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  • Carga fiscal espantó las inversiones petroleras en el país

    Petroleo PeruUna encuesta de la Asociación Colombiana de Petróleo muestra que las operadoras desplazaron más recursos a otros países. Los principales motivos para trasladar las inversiones son el bajo potencial geológico para hallar nuevos yacimientos; factores de entorno y los términos fiscales.
     
    La caída del precio del petróleo obliga a todas las compañías operadoras del sector a limitar sus presupuestos y a cambiar el enfoque de sus planes de inversión hacia las apuestas más seguras y rentables. Y, según estos parámetros, parece que Colombia no es la opción más atractiva en este momento.
     
    De acuerdo con una encuesta publicada ayer por la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, 30 por ciento de los consultados desplazó inversiones que estaban presupuestadas para Colombia a otros países.
     
    Esta cifra se cuadriplicó con respecto a los resultados de este mismo reporte el año pasado, cuando solo el 7 por ciento de los encuestados cambió el destino de sus recursos.
     
    La encuesta fue realizada entre 27 empresas operadoras que representan el 94 por ciento de la producción de crudo del país, el 98 por ciento de la producción de gas y el 87 por ciento de las inversiones en exploración.
     
    Los principales motivos para trasladar las inversiones son falta de prospectividad, es decir, el bajo potencial geológico del país para hallar nuevos yacimientos; factores de entorno y los términos fiscales. La relevancia de este último factor aumentó, en especial, por cuenta de la reforma tributaria.
     
    “Este resultado ratifica lo que hemos señalado, y es que Colombia ha perdido competitividad en materia fiscal y necesitamos recuperarla, entre más temprano mejor”, señaló el presidente ejecutivo de la ACP, Francisco Lloreda.
     
    En Colombia, por cada 100 dólares que gana una petrolera, debe devolver al Estado 70, por cuenta de regalías e impuestos.
     
    La ACP considera que los principales competidores de Colombia para atraer inversión son México, Estados Unidos, Argentina, Brasil y Perú.
     
    La encuesta también indica que este año el 74 por ciento de las empresas redujo sus inversiones en el 2015, frente a 2014.
     
    Si bien los precios del petróleo son la principal razón para este comportamiento, los problemas de entorno (conflictos sociales, orden público y demoras en trámites) también pesan en esta decisión.
     
    El 40 por ciento de los encuestados aseguró que no ha podido sortear estas dificultades en las zonas de operación.
     
    Para el 2016, la ACP calcula que las empresas invertirán en exploración entre 640 y 800 millones de dólares, pero la ejecución de parte de estos recursos dependerá de que se encuentren soluciones a los problemas del entorno. El monto de la inversión sería similar al registrado en el 2015, pero casi la mitad de los resultados del 2014.
     
    El año entrante se perforarían 35 pozos de exploración, según las cuentas gremiales, de los cuáles 25 eran compromisos que estaban pactados para este año y fueron aplazados para el 2016, así que solo se construirán 10 pozos como consecuencia de nueva inversión.
     
    En total, en exploración y producción se han invertido en los últimos dos años 11.470 millones de dólares, estima la ACP.
     
    CONFÍAN EN LA META DEL MILLÓN DE BARRILES 
     
    De acuerdo con la encuesta, el próximo año la producción de petróleo estará entre 990.000 barriles y 1.010.000 barriles promedio diario.
     
    Las empresas del gremio esperan incrementar la eficiencia de sus inversiones para lograr un aumento en la producción.
     
    Para lograr este fin se estiman inversiones entre 2.400 y 4.000 millones de dólares.
     
    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón
  • El crudo barato obliga a un ajuste en las petroleras

    En el marco de una oferta excedente y con un futuro próximo en el que se espera que sigan los precios bajos, las empresas del petróleo modifican sus estructuras para encarar meses de incertidumbre
     
    Plataforma Chevron
    En el marco de una oferta excedente y con un futuro próximo en el que se espera que sigan los precios bajos, las empresas del petróleo modifican sus estructuras para encarar meses de incertidumbre.
     
    Adaptarse a las circunstancias. Esa es la máxima entre las petroleras en medio de una caída del precio del crudo que está siendo más prolongada de lo previsto. Hace poco más de un año, en junio de 2014, iniciaba un descenso desde los 115 dólares por barril y tocaba fondo en 42,69 dólares hacia finales de este agosto. Estas últimas semanas ronda los 48 dólares de media. Unos valores que han impactado de lleno en el conjunto de las grandes petroleras.
     
    El llamado grupo de las Big Oil, que engloba a Chevron, Exxon Mobil, Total, BP y Shell, es todo un termómetro de los vaivenes que encara el sector. En las últimas presentaciones de resultados, que recogen los datos del primer semestre del año, todas sufrieron caídas tanto en beneficios como en ingresos.
     
    Las cifras negativas se suceden: el resultado de Shell disminuyó un 33%, Total redujo facturación en un 29%, las ganancias de Chevron bajaron el 69,2% –y son las menores en una década–, sus ventas un 89,9%... Y BP coronó esta particular tendencia, al cerrar la mitad del año con pérdidas de 2.900 millones de euros, lastrada por los costes de la indemnización por el derrame en el Golfo de México, ocurrido en 2010. Sí, la mayoría ganan, pero mucho menos.
     
    En los últimos doce meses la variación en las cotizaciones de las grandes está marcada por una línea descendente, sin excepción. El índice Global Oil, elaborado por Standard & Poor’s y que mide el rendimiento de las 120 empresas más importantes del petróleo y gas, se ha contraído por encima del 35% respecto al septiembre anterior y se acerca a una reducción del 20% desde enero. Analizando a fondo algunas firmas, la acción de Shell en Londres está a su precio más bajo desde hace unos cinco años, mientras que Chevron ha perdido en torno al 25% de su valor en Nueva York desde inicios de año. ¿Buena oportunidad para el inversor?
     
    La pregunta es de complicada respuesta. "Depende del perfil de riesgo y del horizonte del inversor: si uno confía en que a medio plazo el mercado volverá a términos normalizados, entonces puede serlo, pero depende del perfil de riesgo y horizonte propio", dice Natalia Aguirre, directora de análisis de Renta 4. Mariano Marzo, catedrático de recursos energéticos de la UB, cree que "el gran inversor puede comprar, pero el pequeño y mediano quiere un retorno más inmediato", algo muy difícil en la industria petrolera, marcada por proyectos de exploración que pueden durar hasta diez años, apunta. Además, recuerda que en los meses venideros el contexto del sector dependerá de la modificación de los tipos por parte de la Fed; las negociaciones en el descongelamiento de relaciones con Irán, productor que puede inundar el mercado con su oferta; y los acuerdos que puedan surgir de la cumbre sobre cambio climático de París.
     
    Así, la precaución al invertir responde a dos claves: el riesgo de volatilidad, sobre todo si la economía china no mejora, y por otro lado está la simple y llana incertidumbre. La situación actual va para largo. Las empresas no tienen más opción que adaptarse. "A lo largo de 2015 los precios se mantendrán similares, incluso bien entrado el 2016", vaticina Marzo, si bien pide cautela, teniendo en cuenta que es muy difícil conocer la evolución de los precios del barril ante tantos factores que le pueden afectar. Lo único claro es que las compañías tienen que actuar. "Me asustaría que no cambiasen su estrategia, pero están reaccionando bien", dice Aguirre.
     
    La oportunidad quizás escape del terreno del inversor y sea algo más propio de las mismas compañías: los expertos apuntan que es tiempo de fusiones y adquisiciones. "El contexto ha abierto la posibilidad de movimientos a nivel corporativo", sostiene Aguirre. Desde la prensa americana incluso se especula con movimientos que supondrían un auténtico hito en la economía reciente. Se apunta que Exxon Mobil tiene el músculo suficiente para hacerse con Chevron, por ejemplo. Un simple recordatorio, que se dé o no ya es otra cuestión. En la memoria está el surgimiento de la misma Exxon Mobil, fundada en noviembre de 1999 tras una fusión entre ambas compañías, en el contexto de un desplome del precio del barril.
     
    Pero más que absorciones y operaciones entre las cinco grandes, se está dando una implicación de terceros. La idea es diversificar cartera. A mediados de 2016 Shell completará la absorción de BG, con el negocio del gas natural licuado como referente, por la que pagará unos 63.000 millones de euros. También Schlumberger, de servicios petrolíferos, abonará más de 13.000 millones por Cameron International, de equipamiento para exploración, transporte y producción. Halliburton, en el negocio de servicios a la industria, pondrá otros 31.200 millones para quedarse con Baker Hughes, que da soluciones en toda la cadena de producción.
     
    En el fondo, se trata de ganar peso para negociar contratos que supongan ahorros considerables, en medio de unos ingresos menores, y tener fuerza en el mercado para competir mejor. La otra solución, a parte de salir de compras, pasa por desprenderse de negocios y reducir costes propios. "Los precios son insostenibles, el barril debería estar en torno a los 70 u 80 dólares para que las empresas consigan un rendimiento aceptable", analiza Marzo. Así, los despidos y cancelar proyectos son la tónica general. Y afecta a ambos lados del charco.
     
    En la industria petrolera del Mar del Norte se han destruido 65.000 puestos desde principio de 2014, Shell recortará 6.500 empleos en vista de sus últimos resultados, ConocoPhillips –la sexta grande– anunció recientemente que despedirá a 1.810 personas, el 10% de su plantilla… Son noticias que se van repitiendo a lo largo de todo el año, igual que las desinversiones. La pasada semana Total se deshacía de su negocio minorista en Turquía por 325 millones, a la que suma la detención de proyectos de shale gas. En este sentido, el Ártico parece ser un mercado por explorar ya relegado en medio del ahorro, hecho común para todas las compañías. Los costes frenan posibles descubrimientos.
     
    Repsol no escapa: se está concentrando en generar valor más que en crecer en volumen, reduciendo gastos a través de un programa estratégico más ajustado. "Pretende llegar a reducciones de hasta el 20% en los contratos a negociar, además de aumentar sinergias recurrentes con Talisman", explica Aguirre. 
     
    Según argumenta, la generación de flujo de caja libre y la eficiencia son objetivos clave. "Como último recurso puede reducir su participación –del 30%– en Gas Natural". Las maniobras que se emprenden tienen un fin último: garantizar el pago de dividendos para mantener la confianza del accionista, hoy desorientado sobre el modelo de futuro.
     
    Porque en la industria petrolera actual se trata de capear el temporal, pues lo que viene es imprevisible: "Las empresas van un poco a remolque de los acontecimientos", cree Marzo. Alguna voz desde Estados Unidos es más negativa. "A olvidarse del crecimiento, ahora están en modo supervivencia", decía esta semana Fadel Gheit, analista de Oppenhaimer & Co., en referencia a lo que depara a corto plazo a las empresas. ¿Quién es el gran ganador en todo este panorama? Por un lado, están los países importadores, que con precios más bajos pueden equilibrar sus balanzas comerciales, España entre ellos. 
     
    El consumidor final también, ya que acaba con más dinero en su bolsillo. En definitiva, el presente de las petroleras pasa por la toma de decisiones y la espera. Quedan lejos los días en los que el barril sobrepasaba los 100 dólares, cantidades que moldearon las estructuras actuales de las compañías. Precios que hace rato no se ven y que por el momento tampoco se repetirán si se hace caso al grueso de los análisis.
     
    Por: LUIS FEDERICO FLORIO
     
     
    Fuente:  LaVanguardia.com
  • El offshore se consolidó en la Ronda Colombia 2014

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

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

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

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

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


    BALANCE DE LA RONDA


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

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

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

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

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


    SE RECIBIERON PROPUESTAS INTERESANTES


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

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

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



    Fuente: Portafolio.co


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  • Gobierno busca dar estabilidad a trabajadores de petroleras

    El Ministerio del Trabajo reiteró el compromiso en la búsqueda de condiciones para que la crisis de los precios del petróleo impacte en menor medida a los trabajadores.

    PlataformaEl Gobierno Nacional y dentro de la política del ministro Luis Eduardo Garzón de analizar y mitigar los efectos que genera la crisis de los precios del petróleo y en desarrollo de la misma, definió realizar en los próximos 10 días inspecciones a las empresas para verificar la priorización que se está haciendo del 100 por ciento de mano de obra no calificada y el 30 por ciento de la mano de obra calificada y que ésta sea de la región", dijo Luis Ernesto Gómez, viceministro de Empleo y Pensiones.

    Agregó, que como acciones concretas se instalaron unas mesas de trabajo, con el propósito de buscar salidas concertadas entre la comunidad y las empresas y revisar "que los recortes presupuestales a los que se están viendo abocados no impacten o lo hagan en menor medida a los trabajadores".

    Gómez Londoño, se reunió con representantes de 12 empresas del sector de hidrocarburos que operan en el departamento del Putumayo.

    Entre las empresas que asistieron: Vetra, Cootransamazónica Ltda. Terpel, Cootranskilili, empresa De Transportes De Puerto Asís Hong Kong S.A., Transpetroleros S.A.S. y Benjamín Obando Delgado S.A.S., entre otras.

    Fuente:Dinero.com

     

  • Las metas de producción y autosuficiencia están en vilo bajo desarrollo en pozos

    Crudo 2016Bogotá- La locomotora minero energética parece estar avanzando hacia un abismo y nadie se ve realmente interesado en poner el freno para que en 2022 las refinerías, en las cuales se invirtió más de US$9.000 millones en los últimos años, no se queden sin barriles que refinar.
     
    Las últimas proyecciones que hacen Campetrol y la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) muestran que este año la producción llegaría en promedio a solo 885.000 barriles, es decir 12% menos que el promedio de 2015, y en 2022 estaría por debajo de 600.000 barriles. 
     
    La realidad del sector petrolero, como explicó el presidente de la ACP, Francisco José Lloreda, es que la actividad exploratoria y de producción está prácticamente paralizada. Según las cifras de las empresas, en el año solo se han realizado 42 pozos de desarrollo de 450 proyectados por la ANH para mantener la producción por encima de los 900.000 barriles. Estos son los que permiten extraer más barriles de las zonas de producción, que en Colombia tienen un promedio de declinación en el mediano plazo de 15%, según un estudio de la ACP. 
     
    Siendo así, para este año,  “solo un repunte continuo en el precio, sumado al éxito exploratorio en tierra y mar, permitiría que la producción se estabilice alrededor de los 600.000 barriles promedio diarios (bpd) en los próximos años”, explicó Lloreda.
     
    De no ser así, y de continuar el precio en los niveles actuales y la perforación, ACP estima que la cifra llegaría hasta 400.000 bpd para 2022. En cualquiera de los dos casos “la autosuficiencia (cargar las refinerías con crudo colombiano) se perdería para la fecha”, explica el informe. 
     
    “Y esto sería desafortunado ya que, seguramente, el país quedaría expuesto a precios de mercado spot y le tocaría incurrir en costos de transporte y, probablemente, de pago de aranceles, lo que haría el crudo más caro”, aseguró Lloreda.
     
    Ahora, además de los niveles de los precios del crudo “que no han permitido la viabilidad económica de algunos proyectos, la conflictividad social presente en las regiones extractivas ha dificultado la normal operación de las empresas, por lo que la tendencia a la baja se intensifica”, explicó, Rubén Darío Lizarralde, presidente de Campetrol.
     
    Con los bloqueos que tiene Ecopetrol desde el 7 de julio en  Acacías se suman 36 bloqueos a la infraestructura petrolera en el año. Esto ha perjudicado también la exploración y perforación y ha dejado pérdidas por daños de $11.329 millones. 
     
    Según las cifras de los bloqueos que han reportado empresas de bienes y servicios esto ha generado que los taladros y equipos, que cuestan entre US$1 millón y US$5 millones por día el alquiler, hayan estado frenados por 206 días en 2016. 
     
    Siendo este el panorama, el llamado de los gremios es a que el Gobierno tome las decisiones que se requieren para recuperar el dinamismo, “impulsar la exploración, aumentar las reservas, y recuperar la producción”. 
     
    Los daños a infraestructura de Ecopetrol
    Ecope trol envió un comunicado en el cual rechaza los actos de violencia presentados el 7 de julio por “20 desconocidos encapuchados que ingresaron al taladro PX44, en El Triunfo, y ocasionaron daños a los equipos de la localización y pusieron en riesgo la vida de las personas”. Según cuenta la empresa, que aún no ha calculado los daños, los delincuentes lanzaron botellas de gasolina al contenedor de elementos químicos del taladro y ocasionaron un incendio que fue controlado  por el equipo de brigadistas en sitio y bomberos de la empresa.
     
    La opinión
     
    Francisco José Lloreda
    Presidente de la ACP
    “Solo un repunte continuo en el precio, sumado al éxito exploratorio, permitiría que se estabilice cerca de 600.000 bpd en los próximos años”.
     
    Fuente: Larepublica.co
  • Los estímulos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos para que petroleras inviertan en el país

    Mauricio De LamoraEl presidente de la ANH cuenta cuáles son los alcances del nuevo “salvavidas” para el sector de hidrocarburos. Devoluciones de garantías a las operadoras si cumplen con los plazos, una de las medidas.
     
    En medio de una nueva amenaza de descuelgue del precio del crudo, el Gobierno lanza un salvavidas al sector petrolero colombiano, el Acuerdo 03 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
     
    El presidente de la entidad, Mauricio De La Mora, asegura que las operadoras, ahora, podrán presentar sus garantías (respaldos de las inversiones en un proyecto petrolero) de manera gradual y las que estén sancionadas por incumplimiento de contratos podrán ponerse al día. La premisa es aumentar los flujos de caja de las compañías.
     
    ¿Qué opina de la nueva caída de los precios del petróleo?
     
    Desafortunadamente somos la consecuencia de la política global. El exceso de crudo y la falta de demanda tienen esto así. Estados Unidos es el mayor productor de crudo pero le debe estar costando mucho trabajo funcionar con estos precios y las tensiones con los árabes. Alguien tendrá que ceder, ¿cuándo?, esa es la pregunta que tenemos. La demanda está corta y la oferta que hay en el mercado es impresionante, por eso creo que no hemos tocado fondo, espero estar equivocado.
     
    Entonces hay que hacer cuentas con petróleo más barato.
     
    Definitivamente. Hay que hacer un ajuste. Tenemos un crudo de US$40 con un dólar a $3.100. Hay que ajustarse y por eso tomamos medidas: escuchando a la industria y a la economía para ver cómo maniobramos y poder mantenernos a flote. Tenemos que tener en cuenta esta volatilidad del crudo para el tema fiscal.
     
    En esa coyuntura, ¿qué representa el Acuerdo 03?
     
    El Acuerdo 03 era algo que venía prometiéndoles a las operadoras desde que llegué a la ANH. Va muy de la mano con el PIPE 2.0 que el Presidente y el ministro de Minas tuvieron a bien socializar recientemente.
     
    Una de las medidas es la de liberar caja de las operadoras, ¿cómo lo van a hacer?
     
    La medida contempla la liberación de caja por cumplimiento de operaciones de exploración. Eso significa que anteriormente usted tenía una fase de 36 meses en la que tenía que poner la garantía desde el día cero hasta el mes 36, más cuatro meses, para soportar las inversiones, generalmente era el 10%, el programa obligatorio o la inversión mínima mientras que en la inversión adicional obligatoria la operadora ponía el 100%. Ahora en la primera etapa (12 meses + 4 meses) pondrá solamente el 10% y si cumple con los objetivos se liberará esa garantía. Sin embargo, si no cumple y si se va hasta el mes 16, pues tiene que poner una nueva garantía que representa el 20% sobre el valor del proyecto y no se le libera la primera garantía, en caso de que cumpla los dos plazos le liberamos las garantías de ambos periodos y en la última fase pone una garantía del 50%. Con esto vamos a generar un flujo de caja enorme.
     
    ¿La anterior medida estaba restringiendo la capacidad de maniobra de las empresas?
     
    Era una restricción en la medida que había que poner una garantía única por fase de 36 meses en la fase exploratoria. Ahora las empresas pondrán un porcentaje del total de la garantía y aplicarlo en sub-fases, el 10%, el 20% y el 50%.
     
    ¿Qué expectativas tienen?
     
    Sabemos que las compañías están pasando por momentos difíciles para poder traer a la agencia las garantías necesarias porque así como el mercado ha caído, la confianza del sector bancario en la industria también.
     
    Hay unas modificaciones que se hacen al Acuerdo 02, en lo que tiene que ver con la tabla de precios unitarios.
     
    El Acuerdo 02 permite el traslado de inversiones. Entonces, si usted tiene un proyecto que firmó en 2012 y se colgó, el Acuerdo le permite pasar esa inversión a un proyecto posterior de 2014. Resulta que la tabla que aplicaba para retornar las inversiones a los proyectos anteriores era la de 2014 pero como el año pasado el precio del crudo subió, entonces básicamente las operadoras terminaban pagando más por un proyecto anterior. Ahora vamos a respetar la tabla del 2012, como inversión mínima mientras no haya detrimento, ni reducción en la inversión. Entonces, desaparecen las de 2014 para regir el traslado de inversiones.
     
    ¿Qué estaba pasando con las empresas que eran eficientes?
     
    Si una empresa podía hacer un proyecto invirtiendo menos de lo que estaba establecido en la inversión mínima, el excedente tenía que ser girado a la agencia. La pregunta era cómo estábamos premiando a las empresas que eran más efectivas en los proyectos.
     
    ¿Qué va a pasar con los contratos incumplidos?
     
    Los contratos en procedimiento de incumplimiento significan que, según el Acuerdo 02, únicamente podían acogerse quienes estuvieran 100% al día. Ahora algunas compañías se podrán acoger al Acuerdo 02 pero sin detrimento de la sanción. Eso va a permitir que las operadoras puedan, a pesar de estar en incumplimiento, unificar fases, hacer pozos y salir de los incumplimientos.
     
    Las sanciones se mantienen.
     
    Desafortunadamente sí, porque yo no puedo ir en contra de algo que no estaba regulado en su momento. Tengo que aplicar lo que estaba establecido y mantener mano fuerte con las compañías que no hayan sido diligentes en el cumplimiento de su contrato.
     
    ¿Cuántas compañías se van a beneficiar?
     
    Fácilmente entre doce y veinte contratos, adicionales a los del Acuerdo 02, por el que se habían recibido más de cien solicitudes.
     
    ¿Cuándo se va a ver el impacto de estas medidas?
     
    Esperamos que en el 2016 tengamos un impacto positivo en las operaciones porque todas las empresas tienen que entrar a cumplir: les dimos extensión de plazos y flexibilización. Las compañías tienen la posibilidad de hacer más con menos, reestructurar la parte de costos y contractual. El 2015 fue la debacle, pero estamos tomando las medidas necesarias para que el próximo año sea mucho más prospectivo.
     
     
    Fuente: Elespectador.com
     
  • Petroleras ven en el mercado de bonos un salvavidas de liquidez

    BolsamexicanabmvCompañías como Halcón Resources Corportation, Energy XXI y Goodrich Petroleum Corporation han optado por emitir deuda llegando a una cifra record de casi US$ 10,000 millones en los Estados Unidos. Adicionalmente, han obtenido un alivio con los bancos, reduciendo las líneas de crédito ligadas al valor de las reservas petroleras, aun cuando están viendo limitado el acceso a nuevas líneas de crédito.
     
    Halcón, dedicada principalmente a brindar servicios petróleos onshore en el norte y sur de los Estados Unidos, emitió el 21 de abril US$ 700 millones en bonos, en paralelo a los emitidos por Goodrich Petroleum Corportation y Energy XXI. Estos son una clara muestra de la necesidad de las petroleras para obtener liquidez ante las restricciones de flujo para sus inversiones así como para el pago de las obligaciones adquiridas previamente, durante el boom mundial de esquisto.
     
    En la venta, Halcón llegó a vender el 40% de los bonos por debajo de los subordinados con un rendimiento del 8.625%. Al mismo tiempo la compañía presentaba una caída de US$ 2,800 millones de los bonos subordinados perdiendo US$ 86 millones en su valor de mercado.
     
    Energy XXI había vendido bonos en marzo pasado por US$ 1,450 millones para pagar préstamos dentro de su línea de crédito, con un rendimiento del 12% en las notas, quienes también presentaron una caída desde el anuncio de la oferta de nuevos bonos menores a los subordinados. Los mismos pasos siguió Goodrich al anunciar en marzo que vendería bonos menores que los subordinados por US$ 100 millones para ayudar a pagar líneas de crédito que ya habían sido cerradas.
     
    Fuente: Bilatam.com
  • 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

  • Tras años de resistencia, las energéticas se suman al debate del cambio climático

    Operador de ExxonOperador de ExxonLas empresas petroleras están participando más en el debate sobre el cambio climático en momentos en que gobiernos, activistas, iglesias y algunos grandes inversionistas se preparan para una cumbre global sobre el tema a fin de año en París.
     
    La meta establecida de la cumbre es mantener el calentamiento causado por los humanos a dos grados centígrados por encima de los niveles preindustriales, pero los gobiernos mantienen grandes diferencias sobre los métodos para lograrlo.
     
    Alcanzar dicho objetivo requerirá cambios de amplio alcance en los patrones de consumo de energía e intentos de ponerle un costo a la emisión de dióxido de carbono, vaticinan muchos expertos. Desde hace mucho, los activistas han enfocado gran parte de sus esfuerzos en tratar de limitar el uso del recurso básico de las empresas energéticas: los combustibles fósiles.
     
    El papa Francisco planea expresar su opinión sobre el medio ambiente en una encíclica prevista para las próximas semanas, lo que transforma al Vaticano en uno de los focos de atención en el debate sobre el calentamiento del planeta. Exxon Mobil Corp. XOM -0.18%  envió hace poco a uno de sus representantes de mayor rango y a un ejecutivo de planificación a Roma para informar al Vaticano sobre su perspectiva para los mercados de energía.
     
    Desde hace años, varios accionistas activistas han exhortado a las compañías a limitar sus emisiones. Recientemente, algunos grandes inversionistas han tomado en consideración el calentamiento global a la hora de armar sus portafolios. La Iglesia de Inglaterra y el fondo soberano de Noruega, uno de los inversionistas institucionales más grandes del mundo, han vendido acciones de empresas puramente carboníferas.
     
    Al mismo tiempo, algunos accionistas están presionando a estas compañías para que reduzcan su dependencia de los combustibles basados en el carbono, preocupados por el impacto financiero en un futuro de mayores regulaciones sobre el calentamiento global. Las empresas también prevén normas para limitar las emisiones, lo que encarecerían el petróleo y el gas natural y, a su vez, provocaría una caída de la demanda de estos combustibles.
     
    Eso ha generado un cambio de actitud. Si bien en el pasado los ejecutivos podían desestimar el debate sobre el cambio climático o salir en defensa de sus empresas, ahora están planteando el asunto por su cuenta y proponiendo soluciones como la imposición de un impuesto al dióxido de carbono.
     
    “Tenemos que dejar de ser defensivos”, dijo Patrick Pouyanné, presidente ejecutivo de la francesa Total SA, TOT -1.39%  en una conferencia del sector llevada a cabo el mes pasado en Houston. “Al final, no será resuelto solamente por la diplomacia, sino por actores privados, actores económicos como nosotros”.
     
    Total, Saudi Aramco, Eni ENI.MI -1.85%  SpA, BG BG.LN -2.17%  PLC, Royal Dutch Shell RDSB.LN -1.77%  PLC y otras grandes energéticas han formado una agrupación con el objetivo específico de aportar su voz colectiva al debate climático, y están tratando de sumar a otras multinacionales líderes de los hidrocarburos.
     
    “El sector está involucrado de una forma que nunca he visto antes”, reconoce Rachel Kyte, directora de la división de cambio climático del Banco Mundial.
     
    De forma similar, el “enfoque (de la industria minera) en el desarrollo sostenible ha evolucionado”, afirma Gary Goldberg, presidente ejecutivo de Newmont Mining Corp. NEM -1.85%  , uno de los mayores productores de oro del mundo. “Aún necesita ser abordada a nivel mundial, y se necesita hallar una solución global”, asevera.
     
    El presidente ejecutivo de Shell, Ben van Beurden, dijo en febrero ante un grupo de ejecutivos en una conferencia sobre hidrocarburos en Londres que ya no podían mantener un “perfil bajo sobre el tema” del cambio climático en la antesala de las negociaciones, patrocinadas por la ONU en París, las cuales podrían resultar en nuevos límites a las emisiones de carbono. “Tenemos que asegurarnos de que nuestra voz sea escuchada por miembros de gobiernos, la sociedad civil y el público en general”, sostuvo.
     
    El Vaticano es otro actor importante. En una mezcla inusualmente explícita de lo político y lo pastoral, el papa Francisco ha manifestado su deseo de que la encíclica sobre el medio ambiente salga antes de la cumbre climática para que pueda “hacer un aporte” a las deliberaciones en París.
     
    “El minuto en que se supo que el Papa estaba trabajando en esto, tuvimos mucha gente contribuyendo”, señaló el cardenal Peter Turkson, de Ghana, quien dirige la oficina del Vaticano a cargo de redactar la encíclica. “Escuchamos a todos los que tenían algo que decir: físicos, académicos, estudiantes; personas de todo tipo, incluyendo a gente de la industria petrolera”.
     
    La sesión informativa con Exxon tuvo lugar durante un pequeño almuerzo en privado en la residencia de un diplomático de la Embajada de EE.UU. en la Santa Sede. Un segundo representante de Exxon que trabaja en Italia asistió a la reunión, indicó la empresa, pero no había funcionarios del Vaticano presentes. La encíclica no fue específicamente tratada durante la reunión, según Exxon, que señaló que interactuar con el Vaticano no es inusual para la empresa.
     
    Las petroleras están escuchando cada vez más a los accionistas que expresan su preocupación sobre el impacto de las regulaciones de carbono en el valor de sus activos. Su argumento es que si los gobiernos limitan las emisiones, las empresas tal vez no sean capaces de extraer todo el petróleo o metal que poseen en sus reservas.
     
    Rex Tillerson, presidente ejecutivo y titular de la junta de Exxon, dijo en una reciente conferencia del sector que “todos concuerdan” con que incluso dentro de tres décadas, alrededor de 80% del suministro de energía del mundo provendrá de los combustibles fósiles. “Pensamos que estamos en un negocio que el mundo necesita”, dijo. “Lo que tenemos que hacer es producir de una forma que sea aceptable para el público”.
     
    Por Bill Spindle y Francis X. Rocca
     
    —John W. Miller y Daniel Gilbert contribuyeron a este artículo.
  • 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