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  • Petroleras se reacomodan en el Llano

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Elespectador.com

  • ¿Cómo duplicar reservas de crudo sin nuevos hallazgos?

    Petroleros IngLas autoridades analizan la posibilidad de crear zonas francas para estimular las inversiones en recobro mejorado, una técnica que permite aumentar la producción en campos existentes.
     
    Si Colombia descubriera hoy mismo un gran yacimiento de petróleo en el mar o en el sur del país, tardaría al menos cinco años en ver el primer barril de ese hallazgo. Por eso, la gran apuesta de la petrolera de mayoría estatal Ecopetrol para aumentar sus reservas en el mediano plazo es exprimir los campos existentes, es decir invertir en tecnologías de recobro primario, secundario y terciario.
     
    De hecho, las estimaciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, indican que solo con proyectos de recuperación o recobro de crudo el país podría agregar entre 1.500 y 2.500 millones de barriles de crudo y gas en reservas, en otras palabras, podría multiplicar los recursos actuales por dos.
     
    Así lo aseguró el director de la Agencia, Mauricio De La Mora, ayer en un foro sobre este tema organizado por Ecopetrol en el hotel Tequendama. El funcionario público aseguró además que en este momento el Gobierno Nacional estudia la posibilidad de crear un esquema de zonas francas para impulsar proyectos de este tipo, mediante estímulos tributarios.
     
    Ya el Gobierno dio un paso a la creación de zonas francas para proyectos en costa afuera, donde el país tiene una gran expectativa de encontrar un gran descubrimiento.
     
    Y es que según lo muestra una encuesta elaborada por Ecopetrol entre 100 ingenieros de distintas empresas, el 74 por ciento de los consultados cree que las políticas fiscales son una barrera para la implementación de los proyectos de recobro mejorado.
     
    De hecho, el presidente de la petrolera, Juan Carlos Echeverry, aseguró que si bien la empresa reconoce que el Gobierno ha avanzado en algunos temas relacionados con este tipo de desarrollos, como la implementación de las regalías variables, hace falta un impulso adicional.
     
    “Hemos pedido unas regalías que reconozcan el recobro mejorado, tratamientos tributarios que reconozcan el recobro mejorado, de manera que los inversionistas, Ecopetrol, pero también los internacionales, se vean motivados para hacer este tipo de programas que son muy costosos, pero de los cuales pueden salir la mitad de las reservas de Colombia en el futuro”, señaló Echeverry.
     
    LA ESTRATEGIA
     
    En los últimos cinco años, sin estímulos tributarios y con dificultades y retrasos en licencias ambientales, Ecopetrol ha podido agregar 187 millones de barriles a sus reservas mediante recuperación secundaria.
     
    El objetivo, en los próximos cinco años, es añadir a la producción diaria de Ecopetrol medio millón de barriles, en promedio, que provengan del recobro secundario.
     
    Para esto, la empresa planea invertir 10.000 millones de dólares entre 2015 y 2020, es decir, del presupuesto general de inversión anual de la petrolera más de una tercera parte (unos 2.000 millones de dólares al año) se destinará a estas tecnologías.
     
    La empresa tiene 31 proyectos, pero el foco está en 27, que pueden dar los mejores resultados. Tienen en su portafolio iniciativas que van desde la inyección de agua y aire a los pozos, hasta la utilización de gas, vapor y polímeros para sacar más crudo del mismo yacimiento.
     
    Según la ANH, hay 45 campos en el país en los que el 79 por ciento del crudo está atrapado, y se podría extraer con mecanismos de recobro mejorado.
     
    Con la implementación de zonas francas para estos proyectos, el Gobierno espera que otras empresas, diferentes a Ecopetrol, también le apuesten a estas tecnologías, pues aún es incierto el hallazgo de grandes campos.
     
    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedon
  • ¿Cuál sería el futuro de la industria petrolera colombiana?

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

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

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

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

    Figura 1

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

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

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

    Tabla 1

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

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

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

    Tabla 2Por último, esté análisis muestra un panorama poco alentador de la industria. Empero, en las crisis renacen las oportunidades y todavía estamos a tiempo de cambiar el rumbo para el bien de todos los colombianos. Para que eso ocurra, se requiere incentivar nuevamente la inversión en proyectos minero-energéticos, aumentar la rentabilidad esperada por medio de reducción de tiempos de trámites que demoran la entrada en operación de los proyectos, así como buscar la reducción del riesgo asociado a las consultas populares, cambios regulatorios, y licencias ambientales. No podemos olvidar que Colombia es un mejor país gracias a la industria petrolera.

    Tabla 3

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    Fuente: Dinero.com 

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

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

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

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

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

    El sector por sí mismo es riesgoso

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

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

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


    imagen

    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

  • ¿Por qué venta de Pacific Rubiales se 'desenreda'?

    Pantin ArataEl grupo de empresarios venezolanos, O'Hara, declaró que empezaría a considerar la oferta de Alfa y Harbour Energy si el precio sube hasta 9 dólares canadienses (US$7,11).
     
    “La oferta inicial de 6,50 dólares canadienses (C$) subestima al mayor productor independiente de petróleo de América Latina”, dijo Orlando Alvarado, vocero de O'Hara, que lidera un grupo propietario de casi el 20 por ciento de acciones de la petrolera canadiense.
     
    Según las declaraciones del empresario venezolano, este grupo inversor está casi seguro "de que los accionistas de Pacific Rubiales votarán para bloquear la oferta actual en la reunión del 28 de julio”.
     
    La asamblea de accionistas se fijó inicialmente para el 7 de julio, pero el grupo mexicano Alfa y Harbour Energy solicitaron más tiempo para ganarse a los accionistas con la oferta actual que valora la compañía en $1.700 millones.
     
    “Un dólar o dos no va a hacer la diferencia", dijo Alvarado en una entrevista en Nueva York el domingo anterior.
     
    “La oferta tiene que estar por encima de 9 dólares canadienses. Los compradores probablemente elevaran su oferta a 7,50 dólares", agregó.
     
    Portafolio.co había publicado que Alfa y Harbour Energy estarían pensando en ampliar la oferta de compra del acuerdo y que el pago por acción pasaría de 6,50 a 7,50 dólares canadienses. (Lea también: ¿Alfa y Harbour Energy mejorarán la oferta de compra?)
     
    ¿Por qué O’Hara espera un aumento?
     
    Los empresarios venezolanos quieren retener su participación porque suponen que la compañía, que cotiza en las bolsas de Toronto y Bogotá, tendrá un mayor valor en tres años.
     
    No obstante, el grupo inversor, con sede en Panamá, consideraría una oferta por encima de C$9.
     
    Camilo Silva, socio y analista de Valora Inversiones, sugirió que "O’Hara espera que la oferta aumente hasta C$7,50. A partir de allí, los socios venezolanos podrían empezar a negociar con el grupo mexicano".
     
    “Este anuncio de O’Hara indica que la venta de Pacific Rubiales podría llevarse a cabo. Seguramente, el grupo venezolano sabe que Alfa y Harbour pueden atraer más votos a favor si suben la oferta inicial”, dijo Silva.
     
    Por su parte, los posibles compradores (Alfa y Harbour) dijeron el mes pasado que su oferta conjunta era "justa" dadas las dificultades de Pacific Rubiales en medio de una caída en la producción y de las bajas cotizaciones del crudo.
     
    También destacaron la elevada deuda de la compañía y la expiración de un contrato para operar en su campo petrolero más grande.
     
    Pacific Rubiales tiene US$4.500 millones de deuda neta y un valor de mercado de US$1.300 millones, según datos compilados por Bloomberg.
     
    Al respecto, Alvarado expresó que la idea de "vender o la empresa va a ir a la quiebra” es poco ética.
     
    Cabe recordar que O'Hara dijo en un comunicado que casi el 60 por ciento de los votos de los accionistas emitidos por poderes estaban en contra del acuerdo.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ¿Quién será el reemplazo de Reyes Reinoso?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Refinería está enfocada en la demanda

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

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

     

    La opinión

    Juan Carlos Echeverry

    Presidente de Ecopetrol

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

     

    Fuente: Larepublica.co 

  • 'Petróleo seguirá siendo motor de la economía colombiana'

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

    PerforacionCuatro gremios de empresas de servicios petroleros de América Latina se reunieron en una confederación regional para buscar oportunidades de negocios. El director de la asociación del sector en México, Amespac, Antonio Juárez, habla sobre cómo afrontan en su país la caída de los precios del crudo.

    La unión hace la fuerza, y en momentos de crisis, la solidaridad gremial internacional puede ser la salida para muchas compañías de bienes y servicios de la región.

    Bajo esa idea la joven Confederación Regional de Cámaras de Bienes y Servicios Petroleros busca identificar entre gremios del sector en Colombia, Argentina, Venezuela y México nuevas oportunidades de negocios en un entorno marcado por la reducción de los presupuestos para desarrollo y exploración, de las principales empresas del país.

    El director Asociación Mexicana de Empresas de Servicios Petroleros, Amespac, Antonio Juárez, explica por qué en medio de la crisis de bajos precios de crudo México muestra oportunidades para las empresas de bienes y servicios petroleros.

    Pareciera que la crisis que vive hoy el sector petrolero afecta a México de una manera distinta, ¿es así?

    Lo que pasa es que México ha tenido un proceso acelerado de industrialización. En parte, gracias a los Tratados de Libre Comercio con los Estados Unidos, por tanto, la dependencia de las exportaciones y de los ingresos de la industria petrolera se ha venido reduciendo.

    Hoy ya el petróleo representa el 15 por ciento de los ingresos por exportaciones y el 13 por ciento de los ingresos del Gobierno Federal, cuando antes llegó a ser el 80 por ciento de las exportaciones y el 60 por ciento de los ingresos.

    Entonces esa diversificación ha permitido que no sea tan fuerte el impacto en la economía de la caída de los precios del petróleo. Se ha afectado especialmente a Pemex, que es las empresas que depende del sector, pero no al Gobierno.

    Y las empresas de servicios petroleros dependen básicamente de Pemex...

    Hoy sí, porque es un monopolio que no se ha acabado aún. Ahora se va a incorporar el sector privado, pero es un proceso lento.

    ¿De qué manera la situación de Pemex golpea ahora a la red de empresas de servicios?

    Sí está afectando sobre todo a las zonas de operación petrolera, allí se ha afectado el empleo, muchas de las industrias han cerrado, pero a nivel regional. Esto, por ejemplo, en Ciudad de México no se ve.

    ¿Cómo esperan poder beneficiarse de esta nueva iniciativa de la Confederación Regional?

    Nosotros creemos que como apenas se está abriendo a la industria va a haber una actividad mucho más fuerte de parte de empresas privadas.

    Se espera que Pemex le dé más importancia al desarrollo de proveedores, quiero decir que ahora productos que no se hacían en México, que requiera la industria petrolera, se pueden fabricar en México.

    En este sector pueden participar empresas que ya tienen experiencia, bien sea de Colombia o Argentina, tiene todo el sentido y eso es lo que queremos.

    Se tienen muchas expectativas de la subasta petrolera mexicana, pero la primera fase de la ronda uno no fue exitosa, ¿qué se puede esperar de la siguiente fase?

    Esta primera etapa no fue tan exitosa porque las condiciones que exigía la Secretaría de Finanzas, el Goverment Take (participación del Gobierno), las comisiones, no eran conocidas, entonces las empresas no sabían a qué apuntarle.

    Ahora, ya las empresas tienen mucha más seguridad y yo creo que los resultados de la segunda ronda van a ser mejores.

    OPORTUNIDADES PARA LA INDUSTRIA, EN LA MIRA

    Uno de los principales retos del gremio es lograr que empresas de un país puedan aliarse con compañías de otras para prestar servicios conjuntos a las petroleras.

    La idea es que, por ejemplo, según explicó el presidente de Campetrol, Rubén Darío Lizarralde, empresas colombianas puedan fabricar insumos para el sector petrolero en plantas de firmas en México, para que la experiencia de unas se complemente con la oportunidad geográfica de otras.

    “Así se comparten las utilidades y los beneficios entre cada una de las empresas. Este tipo de acuerdos se ha intentado hacer desde otros espacios como la Comunidad Andina de Naciones, pero es más sencillo hacerlo entre el sector privado. El tema no es fácil, pero es posible y estamos trabajando en ello”, señaló Rubén Darío Lizarralde.

    Para el presidente de la Cámara Argentina de Proveedores de la Industria Petro-Energética, Capipe, Sergio Echabarrena, el desarrollo del yacimiento de Vaca Muerta va a incrementar la demanda de bienes y servicios petroleros en ese país, y establecer alianzas con empresas del sector en otros países puede ser clave para suplir esta necesidad.

    La Confederación Regional invitó a Bolivia, Canadá y Trinidad y Tobago a vincularse a esta iniciativa.

    Fuente: Portafolio.co

  • ‘Si no se actúa, la crisis petrolera se verá en dos años'

    CISNEROS221El experto en hidrocarburos, Alberto Cisneros Lavaller, aseguró que la paralización de la exploración en el país está cocinando la próxima emergencia para el sector. La responsabilidad, dice, es del Gobierno y operadoras.Pocos analistas han sido tan contundentes como Alberto Cisneros Lavaller, a la hora de diagnosticar el sector petrolero colombiano ante la coyuntura actual.
     
    Y tiene todas las credenciales para hacerlo: Cisneros es hoy presidente de Global Business Consultants, una firma que asesora empresas petroleras en Suramérica, sirvió entre 1992 y 2003 como consejero en geopolítica y negocios internacionales de PDVSA y como académico ha trabajado, entre otras, con la Universidad de Illinois, la Universidad Central de Venezuela, las universidades colombianas Sergio Arboleda y Los Andes, en todas en niveles de máster y doctorado.
     
    En su última visita al país, Lavaller habló de Colombia y de cómo se está cocinando la próxima crisis petrolera nacional.
     
    ¿Cuál es su expectativa con Irán, como un nuevo jugador que entraría al mercado?
     
    En principio hay que señalar que no se trata de un nuevo jugador, sino de uno que había comenzado a cortar el suministro, principalmente, por las sanciones interpuestas. Ahora, hay una percepción importante con respecto al suministro extra que puede entrar al mercado, estaríamos hablando de un millón de barriles por día adicionales.
     
    Sin embargo, desde el punto de vista petrolero, hay que hacer una precisión: no es de la noche a la mañana que se va a invadir el mercado con este nuevo crudo. Aunque sí hay un gran optimismo con respecto a un aumento de la producción iraní en el mediano plazo, que puede hacer que se aflojen los precios.
     
    ¿A qué llama usted mediano plazo?
     
    Hay que hacer una distinción entre lo que es el mediano plazo político y el mediano plazo petrolero. El mediano plazo petrolero está en el orden de 5 a 7 años, que está vinculado al ciclo de inversión en la exploración, producción y refinación. Esto, en términos políticos y económicos, puede considerarse largo plazo.
     
    ¿Qué tiene que hacer Colombia en este nuevo entorno?
     
    Yendo a la coyuntura actual petrolera, yo creo que Colombia va a tener que cambiar la mentalidad de manera radical.
     
    Estamos en un proceso de recorte de inversiones operativas y de capital y, así como vamos, la verdadera crisis petrolera colombiana no será la actual, sino que la vamos a tener en dos o tres años.
     
    ¿Por qué lo dice?
     
    Es que se ha cortado el corazón de la supervivencia colombiana en materia petrolera, el error es cortar hasta el hueso, si me permite la expresión, incluso los capitales de inversión en exploración, esto es completamente dañino para los intereses colombianos.
     
    Necesitamos mejorar las reservas y la única manera que tenemos es a través de la actividad exploratoria. La cantidad de taladros que hemos perdido en los últimos meses es preocupante, y el ritmo de la actividad de ninguna manera debió sufrir de la manera en que ha sufrido en Colombia.
     
    ¿Pero esos recortes se han dado en otras partes también?
     
    Sí, pero hay ejemplos en América Latina donde muy ingeniosamente han generado otro tipo de alternativas. Aquí hay unas verdaderas culpas por parte de los operadores, por haber congelado la exploración, esta no es una culpa única, tiene una concurrencia también del Estado, de los entes regulatorios que dirigen la política petrolera del país, porque se necesitan incentivos que solamente ellos pueden dar. Me refiero a incentivos fiscales, de regalías y también desde el punto de vista de mejorar la ‘permisología’, si no se hace, esto va a llevar a que tengamos una declinación tremenda de la producción en dos o tres años.
     
    ¿Considera que estamos a tiempo para tomar esas acciones?
     
    Sí estamos a tiempo, pero es inmediata y perentoria la necesidad de que se tomen las decisiones por parte del Estado y se cambie la mentalidad por parte de los operadores. Y hay una reflexión histórica reciente que quiero hacer, para mí, como analista que estudia a América Latina, es completamente inexplicable que Colombia haya entrado en esta etapa de congelación con respecto a la crisis del petróleo, porque en la última crisis, la del 2009, se vio a un país que hizo exactamente lo contrario, no se amilanó, sino que logró hacer las reformas que necesitaba y pudo llegar a un pico de producción de un millón de barriles, a pesar de la crisis. Entonces ¿por qué estamos con las manos atadas ahora?, por parte y parte, el operador y el Estado.
     
    ¿No será porque en este momento es más difícil dar incentivos?
     
    Se han hecho comentarios en este respecto, me dicen que los incentivos no son algo que pueda sostenerse en el tiempo.
     
    Perfecto, pero nada quita que dentro de la potestad y los compromisos que pueda tener el Estado con los operadores petroleros del país puedan fijarse plazos, en el tema fiscal, por ejemplo, se pueden dar incentivos por cinco años o hasta que mejore a cierto punto el precio del petróleo. Pero además los permisos ambientales y la consulta previa, que son trámites muy loables, tardan unos tiempos asombrosos, un año, año y medio o ¡tres años! Entonces, si decimos que el ciclo de inversión es de 5 a 7 años, pero en Colombia inviertes hoy y solo en diez años ves los resultados, es una locura.
     
    ¿Qué han hecho en otros países de la región que usted destaque?
     
    El ejemplo de Argentina es interesante. Este país propuso hace casi un año un bono a la producción extra o a mantener la producción por parte de los operadores. Ese bono, de alrededor de 3 dólares por barril, es un suicidio fiscal si se mantiene de manera indefinida porque no hay bolsillo que alcance, pero en estos momentos las medidas están concluyendo, fue una reacción ágil que dio resultados. Es solo un ejemplo de una acción que se tomó rápidamente y de manera exitosa.
     
     
    Fuente: Portafolio.co /  Nohora Celedón
  • “La inversión extranjera en hidrocarburos creció 35 %”: Agencia Nacional de Hidrocarburos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     

    Fuente: Elespectador.com

  • “Tenemos que aprender a vivir sin la bonanza”

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

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

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

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

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

    Semana: ¿Hasta dónde cree que bajarán los precios?

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

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

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

    Semana: ¿Para 2016 el panorama será peor?

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

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

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

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

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

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

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

    Semana: ¿Qué hacer para enfrentar la coyuntura?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Semana.com

  • Análisis - ¿En manos de quién está el precio del petróleo?

    Pet CasanareLa situación que atraviesa hoy la industria no ofrece un panorama claro, pese a que para casi todos los países este es el primer producto en las operaciones de comercio exterior. Hay expectativa.
     
    Arabia Saudita tenía el control sobre el petróleo hace unos años, cuando con solo cerrar o abrir un poco la llave llevaba el precio a los niveles que su organización de países exportadores del crudo quisiera.
     
    Eso parece haber acabado o, por lo menos, ese reino ya no quiere 'jugar' ese papel, pues ahora solo espera que el precio se "estabilice con el tiempo", como lo dijo Ali al-Naimi, ministro de Petróleo Saudí.
     
    Estados Unidos, por su parte, se dedicó con tecnología a buscar su ‘independencia’ de estos países que hacían con los precios del petróleo lo que quisieran.
     
    Ahora tiene inundados sus inventarios de barriles, que alcanzaron hace poco niveles que no se veían desde hace 80 años.
     
    Esas épocas en las que tenían que importar petróleo parecen haberse esfumado, gracias a la revolución de la industria que hacia el 2008 apuntaba a que el recurso natural estaba en declive, llevándolo a registrar 147 dólares por barril.
     
    Primero, lograron superar a Rusia como mayor productor de gas, lo que motivó una alta producción en esquistos desde el 2010, permitiendo que a finales del año pasado alcanzaran niveles de producción que superan a cada uno de los miembros de la Opep.
     
    A esto se suma otro gigante, Canadá, que con sus arenas petrolíferas hoy la pasa mal (económicamente hablando) por la caída de los precios del petróleo.
     
    Detrás de toda esta revolución energética en Estados Unidos, tenemos un incremento del empleo, junto con la recuperación económica, que lo tienen a la cabeza en las estimaciones de crecimiento, algo que hace años no se veía, pues todo se concentraba en China.
     
    En el pasado, los precios del petróleo subían por un consumo mayor del gigante asiático, debido a los conflictos que interrumpían el bombeo en países como Libia, Sudán, Nigeria, Irán e Irak.
     
    Esto nos lleva a un ámbito geopolítico que siempre ha tenido como discordia al petróleo, pues hoy es una fuerte medida de control que ejerce Estados Unidos en conjunto con sus aliados frente a Rusia, un gigante que con el presidente Vladimir Putin a la cabeza venía haciendo retroceder a occidente de varias de sus posiciones en la región árabe y donde hoy tienen un pulso importante vecino a Europa, Ucrania.
     
    Esta caída en los precios no ha podido llegar en mejor momento, pues urge a Europa salir de su crisis, lo que sumado a los planes de estímulo planteados recientemente, debería brindarles una recuperación más notoria en el corto plazo.
     
    Claramente esto también hoy beneficia a una economía china que crece a la mitad que hace 10 años, y que de sumarse a esa ‘nueva ola’ de estímulos económicos, podría motivar más temprano que tarde la tan anhelada recuperación de los precios de las materias primas de las que tanto depende Latinoamérica en general.
     
    La pelea, hoy, se concentra en la cuota de mercado, especialmente por parte de Arabia Saudita, ya que su más importante comprador (EE.UU.) hoy produce a borbotones; debido a ello ha tenido que salir a ofrecer su crudo en Asia y Europa con descuentos, lo que ha llevado a que los precios caigan dramáticamente en los últimos seis meses.
     
    Con esto apuntan a que quienes tengan mayores costos de producción, como los esquistos en Dakota del Norte, cierren pozos, campos y se reduzca el bombeo, logrando recuperar parte del mercado mundial y, obviamente, el precio por barril.
     
    Estos precios buscan no solo pelearle a los esquistos, sino también a lo que vienen haciendo Canadá, Rusia, Brasil y regiones del África, que han tenido éxito en el mar.
     
    Así como se ha anunciado ya por las petroleras en Colombia, se están reduciendo considerablemente los planes de inversión en todo el mundo, lo que traerá para este mismo año una reducción considerable del bombeo de petróleo de aquellos pozos menos eficientes y más costosos.
     
    Una pelea de ‘grandes billeteras’, pues el que tenga más caja y menos deuda, aguantará.
     
    Venezuela es el país más vulnerable ante la situación actual. Rusia ha vivido una fuerte caída en bolsa, su moneda –el Rublo– se ha desplomado frente al dólar y las calificadoras ya pasan sus bonos a escalón ‘basura’.
     
    Ahora hasta el radical islamista Boko Haram en Nigeria podría verse beneficiado de todo esto, pues tiene una dependencia mayúscula del petróleo (cercana al 95 por ciento), lo que limita su fuerza para combatir a esta insurgencia.
     
    Para después de mayo, según lo plantea la Agencia de Energía de Estados Unidos, podría verse una reducción considerable de barriles en el mercado, pues tendrían efecto las reducciones actuales en los planes de inversión, lo que traerá despidos, reducción en consumo y deberá evaluarse inclusive el posible golpe a las economías estadounidense y canadiense, así como a la apertura energética en México, hechos de importancia mayúscula para la región.
     
    Debemos anotar que desde ya muchos en su negocio de esquistos están estudiando la forma de que esta tecnología revolucionaria se reduzca en costos con el fin de reactivar los campos que hoy estén cerrando.
     
    Esto nos llevaría a un equilibrio de los precios del crudo para los próximos años en un mundo que busca recuperase económicamente con materias primas baratas.
     
    Camilo Silva Jaramillo,
     
    Socio–Fundador Valora Inversiones
     
     
    FUente: portafolio.co
     
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  • Análisis - Crisis energética anunciada

    EnernewsLas proyecciones son malas. De no aparecer nuevos descubrimientos, el país perderá la autosuficiencia de petróleo crudo en el año 2021 (CGR).
     
    Por: Alejandro Martínez Villegas
     
     
    Hace unos años titulé una de estas columnas con una pregunta: ‘¿Fin anticipado del auge petrolero?’ –basado en un estudio de Anif con ese título–, para señalar el hecho de que desde el el 2012 estaba marchitándose, injustificadamente, la actividad petrolera en el país. En el presente escrito me referiré a la crisis energética, en la que ya estamos sumidos, pero voy a enfatizar que los impactos serán mayores, dada la necesidad inminente de importar hidrocarburos para abastecer el mercado doméstico.
     
    En efecto, desde el 2012 se advertía que las empresas petroleras querían invertir, pero no lo lograban por factores de entorno: licenciamiento ambiental, ataques terroristas, consultas populares y bloqueos a las operaciones. En el 2014 se oían voces que, además, proponían gravar al sector petrolero para financiar, en parte, los 12,5 billones de pesos que faltaban para el presupuesto de la nación del 2015. De hecho, alcancé a afirmar que “gravar a un sector en declinación es disminuir los ingresos estatales en el inmediato futuro. De eso no puede caber duda”.
     
    Las empresas siguen sin poder operar y el impacto es profundo. Además, porque el precio internacional se desplomó. Esta caída tuvo dos efectos, que resalto porque solo con un buen diagnóstico podremos implementar soluciones efectivas: (1) profundizó la tendencia de la caída de las inversiones petroleras en el país, y (2) opacó el hecho de que los factores de la declinación eran otros, y los precios bajos atraparon al país cuando el sector ya se estaba marchitando.
     
    El costo ha sido alto. La Contraloría General de la República indica que el valor de las exportaciones petroleras cayó casi 69 por ciento del 2013 al 2016. El Ministerio de Hacienda y Crédito Público, en el Marco Fiscal de Mediano Plazo (MFMP), calculó en 23,6 billones de pesos la caída de los ingresos petroleros para el 2016, comparados con el 2013.
     
    ¿Ello que ha implicado? Aumento de los impuestos y de la deuda pública del país, sin que se pueda avizorar ningún otro sector que hoy pueda sustituir los aportes del ramo extractivo (minas e hidrocarburos). 
     
    Ojalá hubiera forma de reclamarle a quienes andan por las regiones desinformando sobre el impacto ambiental del petróleo y la minería, o a aquellos que han promovido consultas populares manipulando a los votantes. En fin.
     
    Pero el capítulo dos de la crisis por el marchitamiento del sector se está conformando y seguramente nos veremos abocados a importar. Las proyecciones son realmente malas. De no aparecer nuevos descubrimientos, el país perderá la autosuficiencia de petróleo crudo en el año 2021 (CGR); la de gas natural en el 2020 (UPME, escenario medio de demanda), y la de combustibles líquidos en el 2022 (CGR). 
     
    De hecho, para el GLP (‘gas propano’) estaremos importando el 12 por ciento de la demanda nacional, desde el segundo semestre del presente año. Este combustible tiene, además, la característica de que llega a los sectores más vulnerables de la sociedad (estratos 1 y 2), sin subsidios en la mayor parte del país, quienes serían gravemente afectados con el incremento en el precios, si el déficit de abastecimiento se profundiza.
     
    ¿Cuáles son las posibilidades que aparezcan nuevas reservas en Colombia? Muy bajas. En materia de pozos exploratorios, este año terminaremos con menos de la mitad de los perforados en el 2012; muchos de ellos porque en el 2015 la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) le permitió a las compañías posponer la perforación de pozos para aliviarles los problemas de caja por los precios bajos. 
     
    En cuanto a exploración sísmica, no se ha corrido ni un kilómetro al mes de mayo de este año, lo cual es grave porque sin ella no es posible perforar pozos exploratorios en los años venideros.
     
    ¿Qué se requiere, entonces, para que aumenten las reservas? Que el país tome la decisión de impulsar a la industria extractiva (minas e hidrocarburos), porque el problema grave es de inviabilidad de las operaciones y no tanto de competitividad fiscal o government take. ¿Cómo se logra esto? El Ministerio de Minas y Energía, la Upme, la Creg, la ANH y la ANM están haciendo la tarea, y el país debe agradecérselos. Pero sin el apoyo del resto del gobierno, las cortes y la opinión pública no podrán lograrlo. Ojalá nos demos cuenta pronto de que el problema y sus soluciones no son temas solamente del Ministro de Minas y Energía, sino de todos.
     
    Alejandro Martínez Villegas / Presidente de la Asociación Colombiana del GLP - Gasnova.
     
    Fuente: Portafolio.co
     
  • Análisis – Los yacimientos no convencionales y la soberanía energética

     

    ANALISIS ECOPETROLColombia está parada sobre un tesoro de hidrocarburos, pero no se decide a buscarlo. Le permitiría espantar la pérdida de la autosuficiencia petrolera post-2025, que puede sobrevenir por el agotamiento de las reservas de petróleo y gas convencional.

    Por: Juan Carlos Echeverry – Presidente Ecopetrol

    A Ecopetrol le corresponde liderar la búsqueda de ese tesoro, representado en los llamados Yacimientos No Convencionales (YNC). A diferencia de los convencionales, que se hallan en areniscas a través de las cuales fluyen, los YNC están atrapados en rocas generadoras poco permeables.

    Después de Estados Unidos y Argentina, Colombia posee, tal vez, la reserva más grande de estos hidrocarburos en el hemisferio. Los YNC deben convertirse en el ‘blindaje’ para conservar por varias décadas la soberanía energética. Evitarían volver a ser importadores de combustibles y sufrir un fuerte impacto sobre las divisas que recibimos por la venta de otros productos de exportación.

    Estudios realizados por firmas independientes, por Ecopetrol y por el Gobierno Nacional arrojan que el potencial de los YNC en el Valle Medio del Magdalena puede ser entre 3.000 y 7.000 millones de barriles de crudo liviano y 20 tirapiés cúbicos de gas extraíbles.

    Estos volúmenes duplicarían o triplicarían las reservas probadas de crudo del país y quintuplicarían las de gas. Se aseguraría con holgura la soberanía energética más allá del 2040.

    Si contamos con los socios y la tecnología apropiados, y si los cálculos económicos arrojan rentabilidad, el Magdalena Medio volvería a ser la mayor zona productora del país, como lo fue por espacio de 90 años. En esta región privilegiada existe toda la infraestructura de superficie, la refinería de Barrancabermeja y una población que conoce, trabaja y estima al petróleo.

    Se ha calculado que, por barril, la creación de puestos de trabajo de los YNC es tres veces superior al de los yacimientos convencionales. En la provincia de Neuquén en Argentina se espera crear 70.000 empleos por esta industria. Los YNC son intensivos en productos de la industria local.

    Para Ecopetrol, la explotación de YNC podría aumentar la vida media de las reservas petroleras de cinco a 11 años, con un evidente beneficio para el valor de la empresa y la economía del país.

    En Ecopetrol estamos convencidos de que el eje de crecimiento rentable de las reservas y producción entre 2020 y 2030 debe estar soportado en cuatro pilares: 1) El desarrollo de perforación infill y proyectos de recobro mejorado en nuestros campos maduros; 2) la exploración costa afuera y en el territorio continental, tanto en Colombia como en el exterior; 3) la compra de reservas en Colombia y países de las Américas; y 4) La explotación de los YNC en el Magdalena Medio. Todo ello enmarcado en una estricta disciplina de capital.

    De posibilitarse la extracción de YNC, habría crudo suficiente para cargar las refinerías, lo cual viabilizaría la modernización por fases de la de Barrancabermeja; mejoraría el balance entre crudo liviano y pesado de Colombia, y garantizaría el abastecimiento de hidrocarburos líquidos en el centro del país.

    Lo contrario también es cierto, sin crudo para cargarla, no se justificaría acelerar Plan Maestro de la Refinería de Barrancabermeja.

    Pero lo más relevante sería la generación de una mayor riqueza para trabajadores y empleados de empresas locales y municipios de una zona crítica del país. Permitiría reducir los índices de necesidades básicas insatisfechas de la población, así como una fuente de recursos para financiar el posconflicto.

    En un escenario conservador, y con un precio entre US$60 y US$80 por barril en la próxima década, y con tecnología de punta, el potencial de producción en los YNC podría llegar a 250.000 barriles de petróleo equivalente por día. Su desarrollo demandaría inversiones entre US$15.000 millones y US$40.000 millones en los próximos 25 años. Ello dinamizaría la economía del Magdalena Medio y del país.

    No hay en Colombia un proyecto económico y regional de magnitud similar. Es el mayor “Proyecto País” de la próxima década. Representa entre dos y siete veces las 4G. Así lo es para Estados Unidos y para Argentina, por su inmenso potencial de producir energía barata, jalonar inversión y dinamizar el empleo. Esas son las claves de la competitividad de cualquier país.

    Adicionalmente, representarían ingresos entre $30 y $90 billones en regalías, impuestos y dividendos para las regiones y la Nación.

    En caso contrario, debemos entender que una vez perdida la autosuficiencia petrolera en el mediano plazo, tendríamos poco margen para sustituir las exportaciones de petróleo y sus derivados, cuyo monto asciende a unos US$25.000 millones al año, por otros productos con similar valor.

    Esto significaría que las divisas generadas por la agricultura, la industria y el turismo, las tendríamos que destinar a comprar combustibles en el exterior. Podría darse una caída de entre el 70% y 80% en nuestra capacidad de importar bienes de capital, materias primas o bienes de consumo. Una historia que vivió Colombia en los años 70 y que nadie quiere repetir.

    Está demostrado que es posible hacer con responsabilidad la estimulación hidráulica en YNC. Sin poner en riesgo las fuentes hídricas, en sana convivencia con el medio ambiente y con prosperidad compartida con las comunidades.

    Debemos liderar esta discusión con argumentos técnicos y rigor científico. En ese espíritu, el 15 de julio convocamos un foro científico en Barrancabermeja, la USO, la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo y Ecopetrol, cuya conclusión he tratado de presentar en este texto.

    Coincidimos en que Colombia no puede ser ajena a la nueva realidad del mercado mundial del petróleo, que ha sido puesto “patas arriba” por los YNC de Estados Unidos. Los norteamericanos pasaron de producir cinco millones de barriles de petróleo por día a diez; recobraron la autosuficiencia; generaron empleo; se volvieron exportadores de petróleo y gas; redujeron costos de energía; alcanzaron a Rusia y Arabia Saudita en producción petrolera; y ahora despiertan el interés de muchas empresas, atraídas por la abundancia energética.

    Este es un tema que toca las fibras de la soberanía energética tal como ha sucedido en ese país. Contamos con una regulación moderna y estricta, incluso más severa que la de EE.UU., Canadá y Argentina, lo que obliga a la industria a ser en extremo rigurosa en la puesta en marcha de este tipo de iniciativas.

    El futuro de largo plazo de los hidrocarburos del territorio firme de Colombia estará soportado, en buena parte, en el desarrollo de los YNC del Magdalena Medio. Debemos asumir su defensa con debates técnicos para demostrar que no hay que escoger entre petróleo o agua, sino que es posible el desarrollo de los hidrocarburos y la protección del agua de forma simultánea.

    El petróleo originado en los YNC permitirá pagar la paz, la salud y la educación, las pensiones y atraer industrias a que se localicen en Colombia. Las ganancias sociales que ha dejado el petróleo en los últimos treinta años no deben perderse. No podemos dejar enterrado este inmenso tesoro. Sería un error histórico y una mala herencia para nuestros hijos, y dejaría muy poco margen de maniobra a los gobiernos venideros.

    Fuente: Larepublica.com.co

     

     

  • Análisis/ Petróleo, mercado y ‘selfies’

    Petroleo ExtLos factores que influyen en la decisión de invertir en un país determinado, están también –y sobre todo– las características geológicas y la calidad del petróleo, la facilidad de explotación, el tipo de contrato de asociación, el nivel de regalías, la seguridad jurídica para las empresas.
     
    Hace algunos años, cualquier cambio político, golpe de Estado o conflicto armado en una región productora de petróleo era escudriñado por los expertos en geopolítica de la energía, con el fin de medir y vaticinar sus posibles impactos sobre los precios internacionales del crudo. Guerra del Yom Kipur de 1973, guerra Irán-Irak de los años 80, guerras del Golfo en 1991 y el 2003, fallidos golpes de Estado de Hugo Chávez en 1992 (o en su contra en el 2002), los ejemplos en los cuales el factor geopolítico era tomado muy en serio por los expertos en petróleo.
     
    Hoy en día, sin embargo, la realidad parece haber cambiado. En un pequeño, pero interesante artículo publicado en el periódico francés, Le Monde, el pasado 11 de septiembre, el experto en geopolítica de la Universidad Laval de Quebec, Frédéric Lasserre, analiza la volatilidad de los precios del crudo para concluir en la pérdida de relevancia del riesgo geopolítico asociado al precio del petróleo.
     
    No es que los conflictos se hayan acabado o que los golpes de Estado sean obsoletos, pero los mercados son mucho menos reactivos y sensibles a ese tipo de acontecimientos, nos dice Lasserre. Hace algunos años una intervención militar en Libia, el caos en Siria, la ofensiva de Israel en Gaza o el despliegue del Estado islámico en Siria e Irak habrían provocado un aumento de 20 a 30 por ciento del precio del crudo.
     
    Actualmente, la reacción de los mercados financieros frente a esos eventos no es la misma. Es más, desde el inicio del año, los precios del brent casi no superaron los 100 dólares por barril e incluso bajaron 3 por ciento. El aumento de las reservas probadas, gracias al petróleo de esquisto (shale oil) y a las nuevas formas de explotación en aguas profundas, tiene obviamente que ver con esa evolución.
     
    El hecho de que el primer país consumidor de petróleo del planeta –Estados Unidos– esté a punto de convertirse en el productor número uno, contribuye indudablemente a estabilizar los precios del crudo en el mercado. Pero Frédéric Lasserre propone otra explicación bastante original o iconoclasta: en los últimos años, la percepción del riesgo geopolítico también ha cambiado, debido a la generalización de las tecnologías de la información.
     
    Ahora, los eventos se viven en tiempo real, y mientras Daesh (el Estado Islámico) no envíe un selfie de sus combatientes en frente de Bagdad, los mercados financieros no reaccionan. No más anticipación o especulación, todo se analiza en vivo.
     
    Subyacente a esta reflexión, también está la idea de que la mayoría de las empresas petroleras están acostumbradas a operar en regiones conflictivas. Libia está en caos, pero volvió a aumentar su producción significativamente. Argelia no ha parado su producción después del ataque contra la instalación petrolera de Tiguentourine (2013). Parte de los pozos petroleros de Siria e Irak están ahora controlados por el Estado Islámico, pero los precios internacionales del petróleo no han subido.
     
    El riesgo geopolítico, es cierto, nunca fue el único factor a la hora de determinar los precios de los commodities y del petróleo en particular. En un foro internacional sobre petróleo, organizado la semana pasada en París, algunos ponentes recordaban, que de los factores que influyen en la decisión de invertir en un país determinado, están también –y sobre todo– las características geológicas y la calidad del petróleo, la facilidad de explotación, el tipo de contrato de asociación, el nivel de regalías, la seguridad jurídica para las empresas.
     
    Esas consideraciones, algunas nuevas, otras no tanto, son interesantes para Colombia. Una vez firmada la paz, el país vivirá un boom económico, gracias al flujo de capitales provenientes del sector petrolero y minero, se suele escuchar. Ahora bien, es cierto que en un país en paz, la exploración petrolera podría llegar más fácilmente a zonas donde ha sido difícil trabajar por cuestiones de seguridad.
     
    Tampoco desconocemos que la infraestructura petrolera sigue siendo objeto de atentados por parte de los grupos guerrilleros. Pero si, hoy en día, el coeficiente o factor de ponderación asociado a la existencia de un conflicto armado no es tan relevante, ¿hasta qué punto una Colombia en paz será realmente más atractiva para el sector petrolero?
     
    La reciente ronda de adjudicaciones de 95 bloques petroleros, en la cual el Gobierno solo recibió 27 ofertas, permite por lo menos plantar el interrogante. O tal vez los inversionistas prefieren esperar recibir un selfie de la firma de los acuerdos de paz para tomar sus decisiones en tiempo real.
     
    Fuente: Portafolio.co / Fréderic Massé - Miembro Fundador de RedIntercol
     
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  • Analistas ven a la Argentina como un jugador mundial de influencia en el precio del petróleo

    Petroleros TexasLos expertos señalaron que desde el comienzo de 2016, los precios del petróleo han oscilado entre US$ 27 y US$42 por barril, aproximadamente una cuarta parte del valor del crudo de 2008 cuando alcanzó un pico de US$ 145.

    Buenos Aires. La potencialidad de la Argentina para el desarrollo de petróleo y gas no convencionales, que ubican al país entre los tres principales productores de shale a nivel mundial, pasó a ser considerada por analistas internacionales como una causa más de que el valor del barril de crudo se vaya a mantener en niveles bajos durante los próximos años.

    "Argentina, que está más avanzado que otros países en la explotación de shale, contiene cerca de 801 trillones de pies cúbicos de gas no convencional y 27 millones de barriles de reservas de petróleo del mismo tipo, técnicamente recuperables", aseguraron los analistas Bernhard Hartmann y Saji Sam, en un reciente informe publicado por la revista de negocios de la estadounidense Universidad de Harvard, donde explican los motivos de la permanencia de valores bajos para el petróleo a nivel internacional.

    Los expertos señalaron que desde el comienzo de 2016, los precios del petróleo han oscilado entre u$s 27 y u$s 42 por barril, aproximadamente una cuarta parte del valor del crudo de 2008 cuando alcanzó un pico de u$s 145.

    "En realidad, nadie sabe lo que los precios del petróleo van a ser en el futuro, pero creemos que los países y las empresas deben prepararse para verlo flotar alrededor de u$s 50 por barril en lo inmediato", señalaron Hartmann y Sam, quienes subrayaron que "históricamente esto no sería sorprendente en absoluto. De hecho, los precios actuales del petróleo que consideramos tan bajos están en realidad cerca del promedio de los últimos 150 años: u$s 35".

    Precisaron que "el 16 de febrero, los ministros de petróleo de Arabia Saudita, Rusia, Qatar y Venezuela acordaron detener su producción en un intento por impulsar los precios", y remarcaron que "este fue un movimiento característico, durante décadas".

    Si bien indicaron que "en reacción a este parate en la producción, los precios del petróleo subieron 5%", pusieron de relieve que el valor "rápidamente cayó por debajo de u$s 30".

    A criterio de estos analistas, "el entorno de actual baja del precio del petróleo no es una crisis que será seguida por un boom en un futuro próximo".

    "En cambio, parece que hemos entrado en una nueva etapa de precios más bajos del petróleo que afectarán no sólo a los productores de petróleo y gas, sino también a todas las naciones, las empresas y las personas que dependen de él", destacaron Hartmann y Sam.

    Afirmaron que "durante la última década, los productores de petróleo y gas no convencionales estadounidenses fueron pioneros en un nuevo modelo de negocio que se rompió el enfoque de los operadores tradicionales".

    En ese sentido, puntualizaron que estos productores de shale "mejoraron su tecnología de perforación y fractura, y pudieron aumentar la producción en tan sólo seis meses, a una pequeña fracción de la inversión de capital requerida por sus competidores convencionales".

    Remarcaron que "esto ha permitido a la industria del petróleo de Estados Unidos, en su conjunto, pasar a producir aproximadamente 4 millones más de barriles de crudo al día de lo que hizo en 2008, cerrando la brecha con la producción de Rusia y Arabia Saudita".

    Además señalaron que "en enero de este año, los Estados Unidos levantaron la prohibición de exportar petróleo, y los envíos partieron hacia los mercados globales, buscando retornos superiores a los obtenidos en su mercado local".

    Al mismo tiempo, los expertos remarcaron que "varios otros países, como China y Argentina están comenzando a desarrollar sus recursos de gas y petróleo no convencionales, mediante la adopción de la tecnología y modelo de negocio, así como la construcción de un ecosistema cadena de suministro de la inversión y que es compatible con este desarrollo".

    "Sudáfrica, China y Argentina también se están preparando para intentar desarrollar sus reservas en un intento de independencia energética", concluyeron.

     

    Fuente: Telam

  • Argentina: la seducción de la energía

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    ¿Alcanzará el coqueteo?

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

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

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


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

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

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

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


    Fuente: Americaeconomia.com / Deutsche Welle


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  • Así terminó una ‘semana negra’ para Pacific Rubiales

    Cifras Aumento 1El mercado local e internacional no vio con buenos ojos la cancelación del acuerdo de compra con Alfa y Harbour Energy. La Bolsa de Valores suspendió la negociación de ‘repos’ con acciones de Pacific Rubiales, mientras que una agencia internacional redujo la calificación de la empresa.
     
    La acción de Pacific Rubiales (PREC) cerró, en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC) con una variación negativa de 0,33 % en su precio y se cotizó en 6.100 pesos después de haber tenido una semana con mucha turbulencia y grandes pérdidas.
     
    Puntualmente, el título PREC cayó 45,5 % esta última semana, mientras que en año corrido, es decir, desde enero hasta la fecha, el ‘desplome’ ha sido de 59,6 %.
     
    El futuro de la compañía y de sus accionistas se torna cada vez más sombrío, por no llamarlo oscuro.
     
    Portafolio.co había anunciado que la cancelación del acuerdo de compra entre el grupo mexicano Alfa y la compañía Harbour Energy evitaba que la compañía petrolera mejorara el perfil crediticio y la flexibilidad financiera.
     
    La caída del negocio incrementó la posibilidad de que se presente una violación de compromisos por parte de Pacific Rubiales con los acreedores.
     
    Y efectivamente el mercado y las agencias internacionales ‘castigaron’ a Pacific Rubiales.
     
    ¿CUÁLES FUERON LOS ‘CASTIGOS’?
     
    En Colombia, la Bolsa de Valores anunció la suspensión de la realización de nuevas operaciones ‘repo’ que incluyan especies accionarias de la compañía canadiense.
     
    Un “repo” es un instrumento financiero a través de la cual una persona (vendedor) obtiene de otro individuo (comprador) liquidez de corto plazo, es decir, dinero en efectivo de inmediato.
     
    Con esta medida se busca proteger a aquellos inversionistas que están expuestos a que el precio de la garantía, en este caso acciones de Pacific Rubiales, varíe por debajo del nivel que se había pactado al principio de la operación.
     
    Por otra parte, la agencia calificadora de riesgo Fitch Ratings rebajó la puntuación extranjera y local a largo plazo ‘Issuer Default Rating’ (IDR) a ‘B+’ desde ‘BB’.
     
    Las calificaciones crediticias a largo plazo se asignan en una escala alfabética de ‘AAA’ a ‘D’, en la cual la calificación ‘B’ significa que la situación de financiera de la compañía varía notablemente y está propensa a los cambios drásticos en la economía.
     
    REDUCCIÓN DE CALIFICACIÓN PROYECTA UN FUTURO COMPLEJO
     
    Esta rebaja refleja los miedos que una parte del mercado tiene a raíz de la decisión de Alfa SAB y Harbour Energy de cancelar su oferta para adquirir Pacific Rubiales.
     
    Según la corporación financiera esta potencial adquisición habría proporcionado a la empresa la capacidad de adquirir flujos de capitales ante las desafiantes condiciones del sector petrolero.
     
    El nuevo grupo de accionistas también habría ayudado a la petrolera canadiense a reducir su riesgo de negocio, pues la entrada a México hubiera diversificado sus operaciones.
     
    Pacific Rubiales está sufriendo el efecto negativo de la caída de los precios del petróleo. A medio y largo plazo la producción y reposición de reservas es probable que se vean afectadas por la disminución pronunciada del precio del petróleo visto desde la segunda mitad de 2014.
     
    Esto a su vez obligará a Pacific Rubiales a reducir los gastos de capital de manera significativa. En este orden de ideas, los indicadores crediticios también se deteriorarán en 2015 y 2016.
     
    Específicamente, el apalancamiento, medido por el total de deuda a EBITDA de los próximos dos años se elevaría por encima de cuatro veces en relación al escenario propuesto por Fitch, el cual contempla un precio para el barril de petróleo WTI de 50 dólares en 2015 y 60 dólares en 2016.
     
    La perspectiva negativa emitida por Fitch refleja otros posibles efectos a largo plazo de la reducción en el gasto de capital. Por ejemplo, la capacidad de la empresa para sustituir la producción del campo Rubiales-Piriri con nuevos campos es un desafío considerable.
     
    Cabe señalar que el campo Rubiales-Piriri representa aproximadamente el 35 % de la producción total de la empresa.
     
    Fitch estima que el equilibrio en el flujo de caja (‘Free Cach Flow’, FCF) de Pacific Rubiales estaría bajo precios del petróleo que oscilaran entre 60 y 65 dólares por barril durante los próximos 24 meses. Bajo este escenario, el apalancamiento de Pacific Rubiales fluctuaría entre 3,2 y 4,2 veces comparado con el ‘mundo’ hipotético propuesto por Fitch.
     
    En cambio, si los precios actuales de 50 dólares se mantienen durante los próximos 24 meses, el flujo de caja se volvería negativo y el apalancamiento podría alcanzar niveles mayores (6 y 7 veces en relación al escenario ideal) y dar lugar a nuevas acciones de calificación negativas.
     
    Al respecto, Camilo Silva, socio y analista de Valora Inversiones, comentó que: “Difícilmente veremos una mejora en la calificación de Pacific Rubiales pues los factores que podrían dar alivio a la compañía están rodeados de mucha incertidumbre. Para este año no se espera una mejora significativa en las cotizaciones del barril de crudo y tampoco se ve cercano un nuevo hallazgo de petróleo dado que se han reducido las inversiones en este sector”.
     
    En resumidas cuentas, la perspectiva de calificación crediticia para Pacific Rubiales es negativa: el mercado ve de ‘reojo’ que la petrolera pueda mantenerse a flote en esta coyuntura con bajas cotizaciones del crudo y unos niveles de deuda elevados.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Caen reservas de petróleo en Colombia

    PerforacionLos 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 de la renta petrolera, preocupación para el fisco

    En el 2014, la Nación recibirá menos recursos del sector por baja producción y disminución de los dividendos de Ecopetrol.
     
    Mauricio CardenasLa crisis petrolera no solamente trasnocha a las autoridades del sector mineroenergético. El ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas Santamaría, declaró ayer que una de sus mayores preocupaciones es la disminución de la producción de crudo en el país.
     
    Y no es para menos: una cuarta parte de los ingresos corrientes de la Nación proviene de las regalías y los impuestos que pagan las empresas del sector.
     
    Para Cárdenas Santamaría, problemas como los atentados terroristas contra la infraestructura petrolera, conflictos con las comunidades y demoras en las licencias ambientales, han hecho que la producción esté por debajo de las metas planteadas por el Gobierno.
     
    “Todo se traduce en reducción de ingresos fiscales. Los colombianos tenemos que saber que un peso menos que pone la industria es un peso más que tenemos que pagar en impuestos”, explicó el Ministro.
     
    Agregó que los recursos que recauda el Gobierno por cuenta de esta renta petrolera van destinados hacia programas sociales como Colombia Mayor, Familias en Acción y ‘De Cero a Siempre’, que diseña estrategias para la atención de la primera infancia.
     
    De acuerdo con el Marco Fiscal de Mediano Plazo, los ingresos petroleros se reducirán en 1 por ciento del PIB en los próximos diez años, debido a una disminución en el ritmo de producción y a una desaceleración en los precios del crudo.
     
    “Ello implica que, con base en el PIB nominal del 2013, el Gobierno dejaría de percibir 7 billones de pesos en los próximos 10 años”, señala el Marco Fiscal.
     
    De acuerdo con el Ministro de Hacienda, el Gobierno deberá buscar de dónde recaudar estos recursos que se deja de recibir por cuenta de la renta petrolera.
     
    “Es necesario un plan de choque; es un hecho, nadie puede negar que la producción de petróleo ha tenido un declive debido a una sumatoria de factores. Los colombianos creen que esto no les afecta, pero no es así”, explicó el Ministro de Hacienda.
     
    Para este año, el Gobierno espera que se recupere la producción promedio diaria hasta llegar al millón de barriles.
     
    Economía y Negocios
     
    Portafolio.co
  • Campetrol pide políticas claras para el sector

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

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

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

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

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

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



    Fuente: Portafolio.co


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    ESTRATEGIA PARA IMPULSAR LA TAREA EN HIDROCARBUROS 

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co

  • Carga fiscal espantó las inversiones petroleras en el país

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

    ExplotacionSegún la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH-, este año se reportaron 27 avisos de descubrimientos, mientras en el 2013 fueron 32.
     
    Más allá de los bajos precios del petróleo, cuya descolgada comenzó en el mes de septiembre, y de las dificultades para subir la producción –se calculó que el promedio del año cerrará máximo en 990.000 barriles por día–, la búsqueda de nuevos recursos petroleros, a través de la perforación exploratoria y de las actividades de sísmica, terminará en caída, tanto de número de pozos como de la tasa de éxito (reporte de hallazgos).
     
    Según datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), a 18 de diciembre, las compañías petroleras habían hecho 27 avisos de descubrimiento de hidrocarburos, número inferior en 15,6 por ciento respecto a los 32 hallazgos reportados durante el 2013.
     
    Aunque los reportes públicos de la Agencia revelan que, a noviembre, iban solamente dos avisos de hallazgos, el vicepresidente de contratos de hidrocarburos de la entidad, Carlos Mantilla, confirmó que son 27 las perforaciones que encontraron presencia de recursos de crudo o de gas, dato que fue presentado en el último consejo directivo de la entidad de este año, realizado la semana pasada.
     
    El funcionario explicó que este año se abrió una categoría de pozos en evaluación, toda vez que, cuando hay un descubrimiento, se inicia un programa de esta clase, en el cual se deben ejecutar ciertas actividades para analizar si el área es o no comercial.
     
    “Es un período de uno a dos años, eventualmente hasta de tres años, en el que el contratista dice que ya tuvo un hallazgo, pero necesita saber cuál es el volumen, la calidad y las condiciones del yacimiento para poderlo explotar”, informó.
     
    MENOS ACTIVIDAD
     
    No obstante, el año 2014 cerrará con un aumento importante del número de contratos suspendidos, lo cual ha incidido en que el ritmo exploratorio haya sido más bajo a lo largo de todo el ejercicio.
     
    A comienzos de enero, la ANH tenía en sus cuentas 32 contratos de exploración y producción suspendidos, número que se trepó a 62 al corte de 18 de diciembre, es decir, hubo un incremento del 87,8 por ciento.
     
    Estos contratos están concentrados en Arauca, Caquetá y Putumayo, que son zonas con prospectividad, pero también hay afectaciones en el valle medio del Magdalena y en el departamento del Huila, entre otros.
     
    La principal causa de esta situación estriba en que la actividad ha sido menor que otros años, debido a factores del entorno que están afectando en forma considerable la industria, el principal de ellos el relacionado con los aspectos de seguridad y, en segundo lugar, los inconvenientes de tipo social (básicamente bloqueos de las operaciones).
     
    “Hay áreas en las que no se puede entrar porque la guerrilla está, porque hay campos minados o porque la sísmica necesita acompañamiento de la tropa y esta no está disponible”, afirmó Mantilla.
     
    Así mismo, algunos atrasos en la actividad exploratoria tienen que ver con los permisos ambientales locales y la consecución de los permisos de los propietarios en los que se van a hacer las operaciones.
     
    La entidad rectora del sector petrolero estima que el año cerrará entre 110 y 115 pozos exploratorios perforados (en el 2013 fueron 115) y que, como máximo, el número de avisos de descubrimiento de hidrocarburos llegará a 30.
     
    Adicionalmente, la industria petrolera dijo que este año no se cumplió la meta de exploración sísmica, pues, a noviembre, se llegó a 35.000 kilómetros equivalentes, frente a un presupuesto anual de 55.000 kilómetros.
     
    Según la encuesta de proyecciones de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), realizada entre 37 empresas, que representan el 88 por ciento de los pozos perforados este año (incluyendo a Ecopetrol), el 47 por ciento de los consultados prevé que bajarán las inversiones exploratorias, el 26 por ciento las mantendrán y el 24 por ciento las aumentarán.
     
    31 MILLONES DE BARRILES NUEVOS PARA LAS RESERVAS
     
    No obstante el complejo año que termina en materia de exploración petrolera, en el 2014 se han protocolizado ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) un total de 12 declaraciones de comercialidad, es decir, que este número de campos entrarán en fase de producción plena una vez cuenten con la licencia ambiental respectiva.
     
    Inicialmente, con estas declaratorias de comercialidad y los programas de evaluación, las firmas operadoras estiman en 30,9 millones de barriles las nuevas reservas probadas iniciales de tales proyectos. Asimismo, ante la ANH hay 18 programas de evaluación, a los que se les debe hacer seguimiento para verificar que las actividades se estén realizando, pues de esto depende su posible paso a comercialidad o al taponamiento y abandono, si el yacimiento no resulta comercialmente viable.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
     
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  • China, EEUU, el petróleo y… ¿y ahora?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Con infomración de Valora Inversiones
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    Fuente: Dinero.com

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  • Científicos: No a perforaciones petroleras en el Ártico

    Artico Ruso(1)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

  • Cómo afecta la caída del crudo a las petroleras

    Barriles 1El recorte del crudo deja en pérdidas a la mayoría de los valores del sector. El nivel actual del petróleo aún no es negativo para Repsol.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: expansion.com

  • Continúa la venta masiva de petróleo ante la superabundancia de reservas

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

    WorkersAntes era uno de los sectores que mejor pagaba. Ahora es de los que más reubicaciones laborales realiza. El ajuste laboral de las empresas alcanzaría hasta un 60 por ciento de sus plantas de trabajo.
     
    Debido al incremento del precio del dólar y el desplome de los precios internacionales del crudo en los últimos meses, la generación de empleo en las principales empresas petroleras a nivel mundial se está viendo seriamente afectada. Colombia no es la excepción. La difícil coyuntura registrada por el renglón de hidrocarburos ubica a los profesionales del sector hidrocarburos en una situación de vulnerabilidad ante la restricción de nuevas oportunidades laborales.
     
    Como compañía líder en reclutamiento especializado de ejecutivos a nivel mundial, Hays Colombia ha podido comprobar de primera mano el proceso de desaceleración económica de la industria petrolera que, según Silviana Vergel, manager de este sector, ha provocado un movimiento natural de despidos masivos de personal, sobre todo, en las zonas geográficas donde se concentran los yacimientos del país. “Dicha situación es producto del recorte en los planes de inversión que han venido aplicando las compañías petroleras en los últimos meses para enfrentar la caída en las cotizaciones del insumo en los mercados internacionales”, puntualiza.
     
    Y es que según la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), el duro impacto de esta coyuntura en el sector petrolero, uno de los motores de crecimiento más importantes de la economía en los últimos diez años, ha dejado ya pérdidas por $4 billones para el PIB y una reducción en la participación que esta industria tiene dentro del crecimiento nacional que pasó del 7 % en 2014 al 6,3 % con el que se proyecta cerrará este año.
     
    “Se cumplen casi diez meses del proceso de ajuste y reacomodación entre el 10 % y el 60 % en donde algunas compañías han tomado decisiones de venta de sus activos, otras, negociaciones de sus compromisos adquiridos con las entidades del Gobierno a cargo o, en los casos más extremos, el cierre de sus operaciones. Todo para el funcionamiento óptimo de la compañía bajo el nuevo panorama y el precio real del petróleo en Colombia y en el mundo”, matiza la gerente de la división de Petróleo y Gas de Hays Colombia. 
     
    Con la disminución radical de los costos de las compañías, el mercado de selección y reclutamiento del sector se enfrenta ahora a un evidente desequilibrio laboral, que tiene que enfrentarse a una baja demanda de vacantes y a una sobreoferta de profesionales. “Se trata de uno de los sectores que mejor paga a sus empleados en altos cargos. Esto lo pudimos ver en el estudio Guía Salarial y tendencias del mercado laboral en Colombia 2014. Sin embargo, hoy la realidad es muy diferente. La mayoría de los profesionales de este sector está afrontando en la actualidad el reto de la reubicación laboral”, afirma Vergel.
     
    Pero si bien la disminución mundial de los precios del petróleo se siente en los diferentes mercados, aún hoy es posible encontrar ofertas con salarios muy atractivos para profesionales con perfiles muy especializados y difíciles de conseguir. “Actualmente, los perfiles más requeridos son los del área de Sistemas de gestión de calidad HSEQ, Social, Producción, Mantenimiento y Financiera. Son puestos capaces de garantizar los estándares y hacer frente óptimamente a las dificultades que se viven en la operación generando rentabilidad”, explica.
     
    En cambio, los efectos de la crisis petrolera sobre el empleo han empezado a perjudicar especialmente a los cargos relacionados con el área de exploración y perforación, en particular a los geólogos, debido a que este tipo de proyectos son los que primero se congelan cuando las operaciones se suspenden, que además de encontrar escasas oportunidades en el mercado local colombiano, deben competir con una fuerza laboral extranjera.
     
    Frente a este tipo de situaciones, la recomendación de Hays a las compañías pertenecientes al sector poner la cara a las adversidades a base de resiliencia con el objetivo de desarrollar las competencias adecuadas para adaptarse rápidamente a nuevas oportunidades de negocio.
     
    “La crisis en el sector petrolero se produce después de años de crecimiento constante. Hay que entender que la industria es cíclica y que la fuerza laboral debe seguir preparándose para asumir los nuevos retos del mercado. Es indispensable que las nuevas compañías se empiecen a ajustar al nuevo precio de la nueva industria Oil & Gas”, concluyó la representante de Hays Colombia.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Cuota de mercado de la OPEP disminuiría en 2020

    Petroleo ExtLa 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
  • Ecopetrol definirá venta de campos menores este año

    Petroleo PeruEn el primer semestre del 2016 se concretaría la enajenación de estos activos.
     
    Aumentar la rentabilidad de los campos petroleros es uno de los nuevos mantras de Ecopetrol. Y en ese sentido, como lo anunciaron en abril de este año, los campos que no generan rentabilidad, o que incluso producen pérdidas, no tienen cabida y serán puestos en venta.
     
    Según lo confirmó el vicepresidente de Desarrollo y Producción de la petrolera, Héctor Manosalva, en estos momentos su equipo está haciendo una evaluación de los 292 campos productores que tiene Ecopetrol para identificar cuáles serán ofrecidos.
     
    Los detalles de cómo se realizará la enajenación de estos activos se están definiendo aún, pero antes de terminar el año se presentará una propuesta oficial a la Junta Directiva, que deberá dar su visto bueno.
     
    “Esto hace parte de la estrategia de transformación de Ecopetrol, y de acuerdo con el calendario prevemos que para el primero o segundo trimestre del próximo año estaremos saliendo con esta oferta al mercado. Ahora estamos construyendo los términos, los paquetes y las condiciones con las que vamos a salir”, precisó Manosalva.
     
    El ochenta por ciento de la producción de Ecopetrol proviene de un tercio de sus campos, lo que quiere decir que casi el 70 por ciento de las instalaciones de la compañía producen bajos volúmenes de crudo.
     
    Incluso, algunos de estos no son rentables con los actuales precios del petróleo.
     
    Según cifras de Campetrol y Wood Mackenzie, reveladas en la presentación del Vicepresidente de Desarrollo y Producción en la XXXII Conferencia Energética Colombiana, organizada por Aciem Cundinamarca, cerca del 17 por ciento de la producción petrolera del país se genera a costos superiores a los 40 dólares por barril.
     
    Es decir, son 170.000 barriles producidos en Colombia los que están al borde de no generar rentabilidad, si se mantienen las cotizaciones actuales.
     
    El objetivo de vender campos menores es concentrar las inversiones de la compañía en activos más productivos y rentables. Algunos proyectos de recuperación secundaria y terciaria están en la lista de los más atractivos.
     
    Además de la venta de activos no estratégicos, la petrolera contempla entre sus alternativas la incorporación de nuevos socios para viabilizar técnica y financieramente algunos proyectos, y la venta de participaciones en empresas que no están estrictamente relacionadas con la actividad principal de Ecopetrol, como es el caso de ISA y EEB.
     
    Producccion Crudo Costo
     
    ACIEM PROPONE VENTA DE CENIT
     
    De acuerdo con Ismael Arenas, presidente de la XXXII Conferencia Energética Colombiana, Enercol, que concluyó ayer en Bogotá, Ecopetrol debería considerar también la venta de una parte de Cenit (su filial de transporte) en su programa de enajenación de activos no estratégicos.
     
    El ingeniero asegura que esto le daría mayor independencia a Cenit, pero también le permitiría a Ecopetrol generar recursos cercanos a los mil millones de dólares, que podrían ser invertidos mejor en otro tipo de proyectos de exploración y producción.
     
    Para Arenas, esta venta se podría hacer a fondos de pensiones, o inversionistas institucionales que estarían interesados en la solidez y estabilidad de esta compañía dedicada al transporte de hidrocarburos.
     
    En anteriores presentaciones de resultados, Ecopetrol ha negado que esté estudiando vender parte de Cenit.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / nohcel
  • Ecopetrol descubre nuevo yacimiento en el Golfo de México

    Según cálculos de la compañía se podrían producir aproximadamente 100 millones de barriles de crudo de los 122 metros que se registraron con presencia de crudo.
     
    Golfo Mexico(México). La petrolera colombiana Ecopetrol anunció el hallazgo de hidrocarburos en el Pozo Rydberg a 120 km de la costa, en las aguas profundas del Golfo de México.
     
    Según cálculos de la compañía se podrían producir aproximadamente 100 millones de barriles de crudo de los 122 metros que se registraron con presencia de crudo.
     
    La excavación del pozo tiene un total de 8 km y el descubrimiento se produjo a los 2 km de profundidad. El pozo se encuentra en el bloque 525, llamado Cañón del Misisipi.
     
    Ecopetrol compartirá los beneficios con sus asociadas en el pozo: Shell Offshore (57,2%) y Nexen Petroleum USA (14,3%) que es filial de la China National Offshore Oil Corporation.
     
    El Golfo de México es parte fundamental del proceso de internacionalización de Ecopetrol. Recientemente se encontró crudo en los pozos Dalmatian y Salmatian del Sur y se adquirieron cuatro nuevos bloques en la zona. Mientras tanto, la empresa continúa evaluando los resultados de este hallazgo y proyecta nuevas exploraciones en los siete bloques restantes.
     
    Ecopetrol es la primera compañía de petróleo de Colombia, de composición mixta, se encuentra en el puesto 128 entre las empresas más grandes del mundo y en el puesto 16 de las compañías petroleras con mayores ganancias según Forbes.
     
    autor
    ANLatam.com
  • Ecopetrol empieza a extraer 46% del crudo nacional con Cusiana y Rubiales

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

    Ecopetrol REn agosto se embarcarán 2 millones de barriles con destino a ese país. El crudo Castilla llegará en octubre al Puerto Kiire, en el sur del país asiático.
    En tres semanas Ecopetrol despachará desde el puerto de Coveñas un cargamento de dos millones de crudo Castilla, que tendrá como destino el puerto Kiire, en el sur de Japón.
     
    Así, la petrolera confirmará su primera venta a ese país, gracias a un negocio cerrado con la firma JX Nippon, empresa perteneciente al grupo JX Holdings, que se dedica a refinar y comercializar petróleo y productos petroquímicos, principalmente en el mercado asiático.
     
    Esta empresa normalmente importa el crudo de proveedores en Rusia y en Oriente Medio. Cuenta con una capacidad de refinación de 1,25 millones de barriles por día en siete refinerías.
     
    Este negocio, que se cocinó durante el primer semestre de este año, hace parte de la estrategia de diversificación de mercados de la petrolera, que también dio origen a una venta de un millón de barriles a la surcoreana Hyundai Oilbank, que se despachó este mes.
     
    Hyundai tiene una capacidad de refinación de 390.000 barriles diarios de crudos pesados e intermedios.
     
    Asia es el principal mercado de exportación de Ecopetrol. En el primer trimestre del año se vendieron 143.000 barriles promedio diario a ese mercado. Sin embargo, los mejores precios de los productores de Medio Oriente y de África han hecho que la petrolera pierda cuota de mercado en ese destino con respecto a las cifras del año pasado.
     
    INICIAN PARADA EN PLANTA DE BARRANCA 
     
    La unidad 200 que procesa el 35 por ciento del crudo de la refinería de Barrancabermeja dejará de operar temporalmente a partir de mañana, por un proceso de mantenimiento, tras el cual podrá refinar crudos pesados.
     
    Para agilizar las obras se contrataron 600 trabajadores. El proceso implica cambiar 90 toneladas de tubería y cableado de la unidad.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Ecopetrol ofrece 20 activos de producción a empresas de petróleo y gas

    Ronda 2016 El proceso de adjudicación a las mejores ofertas económicas se realizará el 30 septiembre mediante una subasta electrónica.

     Los campos tienen un interesante potencial de desarrollo para empresas pequeñas y medianas.
     
    Ecopetrol lanzó hoy en Bogotá la ‘Ronda Campos 2016’, un proceso público y competitivo, que tiene como objetivo ofrecer a las empresas de petróleo y gas la totalidad de la participación e intereses que tiene la Empresa en 20 activos de producción localizados en las regiones del Catatumbo, el Valle Medio y Superior del Magdalena, Llanos y Putumayo.
     
    La ‘Ronda Campos 2016’ se enmarca dentro de la nueva estrategia de Ecopetrol 2015-2020 que está sustentada en la creación de valor sostenible y la operación más eficiente de sus activos. Uno de los objetivos es la rotación del portafolio en busca de la mayor rentabilidad para sus accionistas.
     
    Las oportunidades de negocio ofrecidas tienen potencial de desarrollo en recobro primario y recobro mejorado. Los campos se encuentran cerca de facilidades logísticas, lo que se constituye en un atractivo adicional para empresas pequeñas y medianas de petróleo y gas.
     
    El proceso, que se presentó ante representantes de la industria, es una convocatoria pública dirigida a compañías nacionales e internacionales que deseen afianzar su posición en Colombia o que busquen expandir sus operaciones en el país, lo cual se traducirá en el fortalecimiento del sector de los hidrocarburos.
     
    Las empresas interesadas en aplicar al cuarto de datos, podrán encontrar la información y los documentos relacionados con la Ronda en la siguiente dirección electrónica:
    www.ecopetrol.com.co/rondacampos2016 El proceso de adjudicación a las mejores ofertas
    económicas se realizará el 30 septiembre mediante una subasta electrónica.
     
    Fuente: Paisminero.co / Ecopetrol
  • Ecopetrol realiza seminario internacional de innovación y tecnología en petróleo y gas

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

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

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

    Ecopetrol RFrente al comunicado de prensa publicado por la Contraloría General de la República sobre presuntos hallazgos fiscales relacionados con inversiones efectuadas en los Llanos, y que fueron incluidos por esa entidad en el informe de resultados de la auditoría anual -Vigencia 2015-, la Empresa se permite realizar las siguientes precisiones:
     
    1. Dadas las condiciones geológicas del yacimiento del campo Rubiales en las que por cada 100 barriles de fluidos extraídos, 96 corresponden a agua y 4 a crudo, se requiere viabilizar diferentes mecanismos de disposición de agua de manera técnica y económicamente eficiente.
     
    2. En el marco del contrato de asociación Rubiales Pirirí se realizaron inversiones para el desarrollo del activo que incluyeron la construcción de paquetes de tratamiento de agua y líneas de conducción de fluidos que permiten manejar el agua producida por vertimientos a cuerpos de agua, reinyección al yacimiento o cualquier otra forma de disposición que se defina. Estos paquetes son propiedad de Ecopetrol, hacen parte de la operación del campo y permiten mantener los volúmenes actuales de producción.
     
    3. Basada en estudios técnicos, económicos, legales y ambientales, la asociación Rubiales–Pirirí (Ecopetrol–Pacific Rubiales) definió que se requería contar con otros mecanismos de disposición de agua y el uso agroindustrial resultó como la alternativa más eficiente y sostenible para el desarrollo del activo.
     
    4. Ecopetrol no destinó recursos para la construcción y operación de distritos de riego del proyecto Agrocascada. Las inversiones de la Compañía se enfocaron en la compra de activos para la reducción en los pagos futuros en el proyecto agroindustrial, con el fin de generar el mayor beneficio económico para la Empresa.
     
    5. Todas las inversiones realizadas en el marco del contrato de asociación se realizaron valorando las mejores alternativas técnicas, económicas y ambientales para la Empresa, la región del Meta y el país. Dichas inversiones se realizaron en conjunto por las empresas socias y revirtieron a Ecopetrol de manera gratuita luego de la terminación del contrato de asociación el 30 de junio de 2016.
     
    6. Ecopetrol ha aportado oportunamente la información requerida por la Contraloría con relación a las inversiones realizadas por la Empresa en el marco del contrato de asociación para la explotación del Campo Rubiales, lo que incluye la respuesta a más de 40 solicitudes de información, una visita al proyecto y la entrega de más de 133 mil archivos.
     
    7. Ecopetrol seguirá facilitando la información necesaria a los organismos de control para soportar los beneficios económicos de las inversiones realizadas, así como la buena gestión de sus recursos.
     
    Por: Paisminero.co / CP-Ecopetrol
  • El ‘Fracking’ Aumentaría Reservas En 3.000 Millones De Barriles

     

    Fracking2Un informe de Campetrol se centra en las estimaciones de este tipo de depósitos.

    Un informe que revelará hoy la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol) estima que los depósitos de crudo que se encuentran en los Yacimientos No Convencionales (YNC) son la solución para resolver el déficit de reservas.

    Según este gremio, el estudio indicaría que no solo el país debe apresurar la operación de los YNC, sino que de extraerse este crudo, los remanentes de hidrocarburos podrían extenderse por años. La técnica implementada es la de la estimulación hidráulica, denominada fracking.

    En varios escenarios, Francisco José Lloreda Mera, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), ha explicado que esta técnica no es nueva en Colombia, y ya ha sido utilizada para mejorar el rendimiento de algunos pozos convencionales.

    A su vez ha insistido que la producción de hidrocarburos de YNC debe superar los mitos y falencias que existen alrededor de la técnica.

    El dirigente de este gremio también afirmó que el fracking le permitiría a Colombia tener reservas adicionales de petróleo, las cuales se estiman en 3.000 millones de barriles. 

    OPERACIÓN EN EL PAÍS

    Datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) indican que en el país existen 43 bloques de hidrocarburos con YNC ubicados en Norte de Santander, Santander, Cesar, Antioquia, Boyacá, Cundinamarca y Tolima.

    En contraste, el documento “Q&A Yacimientos No Convencionales”, desarrollado por la ACP, y al que tuvo acceso Portafolio, señala que la estimulación hidráulica (técnica del fracking para extraer petróleo de esquisto) se viene utilizando en el territorio nacional desde hace varias décadas, habiendo sido implementada en cerca de 16 campos petroleros por diferentes compañías operadoras, en cuencas geológicas como: El Piedemonte Llanero, Llanos, valle superior del Magdalena, Putumayo, valle medio del Magdalena, Catatumbo y La Guajira. 

    De ese total, seis bloques hacen parte de los Proyectos de Interés Estratégico para la Nación (Pines), lo cual significa que están entre las prioridades económicas del Estado. Por eso reciben tratamiento especial para que sus procesos de licenciamiento, consulta previa y compra de predios sean más rápidos.

    En la ronda petrolera 2012, la ANH entregó para exploración y producción los primeros bloques de YNC. Ese es el caso de Ecopetrol, empresa que tiene para exploración y producción en YNC tres bloques –dos en asocio con ExxonMobil–, y que el próximo 14 de julio en Barrancabermeja realizará un foro sobre el tema.

    “Con el nuevo Plan Estratégico que se trazará en el 2020, Ecopetrol tendrá en cuenta los proyectos YNC; sin embargo, en los depósitos de estos proyectos está la solución para aumentar las reservas del país”, afirma un vocero de la petrolera a este diario.

    No obstante, no se descarta que los YNC en Colombia inicien operación antes de lo esperado.

     

    Fuente: Portafolio.co 

  • El 2015 inició con una extracción superior en 20 mil barriles diarios frente al promedio de 2014.

    Produccion Crudo 1Producción de Ecopetrol superó los 725 mil barriles diarios en enero y febrero de 2015

    Durante los dos primeros meses del año 2015, la producción de Ecopetrol S.A. (sin incluir las de las empresas del grupo) se ha mantenido por encima de los 725 mil barriles de petróleo equivalente, resultado que se explica principalmente por las producciones récord en campos como Castilla y Chichimene, ubicados en el departamento del Meta, y en el campo La Cira Infantas del Magdalena Medio.

    En enero se obtuvieron en promedio 726.000 bped, mientas que en febrero fueron 725.000 bped. Dichos volúmenes superaron la meta que se había fijado la Empresa para este periodo de 710.000 bped. Además, el resultado representa un incremento de 20 mil barriles por día frente al promedio registrado en 2014 de 705.100 bped.

    De los volúmenes producidos en el primer bimestre del año, el 36% fue aportado por la Vicepresidencia Regional Orinoquía, que agrupa los campos del Meta y Casanare; el 14% por la Vicepresidencia Regional Central, que reúne los campos del Magdalena Medio y Catatumbo; el 5% por la Vicepresidencia Regional Sur, que concentra los campos de Huila, Tolima y Putumayo; y el 45% restante por la Vicepresidencia de Activos con Socios, que incluye activos operados por asociadas donde Ecopetrol tiene participación.

    Este mejor desempeño en producción se explica principalmente por producciones récord en el campo Castilla, operado directamente por Ecopetrol, donde se alcanzó una cifra superior a 124.000 bpd en el mes de febrero, así como el desempeño del campo La Cira Infantas

    (contrato de colaboración entre Oxy y Ecopetrol), que logró producir 40.566 bped el pasado 5 de marzo, una cifra que no se registraba desde 1945.

    Otro factor que ha influido en los resultados es el incremento de la producción en el campo Chichemene, también de operación directa de Ecopetrol, donde se logró producción récord de 85.000 bpd en enero y actualmente registra producciones estables que en promedio se
    encuentran alrededor de 80.000 bpd.

    Igualmente se destacan los crecimientos en los campos Cantagallo y Casabe del Magdalena Medio que en conjunto reportaron un crecimiento de 1.300 bped.

    Además de los esfuerzos operativos para lograr una producción por encima de las metas planeadas, la mejor situación del entorno ha contribuido a estos logros, pues se ha facilitado la extracción y la evacuación de los crudos.


    Por: Paisminero.co / CP- Ecopetrol 

  • El campo La Cira Infantas logró una producción de 40 mil barriles por día

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    por: Paisminero.co

  • El petróleo ronda su máximo de más de un año

    Barriles 1LONDRES (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
  • En 5 bloques Frontera Energy enfocaría operación en 2018

    Frontera EnergyLa petrolera fortalecerá sus labores en los campos Llanos 25, Quifa, CP6, Guatiquía y Cubiro. La meta para los próximos años es tener un aumento sostenido en producción.

    Para el 2018 la petrolera Frontera Energy (antes Pacific E&P) enfocará sus esfuerzos de exploración y producción en cinco bloques, que hacen parte de un primer paquete de 27 áreas (de un total de 41 que posee), con los que buscará fortalecer su actividad en el país.

    Una vez concluyó su proceso de reestructuración financiera, la compañía se dio a la tarea de revisar y analizar desde el punto de vista de costos y desarrollo, cada uno de los activos que posee en el territorio nacional, con el fin de trazar la carta de navegación para el desarrollo de sus actividades en campo.

    Así lo dio a conocer Barry Larson, CEO de la petrolera en el país, quien explicó en la entrega del informe del primer semestre, que para “desbloquear” la operación, se adoptaron medidas como la renegociación de contratos, disposición de activos no esenciales, estudios sobre el potencial exploratorio de campos para su producción, establecimiento de un control de costos continuado, y flexibilización financiera a través de un reordenamiento de la deuda.

    “Estamos entusiasmados con la implementación de actividades exploratorias, con una estrategia diseñada para impulsar el crecimiento en el 2018”, señaló Larson.
    Por su parte, Alejandro Jiménez Ramírez, director de Asuntos Corporativos de la petrolera, reiteró que la meta es mantener la estabilidad de producción en los campos, inclusive aumentarla. “En este momento (septiembre) tenemos una extracción neta de 72.000 barriles y bruta de aproximadamente 100.000”, manifestó.
    OPERACIÓN DE CAMPOS

    Al poner la casa en orden, Frontera Energy identificó que los campos Llanos 25, Quifa, CP6, Cubiro y Guatiquía le podrían dar resultados a corto y mediano plazo por la prospectividad de los yacimientos y potencial de crecimiento en su producción.

    “El nuevo norte de la compañía, es el de ser más conservadora con una operación que lleve a un aumento sostenido en la extracción, más no desbordado”, precisó el vocero de la petrolera. Explicó que para el primer trimestre del 2018, se intensificarán las tareas de exploración en el bloque Llanos 25, y que para ello comenzará la perforación.

    Precisó Jiménez Ramírez que el monto para esta tarea, identificado ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), es que puede oscilar entre US$30 millones y US$40 millones por las condiciones particulares del terreno. “Es una inversión bastante grande, y es directamente proporcional al éxito que tendrá la exploración”, enfatizó. 

    Así mismo, indicó que con respecto a la actividad en los otros cuatro bloques, en el caso de Quifa (40% de Ecopetrol), se inició “una campaña de desarrollo para incrementar la producción en el área”.
    “En los activos que están en el área CP6, en Puerto Gaitán, se realizarán pozos de avanzada (A2), y otros pozos de exploración en el cuarto trimestre del 2018. En Cubiro, Canaguaro, Cachicamo y Cravo Viejo, trabajos de workover y de pozos de avanzada. Y en Guatiquía y Corcel, excavaciones para pruebas de desarrollo”, explicó el vocero de la petrolera. 

    CON ESPECIAL ATENCIÓN

    Sin embargo, para Frontera Energy, según lo señaló el citado vocero, uno de los grandes generadores es Quifa, el cual se divide en dos campos (Quifa Suroeste y Campo Cajúa). 

    “Se identificaron unos potenciales de crecimiento y desarrollo, por esta razón se perforarán 72 pozos, entre verticales y horizontales”, indicó Jiménez Ramírez.
    Según el informe financiero de la petrolera (segundo trimestre y primer semestre), comenzaron los estudios de yacimientos para facilitar la optimización y la ubicación de futuros pozos de desarrollo y evaluar el potencial para diseño de otros más eficientes. 

    “Ahora que estos estudios están a punto de finalizar, la compañía acelerará el programa de desarrollo en el tercer trimestre de 2017”, señala el contenido del informe e uno de los apartes.

    Otro de los campos con la mira puesta es Guatiquía, bloque con “gran potencial” para la generación de crudo liviano, el cual tiene como fin la dilución de crudo pesado, que produce Frontera Energy.

    “La perforación de desarrollo se redujo debido a los estudios de prospectividad que se requieren para asegurar el manejo prudente del mismo”, resalta el informe financiero de la petrolera, y precisa que “el primer pozo inyector en el Campo Ardilla se perforará en el cuarto trimestre del presente año”.
    Otros campos presentes en el radar de Frontera Energy para su operación en el 2018 son Orito y Neiva, los cuales están a punto de dar resultados sobre un plan piloto para la inyección de agua.

     

    Fuente: Portafolio.co

  • En 5 bloques Frontera Energy enfocaría operación en 2018

    Frontera EnergyLa petrolera fortalecerá sus labores en los campos Llanos 25, Quifa, CP6, Guatiquía y Cubiro. La meta para los próximos años es tener un aumento sostenido en producción.

    Para el 2018 la petrolera Frontera Energy (antes Pacific E&P) enfocará sus esfuerzos de exploración y producción en cinco bloques, que hacen parte de un primer paquete de 27 áreas (de un total de 41 que posee), con los que buscará fortalecer su actividad en el país.

    Una vez concluyó su proceso de reestructuración financiera, la compañía se dio a la tarea de revisar y analizar desde el punto de vista de costos y desarrollo, cada uno de los activos que posee en el territorio nacional, con el fin de trazar la carta de navegación para el desarrollo de sus actividades en campo.

    Así lo dio a conocer Barry Larson, CEO de la petrolera en el país, quien explicó en la entrega del informe del primer semestre, que para “desbloquear” la operación, se adoptaron medidas como la renegociación de contratos, disposición de activos no esenciales, estudios sobre el potencial exploratorio de campos para su producción, establecimiento de un control de costos continuado, y flexibilización financiera a través de un reordenamiento de la deuda.

    “Estamos entusiasmados con la implementación de actividades exploratorias, con una estrategia diseñada para impulsar el crecimiento en el 2018”, señaló Larson.
    Por su parte, Alejandro Jiménez Ramírez, director de Asuntos Corporativos de la petrolera, reiteró que la meta es mantener la estabilidad de producción en los campos, inclusive aumentarla. “En este momento (septiembre) tenemos una extracción neta de 72.000 barriles y bruta de aproximadamente 100.000”, manifestó.
    OPERACIÓN DE CAMPOS

    Al poner la casa en orden, Frontera Energy identificó que los campos Llanos 25, Quifa, CP6, Cubiro y Guatiquía le podrían dar resultados a corto y mediano plazo por la prospectividad de los yacimientos y potencial de crecimiento en su producción.

    “El nuevo norte de la compañía, es el de ser más conservadora con una operación que lleve a un aumento sostenido en la extracción, más no desbordado”, precisó el vocero de la petrolera. Explicó que para el primer trimestre del 2018, se intensificarán las tareas de exploración en el bloque Llanos 25, y que para ello comenzará la perforación.

    Precisó Jiménez Ramírez que el monto para esta tarea, identificado ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), es que puede oscilar entre US$30 millones y US$40 millones por las condiciones particulares del terreno. “Es una inversión bastante grande, y es directamente proporcional al éxito que tendrá la exploración”, enfatizó. 

    Así mismo, indicó que con respecto a la actividad en los otros cuatro bloques, en el caso de Quifa (40% de Ecopetrol), se inició “una campaña de desarrollo para incrementar la producción en el área”.
    “En los activos que están en el área CP6, en Puerto Gaitán, se realizarán pozos de avanzada (A2), y otros pozos de exploración en el cuarto trimestre del 2018. En Cubiro, Canaguaro, Cachicamo y Cravo Viejo, trabajos de workover y de pozos de avanzada. Y en Guatiquía y Corcel, excavaciones para pruebas de desarrollo”, explicó el vocero de la petrolera. 

    CON ESPECIAL ATENCIÓN

    Sin embargo, para Frontera Energy, según lo señaló el citado vocero, uno de los grandes generadores es Quifa, el cual se divide en dos campos (Quifa Suroeste y Campo Cajúa). 

    “Se identificaron unos potenciales de crecimiento y desarrollo, por esta razón se perforarán 72 pozos, entre verticales y horizontales”, indicó Jiménez Ramírez.
    Según el informe financiero de la petrolera (segundo trimestre y primer semestre), comenzaron los estudios de yacimientos para facilitar la optimización y la ubicación de futuros pozos de desarrollo y evaluar el potencial para diseño de otros más eficientes. 

    “Ahora que estos estudios están a punto de finalizar, la compañía acelerará el programa de desarrollo en el tercer trimestre de 2017”, señala el contenido del informe e uno de los apartes.

    Otro de los campos con la mira puesta es Guatiquía, bloque con “gran potencial” para la generación de crudo liviano, el cual tiene como fin la dilución de crudo pesado, que produce Frontera Energy.

    “La perforación de desarrollo se redujo debido a los estudios de prospectividad que se requieren para asegurar el manejo prudente del mismo”, resalta el informe financiero de la petrolera, y precisa que “el primer pozo inyector en el Campo Ardilla se perforará en el cuarto trimestre del presente año”.
    Otros campos presentes en el radar de Frontera Energy para su operación en el 2018 son Orito y Neiva, los cuales están a punto de dar resultados sobre un plan piloto para la inyección de agua.

     

    Fuente: Portafolio.co

  • En dos años se conocería cuánto crudo hay en Kronos

    INFOGRAFIA BOLETTEEl plan es perforar en el 2016 un nuevo pozo para definir el volumen del yacimiento.
     
    Si bien las cifras preliminares de Ecopetrol y Anadarko, con respecto al más reciente hallazgo de gas realizado en el mar Caribe, son “halagüeñas”, para definir qué tanto crudo hay en esta área del bloque Fuerte Sur será necesario esperar, al menos, dos años.
     
    Según la información revelada por el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry Garzón, el plan es en el 2016 perforar un segundo pozo, cercano a Kronos.
     
    “Una vez tengamos un segundo pozo podemos tener el ancho y la longitud que puede tener esta formación y esto nos puede llevar a una valoración más precisa”, señaló el ejecutivo en declaraciones a Caracol Radio.
     
    Si se inicia la perforación en el 2016, la información sobre el yacimiento se podría conocer a más tardar en el 2017, según confirmaron a Portafolio fuentes de Ecopetrol.
     
    El barco Bolette Dolphin, con el que se hizo la perforación que concluyó con el hallazgo de un depósito de gas en Kronos-1, se desplazará ahora a Fuerte Norte, a perforar el pozo Calasú-1. De allí se dirigirá a África.
     
    Sin embargo, Echeverry Garzón sostuvo que el objetivo es mantener un buque perforando permanentemente en el Caribe colombiano.
     
    “La tarea apenas comienza, claramente tener dos hallazgos en dos pozos es un éxito muy grande, Ecopetrol incluso dentro de muy poco va a empezar un pozo que se llama Molusco, del cual nosotros somos los operadores”, señaló el Presidente de la petrolera.
     
    CAMINO POR ANDAR 
     
    Las buenas perspectivas en el Caribe no cambian, sin embargo, el mal panorama en el corto plazo para la industria petrolera. Particularmente porque para declarar la comercialidad podrían tardar unos 5 años, y para el desarrollo otros años más.
     
    Por esta razón, los barriles del Caribe no fueron incluidos en el más reciente informe de Coyuntura Petrolera de Fedesarrollo, que estima que a partir del 2016 iniciará una declinación constante de la producción petrolera.
     
    Según los cálculos de Fedesarrollo, este año se logrará una producción de un millón de barriles, como lo estima el Gobierno Nacional en el Marco Fiscal de Mediano Plazo.
     
    Sin embargo, para el 2016 el país produciría 910.000 barriles promedio diario; en el 2017, 880.000 barriles, y para el 2018, 840.000 barriles.
     
    El centro de pensamiento también estima que, por el lado del precio, se dará una lenta recuperación del valor del barril de tal forma que en el 2016 se verá una cotización de 62 dólares; en el 2017 de 67 dólares y en el 2018 de 71 dólares.
     
    Para Fedesarrollo, el ajuste en el negocio petrolero llevará al país a un déficit de cuenta corriente de 6,5 puntos porcentuales del PIB al finalizar este año. Para el próximo año este desbalance podría dejar un faltante de recursos de 0,3 puntos del PIB.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • En vilo unos 5.000 millones de dólares en inversión petrolera por votación en Cumaral

    Petroleros TexasLas compañías del sector no invertirían por la inseguridad jurídica que existe en el país.

    La industria petrolera colombiana está amenazada por una escalada de consultas populares que buscan impedir la exploración y producción, cuando el país necesita aumentar sus reservas para evitar convertirse en un importador de crudo en cinco años, advirtió este lunes un grupo de empresas del sector.

    El anuncio se conoció un día después de que los habitantes de Cumaral, en el departamento del Meta, rechazaron por una amplia mayoría las actividades de exploración sísmica, perforación exploratoria y producción de hidrocarburos. Mansarovar Energy, de capitales chinos e indios, tiene un proyecto en la zona.

    La de Cumaral fue la primera consulta popular sobre la actividad petrolera en Colombia, pero hay al menos otras 20 en curso, lo que amenaza con aumentar la incertidumbre jurídica y aplazar o cancelar millonarias inversiones de empresas, fundamentales para elevar las reservas del país, según el gremio.

    "La incertidumbre jurídica va a conducir a que la actividad exploratoria y de producción en Colombia se venga a pique. No habrá inversión ni exploración si continúa una racha de consultas populares", dijo el presidente de la ACP, Francisco José Lloreda. 

    Las empresas petroleras que operan en Colombia anunciaron en marzo que planeaban duplicar la inversión este año hasta 5.000 millones de dólares, en un esfuerzo por mantener los niveles de producción aprovechando la estabilidad de los precios del crudo, pero Lloreda dijo que por la incertidumbre de las consultas populares algunas revaluarán sus proyectos. 

    La producción colombiana de petróleo ha caído en los últimos años, principalmente por la baja de los precios internacionales del crudo, que llevó a muchas empresas del sector a aplazar proyectos de exploración y de bombeo que no eran rentables. 

    Hasta ahora las consultas populares habían golpeado al sector minero del país. La producción promedio de petróleo de Colombia cayó un 12 por ciento interanual en 2016 a 885.000 barriles al día (bpd) en promedio, desde 1,006 millones de bpd en el año previo. El bombeo está actualmente en niveles similares a los del 2010. 

    El Gobierno colombiano se dispone a presentar al Congreso un proyecto de ley para evitar los choques entre autoridades nacionales y locales por proyectos petroleros y mineros, e impedir que consultas populares los prohíban, pero la agenda parlamentaria, a un año de las elecciones, está concentrada en temas como la implementación del acuerdo de paz con las Farc.

    Por: Portafolio.co

  • Especulaciones disparan volatilidad del petróleo

    OpepBogotá – 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.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Dinero.com

  • Extreman Exigencias Para La Adjudicación De Bloques Petroleros

     

    Petroleros IngPara participar, compañías deberán inscribirse en un registro único y actualizar cada año sus datos.

    Si bien el nuevo esquema de asignación de áreas en las diferentes cuencas petroleras del país,que puso en marcha la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) a través del Acuerdo 2 del 2017, introdujo mecanismos para flexibilizar las condiciones de los contratos en función de los precios mundiales del petróleo, también implicará un aumento en los requisitos previos que deberán acreditar los interesados.

    El Acuerdo, que fue publicado la semana pasada por la entidad, prevé la puesta en marcha de un nuevo registro de proponentes, en el cual deberán ‘matricularse’ las empresas con el fin de quedar habilitadas para los diferentes procesos que se publiquen, que podrán ser varios en un año.

    El presidente de la ANH, Orlando Velandia, le explicó a EL TIEMPO que este registro de interesados será permanente y la actualización de información se hará cada año, periodicidad que también aplica para la actualización de datos relevantes como la composición accionaria de la empresa o consorcio, y su capacidad técnica para ejecutar actividades de búsqueda y producción de crudo y gas.


    Con las medidas, pensadas para evaluar la capacidad jurídica, económico-financiera, técnica y operacional, medioambiental y en materia de responsabilidad social empresarial, se quiere corregir los errores del pasado.

    Principalmente se busca evitar que a última hora lleguen firmas recién creadas a los procesos competitivos y tener el suficiente tiempo para verificar que todos los interesados cumplen con estándares mínimos y que su información se ajusta a la realidad.

    Esto para cerrarles el paso a casos como el de la ronda del 2010, cuando luego de adjudicarle cinco bloques a la firma Montco Energy, la ANH debió revocarlos porque se comprobó que la compañía presentó documentos falsos que acreditaban producción y reservas en el exterior, pero que no eran suyas. 

    De entrada, las 90 petroleras que hoy operan en el país deberán inscribirse en este registro, que sirve como filtro. 

    “No es que acabó de salir un área y me voy a inscribir. En ese caso ya quedaría fuera de base el proponente”, indicó Velandia. 

    Y añadió que la experiencia de las rondas anteriores es que algunas compañías cumplieron algunos aspectos, sobre todo en la capacidad financiera, pero no tenían toda la experiencia técnica que se exige.


    No petroleros también

    Pero adicionalmente, con la actualización de las nuevas reglas de juego, que ahora les da espacio a fondos de capital y otras entidades similares de entrar a la industria, si una firma no petrolera quiere invertir en el negocio no solo deberá hacerlo de la mano de una compañía de exploración y producción, sino que deberán registrar, juntas, un consorcio aparte ante la ANH, cumpliendo con estas nuevas exigencias. 

    En este caso, la ANH confirmó que en cualquier consorcio el socio que acredite la experiencia técnica deberá tener como mínimo el 30 por ciento de participación, buscando que las actividades se ejecuten como se planean. Adicionalmente, según el funcionario, el nuevo modelo parte de un esquema de puntos para acreditar la capacidad financiera de la empresa, el cual está ligado a rangos del precio del petróleo en los mercados mundiales.

    Es decir, a mayor precio del barril se pedirá más capital con el fin de que se haga una exploración mucho más intensiva, mientras en momentos de cotizaciones bajas habrá flexibilidad en los compromisos. 

    Igualmente, el esquema tiene un componente para promover la eficiencia de las petroleras, porque los compromisos ya no se medirán en dinero sino en objetivos de búsqueda, como pozos exploratorios, pozos de conocimiento o sísmica.

    Por ejemplo, antes si una empresa decía que iba a hacer dos pozos en 10 millones de dólares y estos le costaban menos, debía girarle la diferencia a la ANH, una práctica considerada como perversa, pues no estimulaba la eficiencia y castigaba a las petroleras.

    Nuevo esquema de puntos

    Con un esquema de puntos y que está indexado el precio del petróleo, ahora se fijará la capacidad económica que deberán tener las petroleras según las áreas que les interesen.

    Así, en zona continental las áreas maduras o exploradas pedirán 1.500 puntos; las zonas emergentes, 1.200 puntos; y en áreas inmaduras la exigencia será de 1.000 puntos.

    Por ejemplo, si el promedio del crudo en Estados Unidos (WTI) del último año es mayor o igual a 45 dólares y menor de 50 dólares (similar a la cotización actual) la capacidad económica para un área madura sería de 13,4 millones de dólares. 

    Pero si un año después se hace una oferta de bloques y el crudo subió a 60 dólares, la exigencia subiría a 14,1 millones de dólares.

    Las áreas que más capital exigirán serán las de costa afuera, que piden 24.000 puntos, lo que hoy haría que el capital exigido fuera de 214 millones de dólares.

    Un modelo similar rige para definir el valor de inversión exploratoria. Según la cuenca, cada tipo de actividad (pozo exploratorio o de desarrollo) tendrá un puntaje, que se multiplica por el promedio del crudo WTI del último año.


     

    Fuente: Eltiempo.com



     

  • Finaliza con éxito y antes de lo previsto mantenimiento en campo de gas natural Chuchupa en La Guajira

    Se espera que la operación de todo el sistema de producción de gas natural esté en normal funcionamiento a partir de las 3 de la tarde de este 23 de Diciembre.
    Ecopetrol Log
    La Asociación Ecopetrol – Chevron informa que las actividades de mantenimiento correctivo para el intercambio de la turbina del Tren B del sistema de compresión centrífuga del Campo Chuchupa, en La Guajira, culminaron exitosamente y con una anticipación de 24 horas frente a lo inicialmente previsto. 
     
    El sistema de compresión ha superado las pruebas técnicas requeridas y se espera que la operación de todo el sistema de producción de gas natural esté en normal funcionamiento a partir de las 3 de la tarde de hoy, miércoles 23 de diciembre.
     
    La finalización exitosa de estas actividades ya ha sido notificada a los clientes, a los diferentes agentes de los sectores de gas y energía eléctrica en el país, incluidos el Ministerio de Minas y Energía, el Consejo Nacional de Operaciones de Gas Natural y el Consejo Nacional de Operación del Sector Eléctrico, así como a los distribuidores de la Costa Norte que atienden el sector industrial en esta región colombiana.
     
    La Asociación Ecopetrol – Chevron desea reiterar que la decisión de realizar el cambio en la turbina del sistema de compresión en los campos de La Guajira se tomó para mitigar la probabilidad de ocurrencia de un incidente de mayor importancia en el equipo, lo cual podría afectar gravemente el suministro de gas natural en la costa norte y el interior del país.
     
    Por: Paisminero.co / CP Ecopetrol 
  • Internacional - Caída de precios no frenan ambiciosos planes de inversión de tres grandes petroleras

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Americaeconomia.com

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  • Internacional - Empresas almacenan petróleo en el mar para aprovechar una brecha de precios

    BuqueLas grandes compañías y operadores petroleros están guardando millones de barriles de crudo en gigantescas embarcaciones en el océano en un intento por aprovechar al máximo una peculiaridad del mercado.
     
    En lugar de trasladar petróleo de un puerto a otro, un creciente número de buques sirve como depósitos flotantes para empresas como Sinopec Ltd., Mercuria Energy Group y Vitol Group, según fuentes al tanto.
     
    En una situación anómala, el crudo es más barato en el mercado spot, en el que el comprador paga al contado cuando se hace la entrega, que en los mercados de futuros, donde se realizan apuestas a los precios en los meses venideros. Al comprar stocks físicos de petróleo y vender de inmediato contratos a futuro, los operadores se embolsan una ganancia.
     
    Las embarcaciones, que llegan a pesar 550.000 toneladas y miden casi 400 metros de largo, almacenan el crudo hasta que se cierra la posición. Los depósitos en tierra también se están llenando de petróleo.
     
    La cantidad de crudo involucrado en la estrategia ha ascendido a entre 25 millones y 50 millones de barriles desde casi cero en abril, según operadores del mercado y estimaciones de los analistas. El monto equivale a más de uno o dos días de la demanda en Estados Unidos.
     
    Más de 70 millones de barriles fueron almacenados como parte de esta maniobra financiera en abril de 2009, la última ocasión en que los precios spot estuvieron por debajo de los de los contratos a futuro durante un lapso sostenido de tiempo, señala la consultora londinense Energy Aspects.
     
    El aumento en el volumen de crudo guardado en alta mar no ha pasado inadvertido para muchos inversionistas, quienes dicen que es la señal de un exceso global de suministro y augura una mayor caída en los precios, que ya alcanzaron su nivel más bajo de los últimos dos años. "Demuestra que hay una sobreoferta en el mercado a raíz de una demanda débil", afirma Amrita Sen, analista de Energy Aspects.
     
    Mercuria, uno de los mayores operadores de commodities del mundo, contrató en las últimas semanas embarcaciones para trasladar crudo a depósitos ubicados en la Bahía de Saldanha, en Sudáfrica, informaron operadores y analistas. Sinopec, la tercera petrolera del mundo por ingresos, arrendó hace unos días el buque TI Europe, con capacidad para transportar 3,2 millones de barriles y que está anclado frente a la costa de Malasia para guardar crudo. La empresa contempla alquilar otras embarcaciones en los próximos días, según operadores. Hace dos semanas, asimismo, Vitol ofreció vender petróleo directamente desde una embarcación en lugar de desde un puerto, una señal de que la firma también está aprovechando la diferencia entre los precios spot y futuros, dijo un operador de Londres.
     
    Mercuria y Sinopec no respondieron a las llamadas en busca de comentario. Una portavoz de Vitol manifestó que la empresa no comenta sobre sus actividades de compraventa de activos.
     
    El precio del crudo Brent, la principal referencia de los precios mundiales, acumula un descenso de 14% en los últimos tres meses en medio de un incremento en la producción en lugares como EE.UU., Libia, Irak y el occidente de África, y la creencia de que la oferta seguirá superando la demanda.
     
    El precio spot de los contratos Brent en julio cayó por debajo del precio de los contratos para entrega en los próximos meses durante un período sostenido por primera vez desde inicios de 2011. Cuando apareció este patrón, la brecha entre los contratos para el mes más cercano y el mes siguiente era de US$0,50. A fines de la semana pasada, la diferencia había subido a US$2,04, sobrepasando los US$0,70 que analistas y operadores preveían necesarios para que la operación fuera rentable.
     
    Michel Salden, quien gestiona US$600 millones en Harcourt, una administradora de activos de Zúrich, apuesta a que la brecha entre los precios de corto y largo plazo del crudo Brent se seguirá ampliando mientras la demanda siga siendo débil.
     
    "En este entorno, cuesta adivinar la dirección del mercado", observó.
     
    Algunos analistas dicen que el exceso de suministro ya se refleja en el precio actual del contrato Brent para noviembre, que el martes rondaba los US$96,81 el barril.
     
    Aunque la situación beneficia a los operadores físicos de petróleo, el precio más alto de los contratos a futuro podría castigar a muchos administradores de fondos que invierten en materias primas mediante fondos indexados. Los gestores de estos fondos venden contratos a futuro antes de que venzan para no recibir los barriles de petróleo en su puerta. Con tal de mantener una exposición constante, compran el contrato más caro para entrega posterior, lo que erosiona sus retornos.
     
    "Si no persiste, será un importante obstáculo incremental sobre los retornos", reconoce Nicholas Johnson, quien supervisa inversiones en commodities por US$25.000 millones para Pacific Investment Management Co., una filial de Allianz AG ALV.XE -6.18%  .
     
    La transacción tampoco está exenta de riesgos. Si aumentan las tasas de interés o los precios de almacenamiento, los costos pueden borrar las ganancias provenientes de las ventas a futuro.
     
    De todos modos, las empresas tratan de sacar provecho de esta oportunidad mientras dure.
     
    "El almacenamiento de petróleo crudo tiene lugar en el Atlántico, Sudáfrica y Asia", dice Stephen Wolfe, analista sénior de la corredora de materias primas de Houston Trafigura Beheer. "Los superávits regionales crecieron en Asia, África y el Mar del Norte a veces en los últimos dos meses, lo que ejerce presión sobre los precios y vuelve la operación rentable".
     
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com
     
     
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  • Internacional - OPEP no proyecta grandes cambios en la producción petrolera de 2015

    Petroleo 1Durante 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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  • Internacional - Opep podría reducir meta de producción petrolera

    PetroleoUn anuncio del secretario general del cartel de productores indicó que espera que al final de noviembre se dé el recorte.
     
    Los precios del crudo en los Estados Unidos y en Londres rompieron su tendencia de depreciación ayer tras las declaraciones del secretario general de la Organziación de Países Exportadores de Petróleo, Opep, Abdalla El-Badri.
     
    Tras reunirse con el ministro de Petróleo de Rusia, Alexander Novak, el líder del cartel de productores anunció que en el 2015 la producción de la Opep podría ser 29,5 millones de barriles y no los 30 millones de barriles promedio por día que producen en la actualidad.
     
    Esta reducción se daría ante la reducción de la demanda esperada por la misma organización para el próximo año ante el aumento de la producción en los Estados Unidos y una menor necesidad de este país de las importaciones de crudo.
     
    Los delegados de la Opep se reunirán el 27 de noviembre para revisar su política de producción de petróleo. Sería la primera vez, desde la crisis financiera del 2008, que la organización tomara la decisión de disminuir su expectativa de producción.
     
    Los analistas consideraron que los comentarios de Badri equivalen a una señal de que algunos miembros de la Opep están empezando a preocuparse. “Es una señal y es bastante significativa”, dijo el analista de Swedish Energy Agency Samuel Cizsuk. “Es probable que algunos de los miembros de la Opep estén preocupándose un poco por los precios potencialmente más bajos”, afirmó.
     
    El martes, tras las declaraciones, la cotización para los contratos futuros del petróleo Brent, para noviembre, subió 1,17 dólares a 99,05 dólares por barril.
     
    La posición octubre expiró el lunes y se transó por última vez en 96,21 dólares. El crudo Brent acumula pérdidas del 11 por ciento en el tercer trimestre, su mayor caída desde el segundo trimestre del 2012.
     
    Mientras tanto, el petróleo en los Estados Unidos para octubre ganó 1,96 dólares a 94,88 dólares por barril. El secretario general de la Opep le restó importancia a la caída de los precios.
     
    “Todos saben que el precio ha estado cayendo en los últimos dos meses, no creo que esta tendencia continúe. Prevemos que el precio subirá a fin de año”, afirmó. “He visto mucho como los precios suben o bajan y creo que es una fluctuación estacional”, agregó.
     
    DOS RAZONES MÁS
     
    Además de las declaraciones de la Opep, los futuros fueron impulsados, además, cuando la estatal libia National Oil Corp dijo que el yacimiento El Sharara de 340.000 barriles por día redujo levemente su bombeo luego de que misiles impactaron un área cercana a la refinería Zawiy.
     
    Los ejercicios militares de la Otan cerca a la frontera entre Ucrania y Polonia también impulsaron el precio.
     
    ARABIA YA HA PARADO
     
    Arabia Saudita recortó su producción en 400.000 barriles promedio diario en agosto a cerca de 9,6 millones de bpd cuando pareció aplacarse la preocupación por la oferta inmediata de crudo.
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co
     
     
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  • Internacional : ¿Por qué el aumento del precio del petróleo no beneficia a Rusia?

    Petroleo RusiaLa subida de los precios del petróleo provocará una reducción del déficit presupuestario, pero al mismo tiempo perjudicará a los exportadores, haciendo que la producción en Rusia sea menos rentable. En estas condiciones, Rusia no se librará del llamado “síndrome holandés”, la dependencia de la exportación de recursos energéticos.

    En el contexto del aumento de los precios mundiales del petróleo, el FMI ha mejorado sus pronósticos para la recuperación de la economía rusa. Según la organización, en 2016 el PIB del país caerá en un 1,5% en lugar del 1,8% previsto anteriormente, informa el periódico Kommersant. Al año siguiente, en 2017, la economía de Rusia crecerá en un 1 % en lugar del 0,8% declarado anteriormente.

    A pesar de que el aumento de los precios del petróleo conllevará el refuerzo del rublo, el Banco Central no le ve con buenos ojos, ya que en estas condiciones la importación se abaratará drásticamente, algo que hacer peligrar a los exportadores y provocará que la producción en Rusia sea menos rentable.

    Además, el aumento de los precios del petróleo amenaza las posibles reformas económicas. Según declaró anteriormente la presidenta del Banco Central, Elvira Nabiullina, con un precio de 100 dólares por barril el PIB de Rusia no podrá crecer más rápido del 1,5-2% sin que se hagan reformas estructurales.

    Beneficios para el presupuesto. “En el mercado petrolero se han creado unos requisitos previos crear una situación única para esta época: la falta de oferta para satisfacer la demanda”, comenta Stanislav Verner, vicepresidente de IFC Financial Center. Según Verner, las causas se deben a varias circunstancias imprevistas: la activación de los sublevados en Colombia y Nigeria, los incendios forestales en Canadá y la huelga en Catar.

    Como resultado, en las subastas del 20 de mayo en Asia la cotización de los futuros del petróleo Brent del mar del Norte creció en un 0,5% hasta los US$49,1 por barril. El precio alcanzó prácticamente el índice al que se ajusta el presupuesto ruso: US$50 por barril.

    “Naturalmente, la cotización al alza del crudo es algo positivo para incrementar el presupuesto”, comenta el analista de Russ-Invest Semión Nemtsov. Con un precio medio anual de 40 dólares el barril, el déficit del presupuesto de Rusia ascenderá al 4 % del PIB, declaraba la víspera el ministro de Desarrollo Económico de Rusia, Alexéi Uliukáyev.

    Aunque el fortalecimiento del rublo pondrá a los fabricantes locales en una situación difícil. Desde 2014, cuando se produjo una fuerte caída del rublo, se apostó por una política de sustitución de las importaciones, ya que debido al encarecimiento de la importación, los fabricantes rusos se vieron más beneficiados. Es llamativo lo que ocurrió en marzo de 2015; el rublo subió un 10 % respecto a las principales divisas mundiales y el Banco Central se pronunció categóricamente en contra.

    Peligro de estancamiento. Los analistas no esperan una caída drástica de los precios del petróleo en el futuro. “Durante el segundo semestre esperamos una firme recuperación de los precios del petróleo”, comenta el analista de Finam Bogdán Zvárich. Sin embargo, según el experto, hacia finales del año el precio del petróleo Brent será de al menos US$50-US$55 por barril. Es poco probable que la marca Brent supere los US$50.

    Según Iván Kapitónov, profesor de la Escuela Superior de Administración Corporativa de la Academia Rusa de Economía Nacional y Administración Pública, la situación únicamente cambiará si el rendimiento de las compañías de petróleo de esquisto en EE UU resulta poco rentable. Sin embargo, estas compañías están reduciendo sus costes de forma proporcional a la evolución de los precios.

    En una entrevista a RBTH, el rector de la Academia Rusa de Economía Nacional y Administración Pública Vladímir Mau ha declarado que los precios bajos del petróleo brindan al gobierno ruso la oportunidad de llevar a cabo reformas para incrementar la eficiencia económica y reducir la dependencia de la venta de recursos energéticos.

    Si los precios de estos recursos aumentan, el gobierno podría dejar de lado estas reformas. Los consejeros del presidente Vladímir Putin ya han desarrollado un plan para posponer estas reformas estructurales en la economía, informaba el 20 de mayo el periódico Védomosti citando a fuentes propias. Según el periódico, el autor de este plan es el ex ministro de finanzas Alexéi Kudrin, quien asegura que este no es el mejor momento para las reformas.

     

    Fuente: americaeconomia.com / RBH

  • La Rivalidad Petrolera Entre Arabia Saudita E Irán Se Intensifica

    Petroleo ArabeCiudad de México –Arabia Saudita e Irán no ceden terreno en su guerra por la participación en el mercado, pocos días después de que la Opep anunciara una reunión oficiosa para discutir las formas de estabilizar los precios decrecientes del petróleo.


    La Organización de Países Exportadores de Petróleo informó el lunes que sostendrá conversaciones informales al margen de una conferencia en la capital de Argelia el próximo mes. Arabia Saudita, el mayor exportador de crudo del mundo, anunció a la Opep que incrementó su producción petrolera a un récord de 10,67 millones de barriles diarios en julio, según dos personas con conocimiento de los datos. La producción de Irán ha subido a 3,85 millones de barriles diarios, informó la agencia de noticias Fars, citando al ministro de Petróleo, Bijan Namdar Zanganeh. Tal cifra es la mayor registrada desde  2008, según datos recopilados por Bloomberg.

    Esto solo da una señal a los mercados de que los saudíes no están aquí para retroceder, especialmente ante los iraníes que traen más petróleo al mercado”, dijo Abhishek Deshpande, analista de Natixis SA en Londres, en una entrevista televisiva con Bloomberg. “Dudo que se llegue a algún acuerdo concreto a pesar de que existan conversaciones”.

    Arabia Saudita comúnmente extrae más petróleo en el verano para cumplir con la alta demanda energética nacional por el aire acondicionado. El reino también está inmerso en una batalla por una participación en el mercado con su rival Irán y redujo los precios a sus clientes en Asia, el mayor mercado para ambos exportadores. El miércoles, Kuwait también rebajó sus precios a Asia, aumentando el descuento de US$2,65 por barril para septiembre frente a los US$1,70 por barril en agosto.

    Los productores más pequeños de la Opep, que han encabezado los llamados a limitar la producción del grupo, no pudieron hacer nada ante el desplome de los precios que bajaron hasta 50% desde mediados de 2014.

    No se prevé un  acuerdo de congelación

    El último esfuerzo por congelar la producción en abril colapsó después de que Arabia Saudita exigiera que Irán formara parte del acuerdo. Los países de la Opep no están presionando para revivir la propuesta cancelada de abril, dijeron dos delegados del grupo la semana pasada y los analistas no esperan que se llegue a ningún acuerdo. “Estas discusiones planificadas por la Opep podrían ser consideradas  como una posibilidad económica para intentar estabilizar el mercado”, dijo Eugen Weinberg, responsable de materias primas de Commerzbank AG.

     

    Fuente: Larepublica.co

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

    Crudo 2016Bogotá- La locomotora minero energética parece estar avanzando hacia un abismo y nadie se ve realmente interesado en poner el freno para que en 2022 las refinerías, en las cuales se invirtió más de US$9.000 millones en los últimos años, no se queden sin barriles que refinar.
     
    Las últimas proyecciones que hacen Campetrol y la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) muestran que este año la producción llegaría en promedio a solo 885.000 barriles, es decir 12% menos que el promedio de 2015, y en 2022 estaría por debajo de 600.000 barriles. 
     
    La realidad del sector petrolero, como explicó el presidente de la ACP, Francisco José Lloreda, es que la actividad exploratoria y de producción está prácticamente paralizada. Según las cifras de las empresas, en el año solo se han realizado 42 pozos de desarrollo de 450 proyectados por la ANH para mantener la producción por encima de los 900.000 barriles. Estos son los que permiten extraer más barriles de las zonas de producción, que en Colombia tienen un promedio de declinación en el mediano plazo de 15%, según un estudio de la ACP. 
     
    Siendo así, para este año,  “solo un repunte continuo en el precio, sumado al éxito exploratorio en tierra y mar, permitiría que la producción se estabilice alrededor de los 600.000 barriles promedio diarios (bpd) en los próximos años”, explicó Lloreda.
     
    De no ser así, y de continuar el precio en los niveles actuales y la perforación, ACP estima que la cifra llegaría hasta 400.000 bpd para 2022. En cualquiera de los dos casos “la autosuficiencia (cargar las refinerías con crudo colombiano) se perdería para la fecha”, explica el informe. 
     
    “Y esto sería desafortunado ya que, seguramente, el país quedaría expuesto a precios de mercado spot y le tocaría incurrir en costos de transporte y, probablemente, de pago de aranceles, lo que haría el crudo más caro”, aseguró Lloreda.
     
    Ahora, además de los niveles de los precios del crudo “que no han permitido la viabilidad económica de algunos proyectos, la conflictividad social presente en las regiones extractivas ha dificultado la normal operación de las empresas, por lo que la tendencia a la baja se intensifica”, explicó, Rubén Darío Lizarralde, presidente de Campetrol.
     
    Con los bloqueos que tiene Ecopetrol desde el 7 de julio en  Acacías se suman 36 bloqueos a la infraestructura petrolera en el año. Esto ha perjudicado también la exploración y perforación y ha dejado pérdidas por daños de $11.329 millones. 
     
    Según las cifras de los bloqueos que han reportado empresas de bienes y servicios esto ha generado que los taladros y equipos, que cuestan entre US$1 millón y US$5 millones por día el alquiler, hayan estado frenados por 206 días en 2016. 
     
    Siendo este el panorama, el llamado de los gremios es a que el Gobierno tome las decisiones que se requieren para recuperar el dinamismo, “impulsar la exploración, aumentar las reservas, y recuperar la producción”. 
     
    Los daños a infraestructura de Ecopetrol
    Ecope trol envió un comunicado en el cual rechaza los actos de violencia presentados el 7 de julio por “20 desconocidos encapuchados que ingresaron al taladro PX44, en El Triunfo, y ocasionaron daños a los equipos de la localización y pusieron en riesgo la vida de las personas”. Según cuenta la empresa, que aún no ha calculado los daños, los delincuentes lanzaron botellas de gasolina al contenedor de elementos químicos del taladro y ocasionaron un incendio que fue controlado  por el equipo de brigadistas en sitio y bomberos de la empresa.
     
    La opinión
     
    Francisco José Lloreda
    Presidente de la ACP
    “Solo un repunte continuo en el precio, sumado al éxito exploratorio, permitiría que se estabilice cerca de 600.000 bpd en los próximos años”.
     
    Fuente: Larepublica.co
  • Las reservas probadas de petróleo de Colombia bajaron un 13 % en 2015

    Reservas OilLas reservas probadas de crudo de Colombia sumaron 2.002 millones de barriles en 2015, lo que supuso una bajada del 13 % con respecto al año anterior, informó el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

    “El descenso en las reservas probadas se debe a la coyuntura mundial”, detallaron las entidades en un comunicado en el que indicaron que mientras “Colombia registró una caída del 13 % entre 2014 y 2015, países como Brasil y México presentaron un decrecimiento de 22 % y 21 %, respectivamente”.

    El ministro de Minas y Energía, Germán Arce, señaló en el comunicado que la variación de las reservas probadas “es el reflejo del comportamiento de los precios del petróleo” en el mercado internacional.

    El funcionario aclaró que esto “no significa que las reservas desaparezcan sino que han sido reclasificadas”.

    Según las cifras oficiales, el balance total de recursos y reservas de crudo, que incluye reservas probadas, probables, posibles y recursos contingentes, “pasó de 3.970 millones de barriles en 2014 a 4.286 millones de barriles en 2015”.

    La información detalló que las reservas probadas (90 % de probabilidad) sumaron 2.002 millones de barriles; las probables (50 %) totalizaron 613 millones, las posibles (10 %) alcanzaron los 440 millones y los recursos contingentes llegaron a 1.231 millones de barriles.

    “Colombia mantiene un potencial significativo para seguir siendo autosuficiente y poder conservar la soberanía petrolera”, añadió el ministro.

    El comunicado indicó que, según la relación Reservas-Producción (R/P), el país cuenta con 5,5 años de reservas de crudo, teniendo en cuenta los niveles de producción de 2015.

    Las reservas de gas sumaron al cierre del año pasado 4,3 tera pies cúbicos, “lo cual supone una relación R/P de 10,3 años”, según el informe.

    Arce indicó que Colombia ha venido trabajando en un Plan para la Competitividad Petrolera que le ha permitido adaptarse a la “crisis mundial, logrando mantener la presencia y el compromiso de inversión” de las empresas y sostener una media de producción de 1.006 miles de barriles promedio por día durante 2015

    Fuente: Elcolombiano.com

  • Lecciones para una inversión social exitosa

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

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

    Mansarovar 1·La multinacional petrolera cumplió 10 años en septiembre de 2016, con una operación de alta tecnología, caracterizada por la responsabilidad social y medioambiental con el país.

     ·Desde su llegada al país, Mansarovar ha generado más de 900 empleos directos y 5.600 indirectos, así como ingresos para la nación por más de $1.4 billones de pesos en  impuestos y $868.000 millones de pesos en regalías.

    Bogotá, octubre 2016. - Con firmes deseos de seguir invirtiendo en Colombia, la multinacional petrolera Mansarovar Energy le apuesta a continuar creciendo, adquiriendo y localizando tecnología innovadora para llevar a cabo operaciones eficientes y responsables en la exploración y producción del petróleo en el país.

    La multinacional, conformada por Sinopec de China y ONGC-Videsh de India, acaba de cumplir 10 años de operaciones en Colombia y evidencia una clara intención de crecimiento en el país: “Mansarovar llegó para quedarse, así que participaremos en la Mini-Ronda de la ANH 2016.  Existen varias cuencas de interés para nosotros como las que se encuentran en el Valle Inferior del Magdalena y en la zona de Sinu-San Jacinto. Tenemos también interés en evaluar cuencas más maduras y de mayor desarrollo como el Valle de Magdalena Medio, el Valle Superior del Magdalena, Putumayo y Catatumbo”, expresó el CEO de la compañía, el Dr. Harvinderjit Singh.

    En el último trimestre de 2016, Mansarovar se concentrará en emplear técnicasque permitan ser aún más eficientes en la producción –como workovers, sidetracks y water shut-offs–  para cumplir con las metas del año. Para el 2017 se preveen algunos trabajos adicionales de este mismo tipo en los campos de Asociación Nare (en Puerto Boyacá), mientras que en Velásquez (también en Puerto Boyacá) se dará inicio a la expansión de la inyección continua de agua (waterflooding) que implicará una inversión aproximada de US$70 millones entre 2017 y 2018.

    Resultado de la combinación cultural, gerencial y tecnológica de China, India y Colombia, Mansarovar continuará con la implementación y localización de innovadoras tecnologías de recobro en los yacimientos colombianos, eficientes y amigables con el medio ambiente y que permiten sacarle mayor provecho a la producción.

    Mansarovar se ha convertido en un referente en costos a nivel mundial para este tipo de proyectos, gracias a su gente, al desarrollo de un sistema propio de gestión de innovación, su flota propia de equipos de perforación, y el oleoducto que conecta los campos en el Magdalena Medio con la Refinería de Barrrancabermeja.

    Mansarovar celebra así sus primeros 10 años en Colombia con un ambicioso plan de inversión orientado a convertirse en líder en la explotación de crudo pesado a través de tecnologías de recobro térmico.

    Mansaroval Cuadro(1)

    Acerca de Mansarovar

    Mansarovar Energy es una multinacional petrolera creada en el 2006 tras la fusión de los capitales y tecnologías de las compañías estatales de la India, ONGC-Videsh, y de la China, Sinopec. El principal objetivo de la compañía es ser el operador líder en la extracción de crudo pesado en Colombia, a través de la utilización de procesos térmicos para la recuperación de crudo, la generación de valor para sus grupos de interés y la producción de barriles limpios. En Colombia, Mansarovar es la quinta compañía más importante del sector petrolero con una producción equivalente a los 40.000 bpd de crudo pesado a 2015. Actualmente extrae petróleo en siete campos de la región del Magdalena Medio: campo Velásquez y, a través de un contrato de asociación con Ecopetrol, Nare, los campos Jazmín, Moriche, Girasol, Abarco, Under River y Nare Sur.

    Por: Paisminero.co  – Cp Mansarovar

  • Más de $800 mil millones invirtió Ecopetrol en medio ambiente durante 2014

    Area Protegida* Agua potable y reducciones atmosféricas fueron algunos de los rubros más destacados.
    * Más de $29 mil millones se destinaron a la protección y recuperación de bosques.
     
    Las inversiones de Ecopetrol en materia ambiental durante 2014 alcanzaron los $804.716 millones y la mayor parte de los recursos (cerca de $300 mil millones) se enfocó a inversiones operativas como la realización de estudios ambientales, diagnósticos, trámites legales, la instalación de redes de monitoreo y mantenimiento de equipos, entre otros.
     
    El siguiente rubro de inversión ($159 mil millones) se destinó al agua potable y el saneamiento básico representada en proyectos y programas de tratamientos de aguas residuales, construcción y puesta en marcha de obras de abastecimiento de agua potable, y a manejo y disposición de residuos sólidos y peligrosos.
     
    De la misma forma, $60.247 millones fueron invertidos en programas de recuperación y protección del recurso natural aire. En este caso fue para la adquisición de equipos y/o desarrollo de tecnologías para reducir las emisiones atmosféricas.
     
    Cabe destacar que durante 2014 Ecopetrol disminuyó, de manera voluntaria, la emisión de 359.148 toneladas de CO2 equivalente, lo que significó un avance sustancial frente a las 215.314 que se dejaron de emitir en el 2013.
     
    En cuanto al suelo, $109.263 millones se destinaron a programas de recuperación y protección de este recurso natural, como por ejemplo obras físicas de protección (programas de protección geotécnica). La gestión del riesgo y la prevención de desastres contó con $72.881 millones.
     
    Más de $29 mil millones se enfocaron a programas de recuperación y protección de bosques y $9.890 millones más a proyectos de biodiversidad, destacándose las inversiones en programas y proyectos de preservación, conservación y uso racional de la biodiversidad, tanto en el área corporativa como en las zonas operativas de la empresa. Finalmente, $3.321 millones tuvieron como objetivo apoyar la gestión ambiental urbana.
     
    La regional Central de Ecopetrol concentró la mayor inversión con $432.704 millones; la regional Orinoquía invirtió $292.287 millones; la regional Sur $53.545 millones y la regional Caribe, $26.178 millones.
     
    Por: Paisminero.co / CP Ecopetrol 
  • México anuncia que posterga licitación petrolera en aguas profundas

    Plataforma MexMéxico DF. El secretario de Energía de México, Pedro Joaquín Coldwell, dijo que se pospondrán licitaciones en aguas profundas para contratos de exploración y extracción de hidrocarburos y se ajustarán sus términos, después de que la primera que se llevó a cabo quedó lejos de las expectativas del Gobierno.
     
    Coldwell, quien habló en una entrevista televisiva el martes por la noche, dijo que se modificarán reglas que asustaron a potenciales participantes en la licitación realizada a mediados de julio, en la que asignaron sólo dos de los 14 bloques ofrecidos en aguas someras del Golfo de México.
     
    El funcionario dijo que se podrían relajar los requisitos para que uno de los miembros de un consorcio funja como garante y cuente con un capital mínimo de US$6.000 millones para proteger los intereses del Estado en caso de un accidente mayor.
     
    "El tema de las garantías (lo) estamos revisando", dijo Coldwell a la cadena Televisa.
     
    Coldwell dijo también que el Gobierno ajustaría las reglas que prohíben que un consorcio elija a una empresa operadora distinta a la seleccionada inicialmente pero que salió del consorcio. El funcionario indicó que esa condición frustró la presentación de ofertas este mes.
     
    También el Gobierno podría permitir que las empresas hagan una segunda oferta en las licitaciones si la inicial no cumplió con los valores mínimos solicitados.
     
    La subasta realizada el 15 de julio fue la primera de las cinco planeadas en la Ronda Uno, que se extenderá hasta el próximo año y que lleva a cabo el regulador del sector petrolero, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
     
    Coldwell, también presidente del consejo de administración de la petrolera estatal Pemex, dijo que la licitación en aguas profundas en el Golfo de México sería pospuesta para permitir al Gobierno y a las empresas más tiempo para estudiar minuciosamente los detalles.
     
    "Vamos a hacer una evaluación más a fondo para lanzar la convocatoria hacia fines del mes de septiembre, la de aguas profundas, para darnos tiempo a madurar muy bien los criterios porque allí sí no debía de haber margen de error", dijo el secretario.
     
    La CNH había dicho anteriormente que la convocatoria para aguas profundas podría realizarse a finales de este mes.
     
    Coldwell dijo que la quinta fase de la Ronda Uno, pensada para no convencionales, en los que se incluirían yacimientos de shale, ha quedado congelada. "Ahorita la tenemos suspendida para una futura evaluación", señaló.
     
    El Gobierno había dicho previamente que ante la fuerte caída de los precios del crudo reestructuraría la fase de licitaciones de no convencionales debido a los altos costos de producción que tienen.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
  • Ola de fusiones y movidas para 'salvar' al sector petrolero

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

    MaurelpromUna nueva ola de reestructuración de deuda en América Latina va rumbo a impulsar operaciones en tanto muchas compañías no encuentran otra forma de obtener efectivo.

    “La mayoría de las transacciones requieren crédito y, ya sea uno inversor o banquero, tiene que ver cómo lo consigue o no habrá operación”, declaró Jim Allen, responsable de fusiones y adquisiciones en América Latina para Morgan Stanley, en una entrevista dada en Nueva York.

    Las grandes iniciativas de reestructuración incluyen compañías como la brasileña de telefonía móvil Oi S.A., que contrató a PJT Partners para reestructurar 60.000 millones de reales de deuda (US$16.700 millones) después de que fracasó la propuesta de fusión con la división local de Telecom Italia SpA. La petrolera colombiana Pacific Exploration & Production Corp. obtuvo el mes pasado el aplazamiento de algunos de sus tenedores de bonos después de haber incumplido con el pago de intereses. La constructora mexicana Empresas ICA SAB suspendió el pago de US$1.350 millones de bonos en diciembre y está tratando de llegar a un acuerdo con los acreedores.

    La primera ola de reestructuraciones se remonta a 2014, cuando una investigación por presunta corrupción en la petrolera brasileña Petróleo Brasileiro S.A. llevó a la compañía y sus proveedores a estar necesitados de crédito.

    Este mes, cuando el expresidente Luiz Inácio Lula da Silva fue detenido e interrogado en la investigación por corrupción, hubo otra señal de que la estabilidad política todavía no ha llegado a la economía más grande de la región.

    Se prevé que la economía de América Latina en general se contraerá 0,8% este año, luego de una contracción de 1,2% en 2015, de acuerdo con los datos que reunió Bloomberg. Los economistas prevén que la economía brasileña se contraerá 3,3% este año, después de hacerlo 3,8% el año pasado.

    La recesión, la agitación política y la caída de los precios de las materias primas y el petróleo se sumaron al aumento de las tasas de interés, lo que hace que para las compañías sea difícil generar flujo de caja libre. Por lo tanto, las ventas de activos están a la orden del día para cumplir con los pagos de deuda.

    Fuente: Elespectador.com

  • OPEP eleva ligeramente estimación de demanda mundial de crudo para los próximos años

    Barriles 1La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que en el 2014 se rehusó a recortar los suministros pese al exceso de oferta en el mercado.
     
    La demanda global de petróleo de la OPEP subirá en los próximos tres años, de acuerdo a proyecciones del grupo, lo que sugiere que la decisión del 2014 de permitir una caída de los precios para reducir los suministros de productores rivales como Estados Unidos está resultando en una mayor participación de mercado.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que en el 2014 se rehusó a recortar los suministros pese al exceso de oferta en el mercado, dijo en su Proyección Mundial del 2016 que la demanda de su crudo alcanzaría 33,70 millones de barriles por día (bpd) al 2019, lo que representa un alza de 1 millón de bpd respecto a este año.
     
    El reporte muestra que las proyecciones del mercado para los próximos años - desde el punto de vista de la OPEP en su calidad de tercer mayor abastecedor de crudo del mundo - ha mejorado. En el informe del 2015, se esperaba que la demanda por suministros del cartel cayera a 30,70 millones de bpd al 2020.
     
    Sin embargo, la demanda esperada de crudo de la OPEP en 2019 es de apenas 300.000 bpd más de lo que el grupo está bombeando actualmente, en base a las cifras relativamente conservadoras de la organización. La demanda de crudo de la OPEP - aunque subiría en el largo plazo - se mantendría sin cambios entre 2019 y el 2021.
     
    "Se espera que el ambiente de menores precios lleve a un declive generalizado de los suministros de países fuera de la OPEP en el periodo 2016-2017, antes de empezar a subir lentamente de nuevo en el 2021", dijo en el reporte el secretario general de la OPEP, Mohammed Barkindo.
     
    Los precios del petróleo, que ahora se sitúan cerca de US$46 el barril, han caído a más de la mitad desde mediados del 2014. Ya que los ingresos de los productores se han visto diezmados y el exceso de oferta persiste, la OPEP se está volcando a una estrategia de limitar los suministros a fin de apuntalar los valores del barril.
     
    Sólo se prevé una sutil recuperación de los precios del petróleo. La cesta de crudo de la OPEP se calcula en el reporte en 65 dólares por barril para el 2021. El año pasado, la estimación llegaba a 80 dólares para el 2020.
     
    La OPEP indicó además que el petróleo de esquisto de Estados Unidos seguiría siendo la mayor fuente del crecimiento de los suministros fuera de la OPEP hasta el 2030.
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
  • OPEP prevé una menor demanda de su petróleo y apunta a un mayor superávit de suministros

    Petroleo ArabeEl reporte mensual de la Organización de Países Exportadores de Petróleo contrasta con el de la Agencia Internacional de Energía (AIE), que indicó el viernes que los productores que no integran el cártel están recortando su producción a un ritmo mayor de lo esperado.

    Londres. La OPEP predijo este lunes que la demanda global de su petróleo en 2016 será menor de lo previsto, ya que la oferta de productores rivales está demostrando mayor resistencia a los bajos precios, elevando el exceso de suministros en el mercado este año.

    El reporte mensual de la Organización de Países Exportadores de Petróleo contrasta con el de la Agencia Internacional de Energía (AIE), que indicó el viernes que los productores que no integran el cártel están recortando su producción a un ritmo mayor de lo esperado.

    En el reporte, la OPEP indicó que sigue esperando que el suministro de fuera del grupo descienda en 700.000 barriles por día (bpd) este año. No obstante, revisó al alza el nivel absoluto de suministro desde fuera de la OPEP en 2015 y 2016, y aseguró que los esfuerzos de los productores por mantener el bombeo hace más incierta su previsión para el 2016.

    "Hubo una reducción en los costos de producción, sobre todo en Estados Unidos, al igual que un incremento de la cobertura, con los productores prefiriendo bombear con pérdidas en lugar de detener el bombeo", señaló el grupo. "Esto hace que la previsión de suministros fuera de la OPEP en 2016 sea incierta", agregó.

    Como resultado, la OPEP espera ahora que la demanda global por su crudo promedie los 31,52 millones bpd este año, una baja de 90.000 bpd respecto a la proyección del mes pasado. El cártel produjo 32,28 millones de bpd en febrero, citó el reporte según fuentes secundarias, una caída de casi 175.000 bpd respecto a enero, sobre todo por cortes en Irak y Nigeria.

    Arabia Saudita dijo a la OPEP que mantuvo estable su producción en febrero, en 10,22 millones de bpd, después de que el mayor exportador mundial logró un acuerdo preliminar para congelar el bombeo con Venezuela y Qatar, miembros de la OPEP, y Rusia, de fuera del grupo.

    Irán, que quiere recuperar cuota de mercado tras el levantamiento de las sanciones occidentales en lugar de congelar la producción, comunicó a la OPEP que elevó su bombeo a 3,39 millones de bpd, unos 250.000 bpd más que lo estimado por las fuentes secundarias.

    El reporte señala un exceso de suministros de unos 760.000 bpd en 2016 si el grupo sigue produciendo a los niveles de febrero, respecto a los 720.000 bpd implícitos en el informe del mes pasado.

    Fuente: americaeconomia.com / Reuters

  • Opinión – Minería y petróleo: oportunidad de desarrollo

    Sector Minero EnergeticoLas 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

    Campo Rubiales1 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

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

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

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

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

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

    CAYERON LAS GANANCIAS

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Portafolio.co / Reuters

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

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

    Acpt Petr• 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
  • Paros y bloqueos incidirían en la caída de la inversión extranjera en el sector petrolero

    00 Cubapetroleo 16630La cifra llegaría a 4.720 millones de dólares, a niveles del año 2007. Campetrol lo atribuye a circunstancias internas.
     
    La Inversión Extranjera Directa (IED) en el sector petrolero caería este año 42 por ciento a 4.720 millones de dólares, esto tomando como base un precio promedio por barril de 41 dólares, junto con una producción de 885.000 barriles/día y usando como referente estadístico la Balanza Cambiaria del Banco de la República, según un estudio de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol).
     
    Esta cifra no se veía desde el año 2007, época en la que la IED del sector petrolero se ubicó en 4.156 millones de dólares.
     
    La proyección estimada a la baja se generaría por la compleja situación por la que está atravesando el sector petrolero derivada, en primer lugar, del descenso de las cotizaciones del crudo, así como por la inseguridad jurídica que se ha despertado debido a las revocatoria de licencias por parte de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) y a las decisiones de la Corte Constitucional, que ha ordenado el cese de operaciones de pozos productores por presuntos problemas en el desarrollo de la consulta previa.
     
    A esto se le deben sumar los constantes paros y bloqueos por parte de las comunidades (que entre enero y mayo del presente año suman 37), que suspenden las operaciones en los campos, lo cual incrementa los valores de funcionamiento; así mismo, se le deben incluir los altos precios de contratación local de bienes y servicios (que en ocasiones llegan al 500 por ciento más de la tarifa de mercado) y los elevados niveles de tributación en Colombia, asegura el gremio petrolero.
     
    Ronda de Ecopetrol
     
    De otra parte la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) consideró acertada la decisión de Ecopetrol de lanzar una nueva ronda, con 20 activos productivos y con prospectividad exploratoria, en las zonas del Catatumbo, Valle Medio y Superior del Magdalena, Llanos y Putumayo, en momentos en que la producción ha caído en más de 100.000 barriles.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Petroleras Le Apuestan A La Ronda Frecuente De La ANH

    Pet CasanareHoy será socializada por el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

    La apertura de la ronda frecuente de hidrocarburos crea gran expectativa sobre el futuro de la operación petrolera del país. Los presidentes de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros(Campetrol) y la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet), le explican a Portafolio por qué se debe apostar por este mecanismo.

    Francisco José Lloreda

    Presidente ACP

    “Las expectativas de la industria con el nuevo mecanismo de asignación de áreas se centran en la flexibilización de los procedimientos, así como la facilitación de procesos y requisitos para acceder a áreas bajo la nueva realidad de precios y mayor competencia internacional por recursos de capital”.

    “Aún no sabemos cuál es el tipo de asignación que se realizará con las 15 áreas de la ronda en la cuenca Sinú- San Jacinto, una vez conozcamos los detalles de la misma,podremos dar un análisis a profundidad sobre el proceso”.

    Julio César Vera
    Presidente Acipet

    “El mecanismo que permite la asignación frecuente de áreas favorece la operación para la búsqueda de reservas. La eficacia de la fórmula dependerá de los bloques a ofertar. La cuenca Sinú-San Jacinto tiene un potencial interesante, más en gas”.

    “Esto genera compromisos exploratorios y de inversión, y para nuestro sector, se ampliarán las oportunidades laborales. Entre más áreas se oferten, se abren más espacios”.

    “Lo fundamental, es lograr que los contratos se logren con empresas que tengan la capacidad de inversión y de trabajo”.

    La efectividad de la ronda se sustentará en la precisión de la información de cada área".


    Germán Huertas
    Presidente Campetrol

    “La ronda frecuente llega en un momento en que el sector reclama la necesidad inaplazable de explorar, descubrir e incorporar nuevas reservas, ante la precaria autosuficiencia que en crudo y gas tiene el país”.

    “El mecanismo brinda la posibilidad de definir el potencial petrolero de las áreas, reactivará procesos como la adquisición sísmica, perforación de pozos exploratorios y de delimitación”.

    “La prospectividad en la operación mejorará en la medida en que se potencie la perforación de un número significativo de pozos exploratorios por año. El mecanismo ayuda, pero hay que aumentar el número de taladros”.

    Orlando Cabrales 
    Presidente Naturgas

    “Los procesos de asignación de áreas, incluyendo las rondas, son fundamentas para asegurar el abastecimiento de hidrocarburos y la seguridad energética”.

    “Sin embargo, hay que seguir trabajando en que los compromisos de inversión de rondas anteriores se puedan ejecutar resolviendo los múltiples obstáculos en el entorno que enfrentan las compañías. No sacamos nada si asignamos más áreas si las empresas no pueden ejecutar las inversiones”.

    “Esta, es la primera ronda que se hace en el segundo gobierno Santos, que está enfocada en una cuenca (Sinú-San Jacinto) con gran potencial de gas natural”.

    “Y supone que la información de prospectividad geológica en este lugar es suficientemente buena para que sea la primera que abre el nuevo mecanismo de subasta del Gobierno”.

    Fuente: Portafolio.co 

  • Petroleras: las comisionistas las prefieren pequeñas

    PerforacionDe 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 no esperan que el precio del crudo suba

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

    Operadores CrudoPese 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

     

  • Por cuenta de las consultas, Colombia terminará importando petróleo y gas en 5 años: ACP

    Petroleros TexasEl 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

  • Precios bajos del petróleo en el mundo llegarían a su fin

    GraficopetroleoEl ministro de Energía saudí, Jaled al Faleh, estimó el domingo que el ciclo bajo de los precios del crudo está llegando a su fin, gracias a una coyuntura de mercado más favorable. Lea también: La lucha del petróleo por salir del pozo de malos precios
     
    “El actual ciclo a la baja de los precios está llegando a su fin. Y las condiciones del mercado en términos de oferta y demanda mejoran”, declaró Al Faleh en una rueda de prensa en Riad, en la que también estaban presentes sus homólogos ruso, Alexander Novak, y catarí, Mohamed ben Saleh al Sada, presidente de la OPEP. 
     
    Por su parte, el presidente de Venezuela, Nicolás Maduro, que efectúa una gira por Oriente Medio, mantuvo entrevistas  en Riad con responsables saudíes. 
     
    Venezuela, miembro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), enfrenta una grave crisis económica y política, agravada por la caída de los precios del crudo. 
     
    En una anterior etapa de su gira, el presidente venezolano había instado, el sábado en Irán, a reforzar la cooperación entre los países productores de petróleo, miembros o no de la OPEP, para estabilizar los precios.
     
     “Para estabilizar los precios del petróleo, hay que reflexionar [...], aumentar las consultas entre los países productores, OPEP y no OPEP”, declaró Maduro durante un encuentro con el presidente iraní, Hasan Rohani, según el sitio de la presidencia iraní.
     
     “Los países productores deben buscar un acuerdo justo para estabilizar los precios”, agregó. 
     
     'Optimismo' sobre los precios
     
      El ministro saudí Faleh, cuyo país es jefe de fila del cártel exportador, se mostró  “optimista” sobre la evolución de los precios del crudo. 
     
    Destacó al respecto: “la caída de las reservas de Estados Unidos continúa desde hace siete u ocho semanas”. 
     
    Faleh destacó también “las sólidas relaciones” entre el reino saudita y Rusia, primer productor de crudo del mundo, pero no miembro de la OPEP, al aludir a un “acercamiento” entre las posiciones de los dos países sobre el tema del petróleo. 
     
    “Hemos llegado a un nivel inédito en nuestras relaciones y en nuestra cooperación”, se congratuló por su lado el ministro ruso, que se refirió a “una asociación tecnológica sobre nuevos proyectos que serán implementados en un futuro próximo”, según informó la agencia Novosti. 
     
    Novak anunció además una reunión hoy entre la OPEP y Rusia antes de que se celebre la próxima cumbre del cartel, prevista para fines de noviembre en su sede de Viena.
     
     La OPEP reactivó a fines de septiembre el mercado al anunciar un principio de acuerdo sobre un recorte de la producción de crudo por parte de sus miembros, que deberán concretar la medida en esa reunión del cartel petrolero. 
     
     Los precios del crudo, que superaban los US$100 por barril a mediados de 2014, llegaron a caer por debajo de los US$40  a principios de este año. Actualmente oscilan en torno a los US$50 el barril.
     
    La cumbre de Viena buscará un acuerdo entre los principales productores de petróleo para que se recorte la producción diaria en al menos dos millones de barriles.
     
    Irán es el único país que se apartará de este recorte tras argumentar que un alza en los precios es un aliciente para la recuperación de su economía, tras años de crisis y guerra.
     
     
    Fuente: Elpais.com.co
  • Precios del petróleo baja por pesimismo en acuerdo con Irán

    Saudita PetroleoLos 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
  • Proceso de insolvencia de Pacific se hará en Canadá

    Pacific RubialesSupersociedades aprobó que se haga afuera, pero pide información sobre el estado de la empresa.

    En las próximas horas, la Superintendencia de Sociedades notificará oficialmente que accedió a que los procesos de insolvencia de Pacific Exploration & Production (antes Pacific Rubiales Energy Corp.) se hagan en el exterior.

    La decisión compromete a Meta Petroleum Corp. sucursal Colombia, Pacific Stratus Energy Colombia Corp. y Petrominerales Colombia Corp., controladas de forma directa o indirecta por Pacific Exploration & Petroleum, y cuyas matrices están domiciliadas en Suiza, Barbados y Panamá.

    De hecho, los representantes de las tres compañías solicitaron tal procedimiento, el pasado 26 de abril, argumentando que la insolvencia se adelanta de manera conjunta ante la Corte Suprema de Ontario (Canadá).

    En ese proceso, que tiene por objeto la aprobación de un acuerdo de reestructuración sobre la deuda del grupo originada en la emisión de bonos, las subsidiarias en Colombia son garantes.

    De hecho, aclaran que las demás obligaciones adquiridas por el grupo no serán materia del proceso de insolvencia adelantado ante la Corte Superior de Justicia de Ontario, pues serán pagadas en los términos pactados originalmente con cada acreedor. Por esa misma razón, también solicitaron que no se decretara la apertura de un proceso de reorganización de las sucursales colombianas por no estar bajo el supuesto de cesación de pagos.

    La Superintendencia de Sociedades accedió a la petición, pero les está exigiendo a las sucursales de Pacific que entreguen de inmediato los estados sobre su situación financiera y los estados de flujos de efectivo.

    Además, también les exigió los inventarios de activos y pasivos con corte a 31 de marzo del 2016, certificados y suscritos por el revisor fiscal con la correspondiente indicación de las fechas de vencimiento de las obligaciones.

    Dentro de ese paquete, se les pide que certifiquen cuáles de esas deudas tienen carácter de obligatorias a favor de autoridades fiscales, descuentos efectuados a los trabajadores y aportes al sistema de seguridad social.

    Además de las obligaciones pensionales, también se les pide el inventario de bienes dados en garantía, clasificados en necesarios y no necesarios para el desarrollo de la actividad económica de cada sociedad, con la correspondiente valoración reflejada en los estados financieros.

    La Superintendencia de Sociedades considera que con esa información se puede garantizar la transparencia del proceso frente a las actividades de la compañía y de sus sucursales en Colombia. De paso, se sabrá cuál es la real situación financiera del grupo.

    El delegado para procedimientos de insolvencia, Nicolás Polanía, les dio 10 días a las sucursales para entregar la información.

    Fuente: Portafolio.co

  • Producción petrolera fue de 1'002.000 barriles diarios en octubre

    Operadores Crudo1En 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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  • Reviven el campo de gas El Difícil

    Petroleo 332El campo está ubicado en Pueblo Nuevo, Magdalena, y abastece de gas a 16 municipios de ese departamento.

    Después de veinte años de tener cerradas sus operaciones, el campo productor de gas El Difícil, localizado en el valle inferior del Magdalena Medio, volvió a la vida.
    La firma Petróleos Sudamericanos, Petrosud, inauguró este jueves una planta que tuvo una inversión aproximada de 70 millones de dólares, entre la adquisición del campo a Ecopetrol y la construcción del complejo).

    Con esta nueva facilidad, que tiene una capacidad de producción de 10 millones de pies cúbicos de gas diarios, se puede aliviar un poco la estrechez de la demanda de gas del Caribe, en particular en el departamento de Magdalena.

    El gas de la planta se comercializa con Gases del Caribe, que fue la empresa encargada además de construir el gasoducto con el que se puede llevar combustible del campo a cerca de 16 mil nuevas familias de 16 municipios del Magdalena.

    Este campo había cerrado su operación en 1995, después de la imposibilidad de reparar el gasoducto Barranquilla, con el que se evacuaba el recurso de la planta.

    En el 2013, Petrosud adquirió el campo junto con los bloques Entrerríos y Guarimena, en los Llanos.

    En el campo actualmente hay cinco pozos en producción y uno más para reinyección de agua, sin embargo, en total son 36 pozos existentes. Por esta razón El Difícil podría aumentar rápidamente su producción.
     

    Fuente: Portafolio.co

  • Rusia y Arabia acuerdan reducir producción de petróleo hasta 2018

     

    Petroleo ArabeLos dos mayores productores mundiales de petróleo, Rusia y Arabia Saudita, se pronunciaron este lunes en un comunicado conjunto en favor de la ampliación de un acuerdo de reducción de la producción hasta marzo de 2018.

    Este anuncio se produjo tras un encuentro en Pekín entre el ministro ruso de energía Alexandre Novak y su homólogo saudí Jaled Al-Faleh, y antes de una reunión el 25 de mayo de los estados miembros de la Organización de países exportadores de petróleo (OPEP).

    "Los dos ministros convinieron en la necesidad, para lograr una estabilización del mercado, de prolongar los acuerdos (de reducción de la producción) durante nueve meses más, hasta el 31 de marzo de 2018",indican en un comunicado conjunto.

    Rusia y Arabia consultarán con los demás países productores de petróleo antes del 25 de mayo para "llegar a un total consenso" sobre esta prolongación del acuerdo, prosigue el comunicado.

    La Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP) y otros 11 países, incluido Rusia --no miembro de la OPEP--, se comprometieron a reducir su producción en 1,2 millones de barriles diarios durante seis meses desde enero, con la esperanza de sostener las cotizaciones del crudo, hundidas por una oferta excesiva.

    Fuente: Elespectador.com / AFP

     

  • Ruta del Ártico se consolida por exportaciones de petróleo

    Deshielo11El transporte de productos derivados del petróleo -como el fuel, el gasóleo o la nafta- representó el mayor porcentaje al suponer un 67 % de la carga, ya que 31 navíos trasladaron 911.000 toneladas de combustible, lo que preocupa a los grupos ecologistas.

    El deshielo progresivo del Ártico y el transporte de recursos energéticos ayudaron a que la ruta comercial que atraviesa este océano se consolidase en 2013, como indica un estudio del Instituto Ártico.

    El informe, difundido esta semana por ese centro internacional con sede en Washington, reveló que 71 cargueros recorrieron toda la Ruta Marítima del Norte (NSR), cuyo principal trayecto pasa por el océano Ártico, durante los meses de deshielo de 2013, lo que representa un 54,3 % más que el curso anterior.

    Fuentes de Greenpeace afirmaron que "operar navíos que cargan combustible fósil en el frágil y remoto Ártico es intrínsecamente arriesgado y muestra poca consideración hacia los catastróficos impactos de un derrame inevitable en el ecosistema".

    La consolidación de esta ruta comercial coincide con el progresivo deshielo de este océano a causa del cambio climático, ya que la capa de hielo del Ártico registró este verano boreal su sexto nivel más bajo en 36 años, con 5,02 millones de kilómetros cuadrados, según el Centro Nacional de la Nieve y el Hielo de Estados Unidos.

    Sin embargo, estas cifras de navegación distan mucho de las de las principales rutas marítimas mundiales que pasan por los canales de Suez y Panamá.

    En el mismo curso fiscal de 2013 se registraron 12.045 tránsitos de alto calado en el canal panameño, mientras que 16.596 buques de carga franquearon el de Suez.

    El Instituto Ártico afirma que la NSR sigue siendo una ruta comercial "nicho" por el limitado número de viajes verdaderos, ya que "la alta variabilidad interanual del alcance del hielo hace que sea inapropiada para la carga de contenedores".

    Y es que esta ruta está muy condicionada por las condiciones meteorológicas y sólo permite su navegación completa unos pocos meses al año.

    En 2013, la temporada transitable empezó el 28 de junio con la partida del buque ruso "Varzuga", que transportó 13.658 toneladas de diesel, y acabó el 28 de noviembre con el atraque de otro navío ruso.

    Rusia es el principal país interesado en explotar las posibilidades de esta limitada ruta de navegación para exportar los recursos de hidrocarburos del Ártico. Este océano representa solamente un 6 % de superficie terrestre, pero contiene al menos el 20 % de los recursos utilizables de gas y petróleo del mundo.

    Un estudio de la consultora Ernst & Young señala que 43 de los 61 terrenos de extracción de petróleo y gas del Ártico están en territorio ruso.

    El pasado 18 de abril Rusia se convirtió en el primer país en suministrar petróleo del Ártico, lo que provocó la indignación de Greenpeace.

    "El proyecto influirá positivamente en el aumento de la presencia de Rusia en los mercados energéticos internacionales", afirmó entonces el presidente ruso, Vladímir Putin.

    El puerto ruso de Murmansk fue el núcleo de la NSR durante 2013, con 24 barcos con 492.000 toneladas de cargamento que partieron o atracaron en él.

    Además de los productos derivados del petróleo, los principales tipos de carga que circularon en esta ruta ártica fueron minerales ferrosos (15 %), cargamento a granel (7,2 %), carbón (5,5 %) y gas natural licuado (5 %).

    A diferencia de las rutas que circulan por Suez o Panamá, los trayectos de los cargueros que atraviesan la NSR son unidireccionales y la mayoría de barcos se dirige hacia el este.

    Según el Instituto Ártico, esta circunstancia hace que no sea una "ruta comercial madura", sino que funcione como una vía de transporte de las exportaciones.

    El único carguero que realizó la NSR en ambas direcciones en 2013 fue el griego "Propontis", que transportó 79.000 toneladas de nafta de Mongstad (Noruega) a Mizushima (Japón), y posteriormente cargó 109.000 toneladas de gasóleo de Ulsan (Corea del Sur) con dirección a Skagen (Dinamarca).


    Fuente: portafolio.co / EFE


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  • Se logra en el país la perforación más profunda de pozos petroleros

    ExplotacionLa Agencia Nacional de Hidrocarburos junto con la empresa THX Energy sucursal Colombia desarrollan el proyecto en Nueva Granada, Magdalena
     
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y la petrolera THX Energy sucursal Colombia, con el proyecto ANH Plato 1-X-P, lograron la perforación estratigráfica más profunda que se haya logrado en el país, alcanzando los 20.000 pies de profundidad.
     
    El presidente de THX Energy, Carlos Arturo Espinosa, indicó que este proyecto podría ser el más importante de 2014 y 2015 por ser la primera vez que se logra tal profundidad.
     
    "Este proyecto le permitirá al gobierno el rediseño del mapa geológico en el norte del país, lo que lo convierte en el más importante de los años 2014 y 2015. Es la primera vez que se logra en esta clase de actividades tal profundidad en un pozo estratigráfico, así que se podrán desarrollar estudios e investigaciones detallados en la búsqueda de nuevos recursos hidrocarburíferos", afirmó el director de la petrolera.
     
    El uso de un fluido de perforación base aceite fue el que generó el alto desempeño en la perforación del subsuelo, además de la estabilidad en las paredes del pozo y la aplicación de mecanismos para reutilizar el agua industrial.
     
    El proyecto se desarrolla en el municipio de Nueva Granada, en el departamento del Magdalena, y tienen como meta lograr la perforación de 21.000 pies.
     
    Fuente: Elespectador.com
     
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  • Se trata de las compañías THX Energy y la firma Xilópalos S.A.S.

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

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

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

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

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

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

    Compradores Venez

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

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

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

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

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

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

    Fuente:americaeconomia.com / Deutsche Welle

  • Taladros petroleros: solo el 8% se encuentra operando

    Operadores CrudoSegún Campetrol, de los 210 que le entregaron información, únicamente 20 tuvieron actividad.
     
    El informe de taladros de junio de 2016 realizado por la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), revela que al cierre del primer semestre del año en el país están operando 20 taladros petroleros de un total de 210 que reportaron información, es decir, que el porcentaje que está en actividad es del 7,9%.
     
    A pesar de la recuperación de los precios del petróleo durante la primera mitad del año, la cifra de taladros en actividad es inferior en un 74% a la reportada en el mismo periodo del año anterior, cuando 77 máquinas estaban en funcionamiento.
     
    Por su parte, el número de taladros “no operados” (taladros con y sin contrato, los cuales no están en actividad), pasó de 146 en junio de 2015 a 191 en el mismo mes de 2016, lo que refleja un incremento del 31,7% durante el periodo analizado.
     
    En cuanto a los taladros libres (equipos sin contrato y sin operación), estos pasaron de 124 en el sexto mes del 2015 a 163 para igual mes de 2016, lo que refleja un aumento interanual del 31%.
     
    De los 37 taladros que están ubicados en Cundinamarca, hay 36 fuera de funcionamiento y uno en operación, lo que constituye a esta región como la de mayor proporción de inactividad. 
     
    Santander, por su parte, tiene un total de 38 equipos de los cuales solamente hay cuatro en operación; Antioquia, con 13 taladros disponibles, tiene uno realizando trabajos.
     
    Según Campetrol, el panorama evidenciado del comportamiento de los taladros para junio de 2016 requiere que de manera urgente se tomen medidas por parte del Gobierno Nacional que busquen reactivar la perforación en el país con el fin de incrementar la producción, la cual se ubicó para junio de 2016 en los 888.000 barriles por día (bpd), lo que significó una disminución del 1,79% respecto a mayo de 2016.
     
    Así mismo, dice la agremiación que esto “es fundamental para aportar a la incorporación de reservas, las cuales alcanzan, con los actuales precios del petróleo, para 4,5 años, lo que expone a Colombia a la importación de crudo en un futuro cercano”.
     
    Vale recordar que la meta establecida por el Gobierno es de 921.000 barriles de crudo por día; de igual forma, el Ejecutivo espera que la producción del próximo año se ubique alrededor de los 913.000 barriles diarios.
     
    En las cuentas del Ministerio de Hacienda, se estipula que el precio promedio del barril durante el próximo año sea de US$47,5 con lo cual se contribuirá a que el crecimiento del 2017 sea de 3,5%. Vale recordar que luego de recibir campo Rubiales de manos de Pacific Exploration, Ecopetrol anunció que incrementaría las inversiones en perforación con el objetivo de elevar la producción proveniente de allí. 
     
    Según informó la estatal colombiana, se tiene planeado realizar la perforación de alrededor de 1.000 pozos antes de terminar el 2016. Pese a la necesidad que ha manifestado el sector de hidrocarburos de incrementar las inversiones, uno de los mayores recortes presupuestales presentados por el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, para el 2017, es precisamente en el sector de minas y energía. La reducción en los recursos destinados para este es del 33%, superada únicamente por el de agricultura, que será disminuido en un 33,6% frente al del 2015.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Tarifas de transporte de crudo bajarán por orden presidencial

    CarrotanquesA petición de la industria petrolera, el presidente le ordenó a Cenit rebajar los costos para darle otra mano al sector en estos momentos.

    El presidente de la República Juan Manuel Santos se la está jugando toda por la industria petrolera en esta época de crisis: así como ordenó rebajarles la carga tributaria a las empresas del sector, también dio el mandato de tratar de reducir al máximo posible las tarifas de los oleoductos por donde se transporta el crudo.

    Para esto dispuso que el Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Ecopetrol y Cenit (la empresa transportadora) estudiaran fórmulas de los diferentes oleoductos del país.

    Se está estudiando el porcentaje correcto para darle un alivio a la industria en el transporte del crudo, pero es una potestad tanto de Cenit (propiedad de Ecopetrol) como del Ministerio de Minas y Energía. Estamos trabajando para que sea posible y esperamos que en máximo dos semanas haya noticias”, dijo el saliente presidente de la ANH, Mauricio De La Mora.

    Una vieja petición


    A raíz de la drástica caída de los precios internacionales del crudo y de la crisis que desató en el sector petrolero colombiano, la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) había pedido desde junio del año pasado, en una reunión con el Presidente de la República, una reducción de los costos en el transporte del crudo por oleoducto, propiedad en su mayor parte de la Nación.

    Un estudio de Campetrol, que agrupa a las empresas prestadoras de servicios del sector, muestra que transportar crudo por oleoducto desde el Putumayo hasta Coveñas, por ejemplo, cuesta unos 15 dólares por barril, con el agravante que por las características de densidad del petróleo colombiano es necesario mezclarlo con diluyentes como la nafta3, lo cual agrega a los costos aproximadamente dos dólares por barril.

    En una reunión en marzo pasado en la Casa de Nariño, la industria volvió a transmitirle su preocupación al primer mandatario y además le hizo saber que un análisis comparativo con otros países demostró que Colombia se ubica entre el 25 por ciento más costoso en el mundo en términos de transporte y que la no revisión de los costos ponía en grave riesgo la producción de crudo.

    También le dejó saber que en una encuesta el 86 por ciento de las empresas de la industria aseguró estar preocupado por los altos costos del transporte de crudo.

    Así mismo, le manifestó que con los precios actuales del crudo, entre 35 y 40 dólares por barril, muchos proyectos no alcanzan a cubrir la deuda, capex, impuestos, y retorno, por lo que se verían abocados a suspender sus operaciones.

    Para Francisco José Lloreda, presidente de la ACP, el costo del transporte de crudo puede llegar a ser hasta un 50 por ciento de los costos operativos en estos momentos, en donde cada peso cuenta.

    Depende del oleoducto


    Una fuente del sector explicó que las rebajas en los precios del transporte de crudo dependen de cada oleoducto, cuenta mucho el tiempo de haberse construido y de composición del crudo que se transporta, por lo que las rebajas en las tarifas serán muy diferentes en cada caso.

    Cenit es una de las compañías más rentables de Ecopetrol, pues mientras la petrolera dio pérdidas por 3,9 billones de pesos el año pasado, la transportadora logró utilidades por 2,8 billones de pesos, a pesar de la crisis.

    Tanto por el costo de utilización de los oleoductos, como por la carga tributaria del país, un estudio de la consultora Rystad Energy de Noruega, con datos de más de 65.000 campos en el mundo, ubicó a Colombia como el séptimo país más costoso (dentro de los principales productores en el mundo) para producir petróleo, con un promedio de 35,30 dólares el barril.

    Fuente: Portafolio.co

     

     

     

  • Tres de cada diez ingenieros de petróleo están desempleados

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    OPORTUNIDADES EN EL EXTRANJERO

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / NohoraCeledon

  • Utilidades del sector de hidrocarburos bajaron 33 % en 2014

    Campo ThxFueron de $14,4 billones mientras que en 2013 la cifra fue de por $21,4 billones.
     
    Las empresas del sector de hidrocarburos registraron utilidades por $14,4 billones en 2014, lo que representa un descenso del 33 %, en comparación con ganancias por $21,4 billones reportadas el año anterior.
     
    Así lo revela un estudio de la Delegatura de Asuntos Económicos y Contables de la Superintendencia de Sociedades, elaborado con base en los resultados financieros de 676 empresas pertenecientes al sector de hidrocarburos y actividades asociadas.
     
    En 2013, los ingresos operacionales consolidados de estas sociedades habían sido de $151,2 billones, de acuerdo con el informe.
     
    Así mismo, las sociedades del sector de hidrocarburos registraron en 2014 ingresos operacionales consolidados por $151,76 billones, lo que representó un crecimiento del 0,4 % frente a 2013.
     
    La Delegatura aclara que el análisis comprende el comportamiento de cinco subsectores: extracción de petróleo crudo, derivados del petróleo y gas, transporte de petróleo por tubería, ingeniería y comercio. La agrupación sectorial se realizó teniendo en cuenta el tipo negocio de las empresas y su cadena de valor.
     
    De las 676 empresas analizadas, 353 pertenecen al subsector de comercio de combustibles y lubricantes (28 % del total), 190 al de actividades de ingeniería (52 %), 108 al de extracción de petróleo crudo (16 %), 19 al de derivados de petróleo y gas (3 %) y 6 al de transporte por tubería (1 %).
     
    COMPAÑÍAS DE TRANSPORTE DE PETRÓLEO, A LAS QUE MEJOR LES FUE
     
    Las empresas del subsector de transporte de petróleo por tubería presentaron un aumento de 47,7 % en sus ingresos operacionales frente a 2013, al pasar de $5,29 billones en el 2013 a $7,81 billones en el 2014.
     
    En adición a un incremento en ingresos operacionales, en 2014 el subsector de transporte de petróleo por tubería registró un crecimiento en las ganancias netas de 51,2% frente al año 2013, al pasar de $2,53 billones a $3,82 billones.
     
    ¿Y A LAS QUE EXTRAEN CRUDO?
     
    Las entidades del subsector de extracción de petróleo presentaron un crecimiento en activos del 7,5 %, o de $11,29 billones en términos reales entre 2013 y 2014. Estos pasaron de $150,68 billones a $161,98 billones, respectivamente.
     
    Para el año 2014, este subsector registró ingresos operacionales por valor de $92,04 billones. Se destaca un incremento del 57% en los ingresos no operacionales, al pasar de $4,35 billones en el 2013 a $6,84 billones en el 2014.
     
    LAS ACTIVIDADES DE INGENIERÍA TAMBIÉN CERRARON ‘EN VERDE’
     
    El subsector de actividades de ingeniería presentó un aumento del 6,2 % en sus ingresos operacionales, al pasar de $12,27 billones en el 2013 a $13,03 billones en el 2014.
     
    Así mismo, el activo aumentó el 5,8 % o $733.419 millones entre 2013 y 2014, al registrar $13,30 billones en 2014, desde $12,56 billones reportados el año anterior.
     
    OTROS SECTORES
     
    El subsector de derivados del petróleo presentó un aumento de 32,6 % en sus activos, al pasar de $15,21 billones en 2013 a $20,17 billones en 2014. El patrimonio, por su parte, creció 20 % o $949.560 millones del año 2013 al 2014. Por su parte, el activo en el subsector de combustibles y lubricantes aumentó en 2,5 % entre los años 2013 y 2014, al pasar de $10,32 billones a $10,58 billones, respectivamente. Dicho comportamiento es explicado, particularmente, por el incremento en valorizaciones y propiedad, planta y equipo.
     
    Fuente: POrtafolio.co
  • Venezuela y China unen esfuerzos para elevar producción de la Faja Petrolífera del Orinoco

    PDVSA Gas BajoEl plan de expansión involucra a la empresa mixta chino-venezolana SINOVENSA, radicada a unos 300 kilómetros al este de Caracas, en el oriental estado Monagas y en pleno corazón de la Faja Petrolífera del Orinoco.
     
    Caracas. El gobierno de Venezuela aspira aumentar el envío diario de petróleo a China a más de un millón de barriles, a través de un gran proyecto de expansión de las capacidades productivas de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) Hugo Chávez, zona que concentra las más altas reservas de crudo del planeta.
     
    Las petroleras China National Petroleum Corporation (CNPC) y la estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) se esfuerzan para elevar la exportación actual que consta de 600 mil barriles por día (MBD) y así consolidar al país sudamericano como un suministrador confiable de crudo para el gigante asiático.
     
    "La energía que va a requerir China en un futuro está aquí en Venezuela... nosotros queremos asegurarle el suministro independientemente de la situación coyuntural (de los precios petroleros)", afirmó el ministro de Petróleo y Minería, Eulogio del Pino, en un contacto con medios de prensa chinos que realizaron un recorrido por diversas empresas de la FPO.
     
    El plan de expansión involucra a la empresa mixta chino-venezolana SINOVENSA, radicada a unos 300 kilómetros al este de Caracas, en el oriental estado Monagas y en pleno corazón de la Faja Petrolífera del Orinoco.
     
    Inaugurada en el año 2008 y gracias a un financiamiento del Banco de Desarrollo de China (CDB, por sus siglas en inglés) por 4 mil millones de dólares, SINOVENSA es la más grande e importante de las cuatro empresas petroleras binacionales instaladas en la Faja.
     
    Actualmente cuenta con una capacidad de 170 mil barriles por día y espera añadir 105 mil a través de ambiciosas labores de infraestructura.
     
    Dentro de los nuevos proyectos que vienen a aumentar la oferta de crudo a Beijing se encuentra la inserción de una nueva planta de deshidratación y desalación conocida como "módulo de 30 mil barriles" por su importante capacidad para procesar esta cantidad de crudo extrapesado.
     
    En total, el módulo que es operado por trabajadores chinos y venezolanos, podrá sumar a los niveles de producción unos 50 mil barriles diarios de petróleo.
     
    Otras labores de expansión abarcan al estado Anzoátegui, también del oriente venezolano, donde se encuentra la Planta de Mezcla José (PMJ) que tiene como meta duplicar la cifra de procesamiento de 165 mil barriles diarios de crudo extrapesado que provienen de la Faja Petrolífera.
     
    El funcionamiento de PMJ consta de la unión del petróleo extrapesado con crudos más livianos o nafta para garantizar una mayor efectividad en el transporte del hidrocarburo por las tuberías y perfilar los 16° grados API del Merey 16, denominación comercial que recibe el crudo venezolano.
     
    La meta para el año 2017 es que esta planta de mezcla, la más importante de la Faja, logre procesar y mejorar al menos 330 mil barriles por día.
     
    "Además de esto, tenemos un crédito aprobado por el Banco de Desarrollo de China por 5 mil millones de dólares para el desarrollo de otras áreas", dijo el ministro Eulogio del Pino a propósito del impulso que tendrán otras empresas mixtas como Petrourica, Petrozumano y Petrosiven.
     
    Otra de las estrategias para el incremento productivo está asociada con nuevas tecnologías chinas en ingeniería de yacimientos, que permitirán elevar el nivel de recuperación térmica, reduciendo la viscosidad del petróleo e incrementando su volumen.
     
    La asiática CNPC cuenta con un amplio conocimiento en esta práctica, según detalló el titular de la cartera de Petróleo y Minería, quien destacó las bondades de su uso en la FPO.
     
    A la par de las gestiones para aumentar la producción petrolera, China y Venezuela adelantan labores de infraestructura para hacer más eficiente el traslado del crudo desde el país latino y evalúan las oportunidades internacionales para reducir los tiempos de transporte.
     
    "Actualmente, cada 3 días sale un barco súper tanquero desde Venezuela y demora unos 45 días para arribar a suelo chino, vamos a reducir esos tiempos con el canal de Panamá, ahora que está ampliado", dijo Del Pino.
     
    A ello se suma la construcción del Terminal de Almacenamiento y Embarque de Crudos (TAEA) en la península de Araya en el estado Sucre (oriente) cuya culminación está prevista para el año en curso.
     
    También se adelanta en la ciudad de Jieyang, en la provincia de Guangdong, en el sur de China, una refinería conjunta que podrá procesar 400 mil barriles de petróleo provenientes de la Faja Petrolífera del Orinoco, y que según Del Pino ya está en fase avanzada de ingeniería.
     
    "El proyecto de expansión es un proyecto ejemplar entre el gobierno chino y Venezuela que también ha reflejado la cooperación entre los gobiernos y pueblos de nuestros países", dijo por su parte Liang, responsable del proyecto de expansión de crudo extrapesado de SINOVENSA.
     
    La asociación integral bilateral que data de más de 10 años se ha basado en más de 445 convenios de cooperación en distintas áreas, siendo una de las más fuertes el sector petrolero con una facturación que sólo en 2015 sumaba 88 mil 894 millones de dólares.
     
    Fuente: Americaeconomia.com/ Reuters