte. Por su parte, Japón también tiene planes para incrementar la participación del gas natural en su mezcla de generación y Europa, continúa en su intención por adoptar combustibles más limpios.
     
    4. Producción energética: se necesitan nuevas estrategias de gestión de proyectos
     
    Las reservas de megaproyectos de gas y petróleo – aquellas que ascienden a más de 1.000 millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP) – pueden ser agrupadas en tres categorías: proyectos tradicionales, nueva era y no convencionales. Los primeros comprenden actividades on shore, en aguas superficiales y crudo pesado; los segundos abarcan tecnologías para gas natural y licuado (LNG), gas a líquido (GTL), aguas profundas y el Ártico; y, los terceros, no convencionales, se refieren a esquistos, petróleo de formaciones.
     
    5. Nacionalismo energético: movido por la codicia, temor y orgullo
     
    El estudio de Deloitte indica que el nacionalismo de los recursos resulta de una fuerte pugna entre tres motivaciones muy humanas: el deseo de riqueza en la medida en que los recursos se monetizan (codicia); el deseo de seguridad energética toda vez que las sociedades modernas dependen excesivamente de la energía (miedo); y, el deseo de mantener la soberanía nacional sobre los recursos propios para así impulsar el propio desarrollo (orgullo). 
     
    Fuente: Dinero.com
  • Optimismo de EE.UU. es impulsado por el aumento del gas de esquisto

    La extracción de este combustible ha liderado una revolución energética en Estados Unidos, pese a que en Europa este método aún no es visto con buenos ojos.
     
    Para muchos líderes empresariales de Estados Unidos hoy en día, el gas de esquisto no sólo ha reducido el costo de la energía, sino que ha impulsado un nuevo respeto por la innovación tecnológica.
     
    Pet USADurante este invierno, Jim Ratcliffe, el multimillonario británico que fundó Ineos, el grupo de químicos, está intentando crear una revolución local de gas de esquisto. Ha ofrecido compartir el 6% de los ingresos futuros con las comunidades o con los terratenientes si trabajan con Ineos para desarrollar la fuente de energía. Es mucho más de lo que cualquiera ha ofrecido antes en el Reino Unido.
     
    “Todo esto cambiará las reglas de juego”, argumenta, explicando que copió de Estados Unidos la idea de una promesa de 6%, en la que entregas de dinero similares han ayudado a que se dé una dramática expansión de la extracción de gas de esquisto desde 2010.
     
    En realidad, las probabilidades de que esta oferta se acepte ampliamente no son altas. El extraer gas de esquisto sigue siendo tan controversial en el Reino Unido, que hasta ahora ha sido en gran medida bloqueado. No obstante, Ratcliffe se merece un aplauso por intentarlo. Para entender por qué, veamos el último informe del Panorama Económico Mundial, que publicó esta semana el Fondo Monetario Internacional (FMI).
     
    En un lugar recóndito del documento hay una barra lateral en la que se intenta calcular el impacto que tuvo la revolución de esquisto en la industria de Estados Unidos. Los resultados son apabullantes, no sólo para los grupos industriales de Europa, sino también para los políticos y los contribuyentes.
     
    Como señala el FMI, la revolución en Estados Unidos ha hecho que los precios del gas natural caigan dramáticamente, incluso al tiempo que aumentan en Europa y Japón. Esto es porque el gas, a diferencia del petróleo, no puede transportarse fácilmente de un lugar a otro del mundo, lo cual quiere decir que los precios varían mucho según la fuente de energía y el lugar.
     
    A principios de este año un documento publicado por la Reserva Federal de Estados Unidos calculó que estas variaciones de precio habían aumentado la producción de las manufactureras estadounidenses por un 3% desde 2006, mientras la inversión aumentó 10% y los empleos 2%. Fue mucho más alto el impacto sobre las industrias ligadas a la energía. No obstante, la investigación del FMI insinúa que la diferencia en los costos de la energía ha generado un aumento de 6% en las exportaciones de manufacturas de Estados Unidos y argumenta que cada caída de 10% en el precio relativo del gas natural en ese país impulsará la producción industrial un 0,7% adicional, en comparación con la de Europa.
     
    En una primera mirada, la diferencia de 0,7% puede no parecer tan importante. No obstante, si se mantiene durante varios años, el impacto para la competitividad y la producción será significativo. Lo que importa no son sólo las estadísticas de la productividad. Lo que también ha generado la revolución del gas de esquisto es crear algo que el informe del FMI no menciona: un vacío trasatlántico en psicología.
     
    Para muchos líderes empresariales de Estados Unidos hoy en día, el gas de esquisto no sólo ha reducido el costo de la energía, sino que ha impulsado un nuevo respeto por la innovación tecnológica. Piénsenlo. Hace una década parecía casi imposible que Estados Unidos pudiese romper su dependencia hacia las importaciones de petróleo del Medio Oriente y menos aún ver cómo algunas industrias del antiguo cinturón empresarial recuperan su competitividad.
    El cambio en las actitudes está ayudando a generar una segunda transformación: al tiempo que las empresas estadounidenses disfrutan de los beneficios de costos más bajos de energía, un nuevo espíritu de colaboración está invadiendo a los ambientalistas, políticos y grupos de energía. Veamos el ejemplo de Colorado.
     
    Antes, los grupos ambientalistas se oponían mucho a la expansión del gas de esquisto. Sin embargo algunos, como el Fondo de Defensa del Medio Ambiente, ahora trabajan con John Hickenlooper, el gobernador, para encontrar formas de lidiar con temas como los escapes del gas metano o la contaminación del agua. “Ahora se reconoce que la gente debe trabajar junta”, observa Fred Krupp, el director de EDF.
     
    No es tanto así en Europa. Al menos no aún. Esta semana, Nick Clegg, el líder del Partido Liberal Demócrata de Gran Bretaña, apoyó el gas de esquisto. No obstante, muchos políticos siguen teniendo muchas sospechas con respecto al fracking y los grupos ambientalistas están muy opuestos. En Francia y Alemania la antipatía es todavía mayor. Esta diferencia en parte es reflejo de lo distintas que son las geografías. Gran Bretaña es una isla muy poblada y las grandes reservas de esquisto de Francia están en París y Provenza.
     
     
    ELESPECTADOR.COM
  • Países petroleros se reúnen nuevamente para concretar su reducción de producción

    Petroleo ArabeRusia, que junto a Arabia Saudí y EE.UU., es uno de los tres que más petróleo produce en el mundo, dijo estar dispuesta en reducir su oferta en 300.000 barriles al día.
    Los principales países productores de petróleo, miembros y no miembros de la OPEP, se reúnen de nuevo este sábado en Viena para cerrar un acuerdo para limitar la oferta y estimular al alza los precios.
     
    El encuentro, en el que participará el ministro ruso de Energía Alexandre Novak, se celebrará el 10 de diciembre en Viena, dijo este martes a la AFP un portavoz del ministerio.
     
    Tras haber producido grandes cantidades de crudo durante años y provocado una caída espectacular de precios, la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) logró el 30 de diciembre un acuerdo para limitar su producción en 1,2 millones de barriles al día (mbd).
     
    También convenció a grandes países productores que no forman parte del cártel, como Rusia, para participar en el esfuerzo de reducción, una medida clave para reequilibrar el mercado y poner fin a un periodo de precios bajos que han tenido importantes consecuencias para los países del más dependientes de los ingresos petroleros.
     
    Los observadores esperan ahora la concreción del pacto, también por parte de Moscú, que no participó en la reunión de la OPEP de la semana pasada.
     
    Tras un repunte inicial, la subida del petróleo ha perdido fuerza en los últimos días y este martes pasó de nuevo por debajo de los 55 dólares en Londres.
     
    Aunque la reunión debería servir para concretar el acuerdo, la información de que la OPEP aumentó de nuevo en noviembre su nivel de producción suscita "cierto escepticismo", indican los analistas de Accendo Markets.
     
    Rusia, que no forma parte del cártel pero que, junto a Arabia Saudí y Estados Unidos, es uno de los tres que más petróleo produce en el mundo, dijo estar dispuesta en reducir su oferta en 300.000 barriles al día, la mitad del esfuerzo que la OPEP pidió a sus socios.
     
    Los observadores esperan ahora que Moscú cumpla su promesa, algo que no siempre hizo en el pasado en acuerdos similares.
     
    Rusia está produciendo a su mayor nivel desde los tiempos de la Unión Soviética, cerca de 11,2 millones de mbd, por lo que una reducción de 300.000 barriles al día será relativamente fácil de asumir.
     
    El ministro Novak ya dijo que la reducción de la producción rusa de crudo se hará "etapa por etapa" durante el primer semestre de 2017 y sólo si la OPEP respeta su compromiso.
     
    También hay incógnitas sobre cómo Moscú aplicará la reducción porque en teoría la decisión está en manos de las compañías petroleras, en su mayoría privadas.
     
    La caída del precio del barril supuso un duro golpe para la economía rusa en 2015, afectada también por las sanciones relacionadas con el conflicto en Ucrania, y el país acaba de vivir dos años de profunda recesión, con un déficit importante.
     
    Por ello Vladimir Putin, que termina su mandato en 2018, se ha implicado personalmente en la negociación y en septiembre puso de nuevo en marcha el diálogo con Arabia Saudí.
     
    Según los cálculos de los economistas del banco VTB Capital, si el barril se mantiene en 55 dólares en 2017 supondría cerca de 20.000 millones de euros para el presupuesto ruso, con lo que el gobierno tendría margen para reducir el déficit y poner fin a la austeridad.
     
    Fuente: Elespectador.com
  • 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
  • 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

  • Un crudo a US$50 pone a prueba la teoría de la ‘banda de esquisto’

    Petro ArabiaLONDRES (EFE Dow Jones)—El hecho de que los precios del petróleo vuelvan a estar en torno a los US$50 por barril pone a prueba la idea de la “banda de esquisto”, acuñada en mayo de 2015 por Olivier Jakob, director gerente de la consultora Petromatrix.

    Jakob dijo en entonces que las tendencias de producción de crudo de Estados Unidos estarían determinadas por dos referencias de precios: US$45 por barril, por debajo del cual el petróleo producido en las formaciones de esquisto se reduciría, y US$65 por barril, precio por encima del cual se pondría en marcha una “producción masiva” de esquisto.

    En el medio estaba la banda del esquisto, un rango en el que la oferta se mantendría fundamentalmente estable, según la teoría de Jakob.

    Sin embargo, los acontecimientos no han sucedido exactamente así, ya que los productores han mantenido el grifo abierto cuando los precios han llegado a niveles más bajos de lo que muchos consideraban posible. Jakob ha revisado a la baja sus proyecciones de la banda de esquisto a entre US$40 y US$60.

    “Creo que el principio no ha cambiado y que hemos visto pruebas en el recuento de plataformas de que el petróleo de EE.UU. es bastante sensible”, señaló.

    El número de plataformas de perforación de petróleo en el país norteamericano se redujo en 158 desde principios de diciembre hasta mediados de marzo, cuando el West Texas Intermediate (WTI), la referencia para precios del petróleo en EE.UU., se negociaba por debajo de US$40 el barril, según la firma de servicios petroleros Baker Hughes. Además, la producción de crudo estadounidense se redujo en 78.000 barriles por día, de acuerdo con la Administración de Información de Energía del país. El petróleo de esquisto comprende aproximadamente la mitad de la producción de petróleo en EE.UU.

    Los precios del petróleo habían estado al alza hasta la semana pasada. El crudo Brent, la referencia internacional, rompió la barrera de los US$50 el barril la semana pasada por primera vez desde principios de julio, y el WTI estaba amenazando con hacerlo también. El martes, sin embargo, los precios tendían a la baja. En la tarde de Londres, el crudo Brent rondaba los US$48,79 por barril en la Bolsa de Futuros de Europa, mientras que el crudo estadounidense abría la sesión en Nueva York en US$47,35 el barril.

    En medio de todo, los operadores se han vuelto más optimistas sobre un equilibrio de la demanda y la oferta.

    Por lo tanto, los límites superiores de la banda de esquisto parecen estar listos para una prueba. Después de que los precios superaron la barrera de los US$50 por barril en julio, el número de plataformas de perforación en EE.UU. ha aumentado en 33 a 374, de acuerdo con Baker Hughes.

    En julio de 2014, cuando los precios del crudo Brent estaban por encima de US$100 dólares por barril, el número de plataformas petroleras de perforación en actividad se situó en 1.562.

    Fuente: wsj / NEANDA SALVATERRA