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  • ¿Alfa y Harbour Energy mejorarán la oferta de compra?

    El precio de la acción ha presentado oscilaciones entre 5 % y 8 %. A pesar de que estos incrementos ‘bruscos’ obedecen a movimientos especulativos que iniciaron al cierre de la jornada anterior en la Bolsa de Colombia, un nuevo rumor presiona al alza el título de la petrolera.
     
    De acuerdo con O’Hara, principal grupo inversor de oposición, una cantidad considerable de accionistas de Pacific Rubiales Energy Corp. se establecieron para rechazar el acuerdo de compra.
     
    El grupo venezolano O'Hara señaló, en un comunicado, que el 60 por ciento de los votos de los accionistas emitidos por poderes estaban en contra del acuerdo.
     
    La revelación se produjo después de que la compañía petrolera informara que la votación se retrasaría hasta finales de julio.
     
    La junta de accionistas se pospuso y la nueva fecha es el 28 de julio. El jueves dos de julio fue la fecha límite para la presentación de votos de la oposición por poder.
     
    Los compradores propuestos, Alfa y Harbour, solicitaron más tiempo para convencer a los accionistas a favor del acuerdo de US$1.700 millones.
     
    “El retraso de la votación final de los accionistas se traducirá en mayores pérdidas de recursos de Pacífic Rubiales debido a la búsqueda de una transacción fatalmente defectuosa y retrasarán el cambio tan necesario”, expresó el grupo inversor venezolano.
     
    O'Hara, que posee casi el 20 por ciento de las acciones, comentó que la oferta de 6,50 dólares canadienses por acción es “insuficiente”.
     
    Dos firmas de inversionistas de asesoramiento, Glass, Lewis & Co. y Institutional Shareholder Services, recomendaron votar en contra del acuerdo.
     
    Pacífic Rubiales y Harbour no han emitido comentarios sobre la declaración O'Hara, mientras que Alfa declinó pronunciarse al respecto.
     
    ‘APLAZAMIENTO FUE PARA MEJORAR LA PROPUESTA’
     
    Según conocedores del mercado, Alfa y Harbour Energy estarían pensando en ampliar la oferta de compra del acuerdo: el pago por acción pasaría de 6,50 a 7,50 dólares canadienses.
     
    La razón principal de este aumento es que ambas compañías esperan que los accionistas que no estarían de acuerdo con el acuerdo, cambiaran de parecer.
     
    ¿Tienen los recursos? Si. Algunos analistas consultados por Portafolio.co indicaron que este incremento podría hacerse efectivo.
     
    Aproximadamente 250 millones de acciones estarían ‘en juego’. El aumento de un dólar en la operación significaría 250 millones de dólares canadienses, es decir 200 millones de dólares estadounidenses.
     
    El grupo mexicano Alfa, por medio de su fabricante de autopartes Nemak, colocó una oferta pública inicial de 682 millones de dólares. El día del debut en la Bolsa de México (primero de julio) las acciones cerraron estables.
     
    Nemak, donde también participa la automotriz estadounidense Ford, colocó casi un 20 por ciento de su capital social en el mercado.
     
    El director de finanzas de Alfa, Ramón Leal, dijo recientemente que la compañía podría usar parte de los recursos de la oferta de Nemak para financiar la compra de la petrolera canadiense Pacific Rubiales.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ¿Es el momento indicado de comprar acciones de empresas petroleras?

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

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

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

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

    El sector por sí mismo es riesgoso

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

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

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


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

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

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

    ¿Para quiénes funcionaría esta inversión?

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

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

    En Colombia el reto es aún más grande

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

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

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

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


    Fuente: Dinero.com / Bloomberg

  • ¿La OPEP+ sorprenderá al mercado con otro recorte de producción?

    A los vendedores en corto de petróleo se les ha emitido una advertencia: cuidado con más "toques". El ministro de energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman, emitió la amenaza a principios de esta semana en su último ataque a los vendedores en corto de petróleo.
    Podría decirse que el ministro de energía de Arabia Saudita está tomando las riendas de la OPEP, que podría decidir recortar la producción de petróleo crudo nuevamente, elevando los precios en lo que seguramente sería un resultado doloroso para muchos especuladores y vendedores en corto.
    “Les sigo avisando (refiriéndose a los especuladores petroleros) que van a tocar, lo hicieron en abril, no tengo que mostrar mis cartas. No soy un jugador de póquer… pero les diría que tengan cuidado”, advirtió el Príncipe.
     
    Las posiciones cortas de petróleo son considerables, con 184 millones de barriles al 16 de mayo. Este es un aumento del 140 % con respecto al número de posiciones cortas en juego apenas un mes antes.
     
    Que empiecen los juegos
     
    El resultado de una amenaza tan audaz no está claro. Por un lado, las promesas de recortes en la producción seguramente traerán alcistas, lo que hemos visto en los últimos días a medida que suben los futuros del Brent. Pero también significa que el mercado está comenzando a valorar la posibilidad de otro recorte de producción cuando la OPEP se reúna la próxima semana. Esto podría desinflar algunos de los aumentos de precios inducidos por el valor de shock si la OPEP realmente redujera la producción, lo que significa que esos vendedores en corto podrían no estar afectando tanto como le gustaría al ministro de energía de Arabia Saudita.
     
    Ahora todo está en juego para la OPEP. La OPEP se ha convertido una vez más en la fuerza del mercado que tiene la capacidad de reducir o aumentar su producción, haciendo subir o bajar los precios, ya no obstaculizada por la industria del esquisto estadounidense que solía contrarrestar los movimientos de la OPEP ojo por ojo. Pero las amenazas vacías si la OPEP decide no recortar la producción podrían disminuir el poder del organismo para al menos subir o bajar los precios de la mandíbula, una herramienta que el grupo solía tener lista.
    Si la OPEP decide no recortar, los precios deberían hundirse al menos temporalmente, dando una victoria a los cortos. La próxima semana, el vencedor será revelado.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
     
  • ‘Hay que incentivar la inversión para aumentar las reservas’

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

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

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

    ¿Cómo interpreta la actual caída del precio del crudo?

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

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

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

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

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

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

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

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

    ¿Cómo ve el desarrollo del sector en Colombia?

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

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

    Pero hoy hay problemas para pasar de ese umbral…

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

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

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

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

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

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



    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

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  • Accionista Mayoritario De Pacific Pide Renuncia De La Gerencia De La Compañía

    Bogotá –Cinco puntos sobre la mesa puso O’Hara, el accionista mayoritario de Pacific Exploration & Production Corporation, en el que se destaca la renuncia de la Gerencia de la petrolera canadiense y la solicitud a la Superintendencia de Sociedades para que actúe en el proceso de reestructuración.


     



     

     


     



     

    De hecho, O’Hara señala que para el bien del proceso, es necesario que se contrate una Gerencia profesional y que genere confianza.

    De acuerdo con un comunicado de O’Hara, los accionistas de Pacific E. & P. consideran que un resultado benéfico del proceso de reestructuración para todos los que hacen parte de la compañía y para el país que se invite a participar a los accionistas de Pacific E. & P. que quieran capitalizar la empresa a que lo hagan.

    En las peticiones también se resaltan que se respeten los derechos de los accionistas minoritarios y se le preserve un porcentaje significativo de su inversión.

    El accionista mayoritario también considera que las autoridades colombianas investiguen a fondo lo que sucedió en el proceso de Pacific. E. & P., incluyendo el “Comité Independiente” y la Gerencia de la compañía.

    El abogado Jaime Granados radicó el pasado lunes 16 de mayo, en representación de O´Hara, que es el accionista mayoritario de Pacific E. & P.,  un derecho de petición de información y la solicitud de reconocimiento como tercero interesado en cualquier trámite o actuación referente a la subsidiarias de Pacific E. & P y su proceso de reestructuración.

    El documento afirma que O´Hara tiene un interés individual, directo y cierto en la actuación administrativa de la compañía canadiense.

    De producirse cualquier actuación o decisión referente a la reorganización de Pacific E. & P. -con todos los derechos que ello implica- se afectaría su situación jurídica individual, al consolidarse en forma definitiva una práctica de parte de las subsidiarias de la compañía que atenta contra las sanas costumbres mercantiles, ocasionando un inmenso detrimento patrimonial a O´Hara”, señala el comunicado de la defensa del accionista mayoritario.

    El abogado representante acude a la Superintendencia de Sociedades ya que, como ha hecho público, este proceso ha estado caracterizado por una gran desinformación por parte de la Superintendencia Financiera: “Aunque su obligación como regulador es verificar que al mercado se le dé la información oportuna y adecuada, en este caso la respuesta de la Superintendencia Financiera ha sido inconsistente y contraria a la realidad”.

     

    Fuente: Larepublica.co

  • Actividad de perforación petrolera cayó 19% en abril

    De acuerdo con el informe de Campetrol, se perdieron unos 16.000 empleos por cuenta de esta reducción de la actividad.
    Campetrol, gremio de bienes y servicios petroleros, reportó que la actividad de taladros en el país ha venido en continuo descenso y en abril esta tendencia se mantuvo. De acuerdo con su reporte, para este mes hubo 126 taladros activos en el territorio.
     
    Esto es una caída de 19% frente al informe de noviembre que evidenció 155 taladros operando. No solo se ha reducido el número de equipos, sino que además esperan que otros siete dejen de perforar en julio, con lo que ese mes estarían operativos 119.
     
    De las 126 máquinas operativas en abril, 40 de ellas corresponden a perforación y 86 a reacondicionamiento. 
     
    "La razón de esta disminución se puede asociar directamente con la finalización de proyectos y contratos en los departamentos de Meta, Santander, Casanare y Putumayo", dice el informe.
     
    Cabe recordar que en semanas pasadas, algunas compañías petroleras han anunciado que están terminando contratos y saliendo de estos. Tal es el caso de Geopark, Emerald Energy, Frontera y ExxonMobil.
     
    El informe señala que esta menor actividad de los taladros trae consigo un impacto en empleo. Los cálculos de la agremiación son que se perdieron unos 16.000 empleos,  de los cuales 2.452 fueron directos y 13.475 indirectos.
     
    ​El documento también señala que la producción preliminar de petróleo durante el mes de abril de 2023 alcanzó los 782.900 barriles de petróleo por día (Bpd), evidenciando un crecimiento de 4,2% frente al mismo periodo de 2022.
     
    Por Portafolio.
  • Acuerdo De OPEP No Impresiona A Mercado, Petróleo Baja De US$50

     

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente:Elespectador.com

  • AIE impulsa el pronóstico de producción de petróleo de EE. UU. para 2023

    La producción de petróleo crudo de EE. UU. podría aumentar 720.000 barriles diarios este año, por encima de una tasa de crecimiento pronosticada anteriormente de 640.000 bpd, según la última edición de Short-Term Energy Outlook de la Administración de Información de Energía.
    Sin embargo, se espera que la demanda de crudo en EE. UU. se debilite, según la EIA, debido al menor consumo de combustibles destilados. Esa expectativa, a su vez, se basa en una proyección de menor crecimiento del producto interno bruto este año.
     
    Según la EIA, la economía de EE. UU. solo se expandirá un 1,3 % este año, y se desacelerará aún más hasta el 1 % en 2024. Esa es una revisión a la baja de la edición anterior de STEO, cuando la EIA predijo un crecimiento económico del 1,6 % para este año. y 1,8% para el próximo año.
     
    El consumo de combustible destilado en los Estados Unidos ya ha disminuido debido a la desaceleración prolongada de la actividad manufacturera. A principios de este mes, el Instituto de Gerencia y Abastecimiento informó que la actividad manufacturera y de carga de EE. UU. había disminuido por séptimo mes consecutivo en mayo, lo que significa que oficialmente está en recesión.
     
    Esto, de hecho, ha reducido el consumo de energía, incluidos los combustibles destilados y la electricidad para los consumidores industriales. Reuters señaló en un informe que el consumo de combustible destilado en los EE. UU. también se redujo en más del 3% en el primer trimestre del año.
     
    Al mismo tiempo, sin embargo, la EIA espera que el consumo de gasolina y combustible para aviones aumente este año. Esto dará cuenta de parte del aumento esperado en la demanda de combustibles líquidos, que será liderada por el propano y el etano, señaló también la EIA en su informe.
    La agencia también pronosticó que el consumo mundial de petróleo este año aumentará en 1,6 millones de barriles diarios, hasta alcanzar los 101 millones de bpd. El consumo también seguirá aumentando el próximo año, pronosticó la EIA, agregando otros 1,7 millones de bpd, la mayoría en países en desarrollo.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
  • Arabia Saudita y Rusia no modificarán los recortes voluntarios de suministro de petróleo

    Arabia Saudita y Rusia, los socios clave de la OPEP+, mantendrán sus recortes de suministro de petróleo en noviembre a pesar del reciente repunte del precio del crudo.
    Horas antes de una reunión regular del panel de la OPEP+, Arabia Saudita dijo temprano el miércoles que continuaría recortando 1 millón de barriles por día (bpd) adicionales de su producción de petróleo crudo en noviembre y diciembre, y Rusia dijo en una declaración separada que continuaría reduciendo. las exportaciones de petróleo en 300.000 bpd hasta finales de año.
    Los anuncios casi simultáneos de los dos líderes de la alianza OPEP+ no sorprendieron al mercado, aunque algunos analistas han sugerido que el Reino podría  comenzar a aliviar el recorte antes de lo que creen los participantes del mercado petrolero, ya que el principal exportador de crudo del mundo no arriesgaría la demanda. destrucción a través de precios demasiado altos.
     
    Arabia Saudita continúa con el recorte adicional de 1 millón de bpd en noviembre y diciembre y, por lo tanto, la producción de petróleo del Reino será de aproximadamente 9 millones de bpd hasta fin de año, dijo el Ministerio de Energía saudí según lo publicado por la agencia oficial de prensa saudí .
     
    "Esta decisión de recorte voluntario será revisada el próximo mes para considerar profundizar el recorte o aumentar la producción", señaló la agencia. 
     
    Al mismo tiempo, Alexander Novak, viceprimer ministro de Rusia y máximo representante petrolero del país en las reuniones de la OPEP+, dijo en un comunicado oficial que Moscú continuaría con el recorte de 300.000 bpd a las exportaciones de petróleo para finales de año. Rusia también dijo que revisaría la decisión el próximo mes después de analizar el mercado.  
     
    Tanto Arabia Saudita como Rusia reiteraron hoy que los actuales recortes en el suministro de petróleo tienen como objetivo mantener "la estabilidad y el equilibrio en los mercados petroleros".
    Los anuncios se produjeron pocas horas antes de que el Comité Ministerial Conjunto de Vigilancia (JMMC) de la OPEP+ se reúna para debatir periódicamente la evolución del mercado petrolero en las últimas semanas. Las expectativas eran que no se hicieran cambios en las decisiones sobre el suministro durante la reunión.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Así va la exploración y explotación petrolera costa afuera

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Portafolio.co

  • Brasil se prepara para convertirse en el cuarto mayor productor de petróleo

    Durante casi dos décadas, la economía más grande de América del Sur, Brasil, ha estado cosechando una enorme ganancia económica gracias a un auge petrolero masivo que comenzó con el primer descubrimiento de presal en aguas ultraprofundas en alta mar en 2006. El auge casi colapsa debido a la corrupción, la mala gestión y las malas  prácticas  . vio a la compañía petrolera nacional Petrobras cargada con tanta deuda que casi se vio obligada a declararse en bancarrota.
    Desde entonces, las reformas y la racionalización de la industria, junto con los precios más altos del petróleo, han revigorizado el enorme auge de los combustibles fósiles en curso en Brasil, aunque  casi se tambaleó por un breve momento. cuando el presidente de izquierda Luiz Inácio Lula da Silva asumió el poder. Hay indicios de que Brasil, independientemente de los detractores, está en camino de convertirse en el cuarto mayor productor de petróleo del mundo, lo que supondrá un gran impulso para la economía.
     
    Datos del regulador de hidrocarburos de Brasil, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), muestran que para abril de 2023, el país bombeó un promedio de 3,1 millones de barriles de petróleo por día. Ese número es casi un 1% más alto que el mes anterior y un 5% más año tras año. La producción total de hidrocarburos para abril de 2023 ascendió a poco más de 4 millones de barriles de petróleo equivalente por día, un 1,1% más mes a mes y un 4,4% más que el año anterior. Esos números representan una modesta recuperación después de una caída en marzo de 2023 debido a las crecientes preocupaciones de la industria de que Lula adoptará un enfoque más intervencionista en la industria petrolera de Brasil. Ese crecimiento indica que Brasil posee el potencial para convertirse en el mayor productor de petróleo del mundo, especialmente cuando se prevé que el país 2023 agregará 300,000 barriles por día, 
    Durante 2022, Brasil ocupó el noveno lugar a nivel mundial por producción de petróleo, por delante de Kuwait y detrás de Irán, levantando un promedio de poco más de 3 millones de barriles por día. Supongamos que la economía más grande de América Latina se va a convertir en el cuarto productor de petróleo más grande del mundo. En ese caso, deberá bombear más de 4,5 millones de barriles de petróleo crudo por día para superar a Canadá, que actualmente ocupa ese lugar. El Ministerio de Energía de Brasil espera que el país bombee 5,4 millones de barriles diarios para 2029, lo que representa un 80 % más que los 3 millones de barriles de petróleo extraídos diariamente durante 2022. El crecimiento constante año tras año en la producción de hidrocarburos indica que Brasil posee el potencial para expandir la producción y convertirse en el cuarto mayor productor de petróleo del mundo. 
     
    Otro aspecto clave que respaldará esos planes son las copiosas reservas de hidrocarburos de Brasil. Según la ANP, a finales de 2022, el mayor productor de petróleo de América Latina poseía reservas probadas o 1P de petróleo por un total de 14.900 millones de barriles, de los cuales el 77% se categorizaba como presal. También existen 21.900 millones de barriles de reservas probadas y posibles o 2P y 27.000 millones de barriles de reservas 3P, conocidas como reservas probadas posibles y probables. Esto ilustra que Brasil posee un potencial considerable de hidrocarburos y las reservas necesarias para soportar un aumento significativo en la producción de petróleo. Esas reservas seguirán creciendo a medida que la perforación de exploración y desarrollo gane impulso, con Baker Hughes  International Rig Count  mostrando 17 plataformas activas a fines de mayo de 2023 en comparación con 11 el año anterior.
     
    Un salto tan masivo en la producción de petróleo será impulsado por la expansión de la producción de petróleo presalino, que el Ministerio de Energía de Brasil cree que eventualmente será responsable del 80% de la producción de hidrocarburos del país en comparación con alrededor del 77% en este momento. Para que eso ocurra, debe haber un aumento significativo en la producción que solo puede ocurrir si la inversión en energía y la perforación se expanden sustancialmente. El Ministerio de Energía espera estimular esto a través de un plan llamado  Programa Potencializa E&P , cuyos principios principales son fomentar la inversión en cuencas petroleras fronterizas, comercialmente marginales y maduras. También hay un impulso para expandir el gasto y la actividad en la perforación en tierra en Brasil, y  la agencia de noticias Reuters señala que las pequeñas y medianas empresas de energía planean invertir $ 7.7 mil millones en operaciones en tierra desde ahora hasta 2029.
     
    Si bien la compañía petrolera nacional de Brasil, Petrobras, será el impulsor clave de una expansión tan masiva de los volúmenes de producción, comprometiéndose a gastar $ 78 mil millones durante cinco años, se necesitarán inversiones considerables e inyecciones de tecnología de las grandes empresas extranjeras de energía para lograr ese objetivo. Las razones de esto son simples, una expansión tan significativa de la producción de hidrocarburos debe estar respaldada por un sólido aumento de las reservas explotables y el despliegue de técnicas de recuperación mejorada. Esto incluye los planes de las empresas energéticas más pequeñas para invertir $ 7.7 mil millones en campos petroleros en tierra en Brasil para 2029, lo que ampliará las reservas y la producción de petróleo.
     
    En enero de 2023, la supermajor francesa  TotalEnergies aprobó la  decisión de inversión final, o FID, de mil millones de dólares para el proyecto petrolero marino Lapa South-west en la cuenca de Santo, Brasil. TotalEnergies es el operador de la operación, con una participación de explotación del 45%, con los socios Shell controlando el 30% y Repsol Sinopec el 25% restante. El proyecto consiste en el desarrollo de tres pozos que se conectarán a la FPSO Lapa, que opera en el noroeste del campo Lapa desde 2016. Una vez puesta en marcha, prevista para 2025, la instalación bombeará 25.000 barriles de petróleo por día, elevando la producción total del campo a 60.000 barriles diarios. 
     
    Según TotalEnergies, el proyecto se adapta de manera natural a sus activos brasileños existentes e impulsará una palanca de crecimiento clave para la producción de petróleo presalino de la empresa. El vicepresidente sénior de Exploración y Producción de TotalEnergies,  David Mendelson, declaró :  "Este último desarrollo es un hito importante para TotalEnergies en Brasil que aumentará su producción operada en la cuenca presalina de Santos, un  área de crecimiento clave para la Compañía". decir:  "Con su enfoque de ingeniería eficiente y las sinergias con las instalaciones existentes, este proyecto ilustra la estrategia de TotalEnergies de centrarse en activos de bajo costo y bajas emisiones".
    A finales de mayo de 2023, TotalEnergies, que tiene una participación del 39 %, y sus socios, Petrobras con un 30 % y QatarEnergy, así como PETRONAS con una participación del 20 % cada uno, firmaron un  contrato de producción compartida  para el bloque marino Agua Marinha. El bloque está ubicado en la prolífica cuenca de Campos, al sur del campo petrolífero presalino de Marlim Sul, y fue adjudicado a TotalEnergies en diciembre de 2022. Se cree que el bloque tiene el potencial de reflejar el éxito de Petrobras con el petróleo presalino de Marlim Sul de 2017. descubrimiento. El vicepresidente sénior de Exploración de TotalEnergies dijo: “ La firma del PSC para Agua Marinha amplía nuestra presencia en esta prometedora área de la cuenca presalina de Campos junto con nuestros tres socios estratégicos, y estamos ansiosos por explorar el bloque y perforar el Touro. prospecto.”  
     
    A principios de mayo de 2023, la gran empresa energética noruega  Equinor anunció  que, junto con sus socios Repsol Sinopec y Petrobras, había aprobado la FID para continuar con el desarrollo del proyecto BMC-33 de $ 9 mil millones en la costa de Brasil. La operación cubre tres descubrimientos de gas natural y condensado en el presal con reservas recuperables de mil millones de barriles de petróleo equivalente. En la puesta en marcha, que se prevé ocurra en 2028, la operación bombeará 565 millones de pies cúbicos de gas natural por día, de los cuales, se estima que el 88% se exportará. Equinor, que es el operador, tiene una participación del 35 %, con Repsol Sinopec controlando el 35 % y el 30 % restante en manos de Petrobras.
     
    Estos eventos demuestran que Brasil sigue siendo una jurisdicción atractiva para las empresas energéticas extranjeras a pesar de las subidas de impuestos a la industria petrolera del presidente Lula y el riesgo creciente de  una mayor intervención del gobierno.. De hecho, aunque irritó a las grandes empresas de energía con la introducción en marzo de 2023 de un gravamen del 9,2 % sobre las exportaciones de petróleo durante tres meses, la inversión en el extranjero en Brasil sigue siendo fuerte. Como se discutió, las grandes empresas extranjeras de energía continúan aprobando proyectos de miles de millones de dólares en el país, lo que impulsará significativamente la producción. Incluso los planes de Petrobras para descarbonizar las operaciones tendrán poco impacto en el crecimiento de la producción y las exportaciones de petróleo de Brasil, y la compañía espera que su producción de petróleo se expanda en un 19 % para 2027. Por estas razones, el ambicioso objetivo establecido por el Ministerio de Energía de Brasil de bombear 5,4 millones de barriles por día para 2029 parece factible.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
  • Brasil y Guyana están impulsando el resurgimiento del petróleo en América Latina

    Brasil, con 14.900 millones de barriles de reservas probadas, tiene como objetivo aumentar la producción de petróleo a 5,4 millones de barriles por día para 2029, convirtiéndose potencialmente en el cuarto mayor productor de petróleo del mundo.
    El  casi colapso de la otrora colosal industria petrolera de Venezuela bajo el peso de la corrupción endémica‚ y las estrictas sanciones de EE. UU., junto con los balbuceantes yacimientos petrolíferos maduros de México, vieron caer en declive el sector de hidrocarburos económicamente crucial de América Latina. Para 2020, la producción de petróleo de Venezuela se había desplomado a un mínimo anual histórico de 569.000 barriles por día, mientras que los campos petroleros envejecidos de México bombeaban menos de 1,7 millones de barriles por día. Luego, una serie de descubrimientos marinos de clase mundial en las aguas territoriales de Brasil captaron la atención de las grandes empresas energéticas y colocaron a América Latina nuevamente en el mapa mundial de hidrocarburos. A esto le siguieron los descubrimientos en alta mar de clase mundial de Exxon en Guyana, que pusieron a la diminuta sudamericana en camino de convertirse en un productor y exportador de petróleo líder a nivel mundial. Estos eventos ven a América Latina lista una vez más para convertirse en una potencia mundial de hidrocarburos una vez más.
     
    La compañía petrolera nacional de Brasil, Petrobras, realizó el primer descubrimiento de petróleo presalino en aguas profundas en alta mar en la cuenca de Santos en 2006, y el primer petróleo se extrajo apenas dos años después. Esos vastos reservorios presalinos continúan brindando importantes descubrimientos de clase mundial que han dotado a Brasil, según datos del regulador, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, con 14.900 millones de barriles de reservas probadas o 1P. Esto ahora ve a Brasil con las segundas reservas de petróleo más grandes de América Latina después de Venezuela y ocupa el puesto 16 a nivel mundial. Esas impresionantes reservas de petróleo, junto con los descubrimientos en curso, están sustentando el épico auge del petróleo en alta mar de Brasil. Hay indicaciones claras de que las reservas y la producción de hidrocarburos de Brasil continuarán expandiéndose.
     
    El Ministerio de Minas y Energía tiene  como objetivo un crecimiento significativo de la producción . El ministerio está haciendo esto mediante la implementación de estrategias para desarrollar cuencas existentes y elevar la producción a 5,4 millones de barriles por día para 2029. Si se logra ese ambicioso objetivo, Brasil se convertirá en el cuarto mayor productor de petróleo del mundo. Para mayo de 2023, Brasil bombeó un promedio de 3,2 millones de barriles por día, lo que fue un impresionante 11% más que el período equivalente del año anterior. La producción total de hidrocarburos fue de 4,1 millones de barriles de petróleo equivalente por día para mayo de 2023, un notable 9% más año tras año. Si bien la producción de hidrocarburos de Brasil está creciendo a un ritmo constante, todavía queda mucho camino por recorrer antes de que el país extraiga más de 5 millones de barriles por día, con un 80 % procedente de la capa presalina. 
     
    Se necesitará una inversión considerable en el desarrollo de las cuencas de hidrocarburos costa afuera de Brasil para elevar la producción al volumen objetivo. Petrobras, como parte de su  plan estratégico de 2023 a 2027 , destinó $ 64 mil millones para desarrollar activos de exploración y producción, con el 67% de esa cantidad para invertir en operaciones de presal. Para 2027, Petrobras prevé extraer 2,5 millones de barriles de petróleo por día y otros 600.000 barriles de gas natural, con lo que la empresa bombeará 3,1 millones de barriles de petróleo equivalente por día, de los cuales el 78 % provendrá de campos presalinos.
     
    La producción de petróleo en auge de Brasil es un motor económico importante para Brasil. Para 2012, Petrobras se había convertido en una herramienta clave de política gubernamental al verla emerger como la  compañía petrolera más endeudada del mundo  con la administración de la presidenta Dilma Rousseff saqueando sus arcas para financiar programas sociales y otras iniciativas políticas. Después de que un escándalo de corrupción masivo que involucró a Petrobras y la empresa de construcción Odebrecht repercutió en Brasil, y eventualmente le quitó el cuero cabelludo a Rousseff ,  su sucesor Michel Temer colocó a Petrobras en una posición más independiente a favor de los negocios con ese enfoque continuado por su sucesor Jair Bolsonaro. Hay temores de que el regreso de Luiz Inácio Lula da Silva, conocido como Lula, a la presidencia, lleve a una mayor  intervención gubernamental de mano dura.. 
     
    No es sólo Brasil el que ha vuelto a poner de relieve la industria petrolera de América Latina. La vecina Guyana está siguiendo los pasos del mayor productor de petróleo de América Latina después de que la supergrande mundial de la energía Exxon descubriera petróleo en las aguas territoriales de la antigua colonia británica en 2015. Desde ese descubrimiento en el Bloque Stabroek, Guyana se ha convertido en lo que se denomina la costa afuera más caliente del mundo. juego petrolero fronterizo. Más de 35 descubrimientos han dotado al empobrecido país de alrededor de 800.000 habitantes con más de 11.000 millones de barriles de petróleo. El  desarrollo acelerado del consorcio liderado por Exxon  del Bloque Stabroek, con cuatro años para pasar del primer descubrimiento al primer petróleo, ve a Guyana bombeando alrededor de 400,000 barriles por día.
     
    Georgetown planea subastar 14 bloques durante 2023, aunque por tercera vez se ha retrasado hasta mediados de agosto de 2023 para que el gobierno pueda finalizar los cambios en el marco regulatorio. Esas reformas incluyen la introducción de un nuevo Acuerdo de Producción Compartida (PSA), que aumentará la regalía del 2% al 10%, reducirá el límite de recuperación de costos del 75% al ​​65% e introducirá un impuesto corporativo del 10%. Si bien esos términos son menos ventajosos que los asegurados por Exxon para el bloque Stabroek, siguen siendo competitivos en comparación con otros países de la región. 
     
    La primera subasta de petróleo de Guyana tiene como objetivo reducir la dependencia del país de Exxon. Lo hará atrayendo a otros exploradores y productores de petróleo a las aguas territoriales del país sudamericano. Dado el considerable  potencial petrolero que se cree que existe  en los bloques de aguas poco profundas y profundas de Guyana, los nuevos descubrimientos de petróleo son solo cuestión de tiempo. Los analistas estiman que Guyana extraerá  1,2 millones de barriles por día para fines de 2027 , lo que convertirá a la antigua colonia británica en un exportador de petróleo líder a nivel mundial. Esto está generando un  mega auge económico para Guyana , que tendrá la economía de más rápido crecimiento durante 2023, con un producto interno bruto previsto por el FMI para expandirse en un 37,2 %.
     
    Hay señales de que el sector de hidrocarburos de América Latina se expandirá sustancialmente durante la próxima década a pesar del mayor riesgo geopolítico, la transición de energía limpia y la  inminente demanda máxima de petróleo . La producción de petróleo de Venezuela está creciendo debido a la asistencia de Irán, mientras que las sanciones de EE. UU. se están relajando y se permite a la supermajor Chevron extraer petróleo en el país asolado por la crisis. Argentina vive un  auge de los hidrocarburos no convencionales terrestres a medida que se desarrolla el cuerpo de esquisto de Vaca Muerta. Si bien impulsarán la producción de hidrocarburos en América Latina y el Caribe, son Brasil y Guyana los que están impulsando la explosión masiva en la producción de petróleo que se espera en la región. Solo esos dos países agregarán hasta 3 millones de barriles por día a la producción de petróleo de América Latina y el Caribe, pero eso ocurrirá en un momento en que los precios del petróleo están bajo presión por la caída de la demanda mundial debido a la transición de energía  limpia . Eso convierte a los productores de petróleo de la región en una carrera contrarreloj para explotar su riqueza hidrocarburífera.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
  • Caen reservas de petróleo en Colombia

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    EL MENOS AUTOSUFICIENTE

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

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

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

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

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

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

    GAS PARA 10 AÑOS

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

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

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

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

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

    LOS TRES QUE LLEVAN LA DELANTERA EN LA REGIÓN

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / Ómar G. Ahumada Rojas

  • Caída del precio del petróleo obliga a hacer reajustes en RSE

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    La opinión

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


    Fuente: Larepublica.com.co

  • Campetrol pide políticas claras para el sector

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

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

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

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

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

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



    Fuente: Portafolio.co


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Con infomración de Valora Inversiones
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    Fuente: Dinero.com

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  • Científicos: No a perforaciones petroleras en el Ártico

    Casi 400 científicos han firmado una carta en la que exhortaron al presidente Barack Obama a que elimine la posibilidad de que se realicen perforaciones petroleras en el Ártico en el futuro cercano al retirar el Océano Ártico del próximo plan federal de arrendamiento de mares profundos.

    Entre los científicos está Jane Lubchenco, ex directora de la Oficina Nacional de Administración Oceánica y Atmosférica de Estados Unidos en el gobierno de Obama, quien ahora es una investigadora y profesora en la Universidad Estatal de Oregon.

    "He sido testigo de algunos de los cambios sin precedente que están en curso en el Ártico", dijo Lubchenco en un comunicado. "Conservar importantes áreas marinas es un paso esencial para sostener la resiliencia de la región".

    Entre los 388 firmantes están científicos de 13 naciones y 25 profesores eméritos actuales o pasados de la Universidad de Alaska. Su opinión es contraria a la de funcionarios elegidos de Alaska, quienes apoyan fuertemente la apertura de las aguas de Alaska a la perforación petrolera a fin de proveer crudo para el Oleoducto Trans-Alaska.

    El Departamento del Interior está recolectando comentarios públicos hasta el jueves sobre el propuesto plan de arrendamiento de cinco años para la extracción de petróleo y gas, el cual cubriría de 2017 a 2022. John Callahan, vocero de la Agencia de Administración de Energía del Mar, dijo a través de un correo electrónico que la dependencia gubernamental ha recibido aproximadamente 481.000 comentarios sobre el programa propuesto completo. No se ha contabilizado la cifra respecto a las aguas en el Ártico.

    Grupos ambientalistas se oponen enérgicamente a la perforación petrolera en el Ártico. Dicen que la actividad industrial dañará a los mamíferos marinos que ya han sido afectados por una pérdida de hielo marino, y que el calentamiento global será acelerado con la combustión del petróleo extraído del Océano Ártico.

    En el plan está el arrendamiento de dos sitios en aguas del Ártico: el Mar de Beaufort, frente a la costa norte de Alaska, en 2020, y el Mar de Chukchi, frente a la costa noroeste, en 2022.

    Fuente: AP

  • Citi: Es poco probable que los precios del petróleo alcancen los $ 80 después del recorte de la producción de Arabia Saudita

    Si bien muchos analistas ven la última sorpresa del recorte de petróleo saudí como alcista o al menos moderadamente alcista para los precios, Citigroup cree que es poco probable que el recorte de 1 millón de bpd del principal exportador de crudo del mundo resulte en un aumento del precio del petróleo hasta los 80 dólares o bajo $ 90 por barril.
    “La probabilidad de que Arabia Saudita aborde esto por su cuenta de manera sostenida es bastante baja”, dijo Citi en una nota el martes publicada por Reuters.
     
    El banco, al igual que otros bancos de inversión, cree que el recorte conducirá a un mayor déficit en el mercado en la segunda mitad de este año. Pero esto no significa que los precios subirán, según Citi.El banco, cuyos analistas han sido bajistas sobre el petróleo este año, considera que la posibilidad de precios más bajos en lugar de más altos podría ser mayor, debido a una posible demanda más débil debido a las recesiones en EE. UU. y Europa, una recuperación más débil en China y una mayor suministro de productores no pertenecientes a la OPEP para fin de año.
     
    Después de la anterior sorpresa de la OPEP+ para el mercado, cuando varios grandes productores anunciaron a principios de abril recortes adicionales hasta fines de 2023, Citi también se opuso y dijo que esperaba que los precios del petróleo cayeran en lugar de subir aún más a pesar de los esfuerzos de la OPEP+ en esa dirección.
     
    Los analistas reiteraron el lunes los pedidos de precios más altos, luego de la reunión de la OPEP+ del domingo, luego de la cual Arabia Saudita dijo que reduciría voluntariamente  su producción en 1 millón de bpd  en julio a alrededor de 9 millones de bpd.
    Los analistas de ANZ, Daniel Hynes y Soni Kumari, reiteraron su objetivo de Brent de $100 por barril para fin de año y dijeron que "es probable que los inversores agreguen apuestas alcistas, cómodos de que Arabia Saudita y la OPEP proporcionarán un respaldo en caso de que el mercado encuentre algún obstáculo".
     
    Goldman Sachs, que prevé que el barril de Brent se sitúe en 95 dólares por barril en diciembre, describió la reunión de la OPEP+ como "moderadamente alcista" respecto a su pronóstico y compensando algunos riesgos bajistas a la baja, como un mayor suministro de Rusia, Irán y Venezuela sancionados y una demanda china más débil de lo pensado.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
     
  • Colombia sigue explorando y eso no se ve en otros país: GE

    La colombiana Patricia Vega dirige la línea de negocios de hidrocarburos de General Electric, y explica por qué el país es pieza clave para las metas de la compañía. Dice que la necesidad de aumentar reservas aumenta la exploración costa afuera y eso representa una ventaja frente a otros países.

    Patricia Vega es la colombiana que lleva las riendas del negocio petrolero de GE (General Electric) en América Latina.

    Desde hace 20 años, Vega inició un recorrido que la llevó desde desarrollar su proyecto de grado en el Instituto Colombiano del Petróleo de Ecopetrol, en Bucaramanga, hasta convertirse hace un año en presidenta y CEO de la división de Oil & Gas de GE en la región.

    La semana pasada, la ejecutiva estuvo en el país como parte de su objetivo de mantener a la alta gerencia de la compañía conectada con los mercados donde operan.

    Vega considera que este ciclo de precios bajos es una oportunidad para empresas como GE: “en un mundo de 40 dólares el barril la eficiencia es increíblemente importante”, señaló. Y esta es precisamente su apuesta para crecer.

    ¿Qué tan importante es Colombia para la división de petróleo y gas de GE?

    Mucho. Hoy en día tenemos un objetivo de duplicar el tamaño de negocios en América Latina y para lograrlo necesitamos consolidar nuestra presencia a través de toda la geografía.

    En Colombia tenemos el negocio de surface, que es un portafolio compuesto por todos los sistemas de levantamiento artificial (equipos para facilitar que el petróleo suba a la superficie), bombas electrosumergibles mecánicas, sistemas de monitoreo y control para pozos, y tenemos también soluciones de industrial internet, también llamado el internet de las cosas, que permite monitorear cualquier sistema y optimizar la vida útil de los equipos.

    Hoy las petroleras buscan mejorar la eficiencia, pero tienen menores presupuestos, ¿cómo navegan ustedes en esa paradoja?

    Hay que expandir la evaluación del retorno de la inversión más allá del costo unitario de un producto, es decir, evaluar cuáles serán los resultados en materia de eficiencia, ahorros y reducción de fallas. Cuando incluyo esto en la ecuación, me doy cuenta de que una inversión más inteligente es la de mejor retorno, no la de menor precio. Los clientes tienden a ser más conscientes de esto.

    Pero la realidad es que tienen menos presupuesto...

    Sí, los clientes se han visto sorprendidos con estos recortes. Ahí entramos nosotros a operar a través de nuestras alianzas, buscamos modelos comerciales que les permita hacer proyectos que de otra manera tal vez hubieran tenido que posponer.

    Parte de lo que pasa hoy con los precios tiene que ver con la evolución tecnológica del sector.

    ¿Qué tan determinante cree que será este factor en la formación de los precios del crudo?

    Se produjo un desbalance en el mercado, pero creo que lo que ganamos en general, como sociedad, en términos de seguridad energética es mucho mayor que el desequilibrio que se ha originado entre el suministro y la demanda.

    A largo plazo, la demanda por energía va a seguir creciendo. Lo que vemos hoy es parte del costo del desarrollo, pero no puedes pararlo, porque las siguientes generaciones y el crecimiento económico dependen de la energía.

    Como industria hemos aprendido en estos ciclos a ser eficientes, innovadores, es una industria que no se marchita fácilmente.

    ¿Cómo ha visto la reacción de la industria en los distintos países de la región?

    Todas las empresas están priorizando las inversiones, eficiencia y reducción de costos.

    Las diferencias dependen de lo que pasa en cada país. Por ejemplo, en México, con la reforma energética y la apertura se ha creado una dinámica interesante. En el caso de Venezuela, hay un interés muy fuerte en aumentar la producción, en otros países se ve una disminución de la actividad, no allí. En Brasil, el desarrollo de los yacimientos en aguas profundas es complejo y empieza a abrirse el debate de si puede entrar otra operadora distinta a la estatal a hacer parte de estos campos.

    ¿Y en Colombia?

    El país ha disfrutado un aumento de producción y ha sido capaz de mantener. El enfoque en la generación de valor se ha hecho más importante, y también hay un énfasis en exploración, que no estamos viendo en otros países, donde esta actividad ha bajado más. Aquí vemos una campaña interesante en costa afuera, en la zona norte del país, y tiene que ver con el interés que hay para aumentar reservas.

    ¿Cuáles son las mayores oportunidades de negocios en el país?

    Lo resumiría en tres áreas importantes: los sistemas para optimización de la eficiencia en la producción de campos de petróleo y de gas, que incluyen uso de la energía, sistemas de levantamiento confiables y el tema de manejo y disposición de agua. El segundo, la exploración y hallazgos en aguas profundas, en Colombia la industria costa afuera ha sido pequeña, y se necesitan recursos (tecnología e infraestructura) para atender este desafío. Y el tercero tiene que ver con temas de eficiencias en refinación y transporte, tenemos una plataforma muy interesante de monitoreo inteligente de tuberías para esta área.

    ¿Atienden otros mercados desde Colombia?

    Sí, tenemos algunos hubs por áreas de experiencia. Colombia es importante en temas de producción, nos ayuda apalancar la operación en Ecuador y otros países. De la misma manera somos apalancados por operaciones de otros países en otras áreas donde no hay la masa crítica, por ejemplo en el área de Subsea (costa afuera) Colombia se apoya en la operación en México y Brasil.

    ¿Cuáles son las expectati-vas de crecimiento en Colombia?

    Hemos estado enfocados a fortalecer la relación con nuestros clientes y escuchar sus prioridades. Eso es clave porque a veces llegas con lo que crees que es la solución tratando de forzarla, nosotros lo que tratamos de hacer son alianzas estratégicas de desarrollo tecnológico, empezar a hablar de soluciones y no necesariamente productos concretos. De ahí vendrá parte de nuestro crecimiento en 2015 y 2016.

    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

  • Cómo el hemisferio occidental se convirtió en el motor del crecimiento de la producción petrolera

    Kemp: El crecimiento de la producción de petróleo en el hemisferio occidental en realidad captó todo el crecimiento de la demanda mundial de petróleo en la década de 2012 a 2022.
    Durante décadas, el hemisferio oriental había sido el mayor impulsor del crecimiento de la producción mundial de petróleo. Hasta hace una década, cuando los productores de petróleo de Medio Oriente –vinculados por el cártel de la OPEP– comenzaron a ceder el impulso de crecimiento al hemisferio occidental con su búsqueda de precios altos del petróleo y ayudando involuntariamente a la primera etapa de la revolución del esquisto en Estados Unidos.
     
    Sin duda, el hemisferio oriental, principalmente Oriente Medio, sigue siendo la fuerza más formidable en la producción y los mercados mundiales de petróleo.  
     
    Pero el hemisferio occidental –liderado por Estados Unidos, Canadá, Brasil y, más recientemente, Guyana– es ahora la región de crecimiento clave en el suministro de petróleo, hasta el punto de compensar en parte las políticas de la OPEP para frenar la producción del cártel en nombre de " estabilidad del mercado”, o, en otras palabras, precios más altos del petróleo.  
     
    El crecimiento de la producción de petróleo en el hemisferio occidental en realidad capturó todo el crecimiento de la demanda mundial de petróleo en la década de 2012 a 2022, según datos estadísticos analizados por el analista de mercado de Reuters,  John Kemp.
     
    La producción de petróleo en el hemisferio occidental aumentó en una década hasta representar el 34% del suministro mundial en 2022, en comparación con el 27% en 2012, según el análisis de Kemp de la Revisión Estadística de la Energía Mundial 2023 del Instituto de Energía.
     
    El crecimiento de Estados Unidos y otros productores en el hemisferio occidental fue de 8,7 millones de barriles por día (bpd) en esa década, cubriendo todo el crecimiento de 8,6 millones de bpd en el consumo global, mostró el análisis de Kemp.  
     
    Desde 2023, Estados Unidos, Canadá, Brasil y Guyana han seguido experimentando un auge de la producción, lo que ha provocado un aumento del suministro de petróleo fuera de la OPEP+ y frustrado los esfuerzos del cártel por mantener los precios del petróleo bien respaldados y por encima de los 80 dólares el barril, y preferiblemente más altos.
     
    Los analistas y pronosticadores esperan que esos países, más Noruega, lideren el crecimiento de la oferta fuera de la OPEP este año y el próximo.
     
    El auge de la producción en Estados Unidos, Brasil, Canadá y Guyana ha más que compensado un colapso en la producción de Venezuela y una disminución en la producción de petróleo de México en la última década. En las costas de Guyana, tres proyectos de Exxon que ya están en funcionamiento están produciendo actualmente más de 550.000 bpd de petróleo crudo y se espera que alcancen   una producción de    más de 600.000 bpd a finales de este año.
    Se espera que la producción de líquidos fuera de la OPEP  crezca 1,2 millones de bpd  este año, impulsada por Estados Unidos, Canadá, Guyana, Brasil y Noruega, dijo la OPEP en su Informe Mensual del Mercado Petrolero de febrero. La previsión de crecimiento del suministro de líquidos fuera de la OPEP en 2025 es de 1,3 millones de bpd, con los mismos motores clave de crecimiento en el hemisferio occidental.
     
    América del Norte liderará el crecimiento de producción esperado y, dentro de ella, Estados Unidos verá crecer su producción de líquidos en 540.000 bpd este año y otros 600.000 bpd el próximo. Se prevé que América Latina –encabezada por Brasil y Guyana– aumente su producción de líquidos en 350.000 bpd en 2024 y en 270.000 bpd en 2025, según estimaciones de la OPEP. 
     
    La Administración de Información Energética (EIA) es mucho más conservadora sobre la producción estadounidense en sus  últimas estimaciones  de su Perspectiva Energética a Corto Plazo (STEO) de febrero.  
     
    La producción de petróleo de Estados Unidos cayó a 12,6 millones de bpd en enero de 2024 debido a los cierres relacionados con el clima frío, frente a un máximo histórico de más de 13,3 millones de bpd en diciembre. La EIA espera que la producción de petróleo de EE. UU. vuelva a casi 13,3 millones de bpd en febrero antes de disminuir ligeramente hasta mediados de 2024. La EIA no espera que la producción de petróleo crudo de EE. UU. supere el récord de diciembre de 2023 hasta febrero de 2025.   
     
    La producción anual de petróleo de Estados Unidos crecerá de 12,93 millones de bpd en 2023 a 13,10 millones de bpd este año y 13,49 millones de bpd el próximo, según muestran las últimas estimaciones de la EIA, que fueron revisadas a la baja con respecto a previsiones anteriores.   
     
    A pesar del crecimiento más lento esperado en la producción de petróleo de Estados Unidos, el hemisferio occidental –incluidos los otros motores clave del crecimiento, Canadá, Brasil y Guyana– es una fuerza a tener en cuenta dentro de la OPEP+, la organización liderada por los principales productores de petróleo del hemisferio oriental en el Medio Oriente. Oriente y Rusia.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
     
     
  • Continúa la venta masiva de petróleo ante la superabundancia de reservas

    Los 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
  • Cuota de mercado de la OPEP disminuiría en 2020

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

    La cifra de inversión en exploración y producción de Ecopetrol activó la agenda, pero no es un patrón. Analistas dicen que hay que aprovechar el precio de petróleo.
    La actividad exploratoria lleva una tendencia a la baja que es evidente en el último informe de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía, Campetrol. Evidenció que se presentó una disminución en los taladros activos de 25% contra el mismo mes del año pasado, pues pasó de 156 equipos a 117 en un año y esto significó una pérdida de 20.000 empleos.
     
    El sector, entonces, ha visto una caída en algunas cifras, con lo que parece que su desaceleración va más rápido de lo que se cree.
     
    Esto sucede mientras la empresa más importante, Ecopetrol, pone sobre la mesa un monto de inversión para el próximo año de entre US$3.500 millones y US$4.200 millones en materia de exploración y producción. La compañía tiene planteados estos dos escenarios que serán sometidos ante la Junta Directiva en noviembre. Estos datos difieren con la Unión Sindical Obrera, USO, que alertó esta semana que la inversión pasaría de US$4.500 millones en 2023 a US$2.500 millones el próximo año.
     
    El presidente de la compañía, Ricardo Roa, dijo que este año se mantendrán los niveles de inversión de entre US$5.600 millones y US$6.500 millones.
     
    Y no se trata de un año fácil para la actividad exploratoria por cuenta de la seguridad en varias áreas del país y contratos embrollados. El ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, espera que el programa de impulso a la exploración de hidrocarburos en contratos vigentes de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, surta efecto en la actividad exploratoria en un año.
     
    Nelson Castañeda, presidente de Campetrol, tiene claro que la transición energética se trata de una diversificación, “todos estamos alineados a tener combustibles con bajas emisiones y eso requiere de un capital mayor con toda seguridad”.
     
    No obstante, Castañeda resaltó que “tenemos que tener una masa crítica de actividad que nos permita subir hacia el nivel de actividad que teníamos en noviembre de 2022. Teníamos 60 taladros perforando, hoy en día tenemos 37 y si no los usamos aquí se van para otro país. Si queremos encontrar recursos tenemos que buscarlos y esto es perforando, esto requiere de inversión y actividad en el territorio para que podamos tener éxito”.
     
    Respecto al nuevo programa de la ANH para impulsar la actividad, el presidente de Campetrol dijo que “esperamos que se dé. Depende del nivel de inversiones de las compañías con lo que se están ampliando los tiempos de los compromisos, y esperamos que se pueda ver en el corto plazo: seis meses o un año”, precisó.
     
    Julio César Vera, presidente de Xua Energy, consideró que en el panorama actual, con el ciclo de precios del petróleo, no hacer inversiones sería un error. “Pensar en no aprovechar ese ciclo para hacer inversiones contracíclicas que se podrían aprovechar sería un error grande. No creo que haya ninguna petrolera que lo esté pensando así, yo creo que todas siguen trabajando en la base, que es petróleo y gas, pero a su vez en el desarrollo de renovables”.
     
    Para el analista, si el objetivo es hacer un buen desarrollo de las energías renovables se debe seguir invirtiendo en la base y más con precios actuales.
     
    Amylkar Acosta, exministro de Minas y Energía, dijo que las empresas mantienen sus inversiones pese al clima actual. “Hay que distinguir entre el clima de inversión, que se ha visto afectado por cierta incertidumbre y decisiones del Gobierno y el Congreso, y otra cosa distinta son las inversiones. Lo que muestran las cifras es que la inversión en este sector se ha mantenido y sigue siendo el sector, que atrae las mayores inversiones extranjeras directas, alrededor de 34% de la IED es hacia este sector”, pero resaltó el caso del proyecto de Canacol Energy.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • Ecopetrol buscará elevar la tasa de recuperación mejorada para incrementar producción

    Las técnicas de recuperación mejorada utilizan tecnología para secar los yacimientos existentes, y extraer petróleo que antes no era accesible.
    La compañía colombiana Ecopetrol buscará aumentar la tasa de recuperación mejorada hasta 23% para incrementar su producción, sus reservas, compensar la caída de los precios del petróleo y conseguir los recursos para financiar la transición energética, dijo el presidente ejecutivo, Ricardo Roa.
     
    El funcionario asumió en abril su cargo en Ecopetrol ECO.CN, propiedad mayoritaria del Estado, con la misión de implementar la decisión del primer mandatario izquierdista de Colombia, Gustavo Petro, de dejar paulatinamente la dependencia económica de los hidrocarburos y el carbón para avanzar hacia energías renovables.La compañía colombiana Ecopetrol buscará aumentar la tasa de recuperación mejorada hasta 23% para incrementar su producción, sus reservas, compensar la caída de los precios del petróleo y conseguir los recursos para financiar la transición energética, dijo el presidente ejecutivo, Ricardo Roa.
     
    El funcionario asumió en abril su cargo en Ecopetrol ECO.CN, propiedad mayoritaria del Estado, con la misión de implementar la decisión del primer mandatario izquierdista de Colombia, Gustavo Petro, de dejar paulatinamente la dependencia económica de los hidrocarburos y el carbón para avanzar hacia energías renovables.
     
    La política incluye la prohibición de nuevos contratos de exploración y esfuerzos por parte del Gobierno para ayudar a las compañías a revitalizar sus operaciones.
     
    Roa, un ingeniero mecánico con más de tres décadas de experiencia en el sector energético, fue el gerente de la campaña que llevó a la presidencia a Petro en 2022.
     
    "Históricamente hemos tenido un nivel de factor de recobro cercano a 19%. La meta mía es subirlo a 23%. Cada puntico de mejora en el factor de recobro representa prácticamente unos 600 millones de barriles adicionales en las reservas", dijo Roa el martes en una entrevista con Reuters en su oficina.
     
    Las técnicas de recuperación mejorada utilizan tecnología y otros procesos para secar los yacimientos existentes, extrayendo petróleo que no era accesible en operaciones anteriores.
     
    Ecopetrol, la empresa más grande del país y el mayor productor de petróleo de Colombia, invertirá en tecnología y "clusters" de pozos para hacer mucho más eficiente su operación, aseguró Roa.
     
    En el primer trimestre de 2023 la producción aumentó un 3,9% interanual a 719.400 barriles equivalentes de petróleo al día (bped), mientras que la refinación alcanzó un récord de 412.000 barriles, un aumento en el bombeo que compensa la caída de los precios internacionales y la fortaleza del peso colombiano frente al dólar, agregó.
     
    EFICIENCIA PARA MAYOR PRODUCCIÓN Y MÁS RESERVAS
     
    "Hemos venido buscando nuevos hallazgos, identificando unos hallazgos en las áreas de producción que tenemos asignadas y eso es otro elemento que también podemos decir seguimos avanzando y seguimos creciendo en lo corrido del año", afirmó.
     
    El directivo dijo que la empresa busca una operación mucho más eficiente y focalizada con los contratos que tiene para lograr mayores reservas y un aumento de la producción.
     
    Ecopetrol cerró en 2022 con reservas de 2.011 millones de barriles de petróleo equivalente y pretende aumentar la producción con los 30 contratos de explotación y 48 de exploración que tiene actualmente, sostuvo Roa.
     
    El ejecutivo admitió que muchos de los campos están entrando en un estado de declinación considerable y que un mayor aprovechamiento a través de factores de cobro mejorado proporcionará los recursos para la transición energética.
     
    "Esta es la fuente de recursos para poder ser el gran jugador de la transición energética", afirmó al revelar que las metas de inversión del grupo energético oscilan entre 5.600 millones y 6.600 millones de dólares anuales.
     
    Roa indicó que se buscará elevar la proporción de gas dentro del total de los hidrocarburos que se explotan en Colombia, elevándolo a un 30% en 2030, desde el 20% actual.
     
    El directivo dijo que para la transición que impulsa el Gobierno la empresa se enfocará en energía solar, eólica, en proyectos de hidrógeno verde e hidrógeno azul, así como en los de sustitución de combustibles tradicionales.
     
    Roa descartó cualquier interés de Ecopetrol para comprar el fabricante de fertilizantes venezolano Monómeros y admitió la posibilidad de nuevas emisiones de bonos e inclusive de otros mecanismos que no precisó para financiar las inversiones.
     
    "Tenemos que ser más eficientes y hacer un reto mayor. Hay un espacio también importante para incrementar las reservas y la producción", concluyó.
     
    Por REUTERS para LaRepública.
  • Ecopetrol despeja el camino para aumentar producción

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    LA REFINACIÓN, CLAVE EN EL NEGOCIO

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co

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

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

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

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

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

    Se espera que Guyana bombee 1,2 millones de barriles de petróleo crudo por día para 2027, superando a muchos miembros de la OPEP, impulsado por el desarrollo del bloque Stabroek por parte de Exxon.
    En apenas cuatro años, Guyana pasó del primer descubrimiento al primer petróleo, un lapso de tiempo rápido en una industria en la que pueden llevar años poner en funcionamiento grandes proyectos energéticos. La ex colonia británica es ahora un importante productor de petróleo de América del Sur y un exportador mundial de petróleo. Como resultado, Guyana se está beneficiando de una enorme ganancia económica inesperada: el país está emergiendo como la economía de más rápido crecimiento del mundo, con un producto interno bruto (PIB) que en 2022 se expandió en un sorprendente 62%. Las consultoras industriales y el gobierno de Georgetown esperan que Guyana bombee 1,2 millones de barriles de petróleo crudo por día.para 2027, una cifra mayor que la de muchos miembros de la OPEP. El compromiso de Exxon de desarrollar el bloque Stabroek en alta mar, de 6,6 millones de acres, indica que la producción de petróleo podría aumentar aún más. Esto tiene el potencial de alterar la dinámica del mercado energético global y desafiar el poder de fijación de precios del consorcio OPEP Plus.
     
    Los datos del Ministerio de Recursos Naturales de Guyana muestran que el país de menos de un millón de habitantes estaba extrayendo 351.600 barriles de petróleo por día a fines de julio de 2023. Ese volumen de producción bombeado por los buques flotantes de almacenamiento y descarga de producción (FPSO) Liza Destiny y Unity es mayor que su capacidad nominal combinada de 340.000 barriles por día. Exxon, que posee una participación del 45% en el bloque Stabroek y es el operador, dio prioridad al desarrollo del bloque a finales de 2020 debido al bajo precio de equilibrio del campo petrolífero de Liza de entre 25 y 35 dólares por barril y al petróleo crudo ligero y dulce de alta calidad. . Eso hizo que la superimportante energía mundial aumentara su actividad.con una gran campaña de perforación de exploración que finalmente produjo más de 30 descubrimientos y más de 11 mil millones de barriles de recursos petroleros en el Bloque Stabroek.
     
    Desde que se realizó el primer descubrimiento de petróleo en el Bloque Stabroek en 2015, el consorcio liderado por Exxon, compuesto por Hess, con una participación del 30%, y CNOOC, con una participación del 25%, ha aprobado seis proyectos con la fase inicial Liza-1 y 2 desarrollos completos. Hay cuatro operaciones más en desarrollo que, una vez puestas en marcha, elevarán significativamente la producción de petróleo a al menos 1,2 millones de barriles por día, y tal vez más. Estos incluyen la operación Payara de 220.000 barriles por día, con el primer petróleo programado para finales de 2023 y el proyecto Yellowtail de 250.000 barriles por día, que comenzará a operar en 2025. A principios de este año, el consorcio aprobó el proyecto de 250.000 barriles por día por valor de 12.700 millones de dólares . proyecto uarú, que se espera que comience a producir durante 2026. En las últimas noticias, Exxon y sus socios en el prolífico bloque Stabroek anunciaron que procederán con el sexto desarrollo, el proyecto Whiptail de casi 13 mil millones de dólares . Esta instalación constará de 72 pozos con una capacidad de producción nominal de 250.000 barriles por día y comenzará a operar a finales de 2027. 
     
    Una vez que todos esos activos estén operativos, Exxon tendrá la capacidad de extraer poco más de 1,3 millones de barriles por día del Bloque Stabroek. Cada una de esas operaciones, como las FPSO Liza Fase 1 y Fase 2 en funcionamiento, posee el potencial de bombear más petróleo que la capacidad designada. Por esta razón, la producción de petróleo del bloque Stabroek podría superar fácilmente los 1,3 millones de barriles esperados. Para 2027, la producción de petróleo de Guyana bien podría superar la previsión de 1,2 millones de barriles diarios, lo que hará que el país supere la producción de petróleo de muchos miembros de la OPEP y se convierta en el decimosexto mayor productor de petróleo del mundo. 
     
    El inmenso interés internacional en Guyana está siendo impulsado por una alta tasa de éxito en la exploración y un importante potencial petrolero en alta mar, que parece exceder el estimado por el Servicio Geológico de Estados Unidos. El petróleo ligero y dulce que se está descubriendo, con el grado Liza que posee una gravedad API de 32 grados y un contenido de azufre del 0,58%, es más fácil y barato para que las refinerías lo procesen en combustibles de alta calidad, lo que aumenta aún más la popularidad de la costa de Guyana. Según Rystad Energy, la intensidad de carbono del petróleo que se extraese encuentra entre algunos de los más bajos a nivel mundial. Se trata de un atributo extremadamente atractivo para las empresas energéticas extranjeras en un momento en que las grandes petroleras están siendo presionadas para reducir drásticamente las emisiones y convertirse en carbono neutral. Los bajos precios de equilibrio de la industria, estimados por Rystad en un promedio de 28 dólares por barril, hacen que operar en la costa de Guyana sea altamente rentable, especialmente con el Brent vendiéndose a alrededor de 90 dólares por barril. 
     
    Por esas razones, la creciente producción de petróleo de Guyana no se detendrá en 1,2 millones o 1,3 millones de barriles por día, ni los recursos petroleros descubiertos permanecerán en alrededor de 11 mil millones de barriles; ambos se expandirán a un ritmo sólido. A principios de este año, la Agencia de Protección Ambiental de Guyana dio luz verde a la campaña de perforación de 35 pozos de Exxon para el Bloque Stabroek, que conducirá a nuevos descubrimientos de petróleo basados ​​en la tasa de éxito de la gran empresa. Otras empresas energéticas extranjeras están invirtiendo en activos de exploración y actividades de perforación en el mar de Guyana. La primera subasta de petróleo pendiente de Georgetown, que se ha retrasado varias veces desde diciembre de 2022, captó un interés considerable. Según se informa, la petrolera nacional de Brasil, Petrobras, está considerando invertir en Guyana, mientras que la superimportante francesa TotalEnergies,
     
    La creciente producción de Guyana y los recursos petroleros descubiertos impulsarán la oferta global en un momento crucial, lo que disminuirá la influencia del cártel OPEP Plus. En reconocimiento de esto y del tremendo potencial petrolero de Guyana, la OPEP está intentando cortejar a la ex colonia británica para que se una a sus filas. El cartel ha invitado a representantes de Guyana a participar en sus reuniones en Europa, pero aún no ha invitado oficialmente al país a unirse al cartel. De todos modos, Georgetown parece reticente a unirse a la OPEP, especialmente porque su membresía exige que Guyana cumpla con varias reglas y regulaciones. De hecho, tal medida impondría limitaciones a la industria petrolera de Guyana al exigir el cumplimiento de las cuotas de producción de la OPEP Plus, una razón clave por la que el vecino regional Ecuador salió del cartel en 2020.
     
    La explosiva llegada de Guyana como importante productor mundial de petróleo, pasando del primer descubrimiento al primer petróleo en apenas cuatro años, pondrá a prueba el dominio de la OPEP. Cuando se combine con los planes de Brasil de convertirse en el cuarto productor mundial , América del Sur resurgirá como una importante región productora de petróleo con la capacidad de desafiar el papel de la OPEP Plus como formadora de precios globales. Todos estos son acontecimientos importantes para el mayor consumidor de petróleo del mundo, Estados Unidos, donde las refinerías de la costa del Golfo, desde 2019, cuando el presidente Donald Trump incrementó las sanciones contra el petróleo venezolano , han estado buscando fuentes alternativas de suministro. También mitigará la actitud a veces antagónica del Reino de Arabia Saudita hacia Estados Unidos, responsable del aumento de los precios del petróleo.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
     
  • El campo La Cira Infantas logró una producción de 40 mil barriles por día

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

    Estados Unidos y la Organización de Países Exportadores de Petróleo han inundado el mundo de crudo y han hecho colapsar los precios. No obstante, la abundancia ha eclipsado la menguante producción en zonas que los expertos consideran vitales para el crecimiento del suministro a largo plazo, desde Colombia a Noruega y el norte de China.
     
    El derrumbe de los precios hace que las energéticas aplacen o cancelen proyectos en esas regiones. En todo el mundo, apenas seis grandes proyectos petroleros recibieron el visto bueno en 2014 frente a un promedio de más de 20 al año desde 2002 a 2013, según Deutsche Bank. DBK.XE +0.40%
     
    La Agencia Internacional de la Energía (AIE) indicó el viernes que el crecimiento de la oferta de los países que no pertenecen a la OPEP “se frenará” en 2016 y que la producción caerá en México, Rusia, Europa y otras partes. El lunes, la OPEP rebajó las proyecciones de producción del cartel para 2015 en unos 100.000 barriles diarios, para llegar a un recorte de 2,2 millones de barriles diarios respecto de los envíos de sus 12 países miembros el mes pasado.
     
    Las petroleras necesitan hoy reemplazar entre 5% y 8% de la producción de crudo cada año para compensar la menor extracción de pozos viejos, estiman analistas. Eso equivale a al menos cinco millones de barriles de producción diaria. El descenso de la extracción en áreas que no han estado en el centro de la atención en los últimos meses podría hacer disparar los precios en los próximos años, lo que perjudicaría a los consumidores y socavaría el crecimiento económico, una vez que el mercado distribuya el actual exceso, dicen inversionistas y ejecutivos.
     
    “Cuando empiezas a recortar los presupuestos de exploración y dejas de desarrollar la próxima frontera (...) se han sembrado las semillas para el próximo mercado alcista”, dice Virendra Chauhan, analista de la consultora Energy Assets, en Londres.
     
     
    La producción global creció 5,5%, o 4,9 millones de barriles al día, desde 2011 a 2014, según la AIE. La mayor parte de ese aumento provino de los yacimientos de esquisto de EE.UU. En gran parte del resto del mundo, la producción bajó o se mantuvo estable, pese a que en el período los precios promedio fueron de cerca de US$100 por barril. Las estadísticas sobre el suministro incluyen crudo, líquidos de gas natural y biocombustibles como el etanol.
     
    Con las cotizaciones del petróleo por debajo de US$60, el panorama para proyectos de gran escala y la exploración de nuevos yacimientos es sombrío, en especial fuera de EE.UU. y Medio Oriente. Las empresas han recortado US$130.000 millones en exploración y perforación alrededor del mundo en 2015, según la consultora Wood Mackenzie.
     
    Royal Dutch Shell RDSB.LN -0.09%  PLC, Chevron Corp. CVX +0.04%  y otras grandes petroleras han pospuesto o suspendido proyectos en Nigeria, Noruega y el Ártico canadiense. Petróleo Brasileiro SA, PETR4.BR -1.76%  o Petrobras, redujo en junio su meta de producción nacional para 2020 en 33%, a 2,8 millones de barriles diarios, y la estatal colombiana Ecopetrol SA ECOPETROL.BO +0.33%  rebajó su objetivo para ese mismo año de 1,3 millones de barriles equivalentes de petróleo al día a 870.000.
     
    “Los ciclos de inversión fuera de EE.UU. son mucho más largos. Cuando empieza a haber recortes inicialmente es muy difícil revertir esas decisiones rápidamente”, señala Poppy Allonby, gestora de portafolio de BlackRock Inc., BLK +1.41%  que supervisa US$4,8 billones en activos. “Está claro que los precios son demasiado bajos para alentar una inversión significativa”.
     
    La AIE proyectó que la producción de los países que no integran la OPEP, sin contar EE.UU., baje en 300.000 barriles diarios el próximo año. El mercado global probablemente seguirá con un exceso de suministro en 2016 debido a la robusta producción de la OPEP, agregó el organismo. El cartel está produciendo más que su meta de 30 millones de barriles al día.
     
    Otros analistas dicen que la demanda podría ponerse al día con la oferta antes. “Si vas de país en país, no es difícil recortar 2,5 millones de barriles (al día) de producción” en los próximos 12 a 15 meses, dice Steven Kopits, presidente de la consultora Princeton Energy Advisors.
     
    Los inversionistas no quieren verse sorprendidos nuevamente, después de que muchos no previeron la caída de casi 50% en los precios el año pasado. Los futuros de petróleo en EE.UU. han repuntado desde sus mínimos de seis años en marzo, pero la recuperación perdió fuerza la semana pasada debido a preocupaciones sobre el continuo crecimiento del suministro en EE.UU. y la OPEP.
     
    La dirección que tome el mercado en los próximos cinco años podría depender del 47% de la oferta global que proviene de fuera de EE.UU. y la OPEP. Sin embargo, no es sencillo obtener cifras de producción precisas de algunos de esos países, lo que aumenta la incertidumbre. “Simplemente no sé cómo ganar confianza” de todos los datos de oferta y demanda, dice John Dowd, gestor del Fidelity Select Energy Portfolio, que administra US$2.200 millones en activos. “Todo esto está extraordinariamente sujeto a revisión o es extraordinariamente volátil”.
     
    Un gran interrogante es la perspectiva a largo plazo de la producción de crudo de esquisto de EE.UU. No todos observadores consideran que sean necesarias grandes inversiones en las arenas bituminosas canadienses o la perforación en el Ártico. En un informe en mayo, Goldman Sachs Group Inc. GS -0.07%  rebajó su pronóstico de los precios del crudo Brent a US$55 el barril en 2020 y agregó que el incremento de la producción de EE.UU. y la OPEP sería suficiente para satisfacer la demanda en los próximos cinco años, y posiblemente en los próximos 10 años si la productividad mejora.
     
    Por NICOLE FRIEDMAN
     
    Fuente: WSJournal.com
  • El ICP de Ecopetrol llega a sus 30 años con 292 tecnologías desarrolladas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    por: Paisminero.co

  • El mercado espera que la OPEP+ mantenga la producción de petróleo sin cambios

    No se espera que la OPEP+ anuncie un cambio en la política de producción de petróleo en la reunión presencial de este fin de semana, dijeron los delegados de la OPEP+ a CNBC antes de la tan esperada reunión.
     
    Es poco probable que el grupo OPEP+ liderado por Arabia Saudita y Rusia acuerden recortes más profundos, dos meses después del impactante anuncio de abril de algunos de los mayores productores de OPEP+ de recortes adicionales para fines de este año, dicen la mayoría de los analistas.  
     
    Sin embargo, son cautelosos en sus predicciones y recuerdan las sorpresas que la OPEP+ ha brindado al mercado a lo largo de los años, especialmente a la luz de la advertencia de la semana pasada del Ministro de Energía de Arabia Saudita, el Príncipe Abdulaziz bin Salman, a los especuladores para que "tengan cuidado".
     
    Según los delegados anónimos de la OPEP+ que hablaron con CNBC el viernes, la alianza no cambiará su política de producción a menos que la demanda en China decepcione en los próximos meses.
     
    Las expectativas de la OPEP y de todos los analistas y pronosticadores son que China impulsará un repunte en la demanda de petróleo en la segunda mitad de este año, ajustando el mercado y apoyando así los precios del petróleo.
     
    Otras fuentes dijeron a CNBC que el grupo OPEP+ se sentiría cómodo con los precios del Brent por encima de los 75 dólares el barril o en el rango de 70 a 80 dólares.
     
    A primera hora del viernes, el crudo Brent cotizaba por encima de los 75 dólares por barril, a 75,68 dólares, un 1,76% más que el día después de que el Senado votara a favor de aprobar un proyecto de ley sobre el techo de la deuda que puso fin a los temores de un impago de la deuda de EE. UU.
     
    Antes de la reunión de la OPEP+, mientras el ministro de energía saudí advierte a los vendedores en corto, Rusia deja entrever que preferiría que la producción del grupo se mantuviera sin cambios.
    El portavoz del Kremlin, Dmitry Peskov, dijo el viernes que Rusia continúa en contacto con otros productores de la OPEP+, pero se negó a comentar sobre el resultado de la reunión.
     
    El consenso apunta a que no habrá cambios en la política de producción, dijo Saxo Bank en una nota el viernes.
     
    “Sin embargo, dada la reciente diatriba contra los especuladores del ministro de Energía de Arabia Saudita, no se puede descartar nada, y con eso en mente es probable que las posiciones se reduzcan antes del fin de semana”, agregaron los analistas del banco.
     
    Por Michael Kern para Oilprice.com
  • El país asimiló el descenso de los precios del petróleo en el 2016

     

    El Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH, informan que al 31 de diciembre de 2016, las reservas probadas de crudo fueron de 1.665 millones de barriles.

    Entre tanto los recursos contingentes (cantidades de petróleo estimadas potencialmente recuperables bajo condiciones de mercado favorables) crecieron el 36% según las declaraciones que las operadoras realizan a la ANH. En 2015 las reservas probadas se evaluaron con un precio promedio WTI de USD 50,28 por barril, mientras que para 2016 se evaluaron con un precio promedio de USD 42,75 por barril, donde se tuvo un primer trimestre con precios menores a USD 30 por barril, reflejándose en el promedio final. Hoy se observa un precio para el primer trimestre de 2017 alrededor de USD 50 por barril, generando confianza en los operadores para la reactivación del desarrollo de los campos productores.

    Los pozos exploratorios que se han perforado hasta el 30 de abril de 2017 ya superan los perforados durante todo el 2016; esto refleja la reactivación en la inversión y confianza del sector.

    "Gracias a la recuperación de los precios internacionales, la actividad explotaría continúa recuperándose. Entre la actividad exploratoria y en desarrollo, se espera que en 2017 se perforen 503 pozos, cifra que representa más del 108% que lo registrado en 2016 (242). Es de destacar que en cuanto a la sola actividad exploratoria, en lo corrido de 2017 se han perforado 25 pozos, nivel que supera lo observado en todo 2016." Aseguro el Ministro de Minas y Energía, German Arce Zapata.

    La relación de Reservas – Producción (R/P)  para crudo es de 5,1 años, con los niveles de producción del año 2016,  niveles de producción que garantizan no solo la carga de las refinerías, sino además los excedentes de exportación que el país requiere.

    Con respecto a las reservas probadas de gas del país, se situaron al cierre de 2016 en 4,02 terapiés cúbicos (Tpc), lo cual supone una relación R/P de 11,17 años.

    “La estabilización de los precios del crudo alrededor de los USD 50 por barril permitirán que la mayoría de las compañías acometan, en el transcurso de este año, las labores de exploración y desarrollo que nos garanticen incrementar reservas y mantener niveles de producción por encima de los 850.000 barriles diarios” afirmó Orlando Velandia, presidente de la ANH. 

    Por: Paisminero.co / CP – ANM

     

  • El país no recortará su producción petrolera

    El Gobierno espera que la cotización del barril Brent alcance 60 dólares este año, mientras que en 2016 la estimación es de 64 dólares.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) ha señalado que la responsabilidad de recortar la producción, para lidiar con la caída del precio del barril a mínimos de seis años, es de los países productores que no pertenecen a la Opep.
     
    "Si ellos están pensando que los países productores que no son de la OPEP recortarán la producción para ajustar el mercado petrolero y el suministro, eso no sucederá en Colombia", indicó el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas.
     
    "Estamos haciendo todos los esfuerzos para mantener la producción en 1 millón de barriles por día (bpd)", agregó.
     
    Un sondeo de Reuters la semana pasada mostró que la producción de la Opep alcanzó en julio su mayor nivel mensual en la historia reciente, aumentando en 140.000 bpd a 32,01 millones de bpd.
     
    El precio del crudo ha caído a la mitad en los últimos 12 meses y actualmente está en su nivel más bajo desde la crisis financiera mundial de 2008 y 2009.
     
    Las ventas de petróleo contribuyeron en un 3,0 por ciento al crecimiento económico de Colombia en 2013, cuando las exportaciones alcanzaron un pico, según Cárdenas.
     
    El Ministro dijo que esperaba que el porcentaje disminuyera a un 0,3 por ciento el próximo año, en un reflejo de la caída en el valor del barril.
     
    El Gobierno espera un precio del barril de petróleo Brent de 60 dólares para este año y de 64 dólares para 2016.
     
    "Si bien estaríamos más contentos con precios más altos, no haremos nada que resulte en eso. Lo tomaremos como noticias positivas si sucede, pero planeamos el futuro con precios bajos del crudo", explicó.
     
    Sin embargo, el Ejecutivo depende de que los precios aumenten para cumplir con sus previsiones de crecimiento de un 3,6 por ciento para este año, de un 3,8 por ciento en 2016 y un 4,0 por ciento en el 2017.
     
    "Contamos con un barril en 64 dólares el próximo año. Por lo que si los precios se mantienen donde están, es un gran riesgo", dijo Cárdenas.
     
     
    Fuente: Portafolio.co/ Reuters
     
  • El petróleo del Presal de Brasil gana una popularidad mundial sin precedentes

    Petrobras planea centrarse en el desarrollo de sus activos presalinos de aguas profundas y ultraprofundas, con 41.000 millones de dólares de su gasto de capital destinados a este fin, con el objetivo de aumentar la producción de petróleo en un 19% para 2027.
    A pesar de que los mercados financieros se vieron sacudidos por la victoria electoral del izquierdista Luiz Inácio Lula da Silva, conocido como Lula, en octubre de 2022, hay señales de que el presidente de Brasil seguirá apoyando el floreciente auge petrolero del país. Incluso después de que Lula criticara lo que describió como un dividendo excesivo de la petrolera nacional Petrobras e implementara un  impactante impuesto temporal a la exportación de petróleo , el gobierno continúa apoyando al económicamente crucial sector de hidrocarburos de Brasil. En un acontecimiento reciente, Lula respaldó el plan de Petrobras de perforar en un lugar marino ecológicamente sensible cerca de la desembocadura del río Amazonas. Esto ha desencadenado una reacción violenta en todo el mundo, con  una aceleración de la deforestación de la selva amazónica  bajo el predecesor de Lula, Jair Bolsonaro.
     
    Hay señales, a pesar de la presión de Lula para aumentar la participación estatal en la industria petrolera brasileña, de que el país posee el potencial para convertirse en el cuarto productor de petróleo del mundo. Desde el primer gran descubrimiento de petróleo en el presal marino, la producción de hidrocarburos de la mayor economía de América Latina ha crecido a un ritmo constante anualmente. El regulador de la industria petrolera de Brasil, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), informó recientemente una producción récord para julio de 2023.
     
    Según la agencia, Brasil bombeó un promedio de 3,5 millones de barriles de petróleo crudo por día, un 4,3% más que el mes anterior y un impresionante 18,6% más que el mismo período del año anterior. La producción total de hidrocarburos también alcanzó un récord para julio de 2023 de casi 4,5 millones de barriles de petróleo equivalente, lo que representa un aumento del 3,6% en comparación con el mes anterior y un enorme 17,5% más año tras año. La producción de petróleo del Presal en julio de 2023 fue responsable del 75% de la producción total de petróleo de Brasil, en comparación con el 75,5% del período equivalente del año anterior. Esas cifras dan fe del considerable potencial que tienen las cuencas petroleras presalinas de aguas ultraprofundas marinas de Brasil, que son responsables de impulsar un crecimiento de producción tan impresionante y constante.
     
    La producción de los prolíficos yacimientos petrolíferos del presal marino de Brasil seguirá creciendo a un ritmo constante. La estatal Petrobras, donde Brasilia posee casi el 37% de la empresa, como parte de su  plan estratégico 2023 a 2027  pretende centrarse en el desarrollo de sus activos presalinos de aguas profundas y ultraprofundas. La petrolera nacional de Brasil ha presupuestado un gasto de 78 mil millones de dólares entre 2023 y 2027, de los cuales el 83% está destinado a inversiones en actividades de exploración y desarrollo. Petrobras planea asignar 41.000 millones de dólares de su gasto total de capital durante ese período al desarrollo de activos presalinos. Esto, según afirma Petrobras, aumentará la producción de petróleo a 2,5 millones de barriles por día para 2027, un aumento del 19% con respecto a 2023, y el 78% de ese volumen estará compuesto por petróleo extraído de los campos presalinos.
     
    La creciente popularidad del petróleo presalino de Brasil en los mercados energéticos mundiales es parte de la razón por la que Petrobras se concentra en desarrollar esos activos. La creciente necesidad de formas más ligeras y dulces de petróleo crudo con bajos niveles de contaminantes como el vanadio hizo que la popularidad de los grados Lula y Buzios del presal brasileño se disparara en Asia. Lula tiene una gravedad API de 29 grados, lo que lo convierte en un petróleo crudo medio con un contenido de azufre del 0,27%, lo que significa que es particularmente dulce. Búzios, con un API de 28 grados y un contenido de azufre de 0,31%, posee características similares. Esos atributos hacen que Lula y Búzios sean más baratos y menos complejos de refinar para convertirlos en combustibles de mayor calidad que el crudo más pesado con alto contenido de azufre, que es típico del petróleo producido en las costas de América del Sur.
     
    Esas razones, junto con requisitos de emisiones cada vez más estrictos en todo el mundo, desencadenaron un aumento considerable en la demanda de los grados de petróleo Lula y Búzios de Brasil, especialmente de Asia, siendo el mayor productor de petróleo de América Latina uno de los 10 principales proveedores de China. Incluso hubo un breve período, hace algunos años, en el que  las calidades del petróleo de Lula y Búzios se cotizaban con prima. al índice de referencia internacional Brent debido al rápido aumento de la demanda. Petrobras se centra en seguir desarrollando el campo de Búzios, que es el segundo campo más grande responsable del 18,5% de la producción total de Brasil, hasta el punto de que será el motor clave del crecimiento de la producción para el gigante energético integrado controlado por el estado y para Brasil. De aquí a 2027, Petrobras pretende instalar seis buques flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) adicionales en el campo de Búzios.
     
    Mientras dure el plan estratégico, Petrobras prevé perforar un total de 42 pozos exploratorios, dos de ellos en Colombia, 24 en las Cuencas del Sudeste y 16 en la Margen Ecuatorial. Es ese último lugar de perforación el que provocó una considerable consternación en Brasil y en todo el mundo e incluso provocó protestas contra la compañía petrolera nacional. Petrobras  propuso explorar la cuenca costera de Foz do Amazonas,  cerca de la desembocadura del río Amazonas. Los planes de la importante energética integrada fueron rechazados por la agencia de protección ambiental de Brasil, IBAMA, pero el presidente Lula y la oficina del fiscal general  apoyan los planes de la compañía  a pesar de la oposición de la ministra de Medio Ambiente, Marina Silva. 
     
    Esto ha provocado una considerable controversia internacional. El presidente izquierdista de Colombia, Gustavo Petro,  que planea prohibir la exploración petrolera  en su país, criticó la decisión. Esos acontecimientos han provocado una considerable consternación en todo el mundo respecto de la posibilidad de que el petróleo dañe los arrecifes cercanos ecológicamente sensibles y la biodiversa desembocadura del río Amazonas, que ya está siendo afectada por la acelerada deforestación de la cuenca del Amazonas. Incluso sin que Petrobras realice perforaciones en la cuenca de Foz de Amazonas, Brasil posee considerables recursos petroleros marinos, lo que le permitirá expandir su producción de petróleo. 
     
    Las empresas energéticas extranjeras están invirtiendo fuertemente en las costas de Brasil. Shell y TotalEnergies, que son el segundo y cuarto mayor productor de petróleo, respectivamente, comenzaron una campaña de perforación de exploración en junio de 2023. Los bajos costos de equilibrio de la industria, que según Petrobras promedian 33 dólares por barril para sus operaciones, están atrayendo un interés considerable por parte de las grandes empresas energéticas extranjeras. Esos costos de equilibrio, que se encuentran entre los más bajos de América del Sur, junto con el petróleo presalino de Brasil que tiene bajo contenido de azufre y es más barato y más fácil de refinar para convertirlo en combustibles de alta calidad y bajas emisiones. A pesar de las  consecuencias de los intentos de Lula Para aumentar la participación del gobierno en los ingresos provenientes de la industria petrolera de Brasil, ha habido poco o ningún impacto material en la inversión petrolera en el país. Por estas razones, Brasil, que es el noveno mayor productor de petróleo a nivel mundial, está en camino de superar a Canadá y  convertirse en el cuarto mayor productor del mundo.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
  • El petróleo esquisto vuelve a rivalizar con la OPEP

    Las petroleras que sobrevivieron a la crisis de precios se han reorganizado en versiones más aptas, ágiles y veloces que pueden prosperar con el barril de petróleo a US$50.
     
    Cuando las figuras más destacadas de la industria petrolera se reunieron hace un año en Houston, el ministro de Energía de Arabia Saudita tuvo duras palabras para las empresas de shale (petróleo esquisto) estadounidenses que enfrentaban dificultades por el peor desplome de los precios en una generación.
     
    “Bajen los costos, pidan préstamos o liquiden la empresa”, dijo Ali Naimi, que dirigió el mayor negocio de exportación de petróleo del mundo durante más de dos décadas.
     
    En el año que transcurrió desde entonces, las empresas de perforación en general han seguido el consejo de Naimi. Si bien más de cien quebraron desde comienzos de 2015, las compañías que sobrevivieron se han reorganizado en versiones más aptas, ágiles y veloces que pueden prosperar con el barril de petróleo a US$50. Ahora es la OPEP la que busca soluciones, desesperada por hacer subir los precios como parte de un esfuerzo para reparar las economías de los países a los que sirve.
     
    “El negocio del shale se ha renovado debido a las dificultades que atravesó”, dijo el mes pasado Ben van Beurden, máximo responsable de Royal Dutch Shell Plc.
     
    Después de una caída de dos años provocada por el desplome del petróleo de US$100 a US$26, la producción estadounidense está nuevamente en aumento, lo que abre la puerta a otro enfrentamiento con la Organización de Países Exportadores de Petróleo. La cantidad de torres de perforación creció 91 % a 602 en poco más de nueve meses. Entretanto, la producción se incrementó en más de 550.000 barriles diarios desde el verano boreal, superando los 9 millones de barriles diarios por primera vez desde abril.
     
    Y conforme el shale vuelve con fuerza, ya no se dedican a él sólo los vaqueros pioneros que predominaban en la primera fase de la revolución de la formación de Bakken en Dakota del Norte. Esta vez, también Exxon Mobil Corp. y otros grandes grupos petroleros se suman a la fiebre. Se trata de una nueva realidad que la OPEP y Rusia –las principales fuerzas que impulsan los recortes de producción aprobados el año pasado como solución para reequilibrar el mercado mundial- están empezando a reconocer.
     
    “Con el barril a US$55, vemos a todos muy felices en los Estados Unidos”, dijo Didier Casimiro, ejecutivo sénior de Rosneft PJSC de Moscú.
     
    Exxon, que durante largo tiempo fue líder mundial en desarrollos petroleros de varios miles de millones de dólares cuya construcción lleva años y cuyas ganancias tardan aún más en llegar, este año destinará alrededor de un tercio de su presupuesto de perforación a los yacimientos de shale que darán flujo de caja en tan sólo tres años, dijo esta semana el máximo ejecutivo Darren Woods. En enero, Exxon acordó pagar US$6.600 millones por una adquisición que busca más que duplicar la presencia de la compañía en la Cuenca Pérmica del oeste de Texas y Nuevo México, el yacimiento de shale estadounidense más fértil.
     
    Si a la mezcla se agrega la elección del presidente Donald Trump, que trae la promesa de menos regulación, más oleoductos e independencia energética, se verá por qué el estado de ánimo en CERAWeek, la conferencia que todos los años congrega a ejecutivos petroleros, banqueros e inversores en Houston, será mucho más alegre la semana que viene que en 2016.
     
    “Las empresas petroleras de América del Norte van a aumentar el gasto un 25 % en 2017 respecto del año pasado. El aumento refleja el magnetismo del shale estadounidense”, dijo Daniel Yergin, historiador y consultor petrolero que organiza CERAWeek.
     
    El barril de West Texas Intermediate (WTI), la variedad de referencia en Estados Unidos, se negociaba a US$52,79 el viernes. Los futuros se recuperaron a entre US$51,22 y US$54,94 en febrero.
     
    Bloomberg-News
     
    eLeSPECTADOR.COM
  • El petróleo ronda su máximo de más de un año

    LONDRES (EFE Dow Jones)--El precio del petróleo inicia el año con un fuerte repunte, que ha llevado al crudo Brent a alcanzar un máximo de más de un año, impulsado por las expectativas de los inversionistas de que los recortes acordados a finales del año pasado surtirán efecto y ayudarán a reducir las reservas mundiales.
     
    El crudo Brent para entrega en marzo avanzaba un 2,2% a US$58,09, tras alcanzar un máximo de 17 meses de US$58,11, mientras que el crudo West Texas Intermediate para febrero avanzaba un 2,3% a US$54,95.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo, junto a otros de los principales países productores de crudo, incluyendo Rusia, acordaron recortar la producción en 1,8 millones de barriles al día o cerca del 2% del volumen mundial a partir de este mes.
     
    “[El crudo] Podría estar moviéndose al anticipar que habrá pruebas de que las reservas se están reduciendo”, dice Gareth Lewis-Davies, estratega sénior de materias primas en BNP Paribas.
     
    Los precios del petróleo registraron el año pasado sus mayores alzas desde la recuperación de la crisis financiera en 2009, gracias a la reducción de las reservas mundiales de crudo y a la voluntad de la OPEP de controlar los precios. Los inversionistas y analistas probablemente mantendrán su atención en los próximos movimientos de la organización, y en las acciones de cada uno de los miembros, así como en su voluntad de cumplir con los recortes propuestos.
     
    “Va a ser un año en el que los movimientos de los precios serán dirigidos por la OPEP y estos recortes”, concluye Virendra Chauhan, analista de petróleo en Energy Aspects en Singapur.
     
     
    Fuente: lat.wsj.com
  • El petróleo se hunde: Arabia Saudí baja el precio de venta y la OPEP aumenta la producción

    Contrarrestan las preocupaciones geopolíticas en Oriente Medio

    El petróleo se ha hundido este lunes después de que Arabia Saudí haya recortado sus precios de venta y la OPEP haya aumentado la producción durante el mes de diciembre gracias a los incrementos de Irak, Angola y Nigeria, que compensaron los continuos recortes de varios miembros del cártel.


    En este sentido, el barril Brent, de referencia en Europa, ha bajado un 3%, hasta los 76,40 dólares, mientras que el West Texas, de referencia en EEUU, se ha dejado un 3,81%, hasta los 71 dólares.

    "Esta debilidad se debe a que Arabia Saudí recortó sus precios de venta del crudo Brent ante las preocupaciones sobre un panorama económico más débil y una producción récord de esquisto en Estados Unidos, mientras busca conservar su participación de mercado", afirma Michael Hewson, analista jefe de mercado de CMC Markets.

    En un contexto de intensa competencia en el mercado petrolero, este domingo Arabia Saudí llevó a cabo una reducción notable en los precios de su crudo Arab Light destinado a Asia, con el objetivo de mantener su competitividad y responder a las dinámicas actuales del mercado.

    El principal exportador de 'oro negro' redujo el precio de febrero de su emblemático crudo Arab Light a los clientes asiáticos al nivel más bajo en 27 meses, según un comunicado de Saudi Aramco, que rebajó el precio oficial de venta del Arab Light cargado en febrero a Asia en 2 dólares por barril desde enero, hasta 1,50 dólares por barril por encima de las cotizaciones de Omán/Dubai, un nivel registrado por última vez en noviembre de 2021.

    Para otras regiones, Saudi Aramco recortó el precio oficial de venta de Arab Light de febrero al noroeste de Europa en 2 dólares por barril, a 0.90 dólares por barril por encima del Brent ICE. Y el precio del Arab Light a Estados Unidos se redujo para febrero en 2 dólares por barril a 5,15 dólares frente al ASCI.

    "El crudo saudita sigue siendo relativamente más caro en comparación con otros crudos regionales. Pero estamos bastante contentos de ver estos precios, que lo hacen mucho más asequible para nosotros", señaló un operador de una refinería del norte de Asia, en declaraciones a Reuters.

    Para John Evans, de PVM, "los observadores del petróleo están cuestionando con razón que el recorte del reino no solo tiene como objetivo sofocar la interferencia de la oferta fuera de la OPEP, sino también de su propia membresía en el cártel".

    A ello hay que añadirle que, según un sondeo de Reuters, la producción de petróleo de la OPEP aumentó en diciembre, ya que los incrementos en Irak, Angola y Nigeria compensaron los continuos recortes de Arabia Saudí y otros miembros de la alianza OPEP+.

    "Si nos centráramos solo en los fundamentos, incluidos los inventarios más altos, una mayor producción de la OPEP y de los países no pertenecientes a la OPEP y un OSP saudí más bajo de lo esperado, sería imposible ser otra cosa que bajista con respecto al crudo", explica Tony Sycamore, analista de IG.

    No obstante, cabe recordar que tanto el Brent como el West Texas subieron más de un 2% en la primera semana de 2024 ante el aumento de la tensión geopolítica en Oriente Medio y el Mar Rojo, donde los ataques de los rebeldes hutíes a diversas embarcaciones, está provocando que varias compañías desvíen su trayecto por el Cabo de Buena Esperanza, en África.

    "Las tensiones en el Mar Rojo son el único contrapeso, aunque relativamente débil e intermitente, a que los precios del crudo sucumban a la tendencia bajista sobre las expectativas de un debilitamiento de la demanda mundial y un aumento de los inventarios", afirma Vandana Hari, fundadora del proveedor de análisis del mercado petrolero Vanda Insights.

    Para Ipek Ozkardeskaya, analista sénior de Swissquote Bank, "afortunadamente, los precios del petróleo siguen encontrando una fuerte resistencia a pesar de las tensiones en el Mar Rojo. El barril de crudo estadounidense no pudo superar las ofertas de 74 dólares la semana pasada y comenzamos la semana por debajo del nivel de 73 dólares por barril. Los riesgos geopolíticos prevalecen, pero los operadores siguen viendo máximos en un esfuerzo por forzar el precio del barril de crudo estadounidense a caer nuevamente por debajo de los 70 dólares por barril".


    Fuente: bolsamania.com

  • En 4,02% aumentó producción de petróleo en Colombia durante abril, según la ANH

    Frente a marzo de 2023, la producción diaria de petróleo registró un incremento de 1,39%.
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) reportó que la producción fiscalizada de petróleo durante abril de 2023 fue de 782.277 barriles promedio por día (bopd), un 4,02% mayor a la registrada en el mismo mes de 2022 cuando alcanzó los 752.079 barriles promedio por día.
     
    Frente a marzo de 2023, la producción diaria de petróleo registró un incremento de 1,39%.
     
    El aumento de la producción entre abril y marzo de este año se presentó, principalmente, en los campos: Indico (Cabuyaro-Meta), Caño Sur Este (Puerto Gaitán-Meta), Andina (Tame-Arauca), Tigana (Tauramena-Casanare), Acordionero (San Martin-Cesar), Akacías (Acacias/Guamal-Meta), Cajúa (Puerto Gaitán-Meta), debido al restablecimiento de la producción y al ingreso de nuevos pozos.
     
    El promedio anual de producción, entre abril de 2022 y el mismo mes de 2023, fue de 771.278 barriles de petróleo por día, lo que representa un incremento de 3,38% respecto a lo registrado para el año anterior, cuando alcanzó los 746.056 bopd.
     
    Entre tanto, la ANH reportó que la producción promedio de gas comercializado durante abril de 2023 presentó un descenso de 6,54% frente al mismo mes de 2022 (1.028 mpcd vs 1.100 mpcd).
     
    Frente a marzo de 2023, la producción promedio de gas comercializado en el cuarto mes del año registró una caída de 3,02% (1.028 mpcd vs 1.060 mpcd).
     
    Este comportamiento obedece a una disminución del gas comercializado, principalmente, en los campos: Cupiagua (Aguazul-Casanare), Cupiagua Sur (Aguazul-Casanare), Pauto Sur (Yopal-Casanare), Floreña (Yopal-Casanare), Floreña Mirador (Yopal-Casanare) por mantenimientos mayores en la planta CPF de Floreña; Chuchupa (Manaure-Guajira), Gibraltar (Boyacá-Cubará), Mamey (Ovejas/Sucre), debido al comportamiento de la demanda de gas durante el mes.
     
    El promedio anual de producción entre abril de 2022 y el mismo mes de 2023 fue de 1.048 mpcd, lo que representa una disminución del 2,11% respecto al promedio anual registrado para el año anterior, el cual fue de 1.070 mpcd.
     
    Durante abril de 2023, se reportaron dos avisos de descubrimiento en el pozo Tinamú-1, del contrato de E&P CPO 9, con operador la empresa Ecopetrol., y el pozo Dividivi-1, del contrato E&P VIM-33, operado por la empresa OIL& GAS S.A.S.
     
    En abril se perforaron seis pozos exploratorios y 55 son pozos de desarrollo. Respecto a la actividad de sísmica exploratoria durante el cuarto mes del año, se reportaron 472.56 Km 2D.
     
    Por Daniela Rodriguez para LaRepública.
  • En el primer trimestre del año los ingresos de Canacol aumentaron 83%

     

    Canacol Energy publicó sus resultados financieros del primer trimestre del 2017, en los que destacan los ingresos totales de petróleo y gas natural aumentaron 83% a US$41,6 millones en comparación con US$22,7 millones para el mismo período del año 2016; lo que, según la compañía, refleja las ventas adicionales relacionadas con la expansión del gasoducto de Promigas y al aumento en los precios de referencia del crudo.

    Según Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol, “Durante el primer trimestre del año, Canacol logró un crecimiento significativo en los volúmenes de ventas contractuales realizadas a 18.043 boepd, 61% más que en el mismo trimestre de 2016”.

    Así mismo, añadió que “los fondos ajustados provenientes de las operaciones para el primer trimestre aumentaron 56% a US$$20,9 millones en comparación con US$13,5 millones para el mismo trimestre en 2016”.

    Según el reporte presentado a la Superintendencia financiera, los volúmenes promedio de producción diaria aumentaron a 16.992 boepd, lo que significó un incremento de 55% respecto a los niveles del mismo periodo del año anterior.

    De acuerdo con la información suministrada por la compañía, esta alza se debió principalmente al aumento en la producción de gas en Esperanza y VIM-5 como resultado de las ventas adicionales relacionadas con la expansión del gasoducto de Promigas.

    A 31 de marzo de 2017, la compañía reportó que su efectivo era de US$44,8 millones y su efectivo restringido de US$62,5 millones. También, reportó que la pérdida neta de US$ 7,9 millones se debe a gastos no monetarios. 

    Asimismo, en este periodo la compañía anunció su séptimo descubrimiento consecutivo de gas natural en Cañahuate-1, que probó 28 MMscfpd de gas seco y un descubrimiento de petróleo en Mono Capuchino 1ST que probó 1.013 boepd de crudo ligero. 

    Igualmente, el comunicado resalta que durante el resto de 2017, Canacol planea perforar dos pozos de exploración de gas natural de alto impacto en adición de reservas, Toronja-1 en junio de 2017 y Pandereta-1 en octubre de 2017. “Las reservas provenientes de Cañahuate 1 y las reservas potenciales de Toronja y Pandereta nos acercará a nuestro objetivo de incrementar la producción hasta 230 MMscfpd en diciembre de 2018, a través de la nueva expansión de gasoducto que Promigas ha iniciado hacia Cartagena y Barranquilla”.

     

    Encuentre los resultados del informe : http://www.canacolenergy.com/i/pdf/nr/2017_1QPR.pdf

     

    Por: Paisminero.co / CP Canacol Energy

  • En Magdalena Medio hay más prospectiva de no convencional

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

    El Ministerio de Minas y Energía informa que la producción promedio de crudo durante el mes de enero de 2016 fue de 982 mil barriles por día. Mantenimientos técnicos en los campos de Rubiales, Quifa y del Piedemonte,  así como limitaciones de bombeo por mantenimiento al oleoducto Caño Limón Coveñas provocaron la reducción del 1,1% respecto del registro de producción en diciembre del 2015.
     
    "Continuamos ejecutando el Plan para la Competitividad Petrolera  que busca dar las herramientas necesarias a las compañías para adaptarse al nuevo escenario de precios bajos del crudo.  Queremos mantener los niveles de inversión y recuperar el dinamismo del sector",  afirmó el ministro Tomás González.
     
    Por otro lado, la cifra preliminar de producción promedio de gas se mantuvo en los 1.051 millones de pies cúbicos por día (Mpcd), un volumen superior en 1,52 por ciento respecto de los 1.035 (Mpcd) que se produjeron en el diciembre de 2015.
     
    *Este reporte contiene datos de producción estimada que serán sometidos a procesos de validación.
     
     
    MINMINAS
  • Especulaciones disparan volatilidad del petróleo

    Bogotá – En cuestión de horas, y tras la revelación del posible apoyo de Irán a la acción conjunta de la Organización de Países Productores de Petróleo (Opep) para congelar los niveles de producción, los precios del barril de hidrocarburo volvieron a mostrarse al alza tras la caída de la mañana.

    La tendencia a la baja venía desde el lunes, cuando el precio del crudo  rompía con su buena racha de siete días de incrementos, tras conocerse los planes de China para aumentar las exportaciones de refinados  y un nuevo aumento de plataformas en Estados Unidos.

    En las primeras horas del martes la caída continuaba. El crudo Brent perdía US$o,41, ubicándose en US$48,75  por barril, mientras que el WTI, referencia para EE.UU, perdía US$0,37, para unos US$47,04  por barril, todo por cuenta de factores como el posible cese al fuego del grupo de militantes  nigerianos presuntamente autores de una ola de ataques contra instalaciones petroleras y la reanudación del bombeo en un oleoducto en el norte de Irak.

    Aunque  la participación de Irán en la reunión de la Opep en septiembre no se ha confirmado oficialmente, Reuters informó  que, el tercer mayor productor dentro de esta organización, parece estar dispuesto a apoyar una acción conjunta que impulse los precios del mercado.

    Esto desató las expectativas, aumentando los precios. El Brent subió hasta US$49,92 y el WTI a US$48,02.

    Para Rubén Darío Lizarralde, presidente de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), esta alta volatilidad en los precios se debe a que su definición se apega  más a los rumores y las especulaciones, que a la producción real.

    Por su parte Orlando Santiago, analista de Fenix Valor, explica que la sobreoferta, que alcanzó su punto más alto el año pasado, se ha corregido, lo que habría llevado a los precios cercanos a US$50 de la semana pasada. 

    Pero el especialista añade que no se logró superar dicho umbral, porque por un lado se trata de una cifra psicológica cercana a los últimos máximos registrados en el 2016, y porque el mundo aún está pendiente de las decisiones que se puedan  tomar en las reuniones del Sistema de la Reserva Federal (Fed) y en la de la Opep.

    “Los mercados de materias primas están a la espera de esos encuentros claves. Mientras tanto el petróleo continuará fluctuando entre los US$45 y los US$50”, aseguró Santiago.

    En lo que respecta a la especulación acerca de una posible alza en las tasas de interés por parte de la Fed, el analista afirma que desde Fenix Valor no prevén un incremento racional porque la economía de EE.UU. está todavía muy lejos de verse recuperada.

    “Para septiembre nuevamente se habla de un aumento de tasas. Nosotros creemos que no se dará y en la medida en que no se suban, eso le envía una señal al mundo de que se va a continuar en el corto y  mediano plazo con tasas bajas. En ese sentido zonas económicas como Europa se van a seguir beneficiando de un costo del dinero bajo”, señaló.

    Según le dijeron los especialistas a LR, mientras las tasas de interés se mantengan bajas en el mundo,  la recuperación del precio en las materias primas podría continuar. Con esto los US$50  por barril  podrían superarse para el segundo semestre.

    “De hecho, nosotros vamos más enfocados a que hacia el fin de año se busquen los US$60  por barril”, concluye Santiago.

    Una cifra positiva para Colombia, de acuerdo con Lizarralde, que prevé que el año se cierre por encima de US$50.  El funcionario resaltó la importancia de aumentar la  exploración para poder aprovechar el alza.

    Aumentan las reservas de petróleo de EE.UU.

    Según los datos dados a conocer por el Instituto Americano del Petróleo (API, por su sigla en inglés), los inventarios del hidrocarburo en EE.UU. aumentaron en 4,5 millones de barriles, lo que generó más especulación ya que los analistas preveían una caída hasta los 455.000 barriles. Este país cuenta con una reserva de 524,2 millones de barriles, de acuerdo con la API. 

    Por su parte, las exportaciones aumentaron a 8,8 millones de barriles por día. Después de que se divulgó el reporte los precios volvieron a caer.

    Las opiniones

    Francisco José Lloreda

    Presidente de la ACP

    “La alta volatilidad se puede atribuir a que el precio aún no se ha estabilizado. Tan pronto el precio se acerca a US$50, se incrementa la oferta”.

    Rubén Darío Lizarralde

    Presidente de Campetrol

    “Creo que vamos a estar alrededor de los US$50 terminando el año, mientras que el próximo podremos estar cerca de los US$60”.

    Fuente:larepublica.co / María Alejandra López P.

  • Estas son las implicaciones de una menor producción de crudo frente a América Latina

    Que otros países de la región superen a Colombia en materia de producción de petróleo podría traer consecuencias por inversión.
    La producción petrolera ha sido uno de los temas más debatidos últimamente, y justo por estos días volvió a estar sobre la mesa, luego de que la Agencia Internacional de Energía, AIE, elevara por tercer mes consecutivo la demanda mundial de petróleo para 2024.
     
    En medio de esto, y sabiendo que para suplir la demanda debe haber producción suficiente, cifras de la AIE apuntaban que Argentina podría superar la producción de Colombia, algo que el pasado viernes se comprobó.
     
    Aquí, cabe aclarar que no hay un ranking oficial, pero los analistas se encargan de clasificar a los países del continente por sus volúmenes de producción, dentro de los que, hasta en 2023, Colombia se ubicaba arriba de Argentina.
     
    Como respuesta del planteamiento aunque se considera que Colombia no es referente mundial en producción de petróleo, sí puede haber implicaciones locales y macroeconómicas, debido a la importancia del crudo a nivel interno. “Para el caso de Colombia, el petróleo es una materia prima muy importante desde el punto de vista de las exportaciones, de la inversión extranjera directa, y desde la importancia que tienen en nuestra moneda”, aseguró David Cubides, director de investigaciones económicas de Alianza Valores.
     
    Pensando en ello, el analista dijo que es importante ir pensando en los procesos de transición energética, pero sin descuidar que “el petróleo sigue siendo una variable clave para nuestro andamiaje económico”.
     
    En línea con esto, Camila Orbegozo, directora de análisis sectorial y sostenibilidad en Corficolombiana, indicó que “esta materia prima tiene un peso significativo en aspectos de la macroeconomía nacional, principalmente al ser una fuente mayoritaria de ingreso fiscal para gobiernos locales y el gobierno central”.
     
    A su vez, Orbegozo recalcó la importancia del crudo en las exportaciones. “Es nuestro principal producto de exportación en valor exportado, y por ende, una fuente central de dólares en la economía colombiana”.
     
    Con todo esto, según Julio César Vera, presidente de Xua Energy, se transmitiría un mensaje de las intenciones del país en materia de exploración y transición energética.
     
    “Colombia claramente le dice al mundo que no queremos más actividades de exploración y nuevas áreas de inversión. Ahí está la diferencia de por qué los otros están creciendo frente a nuestro país que está apenas intentando sostener lo que tiene en las áreas existentes”, indicó Vera. Además, dijo que esto tiene que ver con algunas políticas públicas que tienen otros países.
     
    “Que Colombia baje de posición a nivel de Latinoamérica en cuanto a los demás países como Argentina, Venezuela, y hacia el futuro, en un determinado momento, Ecuador, es el reflejo de las políticas públicas y atracción a la inversión que desarrollan los países frente al sector de exploración y explotación de hidrocarburos”, añadió Vera.
     
    ¿Qué se puede hacer en el país tras el descenso de la producción?
    Camila Orbegozo, de Corficolombiana, dijo que “para evitar el descenso secular de la producción de petróleo colombiana se requieren altos niveles de inversión en exploración y explotación continental y off shore”, a su vez, recalcó que es importante contar con medidas regulatorias y de seguridad jurídica “que garanticen un ambiente propicio para inversiones de largo plazo”.
     
    Sin embargo, aunque el país ahora está produciendo menos petróleo que otros como Argentina, las cifras muestran un aumento de producción frente a 2022.
     
    Por Karen Mora para LaRepública.
  • Exxon está aumentando la actividad en la costa de Guyana a medida que la economía se dispara

    Con más de 35 descubrimientos de petróleo desde 2015, el empobrecido microestado sudamericano de Guyana se ha convertido en el lugar de perforación fronterizo más activo del mundo.
    ExxonMobil, supermajor mundial de la energía, está a la cabeza al explotar el prolífico bloque Stabroek en alta mar, donde ha descubierto más de 11 000 millones de barriles de recursos petroleros. Guyana está en camino de convertirse en un productor y exportador de petróleo líder en América del Sur, con una producción prevista para superar los 1,2 millones de barriles por día para 2027, lo que lo convierte en el decimosexto productor de petróleo más grande del mundo. Esto está generando una tremenda bonanza económica para Georgetown con Guyana ahora como la  economía de más rápido crecimiento en el mundo.. Sin embargo, se teme que Guyana carezca de los marcos de gobernanza necesarios para gestionar de manera efectiva la enorme ganancia inesperada generada por el petróleo. Esto deja a la antigua colonia británica en riesgo de verse afectada por la maldición del petróleo que dejó a la vecina  Venezuela en un caos político y económico .
     
    El pozo Liza-1 de 2015 de Exxon en el bloque Stabroek de 6,6 millones de acres, donde es el operador con una participación del 45 % en la explotación con Hess y CNOOC con el 30 % y el 25 % respectivamente, fue el primer descubrimiento de petróleo importante en la costa de Guyana. Desde entonces, Exxon ha informado de más de 30 descubrimientos en el bloque y, para abril de 2023, estaba bombeando casi 400 000 barriles por día desde el campo petrolífero de Liza con dos embarcaciones flotantes de almacenamiento y descarga de producción. Exxon y sus socios tienen tres proyectos más en marcha en el Bloque Stabroek con el desarrollo Uaru de 250.000 barriles por día de $12.700 millones,  el último para ser aprobado. Exxon planea iniciar el proyecto Payara durante el cuarto trimestre de 2023, con las actividades de puesta en marcha actualmente, que será el tercer gran desarrollo en alta mar. Payara tendrá una capacidad de 220.000 barriles por día, que una vez alcanzada impulsará la producción total de petróleo de Guyana a más de 600.000 barriles por día, lo que dará un impulso saludable a los ingresos petroleros de Georgetown. Esas operaciones, junto con el proyecto Whiptail aún por aprobar, elevarán  la producción de petróleo de Guyana a 1,2 millones de barriles por día  para 2027.
    Exxon también está procediendo con una incesante campaña de perforación en Guyana. A fines de abril de 2023, el  supermajor anunció un descubrimiento en el Bloque Stabroek con el pozo Lancetfish-1 que intersectó con 92 pies de arenisca petrolífera. No obstante, el pozo salvaje Kokwari-1 perforado en la sección noroeste del bloque Stabroek, a 37 millas del pozo Liza-1, quedó seco. Exxon también perforó los pozos exploratorios Basher-1 y Blackfin-1 durante el primer trimestre de 2023. Estos forman parte de una campaña de exploración de 10 pozos en el Bloque Stabroek. Durante marzo de 2023, Exxon presentó una Evaluación de impacto ambiental ante la Agencia de Protección Ambiental de Guyana que describe un plan de perforación de 35 pozos para el Bloque Stabroek. Los éxitos de perforación anteriores hacen probable que Exxon informe sobre nuevos descubrimientos de petróleo en el transcurso de 2023, lo que aumentará el volumen de recursos de petróleo recuperables en el Bloque Stabroek, que se estimó anteriormente en más de 11 mil millones de barriles. 
     
    Las operaciones petroleras de Exxon en el bloque Stabroek están generando una enorme ganancia económica y fiscal para Georgetown. El empobrecido microestado de América del Sur, con una población de más de 800 000 habitantes, surgió durante 2020 como la economía de más rápido crecimiento del mundo y reportó que el producto interno bruto se expandió un 43,5 % ese año. Desde entonces, la economía de Guyana se ha expandido a un ritmo sorprendente. Para 2021, el PIB creció un 20 % y luego la friolera de 62 % durante 2022, y se  prevé que la economía se expandirá en un notable 37% en 2023, lo que la convierte en la economía de más rápido crecimiento de cualquier estado soberano. Guyana se está beneficiando de una ganancia financiera sustancial del enorme auge del petróleo en alta mar a pesar del contrato desventajoso con el consorcio liderado por Exxon que deja al país expuesto a riesgos financieros y ambientales. Según  el banco central de Guyana , el microestado sudamericano recibió $53,3 millones en regalías y $143,3 millones de ganancias del petróleo durante abril de 2023. A fines de abril de 2023, el fondo de recursos naturales de Guyana tenía un saldo de $1,67 mil millones. Para 2023, el ministro de Finanzas de Guyana  espera que los ingresos petroleros aumenten  un notable 31% año tras año a $1.63 mil millones. Esas sumas seguirán creciendo a medida que se expanda la producción de petróleo y Exxon ponga en línea FPSO adicionales.
     
    Los tremendos ingresos del petróleo que fluye hacia Guyana se están invirtiendo en una serie de proyectos de infraestructura que incluyen carreteras, un puerto de aguas profundas y un proyecto de conversión de gas natural en energía por valor de 1900 millones de dólares. El puerto de aguas profundas que se está construyendo en el este de Guyana en la ciudad de Berbice es una pieza clave de la infraestructura de la industria energética que se necesita con urgencia.
     
    El puerto está siendo  construido por CGX Energy , una subsidiaria de propiedad del 78% del productor canadiense de petróleo intermedio Frontera Energy. Una vez que esté terminado a finales de 2023, el puerto ampliará significativamente la capacidad de carga de Guyana, incluido el petróleo, con las dos instalaciones de envío de petróleo existentes en el país que ya están operando a plena capacidad sin espacio para la expansión. El puerto también tiene el potencial de dar servicio al vecino Surinam, que está experimentando su propio auge petrolero incipiente y se especuló que la empobrecida ex colonia holandesa posee un considerable potencial petrolero en alta mar a la par de Guyana.
     
    Guyana se encuentra entre los países más pobres de América del Sur, con sectores de la población que viven en la pobreza sin acceso a bienes públicos básicos, como agua corriente limpia y electricidad. El petróleo está generando una bonanza económica que sacará a Guyana de la pobreza y lo convertirá en el país más rico de América del Sur, un manto que alguna vez ocupó Venezuela. Hay temores de que esta vasta riqueza petrolera desencadene la corrupción endémica, así como la disfunción económica y política que causó  la virtual implosión de Venezuela.. En menos de dos décadas, la economía de Venezuela, agobiada por un régimen socialista dictatorial que fomentó la corrupción, el caos político y la mala conducta, colapsó. De hecho, hubo un tiempo en que el presidente Hugo Chávez creía que los considerables ingresos generados por la vasta riqueza petrolera de Venezuela nunca terminarían. Sin embargo, para 2015, la economía de Venezuela estaba en ruinas, abrumada por precios del petróleo marcadamente más bajos y una industria petrolera en crisis. Todavía está por verse si esto ocurrirá en Guyana, pero se teme que la corrupción desenfrenada y la inestabilidad política existente puedan crear las condiciones ideales para que la maldición del petróleo cobre otra víctima. 
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
  • Exxon evita por poco detener la producción de petróleo en Guyana

    Un tribunal de apelaciones suspendió una orden emitida por un tribunal inferior que podría haber hecho que la gran empresa Exxon perdiera su licencia para operar el pozo marino Liza-1 que produce aproximadamente la mitad de la producción de petróleo del país.
    De acuerdo con su contrato con el gobierno de Guyana, el consorcio que opera el pozo Liza-1 y explora en todo el bloque Stabroek, debe tener una cobertura de seguro para poder pagar todos los costos de un posible derrame más una garantía ilimitada proporcionada por el socio principal. , que es Exxon, que cubre todo lo que no cubre la póliza de seguro.
     
    Sin embargo, un tribunal de Guyana concluyó recientemente que esta garantía no existía y, en caso de derrame, el estado de Guyana tendría que asumir la carga de los costos no cubiertos por la póliza de seguro. Exxon y sus socios apelaron la decisión y ganaron.
     
    A pesar de la decisión favorable de la corte de apelaciones, Exxon aún necesitaría hacer un depósito de seguridad de $2 mil millones dentro de diez días, informó Argus , mientras el caso espera ser adjudicado en la máxima corte de apelaciones del país sudamericano.
     
    Si la empresa no paga, se restablecería la demanda de una garantía ilimitada para la cobertura del seguro, lo que obligaría a Exxon a suspender la producción. Esto costaría a los socios del consorcio unos 350 millones de dólares mensuales en ingresos perdidos, informó Reuters .
     
    Exxon y sus socios Hess Corp. y CNOOC de China han realizado unos 30 descubrimientos en la costa de Guyana desde que comenzaron a explorar el bloque Stabroek. La producción está aumentando constantemente, y es probable que alcance los 400.000 bpd a finales de este año. Guyana es una jurisdicción prioritaria para Exxon, junto con el esquisto estadounidense.
     
    Exxon, Hess y CNOOC son los únicos productores de petróleo en Guyana, pero el gobierno del país tiene grandes planes. Guyana está licitando  14 bloques más este año, ya que busca acelerar su transformación en un importante productor de petróleo al tiempo que reduce el dominio de Exxon en su industria petrolera emergente.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • Fuerte caída en producción petrolera

    El Ministerio de Minas y Energía anuncia que en julio se registró una producción promedio de crudo de 945.000 barriles por día (BPD), 6% menos con respecto a junio de este mismo año cuando se alcanzaron 1.007.000 BPD.
     
    Los atentados a la infraestructura petrolera afectaron en gran medida la producción de los últimos meses. Para julio, las pérdidas estuvieron alrededor de los 2.170.000 barriles, un impacto negativo que estimamos en $54 mil millones menos de impuestos, $32 mil millones menos en dividendos que Ecopetrol aporta y $37 mil millones menos en regalías que no se van a recibir y que son vitales para la financiación de programas sociales. Esto demuestra una vez más los costos del conflicto y la importancia de perseverar en el proceso de paz para ponerle fin definitivamente”, afirmó el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada.
     
    El titular de la cartera minero energética señaló que la disminución  en la producción estuvo ligada principalmente a restricciones en la operación en los campos Caño Limón Coveñas y Caño Yaruma.
     
    En los corrido del 2015, la producción diaria estimada promedio anual de crudo alcanza los 1.012.000 BPD. Esta cifra refleja la solidez que ha tenido el sector  y la sinergia Gobierno - Industria para afrontar los tiempos de precios bajos que vive la industria.
     
    Por otro lado, la producción de gas durante el mes pasado se redujo a 966 millones de pies cúbicos por día (Mpcd), 6.69% menor con respecto a la registrada en el mes de Junio 2015 (1.035 Mpcd), variación que se genera en el comportamiento de la demanda.
     
    “Colombia necesita mantener la producción de crudo lo más cercana al millón de barriles. Esta es la única forma de garantizar los recursos que se necesitan para financiar proyectos sociales que estimulan el desarrollo social. Recordemos que alcanzar la meta de producción mensual del millón significa $1 billón para la economía nacional y la inversión social”, concluyó el Ministro.
     
    *Este reporte contiene datos de producción estimada que serán sometidos a procesos de validación.
     
     
    MME- paisminero.co
  • Ganancias de Ecopetrol repuntan pese a caída en producción

    En el mismo periodo del 2016, las utilidades habían sido por 363.000 millones de pesos.

    Ecopetrol reportó una ganancia neta de 886.000 millones de pesos (300,4 millones de dólares) en el primer trimestre, un repunte de un 144 por ciento frente al mismo lapso del año pasado por los mejores precios de venta del crudo y mayores eficiencias operativas, informó el jueves la empresa.

    Entre enero y marzo del 2016 la utilidad neta de Ecopetrol fue de 363.000 millones de pesos. 

    Las ganancias consolidadas antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización -EBITDA- ascendieron a 5,8 billones de pesos (1.966,5 millones de dólares), su nivel más alto de los últimos 2 años por las mayores eficiencias en la operación y la reducción de gastos. 
    "Ecopetrol tuvo un primer trimestre de 2017 sobresaliente. Nos sentimos confiados con la estrategia corporativa y los resultados obtenidos. Hemos superado retos para alcanzar una operación rentable y segura que se refleja en los resultados financieros", dijo en un comunicado el presidente de la empresa, Juan Carlos Echeverry.

    Al cierre del primer trimestre la producción de la compañía alcanzó los 712.000 barriles diarios de petróleo equivalentes (bdpe), una reducción de un 3,3 por ciento en comparación con los 737.000 bdpe como consecuencia de las dificultades operacionales por los ataques de la guerrilla del Ejército de Liberación Nacional contra el oleoducto Caño Limón-Coveñas. 

    En el primer trimestre del 2017 las ventas de Grupo Ecopetrol fueron de 13,4 billones de pesos, lo que representa un incremento de un 27,5 por ciento frente a los 10,5 billones de pesos en el mismo período del 2016. 

    Ecopetrol cerró el primer trimestre con una sólida posición de caja de 17,5 billones de pesos. 

    Los activos de la compañía al cierre del primer trimestre totalizaron 120,4 billones de pesos y los pasivos 75 billones de pesos. Las inversiones totales de Ecopetrol en el primer trimestre fueron de 312 millones de dólares.

    Fuente: Eltiempo.co / Reuters

     

     

     

  • GeoPark Limited emitió bonos amortizados por US$425 millones

    Contó con la asesoría de Holland & Knight.

    Holland & Knight se desempeñó como asesor local en Colombia para GeoPark Limited en la emisión de US$425 millones en bonos amortizados a una tasa de 6,5%. La oferta cerró el 21 de septiembre. GeoPark es un explorador, operador y productor de petróleo y gas independiente líder en América Latina, con activos y plataformas de crecimiento en Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú.

    Simultáneamente con la emisión de bonos, GeoPark Limited hizo una oferta pública en efectivo por sus bonos senior garantizados a una tasa de 7,5% con vencimiento en 2020,  para ser financiada con los ingresos correspondientes a la oferta de bonos. Holland & Knight también asesoró al emisor en los aspectos de ley colombiana relacionados con esta transacción.

    Los bonos fueron ofrecidos en transacciones exentas de registro de acuerdo con la Regla 144A y la Regulación S bajo la Ley de Valores de Estados Unidos de 1933. Goldman Sachs y Credit Suisse se desempeñaron como agentes en la colocación. The Bank of New York Mellon se desempeñó como fideicomisario, agente pagador y agente de transferencia.

    Davis Polk & Wardwell LLP se desempeñó como asesor en la emisión bajo ley de Estados Unidos y White and Case LLP fue asesor de los compradores iniciales bajo ley de Estados Unidos. Barros & Errázuriz Abogados Limitada y Heussen Advocaten & Notarissen asesoraron al emisor bajo ley chilena y holandesa, respectivamente.

    Fuente: Larepublica.co

  • Goldman y otros ven probabilidades crecientes de otro recorte de producción de la OPEP+

    Si la intención de Rusia era hacer que el petróleo se derrumbara después de que su ministro de petróleo dijera la semana pasada que  la OPEP+ no tiene intenciones de recortar la producción , invitando en el proceso a otra ronda de posiciones cortas y CTA bajistas, bueno... misión cumplida: el miércoles el petróleo cayó más de 3% luego de los últimos datos pésimos del PMI chino, y luego de una caída del 4.4% el martes, el oro negro ahora está en camino a su peor mes desde noviembre de 2021. Pero el verdadero impulsor detrás del último volcado es la reversión de la especulación de la semana pasada de que un El recorte de la OPEP+ puede venir luego de una  amenaza apenas velada del ministro de energía de Arabia Saudita.
    Aún así, muchos se sorprendieron por la velocidad y la ferocidad de la última caída y, como escribe el comerciante de Goldman John Flood durante la noche,  "hoy nos salpicaron con preguntas sobre la debilidad en el complejo petróleo/materias primas más amplias".
     
    Su réplica: "El sentimiento en torno a los márgenes de refinación silenciados de Asia + la recuperación industrial europea son vientos en contra.  El posible acuerdo de deuda de EE. UU. Incluye la reanudación de los reembolsos de préstamos estudiantiles de EE. UU. a partir de septiembre, lo que podría afectar el gasto discrecional y muestra cómo el vaso medio vacío tiene el mkt convertirse en."
     
    Luego están los aspectos técnicos: las estrategias de futuros de Goldman estiman que  los CTA son contratos petroleros cortos de $ 10 mil millones , por lo que el posicionamiento sigue siendo justo, a pesar de que el titular de la OPEP de la semana pasada sobre la advertencia a los especuladores de que "Cuidado" parece haber agregado algo de extensión a principios de semana, lo que esta voluntad se deshace una vez más después de los comentarios de Novak.
     
    En cuanto a la reunión de la OPEP de este fin de semana, Flood escribe que "parece que las expectativas son bastante bajas.  Si recortan, ayuda al frente pero genera capacidad adicional, si no lo hacen, el mercado podría preguntarse si $ 70 se mueven de un piso a un Todo esto sugiere que cualquier espuma que se haya agregado la semana pasada ha salido".
     
    Esta mañana, el equipo de materias primas de Goldman publicó una versión más detallada ( disponible para profesionales en el lugar habitual ), en la que Jeffrey Currie y Daan Struyven escriben que "esperan que los nueve principales productores de la OPEP+ que anunciaron recortes voluntarios de producción en abril mantenga la producción sin cambios,  pero utilice una retórica agresiva parcialmente compensatoria".
     
    Una posibilidad, según Goldman, es oficializar estos recortes voluntarios y ampliar los recortes a los productores más pequeños. Si bien las restricciones en la producción de estos productores más pequeños implican solo un impacto modesto de un anuncio más amplio a la producción real, el banco sospecha que la alianza querrá señalar una fuerte cohesión.
     
    Mientras tanto, Goldman pronostica una espera para los principales productores porque es probable que primero quieran observar el impacto de los nuevos recortes que recién comenzaron este mes (en realidad, no lo han hecho, ya que Rusia ha estado recortando la producción solo verbalmente, mientras que sus exportaciones se mantienen cerca de un nivel récord). . Aparte, la OPEP nunca ha recortado dentro de los tres meses posteriores a un recorte anterior  con las existencias tan bajas como hoy.
     
    "Las señales de que el mercado sigue encaminado para los déficits H2, el cumplimiento incompleto de Rusia y varios comentarios recientes de la OPEP+ y los responsables de la política energética de EE. sobre la salida.
     
    1. En primer lugar, las proyecciones de la OPEP y los datos de inventarios sugieren que el mercado sigue encaminado hacia déficits grandes y sostenidos en el segundo semestre  con una producción de la OPEP sin cambios. La OPEP, la AIE y nuestro equipo continúan pronosticando que el crecimiento sólido de la demanda mundial de petróleo superará el crecimiento de la oferta fuera de la OPEP este año (Gráfico 2).
    2. En segundo lugar,  nuestro pronóstico de suministro de Rusia sugiere que la producción de Rusia ha caído menos de los 500kb/d prometidos . El Wall Street Journal también informa que "funcionarios saudíes se han quejado ante altos funcionarios rusos y les han pedido que respeten los recortes acordados". Sospechamos que los formuladores de políticas de la OPEP probablemente primero querrán ver evidencia más sólida del cumplimiento total de Rusia antes de anunciar recortes más profundos.
    3. En tercer lugar, varios comentarios recientes de los formuladores de políticas de la OPEP+ también apuntan a una suspensión. Por ejemplo, el Ministro de Energía de Irak dijo que "no habrá reducción adicional".
    4. En cuarto lugar,  los comentarios recientes de la secretaria de Energía de EE. UU., Jennifer Granholm, de que EE. UU. podría comenzar a comprar petróleo para SPR después de junio , y el anuncio de una compra modesta de SPR de 3 mb sugiere que la frustración de la OPEP con las políticas energéticas occidentales, que probablemente contribuyó a la sorpresiva reducción de Abril: puede haber bajado.
     
    Dicho todo esto, Goldman ve una " probabilidad subjetiva considerable del 35%"  de que los principales productores de la OPEP anuncien recortes más profundos el domingo porque los precios del petróleo están claramente por debajo de nuestra estimación de $ 80-85 / bbl de la opción de venta de la OPEP. Un posicionamiento muy bajo, la determinación saudí de no dar rienda suelta a los especuladores y la decisión de reunirse en persona también sugieren que es probable que se discutan recortes más profundos.
     
    Mirando más allá de la reunión del domingo, Goldman cree que el elevado poder de fijación de precios de la OPEP debería permitirle al grupo ofrecer recortes adicionales si los precios del petróleo se mantuvieran por debajo de $80/bbl en el segundo semestre.
     
    Goldman no es el único que asigna probabilidades no triviales y crecientes de un recorte de tasas: según RBC, la OPEP+ puede acordar un "recorte reducido" de la producción cuando el grupo se reúna este fin de semana "dada la debilidad de los precios del petróleo y la continua necesidad de mayores ingresos en los países productores".
     
    En una nota de Helima Croft de RBC, escribe que "la decisión de celebrar una reunión en persona en Viena plantea la posibilidad de que el grupo pueda implementar un recorte más profundo para respaldar los precios", aunque también está sobre la mesa mantener los niveles de producción actuales.
     
    Croft señala que "la OPEP+ no quiere verse superada por los vientos en contra macroeconómicos y el sentimiento agrio del mercado" y, aunque hay una parte del mercado que piensa que la OPEP+ puede volver a un enfoque de participación de mercado, "no hay señales de que Arabia Saudita esté tratando de repetir el Guerra de precios de marzo de 2020 con Moscú".
     
    Finalmente, un tercer banco también intervino de la noche a la mañana, cuando Standard Chartered dijo en una nota que si bien " los fundamentos del mercado mundial del petróleo no justifican los recortes de producción de la OPEP+, el entorno macroeconómico deficiente sí lo hace".
     
    Los ministros de la OPEP+ podrían adoptar un enfoque paciente y mantener los objetivos actuales a la espera de precios más altos a medida que el mercado se contrae, escribieron analistas como Emily Ashford y Suki Cooper, quienes también señalaron que si el grupo quiere ser cauteloso, podrían responder a las preocupaciones de los cortos macroeconómicos. y hacer un nuevo recorte de precaución para señalar que se ha cubierto cualquier posible inconveniente macroeconómico.
     
    “Creemos que la decisión está finamente equilibrada; Si bien no detectamos un gran apetito entre los ministros por más recortes, tampoco detectamos ningún apetito por permitir que los inversores macroeconómicos tengan rienda suelta para abrir la caída de los precios del petróleo”.
     
    Por Zerohedge.com
     
  • Guyana bombeará 1,2 millones de barriles de petróleo al día hasta 2027

    La pequeña nación caribeña de Guyana está experimentando un colosal boom petrolero que no deja de crecer. En enero de 2023, ExxonMobil, que es el operador, hizo otro descubrimiento de petróleo de clase mundial en el prolífico Bloque Stabroek de 6,6 millones de acres frente a la costa de Guyana. El supergran grupo energético ha realizado más de 30 descubrimientos de alta calidad en el bloque desde 2015. Estos descubrimientos han proporcionado a Exxon, que posee una participación del 45% en el bloque Stabroek, y a sus socios, Hess (35%) y CNOOC (25%), más de 11.000 millones de barriles de recursos petrolíferos recuperables. La calidad y el volumen de los descubrimientos hicieron que Exxon acelerara el desarrollo del bloque Stabroek, que en tan sólo cinco años pasó del descubrimiento al primer petróleo. Guyana, que disfruta de un crecimiento económico explosivo gracias al auge del petróleo, va camino de convertirse en un importante productor y exportador mundial de petróleo. Hay muchos indicadores de que el potencial petrolero de la antigua colonia británica es mucho mayor de lo que se preveía en un principio.
    Los datos del Ministerio de Recursos Naturales muestran que, a finales de febrero de 2023, Guyana bombeaba 383.000 barriles al día desde dos buques FPSO (Floating Production Storage and Offloading) que operan en el yacimiento petrolífero de Liza, en el Bloque Stabroek. Esto convierte a la antigua colonia británica en el séptimo productor de petróleo de América Latina y el Caribe. Se cree que Exxon puede, mediante la optimización de las operaciones, aumentar la producción de los dos FPSO que operan en el Bloque Stabroek hasta 400.000 barriles diarios. Un tercer buque FPSO Prosperity está de camino a Guyana, tras haber salido de su astillero de Singapur en febrero de 2023. Este buque está destinado al desarrollo de Payara, cuya puesta en marcha en 2023 tiene como objetivo una producción de 220.000 barriles diarios.
     
    Según John Hess, Consejero Delegado de Hess, Guyana está en vías de bombear 1,2 millones de barriles diarios desde seis FPSO del bloque Stabroek en 2027. Esto representa un aumento sustancial respecto a las estimaciones anteriores, que situaban la producción de petróleo prevista en 850.000 barriles diarios para finales de 2027. Este aumento significativo de la producción estimada se debe a que Exxon ha acelerado el desarrollo del Bloque Stabroek, que la supergran empresa señaló como prioritario a principios de diciembre de 2021. A mediados de 2022, Exxon tenía previsto perforar 35 pozos en el bloque Stabroek durante 2023, lo que probablemente conducirá a nuevos descubrimientos de petróleo de calidad y potencialmente impulsará la producción a niveles superiores a los previstos. El descubrimiento Fangtooth SE-1 de enero de 2023, según Hess, es tan importante que sustentará otro desarrollo en el bloque Stabroek para apoyar un FPSO adicional. Ello no sólo reforzará el volumen de recursos petrolíferos, sino que apoyará el crecimiento de la producción hasta al menos 1,2 millones de barriles diarios y probablemente incluso más.
     
    Aunque el prolífico bloque Stabroek atrae la atención de la industria petrolera mundial, no es la única operación en Guyana. La empresa canadiense CGX Energy, operadora del bloque Corentyne, anunció en mayo de 2022 un descubrimiento de petróleo ligero y gas condensado en la parte norte de ese bloque con el pozo Kawa-1. El pozo se perforó a una profundidad total de 21.578 pies y encontró hidrocarburos. El pozo fue perforado a una profundidad total de 21.578 pies encontrando hidrocarburos en múltiples zonas con 228 pies de espesor neto en el Maastrichtiano, 66 pies en el Campaniano, 23 pies en el Santoniano y 15 pies en los intervalos Coniacianos. CGX declaró que los resultados del análisis posterior del pozo eran coherentes con otros descubrimientos realizados en bloques vecinos al segmento septentrional del bloque Corentyne, en particular los del bloque 58 frente a las costas de Surinam. 
     
    El descubrimiento de Kawa-1 apoyó los estudios sísmicos y litológicos de CGX, allanando el camino para un segundo pozo de exploración Wei-1, que fue perforado en enero de 2023. Wei-1 está situado a unas nueve millas al noroeste de Kawa-1, en el segmento septentrional del bloque Corentyne.
     
    Se prevé que Wei-1, cuyo objetivo son los intervalos Maastrichtiano, Campaniano y Santoniano, se perforará hasta una profundidad total de 20.500 pies durante un período de cinco meses, con un coste estimado de entre 120 y 140 millones de dólares. Frontera, que tiene una participación del 68% en el bloque Corentyne y posee el 77% de CGX, cree que el yacimiento petrolífero del bloque Stabroek se extiende a través del extremo norte de Corentyne hasta el bloque 58 frente a las costas de Surinam. 
    CGX, debido a limitaciones presupuestarias, está actualmente en proceso de renunciar a sus intereses en los bloques Berbice y Demerara frente a las costas de Guyana, un procedimiento que comenzó en septiembre de 2022. Esto forma parte de la estrategia de CGX y Frontera de centrarse en el bloque Corentyne, que se cree que tiene el mayor potencial. Sin embargo, es muy probable que si el pozo Wei-1 tiene éxito, las empresas necesiten encontrar un socio con grandes recursos para explotar el bloque Corentyne y financiar las actividades de evaluación y desarrollo.
     
    La ronda de concesión de licencias 2022 de Guyana está en marcha desde el 9 de diciembre de 2022, y las ofertas se cerrarán el 14 de abril de 2023. Hay 14 bloques en alta mar para licitar, que comprenden tres bloques de aguas profundas situados al noreste del Bloque Kaieteur, operado por Exxon, y 11 bloques de aguas poco profundas situados al oeste del Bloque Kanuku, operado por Repsol. Los bloques de aguas poco profundas tienen un periodo de exploración de dos años, que se amplía a tres años para los bloques de aguas profundas, con un periodo inicial de producción de 10 años para ambos. La subasta ha atraído el interés de al menos 10 empresas energéticas, entre ellas las grandes Shell, Petrobras y Chevron, todas ellas con un capital considerable para invertir en lo que se ha convertido en la zona petrolífera fronteriza más caliente del mundo.
     
    Georgetown introducirá un nuevo acuerdo de reparto de la producción cuando adjudique las ofertas ganadoras. El nuevo PSA, aunque no tan favorable como el anterior contrato obtenido por el consorcio liderado por Exxon para el prolífico bloque Stabroek, sigue ofreciendo condiciones fiscales beneficiosas. Las condiciones del nuevo APS incluyen la aplicación de un canon del 10% que, a pesar de ser cinco veces superior al canon del 2% aplicable al bloque Stabroek, sigue estando en el extremo inferior de la escala para Sudamérica. La recuperación de costes del petróleo se limita al 65% de la producción bruta una vez asignado el canon, frente al 75% del contrato Stabroek. El nuevo APS mantiene el actual reparto de beneficios al 50%, una vez descontados los costes de recuperación y los cánones. También se ha implantado un impuesto de sociedades del 10%, que contribuirá a engrosar las arcas públicas si la subasta de petróleo tiene éxito.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
  • Internacional - ¿Por qué las petroleras rusas crecen más que las occidentales pese a la caída del precio del crudo?

    Las acciones de las empresas petroleras rusas superan en ritmo de crecimiento a las de sus competidores occidentales. ¿Por qué las petroleras rusas ganan tanto como si el precio del crudo estuviera a 100 dólares?

    La industria mundial de petróleo y gas este año ha sufrido más que otros sectores de la economía, como muestra la dinámica del índice MSCI All-Country World. Sin embargo, las compañías rusas se mostraron más resistentes a la caída de los precios del petróleo.

    Los productores de petróleo rusos ahora ganan como si el precio de un barril de petróleo fuera de 100 dólares, cita Bloomberg a los analistas del grupo de banca de inversión y valores Goldman Sachs. De acuerdo con el banco de inversiones británico Barclays, este año el ritmo del crecimiento de flujo de caja libre de Rosneft y de Lukoil serán casi dos veces superior al de Shell y BP.

    En esta misma línea, las acciones de Rosneft en Londres han aumentado en lo que va de año un 3,4%, mientras que las de Gazprom Neft lo han hecho en un 2,5%. Mientras, las acciones de Shell en la categoría B cayeron en un 27%, mientras que las de BP lo hicieron en un 17%. Además, los gastos de capital de Rosneft en el primer semestre de 2015 fueron de 4,2 dólares por barril, casi siete veces menos que los gastos de BP.

    ¿A qué se deben estos resultados de las compañías rusas? La mayor parte de todos los ingresos al presupuesto ruso de la industria de petróleo y gas se deriva de los derechos de exportación sobre el petróleo y sus productos. Sin embargo, en enero de 2015 en Rusia entró en vigor una maniobra fiscal que implica la reducción de los derechos de exportación del petróleo y el aumento del impuesto a la extracción de minerales.

    Los ingresos de las compañías petroleras rusas se calculan en dólares estadounidenses y los gastos en rublos. Esta combinación representa un gran apoyo al principal sector exportador de la economía rusa.

    De esta manera la maniobra fiscal y la caída del rublo llevaron a que ahora Rosnerft, Lukoil y Gazprom Neft estén mostrando una mejor dinámica en el flujo de caja, en el margen de beneficio y en el precio de las acciones que Royal Dutch Shell, BP o ExxonMobil.

    Fuente: rt.com

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

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

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

    Río de Janeiro . El cálculo fue realizado por el vicepresidente de Exploración y Producción para las Américas de Total, Ladislas Paszkiewicz, durante un seminario en la conferencia Río Oil and Gas.
     
    El desarrollo del campo Libra, el mayor yacimiento de crudo de Brasil, demandará inversiones de US$80.000 millones, afirmó este martes un alto ejecutivo de la petrolera francesa Total, una de las cinco empresas que participa en el proyecto.
     
    El cálculo fue realizado por el vicepresidente de Exploración y Producción para las Américas de Total, Ladislas Paszkiewicz, durante un seminario en la conferencia Río Oil and Gas, que comenzó el lunes y se extiende hasta el próximo jueves en Río de Janeiro.
     
    El campo de Libra, ubicado en la rica región petrolera del presal, en aguas muy profundas del Atlántico brasileño, atesora reservas de entre 8.000 y 12.000 millones de barriles de crudo recuperables, según cálculos oficiales.
     
    La exploración del yacimiento fue otorgada el año pasado a un consorcio formado por la estatal brasileña Petrobras (40%), la anglo-holandesa Shell (20%), Total (20%) y las chinas CNPC (10%) y CNOOC (10%).
     
    Las vencedoras pagaron 15.000 millones de reales (unos US$6.900 millones) en la licitación por los derechos del campo durante 35 años.
     
    Según el contrato de exploración, las empresas pagarán regalías por sus beneficios y además entregarán al Estado brasileño un 41,65% del crudo extraído de Libra, después de haber descontado los costos de producción.
     
    A pesar de los elevados costos del proyecto, Paszkiewicz afirmó que espera que el yacimiento de Libra dé retorno financiero "por muchas décadas".
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / EFE
     
     
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  • Internacional - OPEP no proyecta grandes cambios en la producción petrolera de 2015

    Durante la XXXV Conferencia Petrolera y Monetaria, el secretario general del organismo, Abdallah El-Badri, dijo que "no creo que el 2015 se encuentra muy lejos del 2014 en términos de producción. No hay nada mal en el mercado".

    Londres. Es poco probable que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) cambie mucho en relación con su producción el próximo año y "no hay por qué entrar en pánico" por la baja en el precio, dijo este miércoles en Londres, el secretario general de la OPEP, Abdallah El-Badri.

    Durante la XXXV Conferencia Petrolera y Monetaria, El-Badri dijo que "no creo que el 2015 se encuentra muy lejos del 2014 en términos de producción. No hay nada mal en el mercado".

     El nivel de producción esperada para este año de la OPEP es de 30 millones de barriles diarios.

    "No vemos grandes cambios en los puntos fundamentales. La demanda sigue creciendo, la oferta también está creciendo. La OPEP está revisando la situación. Lo más importante es que no debemos entrar en pánico. Lamentablemente, todo mundo está entrando en pánico. Realmente tenemos que sentarnos a pensar y ver cómo se desarrollará esto".

    El lunes, el crudo ligero y dulce para entrega en diciembre bajó para ubicarse por debajo de los US$80 el barril en la Bolsa Mercantil de Nueva York, en relación con los más de US$107 el barril del 20 de junio.

    El crudo Brent para diciembre descendió a menos de US$86 el mismo día, cerca de 25% más bajo que su nivel más alto de hace cuatro meses.

    Los 12 Estados miembros de la OPEP producen cerca del 40% del petróleo del mundo. El club de productores petroleros se reunirá el 27 de noviembre en Viena para analizar su objetivo de producción.

    "No vemos un panorama claro sobre el rumbo que el precio tomará, incluso en noviembre", dijo El-Badri.

    Fuente: americaeconomia / Xinhua

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  • Inventarios de petróleo de Estados Unidos suben inesperadamente

    Nueva York – Los inventarios de petróleo en Estados Unidos subieron la semana pasada por un menor procesamiento en las refinerías del país, mientras que los de gasolina y destilados también aumentaron aunque modestamente, dijo el miércoles la gubernamental Administración de Información de Energía.

    Las existencias de crudo se incrementaron en 2,5 millones de barriles en la última semana, lo que se compara con perspectivas del mercado de un declive de 455.000 barriles, dijo la EIA (por su sigla en inglés).

    Los inventarios de gasolina subieron en 36.000 barriles, frente a expectativas de una caída de 1,2 millones de barriles en un sondeo de Reuters.

    En tanto, las existencias de destilados, que incluyen combustible para calefacción y diésel, subieron en 122.000 barriles, menos que el alza esperada de 400.000 barriles, dijo la EIA.

    Los precios del petróleo extendieron pérdidas tras el reporte. El petróleo referencial Brent caía US$0,52, o un 1%, a US$49,44 el barril, tras tocar un mínimo intradiario de US$49,07. El crudo en Estados Unidos, en tanto, bajaba US$0,80, o un 1,7%, a US$47,30 el barril. 

    Fuente:larepublica.co / Reuters

  • La caída del crudo deja en el aire proyectos petroleros y de gas por valor de un billón de dólares

    Foto:  InelectraFoto: InelectraLa bajada de los precios del petróleo ha golpeado duramente al sector de los hidrocarburos y puede obligar a suspender millonarios proyectos en todo el mundo, según advierten compañías sauditas de este ámbito.


    La industria de gas y petróleo podría cancelar sus proyectos en todo el mundo por valor de un billón de dólares en los próximos dos años debido a la caída de los precios del petróleo, según ha admitido en una conferencia en Bahréin el alto ejecutivo de exploración y desarrollo de la compañía Saudi Aramco Amin Nasser. "En este momento la industria mundial está lista cancelar potencialmente cerca de 1 billón de dólares en la financiación de capital", ha afirmado Nasser en declaraciones recogidas por Reuters.

    Debido al crecimiento de la producción de petróleo en EE.UU. y la caída de la demanda de este, especialmente en China, el precio del crudo ha caído desde finales de junio del año pasado de los 115 de dólares por barril a unos 60 de dólares. En consecuencia, los fabricantes de este hidrocarburo están buscando maneras de reducir el coste de ciertos contratos e incluso recortar sus presupuestos.
     

     

  • La cuenca del Pérmico está produciendo más que el campo Ghawar de Arabia Saudita

    Una de mis  predicciones energéticas para 2023  era que EE. UU. establecería un nuevo récord anual de producción de petróleo este año. A medida que nos acercamos a la mitad del año, esta predicción aún se está acercando a ser precisa.
    El último  informe semanal sobre el estado del petróleo  de la Administración de Información Energética (EIA) muestra que la producción actual de petróleo de EE. UU. es de 12,4 millones de barriles por día (bpd). Eso es un aumento de 400,000 bpd con respecto al año anterior, pero aún por debajo del nivel de 13,0 millones de bpd alcanzado en noviembre de 2019. Sin embargo, la producción de petróleo en lo que va del año supera el nivel récord de 12,3 millones de bpd para todo 2019.
    Las regiones de petróleo de arenas compactas y gas de esquisto siguen siendo el principal impulsor del aumento de la producción de petróleo y gas de EE. UU. La Cuenca Pérmica ha alcanzado un máximo histórico de 5,8 millones de bpd, superando incluso al enorme yacimiento petrolífero Ghawar de Arabia Saudita. Sin embargo, las ganancias de producción en el Pérmico se han desacelerado en los últimos meses, con nuevos pozos que solo compensan la disminución de la producción en los pozos heredados.
     
    Según el  recuento de plataformas de Baker Hughes , la cantidad de pozos perforados en busca de petróleo en los EE. UU. ha disminuido en un 5% desde el año pasado. Sin embargo, el inventario de pozos que fueron previamente perforados pero no terminados (DUC) también continúa disminuyendo. Durante el año pasado, el inventario de DUC disminuyó un 8 %, pero ha bajado un 45 % en los últimos tres años. En perspectiva, el inventario de DUC se encuentra ahora en su nivel más bajo en aproximadamente una década.
     
    Esto significa que los aumentos de producción se deben principalmente al acabado de pozos previamente perforados. Es posible que la producción pueda aumentar un poco más a medida que el inventario de DUC continúa disminuyendo, pero es probable que el número de plataformas deba aumentar pronto para que la producción de petróleo aumente mucho desde los niveles actuales.
     
    La Reserva Estratégica de Petróleo (SPR) sigue siendo una preocupación, ya que el inventario actual se encuentra en el nivel más bajo desde 1983. Durante el año pasado, el nivel de la SPR se redujo en un 31 % en un esfuerzo por combatir el aumento de los precios del petróleo. Podría decirse que eso ayudó a frenar el aumento de los precios del petróleo el año pasado, pero eliminó un colchón sustancial que tenía EE. UU. en caso de una emergencia real.
     
    Por supuesto, gran parte de esta actividad está siendo impulsada por el precio. Los precios del petróleo han disminuido de $120 por barril (bbl) en este momento el año pasado a poco menos de $70/bbl en la actualidad. A su vez, los precios minoristas promedio de la gasolina han disminuido de $ 5,11 por galón hace un año a $ 3,71 por galón en la actualidad. Los precios de la gasolina han vuelto al nivel que tenían antes de la invasión rusa de Ucrania.
    Lo que suceda en la segunda mitad del año dependerá en gran medida de Arabia Saudita y la OPEP. Ya están indicando que sienten que el poder de fijación de precios ha vuelto a su favor. De hecho, con un inventario de SPR reducido, EE. UU. no tiene muchas herramientas disponibles para luchar contra un aumento en el precio del petróleo si continúan los recortes de producción de Arabia Saudita.
     
    Todo esto sugiere que los precios del petróleo probablemente aumentarán durante la segunda mitad del año.
     
    Por  Robert Rapier para Oilprice.com
  • La demanda de petróleo aumentó en 3 millones de bpd en mayo a niveles casi récord

    La demanda mundial de petróleo aumentó en más de 3 millones de barriles por día (bpd) en mayo en comparación con abril, acercándose al nivel récord de demanda visto en marzo de este año, mostraron el lunes los últimos datos de la Iniciativa de Datos de Organizaciones Conjuntas (JODI).
    El aumento de la demanda mundial de petróleo fue impulsado en gran medida por un aumento de la demanda en China, así como por aumentos en India, Arabia Saudita y Estados Unidos. La demanda total de productos petroleros de China alcanzó los 17,37 millones de bpd en mayo, mostraron los datos de JODI. Este fue un aumento de 1,7 millones de bpd en comparación con abril, y el segundo nivel más alto jamás reportado en JODI.
    Otros datos petroleros chinos también apuntaron a una fuerte demanda: las importaciones de crudo aumentaron en 1,8 millones de bpd a 12,15 millones de bpd en mayo, mientras que la entrada de refinería aumentó en 1,81 millones de bpd a 16,38 millones de bpd, según los datos.
     
    A pesar de la resistente demanda de petróleo china, el mercado se ha centrado en datos macroeconómicos más débiles del mayor importador de petróleo crudo del mundo, lo que ha pesado sobre el sentimiento. Por ejemplo, temprano el lunes, una decepcionante lectura del PIB del segundo trimestre de China hizo que los precios del petróleo bajaran en más del 1%.
     
    Si bien la demanda mundial aumentó en mayo, la producción de petróleo crudo cayó en 800,000 bpd debido a una menor producción en Arabia Saudita, que comenzó un recorte de 500,000 bpd como parte de una reducción colectiva de 1.6 millones de bpd con otros productores de la OPEP +.
     
    La producción en los Estados Unidos también cayó, al igual que la producción en Canadá, debido a los incendios forestales en mayo, que obligaron a los operadores a cerrar algunas operaciones de producción como medida de precaución.
    La producción de petróleo crudo de Canadá cayó en 197,000 bpd en mayo y alcanzó un mínimo de 27 meses, mostraron los datos de JODI.
     
    A nivel mundial, los inventarios de crudo en los países informantes de JODI cayeron en 10 millones de barriles y se situaron en 324 millones de barriles por debajo del promedio de cinco años. Pero los inventarios de productos aumentaron en 32 millones de barriles y se situaron 25 millones de barriles por debajo del promedio de cinco años, según los datos.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • La EIA confirma una producción moderada de crudo y una reducción de productos

    Los precios del petróleo crudo bajaron hoy, después de que la Administración de Información Energética de EE.UU.  informara  un aumento estimado de inventarios de 4,2 millones de barriles para la semana terminada el 23 de febrero.
    Esto  se compara  con un aumento de 3,5 millones de barriles durante la semana anterior, que estuvo acompañado de caídas en los inventarios de gasolina y destilados medios.
    En gasolina, la EIA estimó una reducción de inventarios de 2,8 millones de barriles para la semana terminada el 23 de febrero. La producción promedió 9,4 millones de bpd durante la semana.
     
    Esto se compara con una disminución de inventarios de 300.000 barriles durante la semana anterior, cuando la producción se situó en un promedio de 9 millones de barriles diarios.
     
    En destilados medios, la autoridad informó una disminución estimada de inventarios de 500.000 barriles para la semana terminada el 23 de febrero, con una producción promedio de 4,3 millones de barriles diarios.
     
    Esto se compara con una reducción de inventarios de 4 millones de barriles durante la semana anterior, cuando la producción promedió 4,2 millones de bpd.
     
    Mientras tanto, los precios del petróleo subieron el martes tras  los informes  de que la OPEP+ extendería sus recortes de producción hasta finales de año. Si bien no es sorprendente, la medida podría establecer un piso para los precios.
     
    Los miembros de la OPEP+ decidieron colectivamente recortar 2,2 millones de bpd de la producción del grupo este trimestre, aunque gran parte de eso fueron recortes de producción que ya estaban en vigor, incluido el recorte voluntario de 1 millón de bpd de Arabia Saudita, lanzado a mediados de 2023.
    Sin embargo, el mismo día, el Instituto Americano del Petróleo informó un aumento estimado de los inventarios de petróleo para la semana terminada el 23 de febrero, lo que contrarrestó el efecto de las expectativas de recorte de la OPEP+. Los comerciantes y analistas esperaban una caída de inventarios.
     
    El API dijo el martes que los inventarios habían agregado nada menos que 8,43 millones de barriles en la semana terminada el 23 de febrero. Si bien los precios del petróleo tendieron a subir más temprano en el día, el informe de la EIA probablemente revertirá la dirección ya que el mercado sigue siendo muy sensible al inventario de petróleo crudo de EE.UU. actualizaciones.
     
    En el momento de redactar este informe,  el crudo Brent  se cotizaba a 84,15 dólares por barril, mientras que  el West Texas Intermediate  cambiaba de manos a 79,31 dólares por barril, ambos por encima de la apertura.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • La Opep prevé para 2018 un menor repunte de la demanda mundial de crudo

    La organización prevé un aumento de 1,26 millones de barriles diarios, equivalente a una subida de 1,29%, frente al 1,31% estimado en 2017
     
    La Opep difundió hoy por primera vez cálculos sobre la demanda mundial de crudo en 2018, con un incremento esperado de 1,26 millones de barriles diarios (mb/d) hasta un total de 97,6 mb/d, equivalente a una subida del 1,29 %.
    Este aumento es ligeramente inferior al que se espera este año, de 1,27 mb/d hasta los 96,4 mb/d, y que equivale a 1,31 %, indica la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) en su último informe mensual sobre el mercado del petróleo.
     
    Los países en desarrollo consumirán la mayor parte del aumento de producción en 2018, con 1,06 mb/d, mientras que los países ricos, pertenecientes a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), aumentarán su consumo sólo en unos 200.000 barriles diarios, señalan los analistas de la OPEP.
     
    El incremento del consumo en 2018 será cubierto en su mayor parte por países ajenos a la OPEP, que aumentarán su bombeo en 1,14 mb/d, con una expansión de la producción en Estados Unidos, Brasil, Canadá, Rusia y Kazajistán.
     
    En 2018 liderará el aumento de producción EEUU, donde el petróleo de esquisto sigue en auge, con 860.000 barriles más por día, seguido de Brasil, con 220.000 barriles más por día; por el contrario, México producirá 170.000 barriles diarios menos, según los cálculos publicados hoy por la OPEP.
     
    Con estos datos, el grupo petrolero prevé perder algo de mercado en 2018 respecto a 2017.
     
    “La demanda de crudo de la OPEP en 2017 se estima en 32,3 mb/d, lo que representa un aumento de 0,3 mb/d respecto a 2016. En 2018, la demanda de crudo de la OPEP se proyecta en 32,2 mb/d, alrededor de 100.000 barriles menos que este año”, señala el informe.
     
    La expansión de la demanda petrolera se sustenta en el “sólido” crecimiento económico mundial que se prevé tanto este año como el que viene en un 3,4 %.
     
    Este crecimiento refleja, según los expertos de la OPEP, “un continuo fortalecimiento de la recuperación global que se está volviendo más equilibrada, con la estabilidad en el mercado petrolero como un elemento clave”.
     
    Los países industrializados crecerán en 2018 un 1,9 %, algo por debajo del 2 % previsto este año.
     
    Entre los países en desarrollo destaca el crecimiento de India en 2018, con un 7,5 %, mientras que China avanzará ese año un 6,2 %.
     
    Rusia, con un crecimiento estimado el año próximo del 1,4 % y Brasil con el 1,5 % apuntalarán su recuperación después de una recesión, vaticina la Opep.
     
    Fuente: Larepublica.co
  • La OPEP+ se enfrenta a una bifurcación en el camino

    La OPEP+ volvió a ampliar sus recortes de producción de petróleo este mes. La decisión no fue nada inesperada y, a diferencia de anuncios anteriores de política de producción, tuvo el efecto deseado sobre los precios. Sin embargo, sólo podría funcionar durante un tiempo. Pronto la OPEP tendrá que tomar una decisión.
    El año pasado, los comerciantes de petróleo se centraron casi exclusivamente en la demanda y sus amenazas, especialmente en China. Este año, están empezando a comprender que retener 2,2 millones de barriles de petróleo diarios mientras la demanda mundial realmente aumenta, en algún momento comenzará a consumir la oferta. Los precios del petróleo están aumentando.
     
    Es cierto que algunos miembros de la OPEP+ han estado produciendo más que su cuota asignada y se les ha pedido que tomen medidas para compensar, lo que normalmente significa recortes temporales más profundos. Pero parece que la sobreproducción –y el aumento de la producción de Irán, Venezuela y Libia, exentos de cuotas– no ha interferido con el propósito de los recortes. Sólo que no pueden continuar para siempre.
     
    Algunos analistas han señalado en los últimos meses que la OPEP+ tendrá que empezar a retirar los recortes en algún momento, especialmente si el crudo Brent supera los 100 dólares por barril. El argumento de estos analistas es que en ese momento los precios empezarán a destruir la demanda como suelen hacerlo.
     
    Sin embargo, la OPEP+ puede decidir mantener los recortes hasta que el petróleo esté muy por encima de los 100 dólares, según Robin Mills, director ejecutivo de la consultora Qamar Energy, con sede en Dubai. En un  artículo de opinión reciente  para The National, Mills sugirió que seguir con los recortes es uno de los dos caminos que le quedan a la OPEP, con todas las consecuencias previsibles, como una mayor inflación y una mayor producción estadounidense.
     
    El otro camino que Mills describe es que la OPEP cree en sus propios pronósticos de fuerte demanda y deshace los recortes. Esta es sin duda una forma de enmarcar el camino que tenemos por delante. Sin embargo, en el mismo sentido, se podría argumentar que apegarse a los recortes también es una señal de confianza en las fuertes expectativas de demanda de la OPEP: si la demanda es tan resiliente y propensa a expandirse, se expandirá incluso en un entorno de precios más altos.
     
    Esto es precisamente lo que ocurrió en 2022, cuando el inicio del conflicto entre Rusia y Ucrania empujó el petróleo por encima de los 100 dólares por barril y lo mantuvo allí el tiempo suficiente para que el promedio anual se acercara a los 95 dólares por barril. La demanda durante ese año de altos precios del petróleo  aumentó  en más de 2,5 millones de barriles diarios. Y eso fue antes de que China se recuperara con fuerza de los bloqueos pandémicos, que no terminaron hasta finales de 2022.
    Entonces, si bien tendría sentido esperar que la OPEP+ comenzara a pensar en poner fin a sus recortes de producción, podría tener más sentido mantenerlos en vigor, entre otras cosas porque una eliminación de los recortes tendría aproximadamente el mismo efecto sobre los precios que la noticia de que la producción de esquisto estadounidense creció en más de 1 millón de bpd el año pasado.
     
    La OPEP espera que la demanda de petróleo este año crezca en  2,2 millones de bpd . Con los recortes implementados, esta tasa de crecimiento de la demanda seguramente empujará al mercado global a un déficit. Las estimaciones sobre el tamaño de este déficit varían: la AIE considera un déficit “leve” como resultado de los recortes de la OPEP+ y una mayor demanda provocada por la situación del Mar Rojo. Sin embargo, Mills de Qamar Energy prevé un déficit de hasta 4 millones de barriles diarios a finales de este año.
     
    Si esto sucediera, no habría nada más fácil para la OPEP que anunciar el fin de los recortes, o al menos un ajuste, para evitar una caída de precios. Y un entorno deficitario sería el mejor momento para hacer estos ajustes: con precios altos y una demanda resiliente, el efecto de tal anuncio sobre los precios se vería mitigado por los fundamentos. Porque los recortes no pueden continuar para siempre, no cuando algunos miembros de la OPEP ya se quejan de las cuotas.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
     
     
  • La producción de crudo de Venezuela enfrenta una ardua batalla a pesar del alivio de las sanciones

    Si bien la flexibilización de las sanciones abre puertas a la inversión extranjera, Venezuela enfrenta una ardua batalla para reactivar su industria petrolera debido al deterioro de la infraestructura y la incertidumbre política.
    Estados Unidos ha suavizado sus sanciones a Venezuela tras un acuerdo electoral. Esto sigue a cuatro años de sanciones a su industria de petróleo y gas, restringiendo los niveles de producción y exportación del gigante petrolero sudamericano. A pesar de las duras restricciones a la industria energética del país, Venezuela continuó produciendo y exportando su crudo utilizando canales secretos, con un éxito limitado. Las sanciones, el mal estado de la economía y la mala gestión de la industria petrolera han provocado fallas operativas, y muchos de los yacimientos petrolíferos de Venezuela han tenido un rendimiento dramáticamente inferior. Entonces, ¿podría finalmente la flexibilización de las sanciones a la energía venezolana cambiar la industria? 
     
    Hace apenas un par de décadas, Venezuela producía más de  3 millones de bpd  de petróleo, antes de que la corrupción generalizada y la caída del precio del petróleo devastaran la industria energética del país, con un grave efecto en cadena en su economía. Para agravar los desafíos, el expresidente estadounidense Trump introdujo sanciones al petróleo y el gas venezolanos tras la toma de posesión del presidente Nicolás Maduro en 2019. 
     
    Las sanciones a la industria petrolera venezolana paralizaron la producción, de la que algunos dicen que tal vez nunca se recupere. Varias compañías petroleras se retiraron de la importante petrolera latinoamericana y muchas operaciones quedaron abandonadas y ya no eran financieramente viables de mantener. Sin embargo, mientras Venezuela buscaba reparar su economía quebrada y la flexibilización de las sanciones parecía cada vez más cercana, bajo el presidente Biden comenzó a reconstruir su industria petrolera y sus relaciones comerciales. 
     
    Desde 2021, Venezuela ha estado  trabajando en asociación con Irán , que también tiene sanciones impuestas por Estados Unidos a su industria petrolera, para ayudarse mutuamente al desarrollo de sus sectores energéticos. Las dos potencias han  trabajado mano a mano  para eludir las sanciones a sus industrias de petróleo y gas con el apoyo de China, que compró energía de ambos países utilizando rutas alternativas y barcos fantasma para transportar el petróleo sancionado. Venezuela acordó intercambiar su petróleo por condensado iraní, que escaseaba y es necesario para diluir el crudo pesado venezolano. En mayo de 2022, Irán firmó un acuerdo con Venezuela para renovar la  refinería de El Palito.
     
    La estatal  Petróleos de Venezuela  (PDVSA) y sus empresas conjuntas exportaron alrededor de 616.540 bpd de crudo y productos refinados en 2022, una disminución del 2,5 por ciento con respecto a 2021. Sin embargo, los puertos, campos petroleros y refinerías de Venezuela están en condiciones extremadamente malas. Además, Rusia se ha convertido en un importante competidor para las exportaciones a China, y Putin ofrece crudo con grandes descuentos a cualquier país que lo acepte, tras las sanciones de Estados Unidos y Europa a la energía rusa. 
     
    Francisco Monaldi, experto en energía latinoamericana del Instituto Baker de la Universidad Rice  , afirmó : "A pesar del aumento de la ayuda iraní, la disminución de las exportaciones netas se debe a una combinación de estancamiento de la producción y la creciente competencia de las exportaciones rusas en el mercado negro chino". 
     
    Esta semana, la administración Biden  alivió ampliamente las sanciones  al petróleo venezolano en respuesta a un acuerdo alcanzado entre el gobierno de Venezuela y los partidos de oposición para las  elecciones presidenciales de 2024 . El Departamento del Tesoro de Estados Unidos emitió una nueva licencia general que le permite producir y exportar crudo a los mercados de su elección durante los próximos seis meses sin limitación. Sin embargo, el acuerdo sólo permanecerá vigente si el presidente Maduro comienza a levantar las prohibiciones impuestas a los candidatos presidenciales de la oposición, así como a liberar a prisioneros y a ciudadanos estadounidenses “detenidos injustamente”. 
     
    Estados Unidos decidió aliviar las sanciones para impulsar la producción mundial de petróleo y reducir los altos precios del petróleo causados ​​por las sanciones a Rusia y las decisiones de la OPEP+ de recortar la producción en todos los estados miembros. Significa que la industria petrolera venezolana está nuevamente abierta a la inversión extranjera. Esto podría llevar a que decenas de petroleras con operaciones congeladas o reducidas en Venezuela reinicien sus operaciones. 
     
    Pero la industria petrolera de Venezuela se vio duramente afectada por varios años de sanciones y una economía en quiebra, lo que significa que es poco probable que pueda compensar efectivamente las reducciones de la OPEP+ en el corto plazo. Hay una fuerte presión sobre PDVSA para que se recupere rápidamente y suministre petróleo a precios competitivos al mercado. Este año, la producción de petróleo en Venezuela ha promediado 780.000 bpd, superior al promedio de 2022 de 716.000 bpd. Sin embargo, el país sudamericano está lejos de alcanzar su objetivo de producción promedio para 2024 de 1,7 millones de bpd. En Venezuela solo hay una plataforma en funcionamiento, en comparación con más de 80 en 2014, y gran parte de la infraestructura del país se encuentra en un estado lamentable. 
     
    Para acercarse a su objetivo de producción, Venezuela requerirá  una inversión significativa  en nuevas plataformas de perforación, nuevos reemplazos de infraestructura para refinerías, estaciones de flujo y mejoradores de crudo y un suministro de energía confiable. Esto no será tarea fácil considerando la incertidumbre que enfrentan las empresas al invertir en Venezuela. No hay garantía de que Estados Unidos no reintroduzca sanciones, ya que el éxito de las inversiones en el sector petrolero del país depende en gran medida de las acciones del presidente Maduro, quien no ha estado dispuesto a cooperar con Estados Unidos en el pasado. Sin embargo, si las grandes petroleras están dispuestas a correr el riesgo y reiniciar las operaciones en Venezuela, puede que valga la pena. 
     
    Por Felicity Bradstock para Oilprice.com 
  • La producción de petróleo de EE. UU. está en camino de alcanzar un récord este año

    Una de mis predicciones energéticas para 2023 fue "La producción total de petróleo de EE. UU. volverá a aumentar y establecerá un nuevo récord de producción anual". El récord anual anterior se estableció en 2019 en 12,3 millones de barriles por día (bpd), y para fines de 2022 la producción mensual casi había vuelto a ese nivel luego del devastador impacto de Covid-19 en la industria en 2020.
    Por supuesto, aún no sabemos si la producción de petróleo continuará aumentando o si la caída de los precios finalmente afectará la producción. Como indiqué cuando hice la predicción, sentí que era un lanzamiento de moneda sobre si alcanzaríamos un nuevo récord anual, pero me incliné hacia la afirmación.
    Ya ha pasado un tercio del año, así que revisemos esta predicción. La Administración de Información de Energía (EIA) actualmente muestra la producción mensual solo para enero y febrero. Durante esos dos meses, la producción de petróleo fue de 12,5 millones de bpd, un aumento significativo con respecto al nivel de diciembre de 2022 de 12,1 millones de bpd.
     
    Para marzo y abril, tenemos que estimar la tasa de producción con base en el Informe sobre el estado del petróleo (PSR) semanal de la EIA. Según el balance general de petróleo de EE. UU. para la semana que finaliza el 31/03/2023, la producción de petróleo promedio de cuatro semanas para marzo fue de 12,2 millones de bpd. Esa es una buena estimación para marzo.
     
    Durante tres semanas de abril, la tasa de producción había aumentado levemente a 12,25 millones de bpd. Las cifras finales de abril pueden variar un poco, pero son lo suficientemente cercanas como para darnos una estimación para el primer tercio del año.
     
    Promediar las cifras mensuales de enero a abril arroja una producción promedio hasta la fecha de 12,37 millones de bpd. Eso eclipsará ligeramente el récord de 2019 si esa tasa se mantiene durante el resto del año. Será reñido, pero como dije anteriormente, es un lanzamiento de moneda.
     
    Las proyecciones más recientes de la EIA son que se espera que la producción de petróleo crudo de EE. UU. aumente a nuevos récords en 2023 y 2024. La EIA prevé que la producción de petróleo crudo de EE. UU. promediará 12,4 millones de bpd en 2023 y 12,8 millones de bpd en 2024. Los principales impulsores de este Se espera que el crecimiento sea una mayor producción en la región de Permian y en el Golfo de México federal en alta mar.
     
    En conclusión, el primer tercio de 2023 ha mostrado signos prometedores para la producción de petróleo de EE. UU., con el potencial de superar el récord anual anterior establecido en 2019. Si bien sigue siendo una decisión cerrada, las proyecciones de la EIA para 2023 y 2024 coinciden en que la industria está en camino. pista para lograr nuevos récords en los próximos años. Sin duda, este crecimiento ayudará a mitigar la influencia de la OPEP y Rusia en la economía y el panorama energético de EE. UU.
     
    Por Robert Rapier a través de www.rrapier.com
  • La producción de petróleo de Venezuela podría experimentar un impulso moderado

    Chevron, la supergrande estadounidense, recibió una dispensa especial para reiniciar sus operaciones en Venezuela a fines de 2022, a través de su acuerdo de empresa conjunta con PdVSA.
    La historia económica dicta que el último tramo de cualquier batalla contra la alta inflación es el más difícil, y así lo está demostrando en Estados Unidos.
     
    La inflación de los precios al consumidor sigue siendo rígida, lo que aumenta la probabilidad de que la Reserva Federal tenga que diseñar el llamado "aterrizaje forzoso" (léase recesión) para que la inflación vuelva a estar dentro de su rango objetivo.
    Una inflación alta y persistente o una recesión -o ambas- son malas noticias para el presidente Biden, que busca la reelección a finales de este año frente a un Donald Trump renaciente.
     
    Una geopolítica cada vez más sombría ha agravado el problema; El nivel actual de inestabilidad no es bueno para el precio del petróleo y, a su vez, es un dolor de cabeza para la administración Biden.
     
    En el contexto de las relaciones entre Estados Unidos y Venezuela –el principal desafío de Washington en el hemisferio occidental– eso significa que Biden no puede ser tan duro con el gobierno de Maduro como les gustaría a algunos en los medios estadounidenses.
     
    Ciertamente hay un clamor en la derecha republicana, encabezada por el senador de Florida Marco Rubio, para que la administración vuelva a imponer sanciones  totales  al sector energético de Venezuela.
     
    Hasta ahora, Estados Unidos ha limitado la reanudación de las sanciones a la industria aurífera de la nación sudamericana en respuesta a que una figura prominente de la oposición fue considerada no elegible para postularse en una elección que se espera se celebre a finales de este año.
     
    Sin embargo, a pesar de la presión de la derecha, es poco probable que se vuelvan a imponer sanciones en su totalidad. El riesgo político para Biden es simplemente demasiado alto.
     
    Por un lado, la Florida de Marco Rubio ya no es un estado indeciso (seguirá siendo republicana en 2024), por lo que ahora el presidente demócrata puede descartarlo con seguridad.  
     
    Lo que es mucho más apremiante es que Biden y sus asesores detestarán correr el riesgo de una mayor desestabilización de los mercados energéticos mundiales en un año electoral mediante una reversión total de la actual distensión.
     
    Las fuertes exportaciones de petróleo de Venezuela han sido un raro punto positivo en el contexto de una rápida desescalada regional en el Medio Oriente.  
    Chevron, la supergrande estadounidense, recibió una dispensa especial para reiniciar sus operaciones en Venezuela a finales de 2022, a través de su acuerdo de empresa conjunta (JVA) con PdVSA, la petrolera estatal.
     
    La JVA inicial entre Chevron y PdVSA se ha mejorado para incorporar un conjunto de contratos complementarios que otorgan control operativo a Chevron, permitiéndole poner en marcha la producción.
     
    Los contratos complementarios tienen la ventaja adicional de indemnizar a Chevron contra prácticas corruptas y la amenaza de una mala gestión más general por parte de su socio nacional. 
     
    Lo que se conoce como el "modelo Chevron" ha producido un cambio radical en el desempeño del sector durante el año pasado en particular.
     
    En enero, la producción de petróleo venezolano aumentó un 22% respecto al año anterior. Entonces, la derogación de las sanciones reinició el tren, pero los acuerdos mejorados de empresas conjuntas sirven como vías sólidas para transportar cantidades cada vez mayores del crudo pesado de Venezuela de regreso a los mercados globales.
     
    Éstas son malas noticias para los halcones republicanos, pero buenas noticias para los estadounidenses que aún se están recuperando de más de dos años de altos precios de la gasolina: un desvío político como nunca lo hubo.
     
    No es descabellado decir que la producción de Venezuela sólo puede aumentar (después de todo, tiene las mayores reservas probadas de petróleo del mundo), especialmente a medida que se restablecen los vínculos con el sistema financiero internacional y las instalaciones de producción son mejoradas y reparadas por los socios extranjeros de PdVSA.  
     
    En ese sentido, el productor español Repsol ya está potenciando sus operaciones en Venezuela bajo un JVA mejorado al estilo Chevron. Eni (Italia), Maurel & Prom (Francia) y Pertamina (Indonesia) son sólo tres productores internacionales que podrían replicar fácilmente el mismo modelo.
     
    La administración Biden será consciente de que la reapertura del sector energético de Venezuela a los actores internacionales está teniendo un efecto tranquilizador en los mercados energéticos y podría seguir pagando un dividendo considerable para los consumidores en el largo plazo.
     
    La economía triunfa sobre todo en un año electoral (si la COVID-19 lo permite), por lo que se espera que Venezuela permanezca abierta a los negocios con una serie de compañías petroleras internacionales redoblando sus apuestas bajo el escudo protector del llamado modelo Chevron. 
     
    Por Cyril Widdershoven para Oilprice.com
  • La producción de petróleo en Colombia se incrementó en 3,59 %

    La cifra corresponde a mayo de 2023, en comparación con el mismo mes del 2022. En ese lapso se alcanzaron 773.789 barriles de crudo promedio por día.
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) reportó que la producción fiscalizada de petróleo durante mayo de 2023 fue de 773.789 barriles promedio por día (bopd), un 3,59% mayor a la registrada en el mismo mes de 2022 cuando alcanzó los 746.960 barriles promedio por día.
     
    Frente a abril de 2023, la producción diaria de petróleo registró un descenso de 1,09% (773.789 bopd vs 782.277 bopd). La disminución en la producción se presentó principalmente en los campos: Castilla (Acacias/Castilla la Nueva-Meta), Caño Sur Este (Puerto Gaitán-Meta), Castilla Norte (Acacias/Castilla la Nueva-Meta), Chichimene (Acacias -Meta), Chichimene SW (Acacias/Guamal-Meta), Akacías (Acacias/Guamal-Meta), Caño Limón (Arauca/Arauquita-Arauca), debido al incremento de diferidas.
     
    El promedio anual de producción, entre mayo de 2022 y el mismo mes de 2023, fue de 771.780 barriles de petróleo por día, lo que representa un incremento de 3,44% respecto a lo registrado para el año anterior, cuando alcanzó los 746.082 bopd.
     
    Entre tanto, la ANH reportó que la producción promedio de gas comercializado durante mayo de 2023 presentó un descenso de 4,22% frente al mismo mes de 2022 (1.065 mpcd vs 1.112 mpcd). Frente a abril de 2023, la producción promedio de gas comercializado en el quinto mes del año registró un aumento de 3,60% (1.065 mpcd vs 1.028 mpcd).
     
    Se evidencia incremento del gas comercializado principalmente en los campos: Pauto Sur (Yopal-Casanare), Floreña (Yopal-Casanare), Floreña Mirador (Yopal-Casanare), Chuchupa (Manaure-Guajira), Gibraltar (Boyacá-Cubará), Mamey (Ovejas/Sucre), Claxon (La Unión/Sucre), debido al comportamiento de la demanda de gas durante el mes y al restablecimiento de la producción.
     
    Durante mayo de 2023, se reportaron dos avisos de descubrimiento en el pozo Saxofón-1 localizado dentro del Contrato de E&P VIM-5, a cargo de la empresa CNE OIL&GAS y el pozo Carambolo-1 del contrato de E&P VIM-21, operado también por CNE OIL&GAS. En abril se perforaron 4 pozos exploratorios y 42 de desarrollo. Respecto a la actividad de sísmica exploratoria se reportaron 973.20 Km 2D.
     
    Por Portafolio.
  • Las deudas atan de manos a las grandes petroleras privadas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     

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

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

    Bogotá- 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 5 países productores de petróleo más grandes de América Latina

    América Latina surgió en las últimas dos décadas como una de las principales regiones productoras de petróleo del mundo. Esto ocurrió debido al inmenso auge petrolero en alta mar de Brasil impulsado por los campos petrolíferos presalinos de aguas ultraprofundas de ese país. Si bien la producción regional disminuyó debido al colapso de la industria petrolera de Venezuela bajo el peso de la corrupción, la mala conducta y las duras sanciones estadounidenses, América Latina está atrayendo un interés considerable de las empresas energéticas extranjeras. El surgimiento de Guyana como un productor regional de petróleo, con su auge petrolero en alta mar descrito como el juego fronterizo más candente del mundo, se está sumando a un importante interés internacional en la región. Si bien Guyana ha experimentado una prodigiosa expansión de reservas y producciónaún tiene que emerger como uno de los cinco principales productores de petróleo en América Latina y el Caribe. Aquí están los cinco mayores productores de petróleo de América Latina.
    #5 Argentina
    En quinto lugar se encuentra Argentina, económicamente asolada por la crisis, que es la tercera economía más grande de América Latina. Para 2022, Argentina bombeó un récord de 582.387 barriles de crudo por día, un 13% más que el año anterior y un 14,5% más que los 508.645 barriles por día extraídos durante 2019. La producción de petróleo de marzo de 2023 estableció un nuevo récord de producción mensual promediando 631,103 barriles por día. Esto indica que la industria petrolera de Argentina se ha recuperado de la pandemia y que la producción se está expandiendo constantemente a medida que crecen las entradas de inversión.
     
    Hay señales de que la producción de hidrocarburos de Argentina aumentará aún más con la formación de esquisto de Vaca Muerta, que se cree que contiene 16.000 millones de barriles de petróleo y 308 billones de pies cúbicos de gas natural, el motor de ese crecimiento. La explotación de la formación geológica es vista por Buenos Aires como una panacea económica . El desarrollo de Vaca Muerta está siendo encabezado por la compañía petrolera nacional YPF, que fue nacionalizada por el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner en 2012. En marzo de 2023, el petróleo de esquisto compuesto representaba el 48,5 % de la producción total de petróleo de Argentina, frente al 40,5 % del año anterior.
     
    La inversión extranjera en energía también está creciendo en parte debido a los precios del petróleo más firmes, pero también debido a que el presidente Fernández implementó un paquete de beneficios fiscales y aduaneros para las empresas energéticas extranjeras que operan en Argentina en agosto de 2022. Se prevé que la producción de petróleo de Argentina crecerá a un millón. barriles por día para 2026, lo que facilitará un aumento notable de las exportaciones de petróleo a 500.000 barriles por día.
     
    #4 Venezuela
    El cuarto mayor productor de petróleo en América Latina es Venezuela, devastada por conflictos. Después de bombear un máximo histórico de 3,2 millones de barriles por día durante 1997, según datos de la OPEP, la producción colapsó cayendo a un mínimo de varias décadas de 569,000 barriles por día para 2020 cuando la pandemia de COVID-19 se extendió por todo el mundo. Desde entonces, la producción de petróleo de Venezuela se ha recuperado, en cierta medida, gracias a que Caracas recibió asistencia de aliados como Irán para reconstruir una infraestructura muy deteriorada. Las fuentes de datos secundarias de la OPEP muestran que Venezuela bombeó un promedio de 678.000 barriles por día para 2022, que creció a 695.000 barriles por día para marzo de 2023.
     
    A pesar de que la Casa Blanca de Biden alivió algunas sanciones, incluido permitir que la gran empresa energética Chevron vuelva a extraer petróleo en Venezuela, hay señales de que el miembro de la OPEP tendrá dificultades para aumentar la producción . La infraestructura de la industria petrolera destrozada, incluidas las tuberías con fugas, las refinerías inoperativas y los pozos defectuosos, pesan sobre las operaciones. Se necesitará una enorme inversión , estimada en hasta $ 120 mil millones, y al menos una década para reconstruir la industria petrolera de Venezuela. Caracas no podrá atraer ese nivel de inversión de la industria hasta que se garantice el estado de derecho y se suavicen sustancialmente las estrictas sanciones estadounidenses. 
     
    #3 Colombia
    Para un país con reservas probadas de petróleo que ascienden a unos escasos dos mil millones de barriles, Colombia, devastada por conflictos, supera su peso en términos de producción, habiendo bombeado un promedio de 754,199 barriles de petróleo por día para 2022. Esa impresionante producción ubica a Colombia como el tercer país más grande de América Latina. productor de aceite Para marzo de 2023, la producción había aumentado a 771 732 barriles de petróleo por día, pero al igual que en 2022, ese volumen todavía estaba muy por debajo de los 885 851 barriles obtenidos durante 2019 y sustancialmente menos que la producción récord de 2013 de poco más de un millón de barriles por día alcanzado durante 2013. 
     
    Es cuestionable si Colombia permanecerá entre los cinco principales productores de petróleo de América Latina. El parche energético del país andino está siendo azotado por muchos vientos en contra. Entre los más severos se encuentran las escasas reservas probadas de petróleo de poco más de dos mil millones de barriles, que durarán menos de ocho años debido a la falta de exploración. Eso, junto con la extracción de la mayor parte del petróleo de campos maduros, pesa sobre los volúmenes de producción. 
     
    Luego están los planes del primer presidente izquierdista de Colombia, Gustavo Petro, de prohibir la adjudicación de nuevos contratos para la exploración de hidrocarburos y la fracturación hidráulica. El Presidente y su ministra de Energía, Irene Vélez, confirmaron que cesarán las adjudicaciones de nuevos contratos de exploración de hidrocarburos y también hay un proyecto de ley que prohíbe el fracking en la Cámara de Diputados de Colombia. Cualquier movimiento de este tipo no solo disuadirá la inversión en el golpeado sector de hidrocarburos de Colombia, sino que dañará la economía dependiente del petróleo , donde el petróleo es responsable de un tercio de las exportaciones y casi una quinta parte de los ingresos del gobierno.
     
    #2 México
    Es un México devastado por los conflictos, que es el tercer productor de petróleo más grande de América Latina, bombeando 1,6 millones de barriles por día para 2022. Eso no solo representó una disminución del 2,5% en comparación con 2021, sino que fue la producción más baja desde 1979 cuando la producción anual fue un promedio de 1,5 millones de barriles por día. Hay señales de que México está luchando para impulsar la producción de petróleo y volver a más de dos millones de barriles por día, que se vio por última vez en 2016, por no hablar del récord de 3,4 millones de barriles por día alcanzado en 2004. Para marzo de 2023, la producción de petróleo se mantuvo estable en alrededor de 1,6 millones de barriles por día.
     
    La compañía petrolera nacional de México, Pemex, que es responsable de más del 90 % de la producción nacional, anunció pérdidas desastrosas en el primer trimestre de 2023 , con una utilidad neta de $3,150 millones para el período, casi la mitad de los $6,200 millones reportados un año antes. Pemex continúa agobiado por los onerosos niveles de deuda que suman $107 mil millones, lo que la convierte en una de las empresas de energía más endeudadas del mundo. A pesar de los esfuerzos de la compañía petrolera nacional para expandir la producción mediante la puesta en marcha de nuevos campos petroleros, que agregaron 543.000 barriles diarios durante el trimestre, la fuerte caída de la producción durante la última década parece irreversible. 
     
    #1 Brasil
    Brasil, la economía más grande de América Latina, también es el mayor productor de petróleo de la región, bombeando un récord de tres millones de barriles por día para 2022, mientras que la producción total de hidrocarburos fue de 3,9 millones de barriles por día. El inmenso auge petrolero en curso en Brasil sigue cobrando impulso con el vasto campo petrolero presal en alta mar del país que atrae una inversión extranjera considerable. Shell, el segundo mayor productor de petróleo de Brasil detrás de Petrobras, está invirtiendo fuertemente en operaciones en alta mar, aunque el sorpresivo impuesto a la exportación introducido por la administración de Lula perturbó a la súper gigante de la energía.
     
    La petrolera nacional Petrobras impulsará gran parte del crecimiento previsto de la producción de petróleo. En noviembre de 2022, la compañía petrolera nacional de Brasil anunció que tiene la intención de invertir $ 78 mil millones entre 2023 y 2027 con el 83% o $ 64 mil millones destinados a exploración y producción upstream. Durante ese período, Petrobras planea agregar 18 FPSO con siete destinados al campo Buzios, donde la mezcla de petróleo producida ha demostrado ser particularmente popular en China. Las crecientes exportaciones de petróleo respaldadas por una producción en constante crecimiento fueron responsables de que Brasil registrara un superávit comercial récord en marzo de 2023.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
  • Los departamentos del país donde más se frenan contratos petroleros

    Según la ANH, el nivel de crudo que se extrae en Putumayo, Arauca y Santander equivale al 16 % de toda la producción del país.
    En los primeros meses del año se ha venido viviendo una dinámica difícil en el sector petrolero por los anuncios de salida de contratos de exploración y producción que habían adquirido en años pasados.
     
    Una situación que genera alertas debido al impacto en regiones que, si bien no son las principales productoras, tienen en el petróleo un aporte importante para su economía y empleo, y en las que se generan importantes recursos para las finanzas públicas nacionales y territoriales.
     
    Los anuncios de Emerald Energy, Geopark, ExxonMobil y Frontera han puesto en evidencia una serie de problemáticas en las regiones y dificultades para hacer que el proceso en estos contratos sea exitoso. Estas han notificado que suspenderán o terminarán contratos, principalmente en los departamentos de Putumayo, Santander y Caquetá.
     
    Este año, de acuerdo con datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), se ha solicitado cancelar un contrato. Esto significa que en los cinco primeros meses se han pedido 11% del total visto en 2022, cuando fueron nueve las peticiones.
     
    Además, se suman los contratos en suspensión, como es el caso de Emerald Energy, que tras los graves sucesos de orden público que incluyeron el secuestro de 79 policías y la muerte de uno de ellos, radicó una carta ante la ANH pidiendo la suspensión del bloque Ombú, en Caquetá, que a través del campo Capella tuvo una producción de 1.939 barriles por día durante el 2022.
     
    Al respecto, la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, dijo que “hemos delegado siempre en todas las instancias de diálogo a una persona que va y se entera de manera directa de lo que está pasando; yo misma tuve reunión con las directivas de la empresa para entender lo que estaban en disposición de hacer. Desafortunadamente esto escaló y en este momento es responsabilidad del Gobierno ir a hacer presencia y lograr que haya un diálogo que permita recuperar la paz”.
     
    Después de que esto pasara también se conoció que ExxonMobil dejaría su operación en el contrato VMM-37, tras lograr un acuerdo con Sintana Energy, con quien tenía un convenio de operación conjunta, para que esta asuma la operación.
     
    Esta decisión voluntaria significa que la petrolera ya no cuenta con ningún contrato en el país, puesto que los cuatro en los que estaba ahora están en terminación o se retiró de la operación.
     
    A esto se suma que Geopark, petrolera latinoamericana, informó que saldría de seis de sus contratos en el Putumayo, de los 12 que tiene en este departamento. De estos procesos cuatro fueron iniciados en el gobierno Duque, aunque ninguno alcanzó a tener una producción. La empresa notificó que tres de los contratos que rescindieron eran por motivos de fuerza mayor. De los seis, dos se encuentran en análisis y otros dos ya están en liquidación.
     
    Por último, Frontera también está adelantando dos procesos de terminación de contratos que se encuentran en suspensión desde hace dos años.
     
    Se trata de los bloques Caguán 5 y 6, también ubicados en Putumayo y, según Andrés Sarmiento, vicepresidente de Asuntos Públicos de la petrolera, están en conversaciones con la ANH mostrando evidencias de las dificultades de seguridad para desarrollarlos.
     
    De acuerdo con datos de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), desde 2016 hasta 2022, la conflictividad en las regiones se ha incrementado cuatro veces y la mayor concentración está en los departamentos de Santander, Meta, Casanare y Putumayo, que han tenido 67% de los bloqueos.
     
    Un dato que no es menor, porque solo en Arauca, Santander y Putumayo, los 123.048 barriles por día que se produjeron en el primer trimestre del año representan cerca de 16% del total nacional.
     
    En otras palabras, ventas diarias de al menos 8,6 millones de dólares que tienen riesgo de contagio si las situaciones de seguridad siguen repuntando.
     
    Luis Fernando Mejía, director de Fedesarrollo, recuerda que la actividad petrolera tiene un alto impacto en el desarrollo territorial, a través de los recursos fiscales, derivados de las regalías, y por medio de la creación de empleos formales. “Los resultados de estudios previos, son que los departamentos y municipios petroleros tienen mayor crecimiento y mayor desarrollo urbano y poblacional. Además se han encontrado impactos positivos en la cobertura de indicadores como la educación, aseguramiento en salud y desarrollo del sector agropecuario”, afirmó.
     
    Por su parte, Francisco José Lloreda, presidente de la ACP, aseguró que las compañías están comprometidas con sacar adelante las empresas y están concentradas en llevar a cabo los contratos existentes de exploración y de producción y no salir de las regiones.
     
    Sin embargo, el directivo apuntó que “la conflictividad social se ha exacerbado y hay un incremento en lo corrido del actual Gobierno en materia de bloqueos. A lo anterior se suma que se va a requerir un gran compromiso del Ministerio de Ambiente y del Ministerio del Interior y la dirección de Consulta Previa para que esos proyectos surtan de manera efectiva su trámite”. Aunque el Gobierno ha intentado reactivar contratos suspendidos, Lloreda señala que hay zonas en las que es muy difícil destrabar y que entren a operar.
     
    Regiones con más regalías
    Un análisis del Observatorio Fiscal de la Universidad Javeriana encontró que los municipios con mayor asignación de regalías per cápita son Becerril, Cesar; Puerto Gaitán, Meta; Castilla la Nueva, Meta; Tauramena, Casanare, y Cantagallo, Bolívar.
     
    Las asignaciones por habitante para el bienio 2023 - 2024 oscila entre los $13 millones y los $4,7 millones. Cabe recordar que en el Congreso se aprobó un presupuesto de regalías por $33 billones, de los cuales $29,1 corresponden a inversión. Los cálculos del Observatorio muestran que Puerto Gaitán, con una apropiación de $518 millones, es el municipio que mayor cantidad de recursos recibirá, seguido por Becerril con $270 millones y Castilla La Nueva con $118 millones. 
     
    Por Daniela Morales para Portafolio.
  • Los estímulos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos para que petroleras inviertan en el país

    El 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
     
  • Los mercados petroleros al límite antes del próximo anuncio de recorte de producción de Arabia Saudita

    Mientras el panel de la OPEP+ se prepara para reunirse virtualmente el viernes, el mercado petrolero observa más de cerca el próximo movimiento de Arabia Saudita, el principal productor y líder de facto de la OPEP.
    El Comité de Supervisión Ministerial Conjunto (JMMC) del grupo OPEP+, que analiza periódicamente la situación del mercado y la necesidad de una intervención de la OPEP+, se reunirá el 4 de agosto a primera hora de la tarde, hora de Viena, para hacer un balance de los desarrollos más recientes del mercado.
    Si bien no se espera que el panel haga recomendaciones a los ministros de la OPEP+ para cambiar el suministro actual, todos los ojos estarán puestos en Arabia Saudita y si el Reino decidirá extender su recorte unilateral de 1 millón de bpd para julio y agosto hasta septiembre también.
     
    La mayoría de los analistas se inclinan a creer que Arabia Saudita extendería el recorte hasta septiembre, ya que no estaría dispuesto a sacudir el barco justo cuando los precios del crudo Brent han subido recientemente y se han estabilizado por encima de los 80 dólares por barril.
     
    "Habiendo supervisado una recuperación de precios y un cambio en el sentimiento del mercado, Riyadh no querrá sacudir el barco al restaurar 1 millón de barriles por día de suministro que los mercados ahora esperan permanecer cerrados", Raad Alkadiri, director gerente de la consultora Eurasia Group. , le dijo a Bloomberg el jueves.
     
    Es poco probable que JMMC cambie la actual política de producción de petróleo de la alianza en la reunión del viernes, dijeron el miércoles a Reuters varias fuentes del grupo, ya que los precios subieron a un máximo de más de tres meses.
     
    Algunos analistas esperan que Arabia Saudita anuncie la extensión de un mes del recorte de 1 millón de bpd después de la reunión del JMMC del viernes y antes del anuncio de los precios de venta oficiales (OSP) para la carga de grados de crudo saudita en septiembre. Este anuncio de los OSP de Saudi Aramco generalmente se emite alrededor del día 5 de cada mes anterior al mes de carga y no va acompañado de ningún comentario sobre los cambios de precios.
    Temprano el jueves, los precios del petróleo bajaron levemente, luego de una venta masiva el miércoles provocada por un sentimiento de aversión al riesgo después de que Fitch rebajó las calificaciones a largo plazo de EE. UU. a 'AA+' desde 'AAA'. Sin embargo, los precios del petróleo se recuperaron rápidamente y pronto cotizaron planos.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Los recortes en la producción de petróleo están pasando factura a la economía de Arabia Saudita

    La economía de Arabia Saudita se desacelerará notablemente este año desde el crecimiento del 8,7% del año pasado debido a los recortes en la producción de petróleo que el principal exportador de crudo del mundo está implementando en un intento por "estabilizar el mercado".
    El Reino vio su pronóstico de crecimiento económico para 2023 reducido al máximo entre las principales economías en la  Actualización de Perspectivas Económicas Mundiales  del Fondo Monetario Internacional (FMI) esta semana.  
    Un crecimiento significativamente más bajo del PIB saudita también pesará sobre el crecimiento económico regional en la región de Medio Oriente y Asia Central este año, dijo el FMI. 
     
    Si bien la perspectiva de crecimiento de Arabia Saudita para 2023 se redujo en 1,2 puntos porcentuales con respecto a la perspectiva de abril del FMI, la estimación de crecimiento económico de Rusia mejoró.
     
    El socio de Arabia Saudita en el acuerdo OPEP+, Rusia, vio su proyección de crecimiento revisada al alza en 0,8 puntos porcentuales a 1,5%, “reflejando datos concretos (sobre comercio minorista, construcción y producción industrial) que apuntan a una sólida primera mitad del año, con un gran estímulo fiscal impulsando esa fortaleza”. 
     
    Arabia Saudita no solo está asumiendo gran parte de la carga de los recortes de la OPEP+, sino que su recorte de producción unilateral voluntario de 1 millón de barriles por día (bpd) está pesando sobre sus perspectivas de crecimiento económico, considerando la gran participación del petróleo en su PIB y los ingresos por exportaciones. 
     
    Arabia Saudita dijo a principios de junio que reduciría voluntariamente  su producción en 1 millón de bpd  en julio a alrededor de 9 millones de bpd. El corte también se  extendió más tarde  hasta agosto.
     
    Las exportaciones más bajas y los precios del petróleo más bajos ya están reduciendo los ingresos por exportaciones de petróleo de Arabia Saudita, el pilar de sus ingresos presupuestarios que representan alrededor del 80% de los ingresos totales por exportaciones.
     
    Los ingresos petroleros de Arabia Saudita se desplomaron en mayo  al nivel más bajo desde septiembre de 2021 , según mostraron datos oficiales el martes, ya que el Reino redujo los envíos mientras que los precios del petróleo fueron significativamente más bajos que en la primavera del año pasado. Los ingresos petroleros se desplomaron un 37,7 % interanual hasta los 19 200 millones de dólares (72 000 millones de riales saudíes) en mayo de 2023. Esto se compara con los 30 800 millones de dólares (115 500 millones de riales saudíes) en ingresos petroleros en mayo de 2022, cuando los precios del crudo Brent promediaron los 113 dólares por barril después de los rusos. invasión de Ucrania, según datos de la Autoridad General de Estadísticas  .  
    En mayo de este año,  los precios del petróleo Brent  promediaron alrededor de $ 75 por barril, lo que, combinado con la reducción de las exportaciones de petróleo saudita y la menor producción como parte del acuerdo OPEP+, arrastró los ingresos petroleros saudíes a un mínimo de 20 meses.  
     
    La participación de las exportaciones de petróleo en el valor de las exportaciones totales disminuyó del 80,8% en mayo de 2022 al 74,1% en mayo de 2023, según mostraron los datos oficiales de Arabia Saudita. 
     
    En mayo, las exportaciones sauditas cayeron por  debajo de los 7 millones de bpd  por primera vez en muchos meses. Los envíos de crudo podrían disminuir aún más, ya que Arabia Saudita ahora está recortando su producción en 1 millón de bpd adicionales en julio y agosto.     
     
    Por lo tanto, no sorprende que el FMI rebajó esta semana su pronóstico para la economía saudí este año en el mayor porcentaje entre las principales economías desarrolladas y en desarrollo. Ahora se espera que la economía de Arabia Saudita crezca un 1,9% este año, 1,2 puntos porcentuales menos que la estimación del FMI de abril. El próximo año, se espera un crecimiento económico del 2,8%, rebajado en 0,3 puntos porcentuales desde la evaluación de abril. 
     
    “La rebaja de Arabia Saudita para 2023 refleja los recortes de producción anunciados en abril y junio en línea con un acuerdo a través de la OPEP+ (la Organización de Países Exportadores de Petróleo, incluida Rusia y otros exportadores de petróleo que no pertenecen a la OPEP), mientras que la inversión privada, incluso de “ implementación de un giga-proyecto, continúa respaldando un fuerte crecimiento del PIB no petrolero”, dijo el FMI. 
     
    A principios de mayo, el FMI dijo que Arabia Saudita necesitaba  precios del petróleo de 80,90 dólares  por barril para equilibrar su presupuesto este año. 
     
    Los esfuerzos de Arabia Saudita para apuntalar los precios del petróleo con grandes recortes en la producción  desacelerarán su economía , que incluso podría contraerse este año y convertirse en una de las de peor desempeño entre el G20, desde la economía de más rápido crecimiento en este grupo el año pasado, dicen los analistas. 
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com 
     
  • México detalla las áreas petroleras que abrirá a las empresas extranjeras

    CIUDAD DE MÉXICO—México delineó las amplias áreas de reservas de petróleo y gas que planea abrir a las licitaciones de las empresas privadas a principios del próximo año conforme intenta elevar su menguante producción petrolera.
     
    El país está ofreciendo abrir la puerta a las empresas extranjeras petroleras privadas por primera vez en casi ocho décadas. Los primeros proyectos que abran a entidades extranjeras desde la expropiación de 1938 de la industria incluirán una mezcla de proyectos de aguas profundas y someras y reservas terrestres, que abarcarán depósitos de crudo pesado, campos maduros y reservas no convencionales, como gas de esquisto, informaron las autoridades el miércoles.
     
    "Queremos actuar con celeridad, pero también con eficacia para frenar la declinación en la producción de crudo que nos afecta desde 2004", apuntó el Secretario de Energía Pedro Joaquín Coldwell en una conferencia de prensa.
     
    Los funcionarios confirmaron que la empresa estatal petrolera Petróleos Mexicanos, o Pemex, mantendrá la mayoría de las reservas que buscaba en la denominada "Ronda Cero", lo cual señalaron que garantizará el futuro de la empresa como la principal productora de petróleo del país. Pemex ha sido la única productora de petróleo y gas en México desde su creación hace 76 años, y ahora enfrenta competencia por primera vez bajo las leyes secundarias de la reforma energética que se promulgaron esta semana.
     
    La producción de petróleo crudo de Pemex ha caído a alrededor de 2,5 millones de barriles diarios, desde un máximo de 3,4 millones en 2004. Se prevé que Pemex siga siendo el principal productor de petróleo en México durante años, manteniendo una producción de crudo de alrededor de 2,5 millones de barriles diarios. El gobierno apunta a que la producción ascienda a 3 millones de barriles diario para 2018 y 3,5 millones para 2025, y que la producción adicional venga de productores privados.
     
    Pemex obtuvo 83% de las reservas probadas y probables, tal como lo solicitó, y alrededor de un quinto de los "recursos prospectivos", que incluyen depósitos que aún no han sido descubiertos. Lourdes Melgar, la subsecretaria de hidrocarburos, afirmó que el porcentaje de reservas probadas y probables ascienda a 20.600 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, o 15,5 años de producción a los niveles actuales.
     
    El director general de la compañía, Emilio Lozoya, anotó que los proyectos asignados directamente a Pemex garantizan la viabilidad a largo plazo de la petrolera y le permiten estabilizar su producción.
     
    Por Laurence Iliff
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Ministerio de Minas y Energía reactiva seis contratos petroleros suspendidos hace más de un año

    Omar Andrés Camacho participó de la VI Cumbre del Petróleo y Gas, que se realiza en el Centro de Convenciones de Cartagena.
    El ministro de Minas y Energía, Omar Andrés Camacho, anunció, durante la VI Cumbre del Petróleo y Gas, que se realiza en Cartagena, que se “destrabaron” seis contratos petroleros que se encontraban suspendidos por hace al menos un año, y que dichos contratos iniciarían operaciones próximamente.
     
    “Hoy, algunos de esos contratos que estaban suspendidos, hemos logrado levantar la suspensión de seis: tres en Arauca, dos en Putumayo y unos en Santander”, reveló Camacho
     
    El ministro agregó que se están generando “diálogos en el sector” para llegar de manera consensuada a la transición energética que tanto apela el ‘Gobierno del Cambio’: “Están ocurriendo cosas importantes en nuestro sector. Tal vez, incluso, imperceptibles, pero hoy se están dando en el sector algo que podríamos llamar en otros momentos: diálogos improbables. Y estamos encontrando consensos y equilibrios. La transición energética requiere eso: construcción de consensos y equilibrios”.
     
    Camacho indicó que las empresas, Gobierno, departamentos, Congreso, academia y profesionales deben hacer parte del diálogo para avanzar de manera efectiva en la “necesidad de la transición energética”.
     
    “La transición energética justa es con la industria de los hidrocarburos y así es como lo hemos venido considerando. En esa dirección estamos trabajando y consideramos que es la dirección apropiada para el avance en el debate de la crisis climática”, aseveró el ministro
     
    El jefe de cartera enfatizó en que se ha abierto al diálogo para “mantener una conversación fluida”, con dichos sectores. Asimismo, se ha permanecido con “actitud de escucha, reflexión, diálogo”, para, de esta forma, exponer qué es lo que plantea el Gobierno frente a la transición energética y cómo se piensa llevar a cabo, agregando que será un proceso “gradual, planeado y ordenado”, para garantizar la seguridad energética del país.
     
    El ministerio también hizo hincapié en que se ha esforzado por promover la importancia de la exploración en Colombia, destacando las medidas que el Gobierno debe implementar para asegurar la continuidad de la exploración en el país, lo que a su vez garantizaría el abastecimiento de reservas necesarias que fortalece la seguridad energética.
     
    Por último, enfatizó en la importancia del acuerdo emitido por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) para estimular la industria y la exploración petrolera. Este acuerdo, entre otros aspectos, busca asegurar la extensión de los plazos en las fases de los periodos de exploración.
     
    Además de esto, se pretende asegurar una disminución en las garantías requeridas para impulsar la actividad de exploración, así como la reestructuración de contratos relacionados con yacimientos no convencionales. También se busca asignar hasta el 50 % de la inversión no utilizada para respaldar proyectos de generación de energía mediante fuentes no convencionales.
     
    En la Cumbre del Petróleo y Gas, el ministro demostró “las mejores intenciones de diálogo” con los diferentes gremios del sector, luego de que el 17 de septiembre, en medio de Asamblea de Usuarios realizada en Santa Marta, lanzara fuertes críticas a compañías eléctricas de la costa, a las que acusó públicamente de beneficiarse de los subsidios del Estado. Además, las acusó de aprobar la “opción tarifaria” sin considerar la opinión de los usuarios por la alarmante suma de cinco billones de pesos. En sus declaraciones, el funcionario expresó inquietud por la falta de transparencia en la toma de decisiones del sector y afirmó que se ha desarrollado una regulación “a espaldas de la gente”.
     
    Frente al pronunciamiento del ministro, los gremios eléctricos, conformados principalmente por las asociaciones Andeg, Acolgen, Andesco, SER Colombia, Asocodis y Naturgas, rechazaron las acusaciones y le pidieron pruebas al ministro:
     
    “Si hay evidencias de malos comportamientos por parte de ellas -las empresas-, invitamos a interponer las denuncias que correspondan ante las autoridades pertinentes y a que estas, en derecho, ejerzan sus funciones en tal materia”, exigieron las asociaciones eléctricas, a través de un comunicado.
     
    Por Paula Naranjo para Infobae.
  • Ola de fusiones y movidas para 'salvar' al sector petrolero

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

    La organización apunta a un crecimiento del 2,4 %. También aseguró que mantiene su política de recortes de producción.
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) espera que la demanda mundial de crudo repunte a partir de julio, con un aumento del 2,4 % entre la primera y la segunda mitad de 2023, hasta situarse en una media de 103,25 millones de barriles diarios (mbd) en el último trimestre del año.
     
    No obstante, en su informe mensual, publicado este martes 13 de junio, la Opep mantiene sin cambios sus principales pronósticos para todo el año.
     
    Resalta que estas proyecciones están sujetas a múltiples incertidumbres, razón por la que justifica mantener su política de recortes de producción.
     
    "Se prevé que la demanda mundial (de petróleo) crezca en 2,4 mbd en el segundo semestre de 2023", impulsada sobre todo por un mayor consumo en las economías emergentes, señala la Opep en su informe.
     
    Por el contrario, en las naciones industrializadas de la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos (Ocde) la demanda petrolera aumentará solo en 0,2 mbd y ello gracias a un mayor consumo en Estados Unidos y algunas regiones de Asia.
     
    En Europa se espera incluso un ligero retroceso, del 0,5 %.
     
    "Se prevé que la demanda de petróleo en los países no pertenecientes a la Ocde crezca una media de 2,2 mb/d interanual en el segundo semestre de 2023, siendo China el mayor contribuyente al crecimiento de la demanda de petróleo".
     
    La Opep prevé que, en todo 2023, el mundo quemará una media de 101,9 mbd, un 2,34 % más que en 2022.
     
    Estas estimaciones no han variado con respecto a las hechas hace un mes.
     
    También quedó sin cambios el cálculo sobre la cantidad de barriles que el mundo requerirá de los 13 socios de la organización este año, cifrado en 29,3 mbd.
     
    A pesar de que ello supone un aumento de 0,9 mbd respecto a 2022, la Opep y sus 10 países aliados, entre ellos Rusia, decidieron el pasado día 4 de junio mantener y extender por un año más, hasta fines de 2024, los fuertes recortes de su producción adoptados en octubre y abril con el fin de apuntalar el precio del "oro negro".
     
    Además, Arabia Saudí anunció un recorte adicional, "voluntario" y unilateral, de un millón de bd en julio, con posible extensión.
     
    En su informe de este martes, la Opep justifica esa política como "cautelosa y preventiva".
     
    Los recortes
    "Dada la incertidumbre en la economía mundial y en los mercados mundiales del petróleo", los países de la Opep+ (Opep y aliados) decidieron el 4 de junio "continuar con su enfoque cauteloso, proactivo y preventivo y, por tanto, mantener sus ajustes de producción hasta finales de 2024", recuerda el documento.
     
    Justifica esa estrategia con los riesgos a la baja que ve en los mercados: "El crecimiento económico mundial sigue sorteando incertidumbres, con unos tipos de interés oficiales elevados, una inflación subyacente persistentemente alta y un mercado laboral que sigue siendo tenso", indica.
     
    "Además, aún no está claro cómo se resolverá el conflicto geopolítico en Europa del este", añade en una clara alusión a la invasión rusa de Ucrania.
     
    Pese a las fuertes reducciones de la oferta adoptadas, los precios del crudo bajaron en mayo casi un 10 %, en promedio.
     
    El Brent cotizó a una media de 75,69 dólares/barril, valor similar al precio mensual del crudo de la Opep (75,82 dólares), mientras que el petróleo intermedio de Texas (WTI) se situó en 71,62 dólares.
     
    EFE
  • Opinión – Minería y petróleo: oportunidad de desarrollo

    Las industrias extractivas como la minería y el petróleo han creado una paradoja para el desarrollo económico. Con algunas excepciones, los países con abundantes recursos naturales tienen un desempeño económico y un índice de desarrollo humano, en promedio, menor al de países que carecen de estos. De hecho, hay quienes han acuñado el término de ‘la maldición de los recursos naturales’ para referirse a esta situación. 

    Según Michael Porter, los sectores de minería y petróleo representan alrededor del 5 por ciento del PIB global, y 3 de las 10 empresas más grandes del mundo pertenecen a estos sectores, generando millones de empleos. Sin embargo, menciona Porter, entre los países que ocupan los primeros 50 puestos en el Índice de Desarrollo Humano de las Naciones Unidas, solo hay dos con una alta dependencia de la producción de minerales y combustibles. Por otro lado, existe evidencia que demuestra que en Colombia, desde el inicio de este milenio se han multiplicado las luchas sociales relacionadas con la extracción de petróleo, carbón y oro.

    No obstante este contexto, los colombianos debemos ver a estas industrias como una verdadera oportunidad de desarrollo. En lugar de señalar, juzgar y rechazar esta actividad, debemos abrazarla para construir un proyecto nacional estratégico de largo plazo en torno a las industrias extractivas. Como lo concluye una publicación financiada por la Fundación Avina, y realizada por Edgar Bejarano, “convertir a la minería –y demás industrias extractivas– en una oportunidad de creación ética de riqueza y dignidad humana es el gran reto de Colombia y América Latina en el siglo XXI”.

    Para lograr esto, este sector no se puede ver como un simple generador de renta para el Gobierno Nacional, los gobiernos locales, las comunidades y las empresas privadas. Existe una corresponsabilidad de todos los actores para posicionar a estas industrias como uno de los principales motores de crecimiento económico inclusivo. Una de las barreras para ello ha sido la perversa relación que se ha generado entre los diferentes actores a nivel local en varias regiones del país, promoviendo la dependencia sobre estos sectores y limitando la expansión de sus libertades económicas. 

    Tanto Gobierno como empresas privadas deberían direccionar cada vez más las inversiones sociales en la consolidación del tejido empresarial local, conformado principalmente por micro, pequeñas y medianas empresas, las cuáles tienen el potencial de generar mayor empleo. Una manera de hacerlo es invirtiendo en programas de desarrollo empresarial para proveedores locales, para que, por un lado, cumplan con los estándares de proveeduría de los operadores de los campos petroleros y las minas, y por otro, diversifiquen su portafolio de productos y servicios, se expandan a más sectores y regiones, disminuyendo su dependencia de estos ramos y asegurando su sostenibilidad en el largo plazo.

    Un caso ejemplar de esta práctica es el que ha liderado Equión en Casanare, donde ha invertido en el fortalecimiento de varios de sus proveedores locales, quienes han logrado crecer con otros clientes, en otros sectores y en otras regiones. Gracias a este tipo de iniciativas, ante el fin de las operaciones de Equión en Cusiana, parte de sus proveedores locales que crecieron con ellos, seguirán generando empleo debido a su diversificación. Este es un ejemplo que vale la pena seguir para contribuir a que las industrias extractivas se conviertan en una oportunidad de desarrollo local.

    Fuente:portafolio.co / José Mauricio Cano G. – Gerente de Fundes en Colombia

  • Pacific propone a Ecopetrol nuevo contrato en campo Rubiales que vaya más allá de 2016

    Bogotá - Con un panorama de caída en los precios del petróleo y ante un recorte en las expectativas de gastos de capital en exploración y producción para este año, Pacific Rubiales vuelve y juega por el campo Rubiales. La petrolera le ha hecho una nueva propuesta a Ecopetrol y al gobierno para aplicar la tecnología de recobro mejorado (STAR) en el campo, a cambio de un nuevo contrato que se extienda más allá de 2016. “Creemos que esta propuesta representa un beneficio neto sustancial para todos los stakeholders y socios en campo Rubiales”, declaró Ronald Pantin, CEO de Pacific. La compañía canadiense reportó ingresos por US$4.000 millones a septiembre de este año.

    Recientemente, el presidente de la compañía, José Francisco Arata, dijo en entrevista con LR que en los últimos años se ha venido trabajando para reemplazar la producción del campo, cuya operación a manos de la canadiense arrancó en 2007.

    "Como todo activo petrolero y campo maduro, sabíamos que las reservas no son infinitas y que se van a agotar, por lo tanto, hemos estado desarrollando nuevos campos para que, en el momento que termine el contrato, podamos reemplazar la producción", había dicho Arata.

    De acuerdo con la petrolera, campo Rubiales "representa un porcentaje menor de la producción de la compañía, contribuyendo con 40% a la producción neta en el tercer trimestre de 2014, disminuyendo de 56% y 59% en el mismo periodo de 2013 y 2012, respectivamente. Sin embargo, es importante anotar que la producción del campo se vio impactada este año por la limitada capacidad de disposición de agua".

    Pero Pacific "espera aumentar la capacidad una vez se reciban las aprobaciones finales para iniciar la operación del proyecto Agrocascada, que permitirá disponer una mayor cantidad de agua y significará un aumento en la producción total del campo de aproximadamente 20.000 bbl/d".

    Recorte en expectativas de gastos

    El nuevo anuncio de Pacific se da en momentos en que los precios internacionales del crudo están cayendo. Ante este panorama, la empresa se la vuelve y juega por el campo.

    También lo hace en el marco de la presentación de los resultados del tercer trimestre. Según Pacific, esta redujo de US$2.500 millones a US$2.300 millones sus expectativas de gastos de capital en exploración y producción para el año, con el fin de compensar la producción que se encuentra en el rango bajo de la meta establecida para 2014 y la disminución de los precios internacionales del petróleo en el segundo semestre.

    Según el CEO de la compañía, Ronald Pantin: “A pesar del débil entorno de precios de los commodities y las difíciles condiciones para operar durante el trimestre, nuestro foco en crecimiento y excelencia operacional nos permitió, una vez más, entregar resultados sólidos”.
     
    El flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) alcanzó la cifra récord de US$606 millones en el trimestre, un incremento del 33% comparado con el mismo periodo de 2013, y de 14% con respecto al periodo anterior, y sumó US$1.600 millones en los primeros nueve meses del año.
     
    De la misma manera, los volúmenes de venta alcanzaron la cifra récord de 164 mil barriles de petróleo equivalente por día (Mbpe/d), representando un aumento de 32% en comparación con el mismo periodo de 2013, y de 6% con el periodo anterior.
     
    Los ingresos para el trimestre fueron de US$1.300 millones, un incremento de 20% comparado con el mismo periodo del año pasado, y ascendieron a la cifra récord de US$4.000 millones en los primeros nueve meses de 2014.
     
    El EBITDA ajustado del trimestre fue de US$635 millones, un aumento de 4% comparado con el tercer trimestre de 2013, y representando un margen de 48% sobre los ingresos totales del período. Para los primeros nueve meses del año, el EBITDA ajustado fue de US$2.100 millones, representando un margen del 52% sobre los ingresos totales del periodo.
     
    La producción neta de 145 Mbpe/d durante el trimestre significó un crecimiento del 13% comparado con el mismo periodo del 2013. Por su parte, la producción bruta (antes de regalías) para el trimestre fue de 174 Mbpe/d, un incremento del 10% comparado con el mismo periodo del año pasado.
     
    El netback combinado del trimestre fue de US$ 55,08/bpe,y el netback de US$ 60,44/bpe para el año se mantiene sólido, con la disminución de US$ 7,68/bpe respecto al trimestre anterior enteramente atribuible a la declinaciónde los precios mundiales del petróleo.
     
    Con respecto a la campaña en los bloques CPE-6 y Rio Ariari, el CEO de la compañía afirmó: "Actualmente la compañía cuenta con siete pozos en CPE-6 produciendo 1.000 barriles por día (bbl/d), y tres pozos en Rio Ariariproduciendo aproximadamente 550 bbl/d”.


    Fuente: Larepublica.co / Andrea Carranza Garzón

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  • Pacific Rubiales propondrá a Ecopetrol extender uso de Star

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

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

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

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

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

    CAYERON LAS GANANCIAS

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Portafolio.co / Reuters

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  • Países petroleros se reúnen nuevamente para concretar su reducción de producción

    Rusia, 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
  • Para salir de la crisis hay que modernizarse: Acipet

    • Del 26 al 28 de agosto, Corferias se transforma en el espacio de oportunidades para el sector petrolero, ya que será la plataforma del XVI Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, que mostrará el futuro tecnológico de la industria al país.
     
    Bogotá, agosto de 2015. El futuro del sector hidrocarburos está determinado por los recursos que hay por explorar y producir, pero estos requieren de ciertas tecnologías para su aprovechamiento. Hoy en día, la mayoría de los campos petroleros del país están en fase de alta madurez, los cuales sumados a la actual crisis del precio del barril de crudo, generan una zozobra económica que lleva ya más de un año.
     
    Sin embargo, en medio de la coyuntura se vislumbra la oportunidad, y es por eso que del 26 al 28 de agosto, el Congreso Colombiano de Petróleo y Gas organizado por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Acipet en alianza con Corferias, llega para generar significativos aportes a esta situación, y abrir oportunidades a un nuevo panorama hacia el desarrollo del sector.
     
    Colombia es un país que tiene un factor de recobro bajo respecto al promedio mundial, es decir que no se extrae lo necesario de los campos existentes. “Estamos entre el 18 y el 20 por ciento, cuando el promedio mundial está alrededor de un 30 por ciento, es decir estamos 12 puntos aproximadamente por debajo de lo que podemos producir a través de tecnologías de recobro  mejorado” lo que abre una gran ventana a las compañías de servicio para apoyar a la industria, afirmó Carlos Leal, director ejecutivo de Acipet.
     
    Por tanto, los recursos no convencionales, que son los que se encuentran en formaciones geológicas muy diferentes a los convencionales y que requieren de tecnologías especializadas, tendrán un renglón especial en el congreso, puesto que deben ser manejados con un tratamiento especial.
     
    En materia offshore, Leal precisó que también será uno de los ejes de discusión del Congreso, en vista de las necesidades que se generarán de “tecnologías de punta, operaciones robotizadas, grandes campañas de prospectividad, métodos satelitales; aplicaciones que en otros lugares están siendo utilizadas y que se deben tener el país. En tal sentido este evento será importante para que la academia, las comunidades, los gremios, la industria y el sector público entren en sinergia con las oportunidades para salir de la crisis.
     
     
    Por: Paisminero.co / CP - ACIPET
  • Petrobras prevé producción récord de crudo este año

    La petrolera brasileña dice que subirá a 2 millones de barriles de crudo diarios, 3,4% más que en el 2013.
     
    La petrolera brasileña Petrobras prevé que su producción crecerá 7,5 por ciento este año, hasta un récord de 2 millones de barriles diarios, y que su producción de derivados se elevará en un 3,4 por ciento hasta alcanzar otro récord de 2,19 millones de barriles diarios en el 2014.
     
    “Los datos que tenemos hasta ahora nos permiten confirmar la meta que nos impusimos de elevar la producción en un 7,5 por ciento este año. Tras un primer trimestre de producción estable, comenzamos a tener un crecimiento muy significativo en el segundo trimestre, que seguirá en los próximos meses”, dijo el director de exploración y producción, José Formigli, en una teleconferencia con inversionistas. De confirmarse la proyección, la mayor empresa de Brasil alcanzará este año una producción superior a la del 2011 (2 millones de barriles diarios), hasta ahora la mayor en su historia. Igualmente, de cumplir su meta, la empresa pondrá fin a dos años consecutivos de reducción de producción. La petrolera produjo un promedio de 1,9 millones de barriles diarios en el 2013, volumen en un 2,5 por ciento inferior al del 2012 (1,9 millones de barriles diarios), que igualmente fue menor al del 2011.
     
    La meta de la empresa es elevar la producción desde 2 millones de barriles diarios este año hasta 3,2 millones en el 2018 y 4,2 millones de barriles en el 2020.
     
    Formigli aseguró que la producción de petróleo saltó desde 2 millones de barriles diarios en marzo a 2,15 millones en julio.
     
    EFE - Portafolio.co
     
  • Petróleo y gas: oportunidades para las compañías extranjeras

    Canacol Energy, de la mano de las comunidades locales y con la experiencia como respaldo, se ha convertido en una empresa líder en petróleo y gas en el país
     
    Cuando esta compañía canadiense aterrizó en el país en 2008, sabía que debía hacer honor a su nombre y estrechar los lazos bilaterales. Canacol es una fiel representación de las fuertes relaciones empresariales existentes entre Canadá y Colombia.
     
    En Colombia, Canacol cuenta con más de 26 bloques exploratorios en donde trabajan geólogos e ingenieros con el conocimiento y la experiencia necesarios para desarrollar proyectos energéticos. Hoy reparten su producción en 85 por ciento para gas y 15 por ciento para petróleo, sin dejar de tener en cuenta que su portafolio de bloques para el hidrocarburo es amplio y solo espera que esa economía se reactive.
     
    Un robusto plan corporativo indica que la estrategia para 2017 va con una expectativa de inversión de 89 millones de dólares y un pronóstico promedio de ventas esperadas de crudo de 3.500 barriles al día y 15.000 barriles equivalentes de gas.
     
    A esto se suma la importancia que está adquiriendo Canacol como jugador esencial en la producción de gas. En este momento, unos bloques con los que cuentan en la cuenca del valle inferior del Magdalena producen alrededor de 90 millones de pies cúbicos. Al finalizar el año deben estar produciendo 130 millones de pies cúbicos y en diciembre de 2018, 230 millones. Como dice Luis Baena, vicepresidente ejecutivo de Desarrollo de Nuevos Negocios, "va a ser un crecimiento exponencial con unos ‘netbacks‘ bastante interesantes para la compañía, lo que le da a nuestro portafolio una estabilidad financiera debido a que todo este gas que vamos a estar produciendo está vendido y está contratado con las diferentes térmicas, industriales y las compañías comercializadoras de gas", asegura.
     
    Y es que Canacol no solo garantiza la explotación de esas reservas, también mantendrá los precios de esa operación, aún cuando el producto comience a ser escaso. Con la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y el anuncio del gobierno de que Ecopetrol iba a dejar de ser monopolio, se abrió un espacio para empresas inversoras como Canacol. "Tuvimos la fortuna de entrar a participar en la gama de bloques que estaba entregando el Estado colombiano y con lo que tenemos podemos decir que estamos a la vanguardia de producción de petróleo y gas en el país", dice Baena.
     
    Para hacerse una idea del impacto de Canacol en Colombia, hay que decir que, en promedio, una empresa con esta línea de negocio tiene un éxito exploratorio de 10 por ciento. Canacol, por su parte, ha logrado un éxito exploratorio del 60 por ciento que se debe, como advierte Baena, "a la experticia de su equipo, el conocimiento técnico y geológico de la zona y a la capacidad de interpretación sísmica del ‘management‘".
     
    Hace ocho años, cuando Canacol apenas entraba a operar en el país, el negocio del gas no era muy conocido y pocos lo veían con buenos ojos. Sin embargo, la compañía canadiense creyó en el sector y decidió invertir en el país. Hoy, con una demanda en ascenso y una oferta en descenso, Canacol aumenta en descubrimientos y producción, lo que le permite estar en el área de interés de sus clientes.
     
    Durante los últimos dos años, Canacol viene liderando tres proyectos de infraestructura de transporte de gas: el primero, está operando desde abril, los otros dos están en proceso de desarrollo y construcción y entran a operar a finales de 2017 y 2018. En los tres se trabaja en conjunto con las comunidades aledañas. "Canacol se ha convertido en un apoyo clave en los lugares a donde llegamos, porque aportamos desarrollo social y educativo en las regiones", sostiene Baena.
     
    Una de esas comunidades es el territorio que ocupa el cabildo indígena Villa Fátima, ubicado en el municipio la Unión (Sucre). Carlos Díaz, líder del resguardo, reconoce los beneficios obtenidos por parte de Canacol Energy con la compra de tierras, la ampliación de la sede administrativa, la construcción del comedor y la perforación de un pozo profundo que abastecerá de agua potable a más de 75 familias.
     
    "La ejecución de estas obras partió de un convenio con mano de obra indígena, esto generó confianza permanente con Canacol como un buen vecino patrocinador de proyectos de desarrollo comunitario", afirma Díaz. Con esa contribución, ese cabildo indígena mejoró su identidad cultural por medio de la compra de instrumentos para la banda y para el grupo vallenato. También se beneficiarán la educación, la salud y las tierras.
     
    Estas estrategias de responsabilidad social, sumadas a la solidez financiera y a la fuerte trayectoria de Canacol en perforación exploratoria y comercialización, constituyen una sólida plataforma que los llevará a cumplir la meta de 230 millones de pies cúbicos en diciembre de 2018. Con esa cifra, Canacol se convertirá en el segundo mayor productor de gas en Colombia, solo detrás de  Ecopetrol.
     
    Fuente: Especiales Semana 
     
  • Petroleras: las comisionistas las prefieren pequeñas

    De las que operan en Colombia, las de menor tamaño son las mejor valoradas por los inversionistas.

    La caída del precio del crudo golpea a todas las empresas petroleras del mundo. Pero a unas más que a otras.

    Compañías como Ecopetrol y Pacific Exploration & Production registran acentuadas caídas de sus títulos tanto en Colombia como en Nueva York y Toronto, donde cotizan, mientras que algunas compañías de menor tamaño, que también concentran sus operaciones en Colombia, como Canacol y Parex Resources, han logrado aumentar su valor este año aunque el precio del barril de petróleo se mantiene por debajo de los 50 dólares.

    Otras empresas júnior como Amerisur (que cotiza en la bolsa de Londres), Geopark (que se tranza en Nueva York) Gran Tierra Energy (Toronto) y Maurel et Prom (París) han tenido fuertes pérdidas en el mercado este año en sus respectivas plazas, que van desde los 23 hasta el 43 por ciento.

    Sin embargo, según los datos de Bloomberg, a diferencia de las grandes, estas generan mayor confianza de los inversionistas, que en sus recomendaciones sugieren comprar o mantener, al considerar que tienen más potencial que el que les reconoce el mercado.

    Así que, en materia de empresas petroleras, ser ‘pequeña’ tiene sus ventajas.

    LA ESTRATEGIA

    El experto en el sector de petróleo y gas y socio de la firma consultora Deloitte, Andrés Roa, explica que, según el criterio que se utilice, una empresa petrolera júnior es aquella que produce desde 500 barriles al día hasta 10.000 o 25.000 barriles al día.

    Con este último criterio Parex Resources puede considerarse una empresa júnior, que el año pasado tuvo una producción promedio de 22.526 barriles diarios.

    Lo interesante de esta empresa, que basa sus operaciones de exploración y producción principalmente en los Llanos Orientales colombianos, es que este año, en medio de una caída en el precio del barril de crudo de 51% en los últimos doce meses, amplió su meta de producción de los 26.500 barriles, a los 27.400, un crecimiento del 22 por ciento.

    La razón, tres nuevos descubrimientos en los bloques LLA-26 y LLA-34.

    En este último bloque, el socio de Parex Resources es Geopark, otro caso llamativo de petroleras júnior en Colombia.

    Geopark tiene operaciones en Colombia, Chile, Brasil, Perú y Argentina y produce en los cinco países cerca de 20.000 barriles diarios. Este año la compañía ha sido castigada en la bolsa de Nueva York, su valor cayó de 5,13 dólares a finales del 2014, a 3,9 dólares el viernes pasado, una pérdida de 24 por ciento.

    Sin embargo, en Colombia los resultados de la empresa son llamativos: mientras en Brasil y en Chile la producción cayó 7 y 43 por ciento respectivamente, en Colombia aumentó 22 por ciento. Gracias a los resultados del país, la empresa espera cerrar este año con una producción de 30.000 barriles promedio diarios.

    En el caso de Canacol, la única petrolera que ha logrado ganar valor en la Bolsa de Valores de Colombia en lo que va del año, la estrategia se ha centrado en atar sus operaciones a el gas, un combustible cuya cotización en Colombia no está ligada a la del petróleo y en aumentar la producción en Ecuador, donde también hay una tarifa fija para el barril.

    GRANDES Y CHICAS

    Si hay algo que tienen en común tanto grandes como chicas es que ante la caída de los precios del petróleo todas ven una reducción en sus ingresos (pues el barril que antes se vendía por encima de los 100 dólares hoy se vende por debajo de los 50) y, por lo tanto, todas quieren aumentar la producción.

    Una de las ventajas de ser una empresa de menor tamaño es que hay mayor flexibilidad. “Nos sentimos grandes con barriles producidos pero funcionamos como una empresa muy ágil, nosotros resolvemos incorporar un nuevo tipo de perforación o darlo de baja si es necesario con una llamada telefónica y eso, en tiempos de crisis, tiene un valor agregado para una empresa muy grande”, señaló Juan Carlos Ferrero, director de operaciones en Colombia de Geopark.

    Para el experto de Deloitte, Andrés Roa, además de la flexibilidad estas empresas tienen estructuras de costos más eficientes, lo que les hace posible rentabilizar proyectos que no son productivos para compañías grandes. No hay que olvidar, por ejemplo, que el desarrollo de los yacimientos no convencionales en Estados Unidos fue liderado por empresas pequeñas.

    Las otras dos ventajas, explica Roa, están relacionadas con que estas firmas se enfocan en exploración y tienen una especialización en ciertos campos específicos: “esto les permite tener la solución perfecta para un campo determinado”.

    Pero como toda moneda tiene dos caras, ser pequeña también trae sus desventajas: “Estas empresas tienen una dependencia grande de los hallazgos, su éxito depende de encontrar hidrocarburos para garantizar la continuidad de la operación. Si no hay un descubrimiento o perforan una seguidilla de pozos secos, se debilita enormemente el flujo de caja”, señaló el analista.

    Por ahora, estas pequeñas empresas han contado con la “suerte” de encontrar nuevos recursos, y la mayoría de ellas ha mantenido sus planes para seguir explorando.

    ¿POR QUÉ SON IMPORTANTES?

    Pese al poco peso que tienen las empresas júnior en el volumen de producción nacional, en el contexto colombiano juegan un rol importante.

    “El 75 por ciento de los hallazgos de los últimos años han sido de campos medianos y pequeños, campos que no le interesan a las compañías independientes grandes, pero sí a las júnior”, explica Andrés Roa.

    Pero además, su enfoque en la exploración permite mantener las reservas.

    “Se han reducido las inversiones de todo tipo en las empresas, fundamentalmente en exploración, nosotros tenemos una visión completamente opuesta, de hecho los cinco pozos que exploramos en Colombia en lo que va del año son 3 pozos exploratorios y 2 de evaluación, y el 100 por ciento de la exploración en pozos es en zonas de riesgo”, señaló el Director Operativo en Colombia de Geopark.

    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

  • Petroleros: dos caras de la crisis laboral

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

     

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

     

    La crisis es relativa

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

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

     

     

    Fuente: Elespectador.com

     

  • Pico de esquisto de EE. UU. para aumentar los precios en la bomba

    La producción de esquisto de EE. UU. sigue creciendo, pero a un ritmo mucho más lento que antes. Una combinación de inflación de costos y mensajes mixtos de la Administración Biden ha dejado a algunos observadores preocupados por la perspectiva de una producción máxima.
    Los ejecutivos de esquisto dicen que la producción máxima del Pérmico ocurrirá en esta década.
    Esto podría conducir a precios estructuralmente más altos en la bomba, ya que los consumidores sentirán el impacto de la pérdida de participación de mercado global del esquisto estadounidense a expensas de la OPEP, que solo aumentará su control sobre el suministro mundial de petróleo. 
     
    Las nuevas prioridades del parche de esquisto (disciplina de capital y un enfoque en los rendimientos para los accionistas y el pago de la deuda) se han sumado a las limitaciones de la cadena de suministro y la inflación de costos para frenar el crecimiento de la producción de petróleo de EE. UU. en los últimos meses. 
     
    as señales mixtas de la Administración Biden a la industria estadounidense del petróleo y el gas, con frecuentes culpas al sector por los altos precios de la gasolina e incluso la amenaza de más impuestos, tampoco están motivando a los productores estadounidenses. Muchos son reacios a comprometerse a gastar más en perforación cuando no existe una visión de mediano a largo plazo de cómo los recursos de petróleo y gas de EE. UU. podrían usarse para impulsar la seguridad energética de EE. UU. y ayudar a los aliados occidentales que dependen de las importaciones. 
     
    Los ejecutivos petroleros estadounidenses ya  dijeron  a principios de marzo que la OPEP es una vez más la fuerza más influyente en el suministro mundial de petróleo, y lo será en el futuro previsible, ahora que el crecimiento de la producción de esquisto de EE. UU. se está desacelerando. 
     
    Scott Sheffield, director ejecutivo del mayor productor de esquisto puro, Pioneer Natural Resources, dijo al  Financial Times  a principios de este año: "Creo que las personas que están a cargo ahora son tres países, y estarán a cargo los próximos 25 años. ." 
     
    "Arabia Saudita primero, Emiratos Árabes Unidos segundo, Kuwait tercero".
     
    Mientras tanto, la producción máxima de petróleo del Pérmico está a solo cinco o seis años , según Sheffield de Pioneer, quien atribuyó este pronóstico de marzo a las expectativas de que los perforadores habrán agotado para entonces la superficie de perforación principal en la cuenca productora de esquisto más importante.  
     
    El Pérmico también está preparado para una nueva ola de consolidación , con capital privado buscando la salida y empresas públicas buscando una superficie adicional de primer nivel. Empresas como Exxon, Chevron y ConocoPhillips podrían estar a la caza de adquisiciones importantes para recortar costos y devolver más efectivo a los accionistas, priorizando la eficiencia sobre el crecimiento de la producción. 
    "Hay sinergias que pueden ocurrir, hay costos que pueden surgir del sistema, hay mejores eficiencias que pueden surgir con algunas fusiones y adquisiciones. Así que creo que las fusiones y adquisiciones continuarán en este espacio, debe continuar en el espacio para ser un negocio próspero", dijo Ryan Lance, CEO de ConocoPhillips, a  Bloomberg Television  en una entrevista el mes pasado.  
     
    La directora ejecutiva de Occidental, Vicki Hollub, dijo en abril que el Pérmico aún no había alcanzado su punto máximo . 
     
    La mayoría de los pronosticadores dicen que el Pérmico todavía tiene espacio para crecer, pero los ejecutivos y analistas señalan preocupaciones de que el pico en la producción de petróleo podría llegar mucho antes que el pico de la demanda. 
     
    La Encuesta de energía de la Fed de Dallas más reciente para el primer trimestre mostró a fines de marzo que la expansión de petróleo y gas en Texas, Nuevo México y Luisiana, donde se encuentran los yacimientos de esquisto más grandes, incluido el Pérmico, se estancó en medio del aumento de los costos y el empeoramiento de las perspectivas. 
     
    En comentarios a la encuesta, un ejecutivo de una empresa de exploración y producción dijo: "Los continuos mensajes contradictorios emitidos por la administración también están contribuyendo a la incertidumbre y la falta de voluntad para destinar fondos adicionales al desarrollo y el crecimiento".
     
    Otro ejecutivo señaló : "La Administración de Información de Energía publicó su Perspectiva anual de energía esta semana y pronostica que la producción de petróleo de los EE. UU. se mantendrá estable durante los próximos 30 años. para ver en menos de cinco años".
     
    Un tercero lo dijo sin rodeos, 
     
    “Las políticas de la administración continuarán afectando negativamente la producción nacional de gas natural y petróleo. Los precios del petróleo y el gas se dispararán en los próximos años y estaremos a merced de las naciones que nos odian”. 
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Por cuenta de las consultas, Colombia terminará importando petróleo y gas en 5 años: ACP

    El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda, advirtió que en gran parte, las consultas populares harán que en un tiempo de entre 4 o 5 años, el país tenga que comenzar a importar petróleo.

    Según el dirigente gremial, “en el gremio vemos con preocupación esta situación, porque Colombia no es un país petrolero pero tiene petróleo y gas y queremos que siga autosuficiente, pero al paso que vamos, a la vuelta de 4 o 5 años terminaremos importando petróleo y gas” dijo en RCN Radio.

    Sostuvo que “la principal mentira que se la ha dicho a los colombianos es que tienen que escoger entre petróleo y agua, lo que es un falso dilema, porque el uso de las fuentes hídricas por parte de la industria es bajísimo”.

    Señaló que el 57% del recurso hídrico se destina a la ganadería y la agricultura, le sigue con el 15% las hidroeléctricas, luego con el 9% el consumo humano y con el 1,6%, la industria hidrocarburífera.

    “La industria está seriamente amenazada por distintos factores; lo primero es por las consultas populares porque se está interpretando, de forma equivocada, que el dueño del subsuelo es el municipio, cuando lo que no se dice es que con estas decisiones se le causa perjuicio a otros municipios y al Estado porque no puede compensar las pérdidas derivadas de la suspensión de estas operaciones”, afirmó.

    Señaló que por cuenta de estas consultas se está afectando la inversión extranjera, ya que otras empresas lo piensan dos veces antes de invertir en el país.

    Sostuvo que incluso compañías como Ecopetrol, han comenzado a invertir y explorar en otros países, porque en Colombia hay trabas y problemas como los atentados a las infraestructura petrolera, la carga tributaria y ahora las consultas populares.

    Consultas

    Dos municipios del país le dijeron NO a la explotación minera en sus territorios. En Pijao, Quindío, con un total de 2.613 votos, ganó el NO, mientras que en Arbeláez, Cundinamarca fueron 4.312 personas quienes votaron negativo a la explotación de Hidrocarburos

    Fuente: rcnradio.com

  • Por qué la OPEP está cada vez más frustrada con la AIE

    La OPEP advirtió a la Agencia Internacional de Energía (AIE) la semana pasada que debería tener “mucho cuidado” al desalentar las inversiones petroleras. Esto se produce después de los informes del mes anterior sobre la grave inversión insuficiente en petróleo y gas, ya que la demanda de combustibles fósiles sigue siendo alta. Si bien organizaciones como la IEA e IRENA piden a las empresas que cambien su financiación del petróleo y el gas a alternativas renovables para acelerar la transición ecológica, muchos expertos en energía están preocupados por la falta de financiación para los combustibles fósiles, que seguirán siendo necesarios. para cerrar la brecha hacia la seguridad energética verde. 
    La semana pasada, el director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol, dijo que la OPEP+ debería ser "muy cuidadosa" con el aumento de los precios del petróleo, y dijo que esto proporcionaría un "impulso adicional" a la transición energética global que se aleja de los combustibles fósiles. También sugirió que los intereses a corto y mediano plazo de la OPEP parecían ser contradictorios y que el aumento de los precios del petróleo podría ejercer una mayor presión sobre la ya débil economía mundial, lo que afectaría particularmente a los países en desarrollo. 
    A fines de la semana pasada, el secretario general de la OPEP, Haitham al-Ghais, abordó las críticas de la AIE y afirmó que señalar con el dedo y tergiversar las acciones de la OPEP y la OPEP+ era “contraproducente”. Agregó que la OPEP+ no estaba apuntando a los precios del petróleo, sino que se estaba enfocando en los fundamentos del mercado. Al-Ghais explicó: “La AIE sabe muy bien que existe una confluencia de factores que afectan a los mercados. Los efectos colaterales de COVID-19, las políticas monetarias, los movimientos de acciones, el comercio de algoritmos, los asesores de comercio de productos básicos y los comunicados de SPR (coordinados o no coordinados), la geopolítica, por nombrar algunos”, y culpar al petróleo por una mayor inflación fue “erróneo y técnicamente incorrecto ya que hay muchos otros factores que causan la inflación”. 
     
    A principios de abril, la OPEP anunció sorpresivos recortes de petróleo, que amenazaron la ya débil seguridad energética de muchos países en todo el mundo. El grupo dijo que planeaba restringir la producción de crudo a 1,16 millones de bpd hasta fin de año. La decisión fue rápidamente criticada por la Casa Blanca, y un portavoz le dijo a los medios que "no creemos que los recortes sean aconsejables en este momento, dada la incertidumbre del mercado, y lo hemos dejado claro". Esto sigue una tendencia durante el último año en que el presidente Biden condenó a la OPEP por restringir el suministro de petróleo y realizar varios recortes en un momento en que el mundo está tratando de alejarse del gas ruso y fortalecer su seguridad energética. 
     
    Al-Ghais amenazó a la AIE, afirmando que "si algo conducirá a la volatilidad futura son los repetidos llamamientos de la AIE para dejar de invertir en petróleo, sabiendo que todas las perspectivas basadas en datos prevén la necesidad de más de este preciado producto para impulsar el crecimiento económico mundial y prosperidad en las próximas décadas, especialmente en el mundo en desarrollo”.
     
    Esta declaración sigue a las advertencias de marzo sobre la grave falta de inversión en petróleo y gas que se observa en la actualidad. El CEO del gigante petrolero de Arabia Saudita, Saudi Aramco, Amin Nasser, dijo a los medios de comunicación que “sigue existiendo una subinversión persistente en el petróleo upstream e incluso downstream. El último informe de la AIE habla de una demanda de 101,7 millones de barriles, pasando de 100 millones de barriles en 2022 a casi 2 millones de barriles más con la apertura de China y la industria de la aviación”, que aún no ha vuelto a los niveles anteriores al Covid. Nasser agregó: "Con la apertura de China y la falta de inversión, definitivamente existe una preocupación a mediano y largo plazo en términos de garantizar que haya suministros adecuados en el mercado". 
     
    Aunque la demanda de petróleo y gas sigue siendo fuerte, dado que gran parte de la capacidad de energía renovable del mundo aún está en desarrollo, la inversión ha disminuido significativamente en los últimos años. El gasto upstream ha disminuido de alrededor de $ 700 mil millones en 2014 a entre $ 370 y $ 400 mil millones en la actualidad . Además, gran parte de la producción actual proviene de yacimientos petrolíferos maduros, que comenzarán a secarse en las próximas décadas, y se necesitará una mayor financiación para evitar un déficit . Muchas empresas de energía están cambiando su atención a las energías renovables para asegurar su relevancia en una economía verde, lo que significa que varias están evitando inversiones en la exploración de nuevas regiones. Políticas climáticas más fuertes, así como incentivos fiscales para proyectos de energía verde, están respaldando esta decisión. 
    Sin embargo, grupos como la AIE e IRENA sugieren que se requiere mucho menos financiamiento para el petróleo y el gas de lo que sugieren la OPEP y varias grandes petroleras . Piden que gran parte de la inversión destinada al petróleo y el gas se utilice en proyectos de energía renovable para acelerar la transición ecológica y reducir la dependencia mundial de los combustibles fósiles. IRENA ha enfatizado repetidamente la necesidad de una mayor financiación para cumplir con los objetivos climáticos del mundo, sugiriendo que gran parte del dinero destinado a la exploración de petróleo podría usarse mejor para desarrollar rápidamente la capacidad de energía renovable del mundo. En un informe reciente, la organización declaró“Alrededor del 41 por ciento de la inversión planificada para 2050 sigue estando dirigida a los combustibles fósiles. Alrededor de USD 1 billón de inversión anual planificada en combustibles fósiles para 2030 debe redirigirse hacia tecnologías e infraestructura de transición para mantener el objetivo de 1,5 °C al alcance”.
     
    Parece que las principales organizaciones energéticas del mundo y la OPEP no pueden ponerse de acuerdo sobre el futuro de las inversiones en energía y los precios del petróleo, ya que cada uno considera que su enfoque es clave para la seguridad energética mundial. Ambos afirman una severa falta de inversión en energía, ya sea combustibles fósiles o energías renovables, que debe corregirse para garantizar el suministro de energía mundial. Lo más probable es que esto divida las opiniones de los gobiernos estatales y las empresas privadas de todo el mundo, ya que dividen la financiación entre los combustibles fósiles y los proyectos de energía verde.
     
    Por Felicity Bradstock para Oilprice.com
  • Precios del petróleo baja por pesimismo en acuerdo con Irán

    Los operadores también estuvieron atentos a China en busca de señales sobre la salud de la economía del gigante asiático. El precio del barril WTI perdió 1,63 dólares y terminó cotizándose en 51,41 dólares. Por su parte, el crudo de Brent cayó 1,65 dólares a 56,86 dólares.
     
    Los precios del petróleo bajaron fuertemente el miércoles, cuando el mercado fue ganado por el pesimismo sobre las consecuencias del acuerdo con Irán, anunciado el martes, y no encontró apoyo en las cifras semanales sobre las reservas estadounidenses.
     
    El precio del barril de “light sweet crude” WTI para entrega en agosto, que había subido casi un dólar el martes, perdió 1,63 dólares y terminó cotizado a 51,41 dólares en la Bolsa Mercantil de Nueva York (New York Mercantile Exchange, Nymex), su nivel más bajo de cierre en tres meses.
     
    En Londres, el barril de Brent del mar del Norte para entrega en agosto cayó 1,65 dólares a 56,86 dólares.
     
    El mercado volvió a caer así tras intentar mantenerse a flote el martes tras el acuerdo entre Teherán y las grandes potencias, que abre el camino a un levantamiento de las sanciones contra Irán y por lo tanto a una reanudación de las exportaciones de petróleo por parte de ese país.
     
    “El mundo sigue intentando determinar qué significa el acuerdo nuclear con Irán y cuándo llegará su petróleo al mercado”, resumió James Williams, de WTRG. “Estamos siendo golpeados por la realidad”.
     
    Un funcionario de la Compañía Nacional de Petróleo de Irán dijo el miércoles que la producción de crudo iraní puede aumentar entre 500.000 y 600.000 barriles por día (bpd), confirmando las perspectivas de mayores suministros del país que cuenta con algunas de las mayores reservas petroleras del mundo.
     
    Irán puede alcanzar los niveles previos a las sanciones de 4 millones de bpd en seis a 12 meses si hay suficiente demanda, agregó el funcionario.
     
    La mayoría de los analistas coinciden en que las primeras exportaciones de crudo iraní podrían ingresar al mercado global a principios del 2016, aunque estimaron que los volúmenes adicionales varían entre 300.000 y 700.000 bpd.
     
    Analistas de Goldman Sachs estiman que la república islámica podría proveer entre 200.000 y 400.000 bpd adicionales en el 2016.
     
    Irán, miembro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, exportó casi 3 millones de bpd antes de que las sanciones de Occidente redujeran los envíos a casi 1 millón de bpd en los últimos dos años y medio.
     
    En tanto, el banco francés Natixis dijo que los precios del crudo ampliaron sus pérdidas debido a que la economía china se desacelera, mientras que la producción global de crudo se mantiene cerca de niveles récord.
     
    CRECIMIENTO DE LA ECONOMÍA CHINA SE ESTABILIZA EN SEGUNDO TRIMESTRE PERO SIGUE SIENDO FRÁGIL 
     
    La economía de China se estabilizó en el segundo trimestre gracias a la producción industrial y a las ventas en junio, pero esta mejora, favorecida por las medidas de apoyo de Pekín y por la subida de la bolsa, sigue siendo frágil.
     
    China, uno de los mayores consumidores mundiales de energía, reportó un crecimiento económico estable el miércoles a una tasa anual de 7 por ciento.
     
    Este resultado del segundo trimestre "se debió en parte a las ganancias del sector financiero, ya que se disparó la actividad bursátil", comentó Yang Zhao, economista de Nomura. "Pero este apoyo podría evaporarse rápidamente".
     
    El entusiasmo desenfrenado por la Bolsa ha generado una auténtica burbuja, antes de un hundimiento espectacular iniciado a mediados de junio. La Bolsa de Shanghai perdió 30% en tres semanas, aunque subió 150% en un año.
     
    "El PIB refleja la aceleración del sector financiero" aunque "también hay muchos indicadores positivos en la economía en su conjunto", explica Julian Evans-Pritchard, del gabinete Capital Economics.
     
    Aunque el dato oficial de crecimiento está "casi con seguridad" sobrevalorado con relación a la realidad, "hay buenas razones para creer en una verdadera estabilización de la actividad", asegura.
     
    RECUPERACIÓN 'TORTUOSA'
     
    La Oficina Nacional de Estadísticas (BNS) anunció el miércoles una nueva aceleración de la producción industrial en junio, con un avance del 6,8% en un año frente al 6,1% de mayo.
     
    Las ventas, barómetro del consumo de los hogares, crecieron 10,6% interanual, más que en mayo.
     
    "Los principales indicadores muestran que el crecimiento se estabilizó y está preparado para acelerarse", apuntaba Sheng Laiyun, portavoz de la Oficina Nacional de Estadísticas.
     
    Sin embargo, "tanto la demanda interior como la internacional viven todavía un contexto difícil y la recuperación económica mundial es lenta y tortuosa", advirtió.
     
    De hecho, las cifras del comercio exterior para junio reflejaban un panorama muy moderado.
     
    Las exportaciones chinas aumentaron tímidamente (+2,1% interanual), pero las importaciones seguían a la baja, con una caída del 6,7%.
     
    Con una contracción de casi el 7% del comercio exterior en el primer semestre, este pilar tradicional de crecimiento flaquea.
     
    Respecto a la actividad manufacturera en China, ésta se contrajo de nuevo en junio, según un indicador PMI publicado por el banco HSBC, aunque el indicador gubernamental permaneció estable.
     
    CONFIANZA EN DECLIVE 
     
    El banco central chino (PBOC) no para de multiplicar las medidas monetarias y ha recortado en cuatro ocasiones desde noviembre los tipos de interés y los ratios de las reservas obligatorias de los bancos para incitarlos a ampliar los créditos.
     
    Pekín también trata de reducir la presión del endeudamiento de los gobiernos locales.
     
    Todas estas medidas han podido contribuir a la mejora de la economía en junio. Sin embargo, "los indicadores de actividad (en el trimestre) siguen siendo bastante decepcionantes", estimaba Li-Gang Liu, analista del banco ANZ.
     
    Por su parte, las inversiones en capital fijo (que financian trabajos de infraestructura) crecieron 11,4% en el primer semestre según el BNS. "Está muy por debajo del objetivo oficial del 15% en el año", señaló Liu, que destaca la debilidad de las inversiones en el alicaído sector inmobiliario.
     
    "Mientras el riesgo de deflación sigue siendo alto y que la confianza general se ha deteriorado brutalmente, debido al crash bursátil, el PBOC tendrá que seguir mostrándose flexible", considera.
     
    Varios analistas esperan para diciembre un nuevo recorte de los tipos de interés, y otro más o incluso dos, en los ratios de reservas obligatorias de los bancos.
     
    Pekín promueve un cambio en el modelo económico incentivando el consumo, los servicios y el sector privado, pero las autoridades se esfuerzan abiertamente en prevenir un aterrizaje brutal y preservar el empleo. 
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Producción de crudo en mayo fue de 774.400 Bpd y registró un crecimiento de 3,8%

    El reporte de Campetrol indica que si se compara contra abril de este año, la producción cayó en 1%, pero el acumulado es 3,5% mayor que el del año pasado a corte de mayo.
    El reporte mensual de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol) registró que la producción preliminar de petróleo en mayo fue de 774.400 barriles de petróleo por día (Bpd), registrando así un aumento de 3,8% respecto al promedio alcanzado en el mismo periodo en el 2022. Sin embargo, si se compara contra el mes pasado, abril, la cifra indica una caída de 1% en la producción de crudo.
     
    El promedio de producción acumulado en lo corrido del año, con corte a mayo, es de 771.900 barriles de petróleo por día, un 3,5% superior al promedio del mismo período de 2022.
     
    En el caso de la producción comercializada preliminar de gas, fue de 1.019 millones de pies cúbicos por día (Mpcd), esto equivale a una caída del 8,4% frente a la producción de mayo de 2022.
     
    Los taladros activos
    En mayo, se reportaron 126 taladros activos, de los cuales 42 son de perforación y 84 de reacondicionamiento, esto indica una disminución de 10,6% respecto al mismo mes del año pasado, es decir, 15 equipos menos activos.
     
    Si se revisa el promedio acumulado del año es de 136 equipos activos, esto significa que hay un aumento de 0,9% frente al mismo periodo del año pasado.
     
    Además, si se hace comparación con abril de este año, hubo un aumento de 5% de los equipos activos.
     
    Las regalías del sector de hidrocarburos
    Para el primer trimestre del año, se han recaudado $2,6 billones en el Sistema General de Regalías, según datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Los departamentos Meta, Casanare, Arauca, Santander y Huila son los que mayores ingresos aportan.
     
    Además, para el plazo de tiempo de 2023 y 2024 se espera que se recoja en total $31,1 billones por concepto de regalías en este sector.
     
    Mientras que la Inversión Extranjera Directa (IED) del sector petrolero durante el primer trimestre del año se estimó en US$745 millones, esto representa 17,3% del total de la IED. Esta cifra representa un crecimiento de 41,9% contra el primer trimestre de 2022, cuando se registró un total de US$525 millones.
     
    Las cifras del primer cuatrimestre de este año, Colombia exportó US$4.782 millones en crudo y sus derivados, pero esto representa una caída de 26,2% si se compara el mismo periodo del año pasado.
     
    En ese periodo de tiempo, las exportaciones de este sector representaron 28,7% del total nacional, mientras que el año pasado esa cifra fue de 35,5%.
     
    "Desde Campetrol reiteramos la importancia del sector para que Colombia continúe por la senda del crecimiento y soberanía energética, por lo cual, reafirmamos nuestro compromiso para seguir creciendo juntos: Gobierno, Industria y Territorio, aportando a las finanzas públicas y la transición energética ordenada y justa" afirmó Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de Campetrol.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • Producción de gas cayó 4,2 % y la de petróleo subió 3,6 % durante mayo

    A lo largo de este mes, la Agencia Nacional de Hidrocarburos reportó dos hallazgos de gas de Canacol en el Valle Inferior del Magdalena.
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) presentó los datos de producción de petróleo y gas para el quinto mes del año.
     
    De acuerdo con los datos de la entidad, la producción de gas cayó 4,22 % en su variación anual, al pasar de 1.112 millones de pies cúbicos a 1.065 millones.
     
    Sin embargo, al comparar los datos mensuales sí se evidencia un alza. Durante abril, se produjeron 1.028 millones de pies cúbicos, es decir que en mayo el incremento fue de 3,6%.
     
    El Ministerio de Minas y Energía reportó que en la evolución mensual el incremento se reportó en los campos Pauto Sur, Floreña, Floreña Mirador (Yopal, Casanare), Chuchupa (Manaure, Guajira), Gibraltar (Boyacá, Cubará), Mamey (Ovejas, Sucre), Claxon (La Unión, Sucre). Esta dinámica se explicó por la mayor demanda de gas natural, así como el restablecimiento de la producción.
     
    No obstante, en el caso del petróleo, la Agencia reportó que hubo un incremento de 3,59 % en la producción fiscalizada, al evidenciarse 773.789 barriles promedio por día, frente a los 746.960 barriles promedio por día que se generaron durante el mismo mes de 2022.
     
    Al revisarse estos datos en su evolución mensual, sin embargo, se puede notar un ligero descenso de 1,09 %, puesto que en abril se explotaron 782.277 barriles promedio cada día.
     
    Este comportamiento se dio por la caída en la producción en Castilla (Acacias /Castilla la Nueva, Meta), Caño Sur Este (Puerto Gaitán, Meta), Castilla Norte (Acacias / Castilla la Nueva, Meta), Chichimene (Acacias, Meta), Chichimene SW, Akacías (Acacias / Guamal, Meta) y Caño Limón (Arauca / Arauquita, Arauca).
     
    En lo corrido del año, el promedio se ubica en 771.780 barriles diarios, lo que significa un incremento de 3,44 %. Ahora bien, desde 2015 el promedio ha venido cayendo de forma continuada, desde un pico de más de un millón de barriles diarios.
     
    La actividad exploratoria para el quinto mes del año, reportada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, fue de 4 nuevos pozos exploratorios y 42 de desarrollo.
     
    Hallazgos
     
    Para este mes, se reportaron dos nuevos hallazgos en pozos de Canacol Energy. El primero de ellos, Saxofón-1 localizado dentro del Contrato de E&P VIM-5. De acuerdo con la compañía, allí se encontraron 338 pies de espesor bruto contenedor de gas y una columna de gas bruta de 290 pies de profundidad vertical verdadera.
     
    Así mismo, la ANH reportó el hallazgo de Carambolo-1, cuyo programa exploratorio se desarrolló en 2022 y fue reportada como descubrimiento de gas por la empresa en ese año.
     
    En lo corrido de 2023, Canacol también ha anunciado hallazgos en 3 pozos: Lulo-1, Dividivi-1 y Saxofón-1. En el caso del primero, este se perforó el 17 de abril y encontró 207 pies de profundidad vertical verdadera de espesor neto contenedor de gas.
     
    Además, la empresa reveló que la perforación de Lulo-2 para “perseguir agresivamente” el área potencial que se ha abierto con el hallazgo en el primer pozo y evaluar el alcance del descubrimiento.
     
    En el caso de Dividivi, el pozo encontró gas dentro de los reservorios primarios de arenisca y piedra caliza.
     
    Por Portafolio.
     
  • Producción de petróleo creció 2,61% en marzo y llegó a 771.732 barriles por día

    Cuando se hace la comparación mes a mes, frente a febrero, la producción diaria de petróleo registró un incremento de 1,55% y la sobrepasó en más de 10.000 barriles.
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) reportó que la producción de petróleo durante marzo fue de 771.732 barriles promedio por día, lo que significó un aumento de 2,61% frente a la registrada en el mismo mes de 2022, cuando fue de 752.143.
     
    Cuando se hace la comparación mes a mes, frente a febrero, la producción diaria de petróleo registró un incremento de 1,55% al sobrepasar en más de 10.000 barriles día la de dicho mes.
     
    Según la ANH, el aumento de la producción entre marzo y febrero de 2023 se debió al crecimiento de los resultados, principalmente, en los campos: Quifa, Caño Sur Este, Rumba, Pendare, La Belleza, Hamaca y Kitaro.
     
    El promedio anual de producción, entre marzo de 2022 y el mismo mes de 2023, fue de 768.427 barriles de petróleo por día, lo que representa un incremento de 3,31% respecto a lo registrado para el año anterior, cuando alcanzó los 743.777.
     
    Producción de gas
     
    La ANH también reportó que la producción promedio de gas durante marzo de 2023 (1.065 millones de pies cúbicos diarios (mpcd)) presentó un descenso de 1,21% frente al mismo mes de 2022, cuando fue de 1.078 mpcd.
     
    Frente a febrero de 2023, la producción promedio de gas comercializado en el tercer mes del año registró una caída de 1,48% (1.065 mpcd vs 1.081 mpcd).
     
    Durante marzo de 2023, se reportó un aviso de descubrimiento en el pozo Tororoi-1 del contrato E&P LLA-87. Adicionalmente, se perforaron ocho pozos exploratorios y 55 de desarrollo.
     
    Respecto a la adquisición de sísmica exploratoria, durante el tercer mes del año se reportaron 204,45 km, distribuidos en 197,33 km 2D equivalente, que corresponden correspondiente al convenio de explotación CE Magdalena medio en el programa Flamencos 3D y 7,12 km correspondiente al contrato E&P Ssjn-1 RC7 Perdices, en el programa Ssjn-1-2D-2021.
     
    El avance acumulado del año al corte de marzo completa 431,09 Km totales.
     
    Se ha perdido confianza
     
    Según el presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), Francisco José Lloreda, el país ha venido perdiendo confianza inversionista en los últimos meses.
     
    “Hace 15 o 20 años Colombia era sin duda la niña bonita de la industria en el vecindario, pero no podemos tapar el sol con las manos, esa situación ya ha cambiado”, dijo.
     
    Para Lloreda esto se debe a que ya hay otros países que son más competitivos en la industria e, incluso, más atractivos que el nuestro por distintas circunstancias como las distancias entre pozos y demás.
     
    “Todo esto se puede reflejar en algo tan simple como en que en 2013 las inversiones en el sector eran de US$8.000 millones, y este año estamos hablando de apenas US$5.000 millones”, sentenció.
     
    Asimismo, para dicho año, cuando el barril tenía un precio cercano a los US$100 y la tasa de cambio era más favorable que la actual, el país rondaba una producción promedio de un millón de barriles por día equivalente. “Mientras que hoy tenemos una producción por debajo de 760.000 barriles en promedio”.
     
    “Colombia no es petrolero”
    El nuevo ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, afirmó una vez nombrado en el cargo que el país “no es petrolero”. Si bien dijo que sí había petróleo, también aclaró que no tenemos los intereses de quienes son potencias.
     
    Por Juan Pablo Vargas para LaRepública.
  • Producción latina de petróleo ha subido 9 % por conflicto en Ucrania

    Así lo señaló el secretario ejecutivo de la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel).
    La crisis energética causada por la invasión rusa de Ucrania está impulsando tanto la producción como las exportaciones de petróleo y gas en los países de América Latina y el Caribe, con aumentos de hasta un 9 % de media desde febrero de 2022.
     
    Así lo señaló el secretario ejecutivo de la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel), Carlos Garibaldi, al margen de una conferencia del sector organizada por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) en Viena.
     
    Estos marcados incrementos son la "respuesta a la ventana de oportunidad abierta por las aprehensiones sobre seguridad energética provocadas por la invasión rusa de Ucrania, las consecuentes sanciones a su suministro y los resultantes precios favorables", aseguró el experto argentino en declaraciones a EFE. 
     
    Garibaldi admitió que la evolución varía de país a país: en Argentina, por ejemplo, la subida se sitúa en el 14 %, mientras que en Brasil es del 8 %.
     
    En total, la media es del 9 % para la producción de gas natural y de crudo, "mientras que las exportaciones en ambos rubros parecen haber aumentado en un 5 %", precisó el responsable de Arpel, al destacar que un 60 % de la matriz energética de América Latina sigue procediendo de los hidrocarburos (gas y petróleo).
     
    Entre los países con mayor potencial en la región, Garibaldi destacó Venezuela, que ya ha logrado elevar sus extracciones tras el reciente alivio de las sanciones impuestas por Estados Unidos.
     
    "La necesidad de encontrar alternativas a las fuentes rusas de petróleo condujo a un cambio alentador en la postura de Estados Unidos hacia Venezuela, cuya producción actual de crudo es la más alta registrada desde principios de 2020", resaltó Garibaldi.
     
    En opinión del secretario ejecutivo de Arpel, el gobierno venezolano de Nicolás Maduro debe ahora dar pasos concretos para "establecer un marco normativo estable", incluso si aún "no se vislumbra" el levantamiento de las sanciones hasta después de que se comprueben que el país haya celebrado elecciones libres.
     
    En cuanto a Brasil, Garibaldi recomienda que continúe explorando en alta mar, ya que, sin nuevos descubrimientos, su producción declinaría a partir de 2027.
     
    Recordó, asimismo, el repunte de la producción de crudo de esquisto en la formación sedimentaria argentina de Vaca Muerta, que según expertos podría pasar de los 300.000 barriles diarios de este año a más de un millón a partir de 2035.
     
    De concretarse estos planes, las exportaciones de petróleo argentinas podrían totalizar unos 20.000 millones dólares, volumen que sería aún mayor con el agregado de gas, aseguró Garibaldi.
     
    Por EFE.
  • Producción petrolera en el país, en el mejor nivel de la pospandemia

    Entre enero y agosto alcanzó los 775.847 barriles por día, un 3,7% más que hace un año. El campo Rubiales recuperó el primer lugar en extracción.
    En medio de las decisiones de no firmar nuevos contratos para la exploración y producción de petróleo y gas, así como de los altos precios que ha mantenido el barril de crudo a nivel mundial por factores como los recortes de países como Arabia Saudita, las cifras de extracción de crudo de Colombia muestran este año su mejor nivel acumulado desde la pandemia.
     
    Con corte a agosto, datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), dan cuenta de un promedio de producción en lo que va del 2023 de 775.487 barriles por día, una cifra que representa un aumento de 3,7% con respecto a los mismos ocho meses del año pasado, cuando sumó 747.974 barriles por día. En otras palabras, en promedio cada mes de este año se han podido sacar 27.513 barriles más que durante los primeros ocho meses del año pasado.
     
    Una cifra que incluso podría haber sido mucho más alta porque desde mediados de septiembre las empresas de servicios petroleros, representadas por la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), alertaron por la ocurrencia de bloqueos en zonas del Meta, Putumayo y en el Magdalena Medio, que afectaron el desplazamiento y operación de equipos de perforación de campos productores.
     
    Pero, aún así, los 775.487 barriles por día como promedio entre enero y agosto se ubican como la mejor cifra mostrada por la industria petrolera en los últimos tres años, cuando desde el 2021 comenzó a descender y se ubicó en 732.350 barriles por día en igual periodo (736.397 barriles por día para el año completo).
     
    Sin embargo, la dinámica de crecimiento que trae la producción mensual de crudo en el país, con números en verde desde marzo del 2022, todavía no alcanza para que se llegue al menos al nivel observado en el 2020, el año de la pandemia, cuando para esta fecha la industria acumulaba, en promedio, 794.355 barriles por día.
     
    Si bien el Ministerio de Minas y Energía no reporta oficialmente los datos desde junio del presente año, las estadísticas de la ANH, que es la entidad responsable del tema, evidencian que en julio las compañías que operan en el país produjeron 781.965 barriles diarios, el segundo nivel más alto del año con una variación de 4,5% frente a igual mes de 2022.
     
    Y posteriormente, en agosto la cifra se ubicó en 781.904 barriles diarios, es decir, un 4,31% más que en el octavo mes del 2022, de acuerdo con el análisis de los datos conocidos por Portafolio.
     
    Uno de los factores para este comportamiento lo está explicando el repunte del precio del petróleo, situación que para la firma Credicorp Capital ha sido uno de los hechos a resaltar durante el tercer trimestre, toda vez que el precio de la referencia WTI ha subido 25% desde finales de junio, al ubicarse en US$88 dólares cada barril, siendo el máximo nivel desde noviembre de 2022.
     
    Y una situación similar se observa que con el crudo de referencia Brent, que desde finales de junio se ha encarecido 27% al corte del 29 de septiembre (95 dólares por barril), variación que para agosto iba en 16%.
     
    Producción por áreas
     
    Al revisar las cifras de la ANH sobre la producción petrolera acumulada al corte de agosto de este año se observa que, aunque actualmente produce menos de la mitad del nivel histórico que tuvo en agosto de 2013 (fue de 212.115 barriles por día), el icónico campo Rubiales, en el Meta, de nuevo aparece como la principal área de producción, pero ahora con 103.984 barriles por día como promedio entre enero y agosto.
     
    Este campo tuvo en 2020 un tropezón en su liderato en el nivel de producción, ya que en el primer trimestre de ese año lo sobrepasó el campo Castilla, al producir 116.339 barriles diarios como promedio diario.
     
    Le sigue el campo Castilla, también en este departamento, en el que al sumar todas sus áreas arrojó un total de 102.270 barriles diarios en los primeros ocho meses de 2023, mientras que en tercer lugar aparece el campo Chichimene, con 39.084 barriles diarios. Y en cuarto lugar está el área Caño Sur Este, con 29.066 barriles diarios.
     
    Entre enero y agosto, según los datos de la ANH, los primeros 20 campos de producción, de un total de 388, representaron el 65% de todo el país, es decir, 506.121 barriles diarios.
     
    No obstante, la cifra de campos activos extrayendo crudo hoy por hoy está 14% por debajo de las 450 que había en el 2016.
     
    De acuerdo con los datos más recientes de Campetrol, si bien en el acumulado del año a julio el ritmo de perforación de pozos de desarrollo ha sido menor que en el 2022 (reducción anual de 5,6% al totalizar 356 pozos), el número sí es superior en 62% frente al observado en los primeros siete meses del 2021.
     
    De hecho, según los datos más recientes del Dane, del Índice de Seguimiento a la Economía de agosto, las actividades primarias, entre las que está el sector petrolero y de minería, muestran un crecimiento acumulado de 1,7% entre enero y agosto, que si bien no es boyante, es el más alto para este período desde el 2019 y se ubicó por encima crecimiento general de toda la actividad económica, que va en el 1,3% en ocho meses.
     
    Crece el volumen exportado
     
    Aunque las ventas de crudo han bajado en valor, por volúmenes la situación es diferente. Los datos del Dane, también con corte a agosto, evidencian que en los primeros ocho meses del año la cantidad comercializada al exterior subió 4,1%, al ubicarse en 21,57 millones de toneladas métricas. Incluso, en el dato mensual la variación fue un poco mayor, y se ubicó en 5,6%, al pasar de 2,56 millones de toneladas métricas en agosto del 2022 a 2,71 millones de toneladas métricas en igual período del año en curso.
     
    Por Ómar Ahumada para LaRepública.
  • Producción petrolera fue de 1'002.000 barriles diarios en octubre

    En lo corrido del año el promedio está en 987.000 barriles por día, por debajo de las metas.

    La producción petrolera del país cerró el décimo mes del año por encima del millón de barriles de crudo por día, al ubicarse en 1’002.000 barriles diarios, según el reporte del Ministerio de Minas y Energía.

    De acuerdo con la entidad, el nivel de extracción de crudo durante el mes pasado tuvo un aumento del 1,62 por ciento frente al mismo período del 2014, cuando en el país se extrajeron 986.000 barriles diarios, mientras en la comparación en el mes de septiembre el avance fue del 0,91 por ciento.

    Así mismo, el promedio anual de producción de crudo alcanza los 987.000 barriles diarios en lo que va de corrido del año, resultado que está por debajo el objetivo de cerrar con un nivel promedio anual por encima del millón de barriles.

    El incremento en la cifra obedeció al aporte continuo del nuevo campo Juape, la estabilidad operativa en los campos Quillacinga y Cohembí; y al desarrollo en condiciones operativas normales de otros campos petroleros, según el Ministerio de Minas y Energía.

    “El sector de hidrocarburos está llamado a respaldar la inversión social y es por esta razón que el Gobierno, en conjunto, trabaja para mantener los más altos volúmenes de producción. Esto es necesario para generar los recursos de la paz, la educación y la equidad”, dijo el ministro de Minas y Energía, Tomás González.

    Por otro lado, la cifra preliminar de producción de gas promedio durante octubre alcanzó los 1.112 millones de pies cúbicos por día, lo que representa un aumento de 0,28 por ciento con respecto al mes de septiembre.

    La producción diaria estimada promedio anual de gas en Colombia se mantuvo en 1.112 millones de pies cúbicos diarios.



    Fuente: Eltiempo.com

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  • Producción petrolera fue de 999.000 barriles

    El ministerio de minas y energía a través de un comunicado de prensa, anuncio que la producción se acercó a la meta del millón de barriles planteada por el Gobierno Nacional, durante el mes de agosto.
     
    El Ministro de Minas y Energía, Tomás González, reportó que la producción de crudo del país aumentó con respecto a los 968 mil barriles producidos en julio.
     
    "El Gobierno viene implementando un plan de acción conjunto para garantizar la normal operación de la actividad petrolera, el cual incluye coordinación con las Fuerzas Armadas y las autoridades regionales", indicó el Ministerio en un comunicado.
     
    El titular de la cartera minero energética destacó la importancia de aumentar el recobro en los campos petroleros colombianos y agregó que un incremento de 1 por ciento en el recobro permitiría un alza en las reservas del 20 por ciento.
     
    El Ministerio detalló que gracias a las acciones tomadas por el Gobierno "se ha venido recuperando la producción de crudo", a pesar de que el mes pasado "se vio afectada por ataques al oleoducto Caño Limón-Coveñas, así como por fallas en el sistema en los campos de Cuapiagua, Chichimene y Castilla", en el centro del país.
     
    El oleoducto Caño Limón-Coveñas,propiedad de la petrolera estatal Ecopetrol de 770 kilómetros de longitud transporta el crudo producido en los campos de Arauca hasta el puerto caribeño de Coveñas, en el departamento de Sucre.
     
    La producción de gas en agosto fue de 1.083 millones de pies cúbicos promedio diaria. Esta cifra significa un aumento de 1 por ciento con respecto a la producción de julio, que alcanzó los 1.072 millones de pies cúbicos promedio.
     
    La variación en el volumen de gas fue atribuida por el Gobierno al incremento en la demanda.
     
     
    Por: Paisminero.co / CP - MME
     
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  • Producción petrolera: ¿cuánto durará el millón de barriles?

    Las últimas cifras del gremio dicen que a 30 de junio de este año se han ejecutado solo 1.100 kilómetros de sísmica, una caída de 92 por ciento frente al primer semestre del año pasado.
     
    Ayer, el Ministerio de Minas y Energía anunció que por noveno mes consecutivo la producción petrolera se mantuvo por encima del millón de barriles.
     
    La noticia fue calificada por el ministro de Minas, Tomás González Estrada, como positiva, en especial teniendo en cuenta que en junio la industria sufrió una oleada de atentados terroristas que dificultó las operaciones de las empresas en ese mes.
     
    Sin embargo, la pregunta del millón (literalmente) es por cuánto tiempo el país podrá mantener estos niveles de producción.
     
    Para la Asociación Colombiana del Petróleo la respuesta es: no por mucho tiempo.
     
    El principal argumento del gremio son las cifras recientes de exploración, que muestran que a 30 de junio de este año se han perforado 14 pozos para buscar petróleo, 80 por ciento menos que los 68 construidos en el mismo periodo del 2014.
     
    En cuanto a la sísmica (método que se utiliza para conocer los yacimientos) en los primeros seis meses del año en el país se ejecutaron 1.100 kilómetros equivalentes de esta actividad, es decir, 92 por ciento menos con relación a los 14.000 kilómetros equivalentes realizados en los primeros seis meses del año pasado.
     
    “La actividad exploratoria está casi paralizada”, declaró el presidente de la agremiación, Francisco José Lloreda Mena.
     
    Hay que decir que la desaceleración en la exploración no pasa solo en Colombia, pero, según la ACP, en otros países esta actividad ha caído entre 30 y 40 por ciento.
     
    “Será muy difícil atajar el descenso en la producción en los años venideros, por el declive natural de los campos y la caída vertiginosa en la actividad petrolera”, agregó.
     
    POR ENCIMA DEL MILLÓN
     
    Pese a esto, el último reporte de la Agencia Internacional de Energía, publicado ayer en su totalidad, indica que este año Colombia mantendría su producción por encima del millón de barriles promedio diario.
     
    La Agencia calcula que este año el país producirá 1.020.000 barriles promedio diario aproximadamente. También prevé que en el tercer trimestre del año habrá una mayor reducción, y se producirán 1.010.000 barriles promedio diario, y en el último trimestre regresará a los niveles de 1.020.000.
     
    “Se espera, sin embargo, que la producción se modere desde los niveles actuales, dados los fuertes recortes en el presupuesto de gastos de Ecopetrol, que produce más de la mitad del petróleo del país, y el mayor productor independiente de Colombia, Pacific Rubiales, que verá impactada su producción”, señaló el reporte de la Agencia Internacional de Energía, uno de los principales referentes para el mercado mundial de hidrocarburos.
     
    A pesar de esta consideración, las proyecciones de producción de la Agencia para Colombia han mejorado. En el reporte de enero de este año, la entidad calculaba que Colombia cerraría el 2015 con un promedio de 930.000 barriles de petróleo al día.
     
    El Marco Fiscal de Mediano Plazo, que fija las proyecciones oficiales, plantea que el país mantendrá una producción por encima del millón de barriles hasta el 2022.
     
    Pero, de acuerdo con gremios como la ACP y la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros, Campetrol, con las cifras actuales de exploración el golpe en la producción se empezaría a sentir a partir del próximo año.
     
    “Veo incluso que hacia finales de este año podríamos empezar a producir menos de un millón de barriles, iniciaremos lentamente una caída de la producción”, señaló Rubén Darío Lizarralde, presidente de Campetrol.
     
    Sin embargo, para el líder gremial, si se logran destrabar licencias ambientales en una serie de proyectos estratégicos de Ecopetrol, la caída podría aplazarse.
     
    CORTO Y LARGO PLAZO 
     
    Pese a las preocupaciones hay indicios que muestran que en los próximos meses mejorarían las cifras de producción petrolera.
     
    El Ministro de Minas y Energía señaló que están trabajando para mejorar el entorno de la industria: “Hemos tomado medidas para hacer más competitivo el sector a partir de un cobro de regalías variable para la producción nueva, dar mayor flexibilidad a la exploración, estimular los proyectos costa afuera donde está mucho de nuestro potencial futuro y facilitar el acceso a áreas para asegurar una mayor inversión (...) Además de esta medidas, estamos trabajando en otras que van en la misma línea de mantener la competitividad”, señaló. Entre estas medidas está la revisión de la carga fiscal de las petroleras.
     
    Por otro lado, con el cese al fuego de las Farc, se espera una reducción significativa en el número de atentados al sector.
     
    Las empresas también están haciendo esfuerzos importantes, Ecopetrol este año ha logrado cifras históricas de producción en al menos cinco campos; Canacol logró llegar a una producción máxima desde el tercer trimestre del año pasado y Pacific Rubiales adelantó que el segundo trimestre sería histórico para la empresa en materia de producción.
     
    Para Lloreda Mena, estos proyectos de las compañías han permitido sostener el millón: “La producción se ha mantenido por decisiones de inversión previas a la crisis y el esfuerzo de las empresas por mantenerlas”, declaró.
     
    La gran preocupación es el futuro. Y los gremios están convencidos de que para asegurarlo será fundamental trabajar en tres frentes: agilizar los trámites, mejorar las relaciones con las comunidades y aliviar la carga fiscal.
     
    EL BALANCE PARA LA PRODUCCIÓN DE GAS 
     
    La cifra preliminar de producción promedio de gas durante junio alcanzó 1.035 millones de pies cúbicos por día (MPCD), menor en 1,42% con respecto a la de mayo de 2015 (1.050 Mpcd), variación que se sustenta, fundamentalmente, en el comportamiento de la demanda.
     
    Para finales de este año se espera que haya al menos 95 millones de pies cúbicos adicionales gracias a la construcción de un gasoducto de Promigas entre Jobo y Cartagena.
     
    Nohora Celedón - Portafolio.co
  • Producción promedio de crudo supero el millón de barriles en abril

     “Estamos respondiendo exitosamente a la consigna de mantener los mayores volúmenes de producción posibles para contrarrestar los efectos del actual escenario de precios del petróleo”, dijo el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada, al referirse al resultado alcanzado en el cuarto mes del año.
     
    En abril, Colombia logró una producción promedio de crudo de 1.025.000 barriles por día (BPD), 0,38% más frente a marzo pasado y 9,6% superior a los 935.000 BPD alcanzados en abril de 2014.
     
    “El país completó siete meses consecutivos produciendo por encima del millón de barriles, es decir estamos respondiendo exitosamente a la consigna de mantener los mayores volúmenes de producción posibles para contrarrestar los efectos del actual escenario de precios del petróleo”, destacó el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada.
     
    Cabe mencionar que del total de la producción de abril, el 18% (184.000 BPD) corresponde a contratos suscritos por la ANH. El incremento en la producción en el cuarto mes del año fue resultado del restablecimiento de las operaciones después de mantenimientos en los campos Quifa, Rubiales, Rondón, Chipirón y Pauto.
     
    "Para el caso del gas, la producción comercializada durante el mes de abril de 2015 fue de 1.008 millones de pies cúbicos por día (Mpcd), cifra muy similar a la de igual mes de 2014 y un 3,85% menos con respecto a la registrada en marzo pasado cuando fue de 1.049 Mpcd.  La disminución refleja principalmente la fluctuación en la demanda en los campos Riohacha, Nelson y Arianna."
     
    paisminero.co