Los resultados del primer semestre han puesto a Ecopetrol contra las cuerdas. Su presidente, Javier Gutiérrez, ha iniciado una reestructuración y un plan de acción para corregir los problemas. ¿Será suficiente?
Los días que corren son difíciles para Javier Gutiérrez, presidente de Ecopetrol, la empresa más grande de Colombia.
A Ecopetrol le llueven críticas por todos lados. Parecen haber quedado atrás los años dorados, entre 2007 y 2012, cuando la apertura a inversionistas privados fue seguida por un auge extraordinario en el precio de la acción, que llegó a tocar los $5.900. Desde 2012, la tendencia ha sido hacia la baja y en agosto la acción cerró a $3.305. Los analistas señalan que las utilidades están cayendo, el crecimiento de la producción se ha frenado y las reservas siguen siendo una preocupación. ¿Qué está pasando? Las cifras del primer semestre muestran una caída de 10,9% en las utilidades netas, por cuenta de los problemas de producción que disminuyó 5,1%, al pasar de 739.000 barriles diarios a 701.200.
Tan solo en lo corrido de 2014 el precio de la acción ha caído en 10,6% y su ADR en Wall Street ha registrado un descenso similar, los niveles más bajos en los últimos cuatro años.
De otra parte, los rumores respecto a una eventual decisión del Gobierno sobre un cambio en la presidencia de Ecopetrol no son nuevos. A lo largo de los últimos dos años estas historias se han presentado varias veces, para silenciarse y volver a aparecer meses después. En este periodo de elecciones presidenciales y cambio de gabinete se ha especulado hasta el cansancio respecto a la salida de Gutiérrez. Además, otros anuncios profundizaron el mal momento de la acción: al vicepresidente Germán Vargas se le salió que el Gobierno acudiría a la venta de acciones de Ecopetrol para financiar el megaproyecto de concesiones de cuarta generación, ante la caída de la venta de Isagen. Esa afirmación fue posteriormente desmentida por el mismo Gobierno.
Ecopetrol desfila en este momento por un estrecho sendero. Las dificultades operativas se reflejan en una caída en ingresos y utilidades, al tiempo que los bajos resultados de exploración afectan negativamente las expectativas. Sin embargo, la empresa está aplicando toda una reestructuración organizacional y un detallado plan de acción para contrarrestar la situación. El dilema del Gobierno está entre permitir que los planes actuales se lleven a cabo, o intervenir para aumentar los recursos que extrae de Ecopetrol, arriesgándose a generar la percepción de un cambio en el modelo. A pesar de las dificultades recientes, los mercados de capital parecerían confiar en la capacidad de Ecopetrol para retomar el rumbo con las estrategias que ha planteado hasta ahora. Una percepción de cambio en la política del Gobierno hacia la empresa podría tener consecuencias negativas de importancia.
El elevado precio que tuvo la acción hasta el año 2012, que superó ampliamente los niveles correspondientes a los fundamentales de la empresa, se debió sin duda a que el riesgo Colombia ha sido evaluado favorablemente en comparación con otros países de la región, como Brasil. Esto explica que la capitalización bursátil de Ecopetrol haya llegado a superar la de Petrobras en un momento dado, aunque la compañía brasilera tiene un volumen de ingresos más de tres veces superior.
En la actualidad, incluso cuando el precio de la acción de Ecopetrol se ha reducido y es un mejor reflejo de los fundamentales de la empresa, el efecto país sigue siendo importante. En el año 2012 se pagaba por cada acción más de 4 veces su valor en libros. El ajuste de los últimos dos años significa que ahora se paga dos veces el valor en libros. Aun así, este nivel sigue siendo elevado frente a otras compañías del sector, como Petrobras (cuyo precio de acción es 0,78 veces el valor en libros) o Repsol (0,96). En términos relativos, el efecto Colombia sigue siendo un factor importante en el precio de la acción de Ecopetrol frente a las petroleras de otros países.
Por lo anterior, el gobierno colombiano solo puede acercarse a Ecopetrol con pinzas de cirujano. Cualquier iniciativa por fuera de los estándares de gobierno corporativo podría ser interpretada por los inversionistas como una señal de que la política macro en Colombia cambiaría y se convertiría en un factor negativo para Ecopetrol, como lo ha sido para Petrobras en Brasil. Si un cambio en la presidencia de la empresa fuera interpretado como una señal en ese sentido, eso podría ser desastroso para la valoración en bolsa. Nadie discute la autonomía del Gobierno para hacer cambios en la dirección de Ecopetrol, pero debe hacerlo –cuando llegue el momento– dentro del direccionamiento del gobierno corporativo que hoy enmarca la actuación de la empresa.
Por ahora, las expectativas de los analistas indican que existe confianza respecto a que el efecto Colombia seguirá siendo un factor positivo para Ecopetrol. Según los expertos de un amplio grupo de casas de inversión en Colombia y el exterior, el precio actual podría ser un piso para la acción, pues se anticipa un incremento en los próximos meses. El más optimista es el pronóstico de JP Morgan, que ve una posible alza de casi 30% y ha fijado su precio objetivo para la acción en $4.310. Otros analistas esperan valorizaciones más moderadas, entre 10% y 17%. Los menos optimistas consideran que la acción ha alcanzado su precio de equilibrio. Ninguno de los analistas especializados prevé que la acción siga cayendo. Si estos expertos están en lo cierto, el bajonazo de Ecopetrol en el mercado de renta variable sería un asunto del pasado.
Dificultades operativas
Ecopetrol ha tenido en el último año y medio una mala racha y dificultades operacionales que han afectado los resultados de producción. Entre enero y agosto de este año, Ecopetrol dejó de producir 63.000 barriles por día. A un precio promedio de US$100, eso significa que en la primera mitad del año la empresa dejó de producir más de US$1.000 millones.
Las causas de esta situación fueron, primero, el cierre durante prácticamente mes y medio del oleoducto Caño Limón-Coveñas; segundo, el cierre temporal del oleoducto Transandino y, tercero, los bloqueos de comunidades a las operaciones de algunos pozos, debido a complejas negociaciones laborales y de contratación de servicios (tan solo en el Meta hubo una parálisis de dos meses en el primer semestre por esta razón), así como limitaciones ambientales.
Si no hubiera sido porque los precios del crudo se han mantenido elevados, el impacto en las finanzas habría sido aún más drástico.
Los problemas de producción durante el primer semestre fueron más críticos en Ecopetrol que en otras petroleras como Pacific Rubiales, que registró un crecimiento de 15% en su producción de crudo.
Todo lo anterior ha desembocado en una profunda reestructuración administrativa, que el propio Gutiérrez puso en marcha este año. Se creó una Dirección General de Operaciones, de la cual dependen las vicepresidencias de exploración, transporte, producción y desarrollo y downstream. Se ha especulado respecto a que la llegada de Camilo Marulanda a esta Dirección es parte de un proceso que busca cultivar a un sucesor para Javier Gutiérrez desde el interior de la empresa.
Además, fueron creadas vicepresidencias regionales, con el objetivo de lograr mayor velocidad y eficacia en la toma de decisiones en campo. Son las vicepresidencias Sur, Costa Caribe-Costa Pacífica, Central y Orinoquia.
De acuerdo con Gutiérrez, el objetivo de esta nueva estructura es mejorar la operatividad de la compañía en el activo más importante que tiene hoy: su producción en Colombia (ver entrevista página 48). Sin embargo, también tiene en la mira la búsqueda de reservas fuera del país, y México –que hoy suena como uno de los más fuertes competidores de la inversión del sector para Colombia– podría ser un interesante destino de sus recursos y llevar la participación de la operación en el exterior a doble dígito.
Minhacienda tiene la palabra
Una de las preguntas centrales para este año y el próximo es qué va a pasar con el dividendo de la compañía. Es claro que este año las utilidades podrían caer de manera importante. Los más conservadores estiman que la caída en la producción se podría reflejar en una caída de utilidades de unos $2 billones en todo el año. Ese es un tema de gran importancia para las finanzas públicas. La reforma tributaria que el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, está a punto de radicar en el Congreso, está orientada en una parte importante a compensar los menores recursos que recibirá el Gobierno por cuenta de Ecopetrol y, en general, el sector petrolero.
De otra parte, como lo advirtió la división Business Intelligence de Publicaciones Semana, Ecopetrol tampoco ha logrado avanzar en nuevos descubrimientos, lo que ha empezado a generar dudas sobre el futuro de las reservas. La petrolera está obligada a cumplir su meta de producción de un millón de barriles diarios si quiere mantener la credibilidad ante los mercados. Sin embargo, si logra esa meta y no aumenta sus reservas terminaría con su stock de crudo en cinco años. Es fundamental que la compañía registre también avances claros en sus metas de exploración.
Las menores ganancias también podrían obligar a realizar cambios en las políticas de dividendo de la compañía. Ecopetrol es una de las firmas que más utilidades reparte entre sus accionistas. En el promedio de esta industria, por cada $100 en ganancias las petroleras reparten $40 entre sus accionistas. En Ecopetrol, el 80% de las ganancias se distribuye, básicamente porque el principal accionista, el gobierno colombiano, enfrenta dificultades financieras todos los años.
Algunos analistas consideran como antitécnica la distribución de ese nivel de dividendos, al compararse con el benchmark de la industria, más aún cuando requiere recursos para inversión y agregar rápidamente nuevos barriles de crudo a sus reservas. Según ellos, con esta decisión se busca suplir la falta de recursos propios que no está destinando a la inversión. “Y es el Estado, que se envició de vivir de las rentas petroleras, el que define el dividendo. En el sector, la distribución de dividendos es de entre 40% y 50%, si le saca más de eso es como si a una vaca lechera le empezaran a sacar, al tiempo, también carne”, dice uno de ellos.
Todo indica que uno de los efectos de esto está relacionado con la decisión de empezar a salir de sus activos no estratégicos. El primero es la participación del 6,87% que tiene Ecopetrol en la Empresa de Energía de Bogotá y cuyo valor podría superar $1 billón. “Por un lado, los dividendos no le generan déficit y, por el otro, vende activos. Es mantener dividendos con ingresos transitorios producto de una privatización y eso hacia el futuro tiene problemas”, agrega.
En 2015, seguir con este ritmo en el giro de utilidades implicaría tensiones difíciles para la petrolera. Desde una perspectiva puramente empresarial, sería contradictorio repartir un porcentaje de utilidades tan alto, justo cuando la empresa necesita capital para invertir en exploración y desarrollar sus grandes proyectos.
¿Cuál será la posición del Ministro de Hacienda ante la junta de accionistas de Ecopetrol en marzo próximo? Allí, el Gobierno dará un mensaje claro frente al papel que ve para la empresa dentro del balance fiscal del país hacia el futuro.
La estructura de gobierno corporativo que se creó en 2007 implica que en el comité de directores de Ecopetrol están, aparte de los ministros de Hacienda y Minas y el Director de Planeación Nacional, otras personas que representan los intereses de accionistas diferentes al Gobierno, como Gonzalo Restrepo, Roberto Steiner, Luis Fernando Ramírez y Jorge Pinzón. Todos tienen suficiente peso como para mostrarse independientes frente a una decisión del Gobierno que pudiera ir en contra de los intereses de la firma.
Ecopetrol necesita enfrentar los problemas operativos que han frenado sus resultados en los últimos tiempos y la actual administración ha puesto en marcha un plan para lograrlo. De la efectividad de este plan, y de la estabilidad de las relaciones entre Ecopetrol y el gobierno colombiano, dependen el futuro de la empresa y los resultados para los accionistas.
(continúa...)
El desarrollo de la industria offshore (costa afuera) en el Caribe colombiano será un eje fundamental para el futuro crecimiento económico de la región, y a largo plazo permitirá la consolidación de los centros logísticos para atender los requerimientos de las empresas que realizarán millonarias inversiones en el sector.
sumados al de Kronos, comprueban la existencia de una provincia gasífera en el mar Caribe, frente a las costas de Córdoba, y además demuestran el gran potencial que hay en la región para costa afuera, especialmente de gas. Este desarrollo está asociado con la ubicación de bases en el continente desde las que se manejen las gigantescas operaciones que moverán inversiones calculadas en más de 1.400 millones de dólares.
Expertos aseguran que los hallazgos son apenas un primer paso en el camino que se debe recorrer hacia la meta final, que es extraer y comercializar los hidrocarburos que se encuentran en los yacimientos, lo que a su vez, depende de la viabilidad técnica y financiera de estas operaciones. Se trata de un proceso que tomará entre siete u ocho años.
Datos del Ministerio de Minas indican que de 35 pozos de exploración en Colombia, 13 tienen vocación de gas, y de esos 5 están costa afuera.
“Si la campaña exploratoria sigue confirmando el potencial de recursos del Caribe, esto podría cambiar la historia de la industria petrolera colombiana, de la región y de Barranquilla”, señala el ministro de Minas y Energía, Germán Arce.
Con la visión de lo que viene, en Barranquilla y Atlántico desde hace cuatro años comenzó a gestarse una alianza entre los sectores público y privado de la ciudad representados en la Alcaldía Distrital, la Gobernación, la Asociación Nacional de Empresarios (ANDI) seccional Atlántico, la Cámara de Comercio de Barranquilla (CCB) y ProBarranquilla, con el respaldo del Ministerio Minas. Este trabajo ya ha comenzado a dar frutos para la cuidad, pues Repsol ubicó en la Zona Franca Palermo su base en tierra para la exploración del pozo Sirulo, al tiempo que Ecopetrol y Anadarko también anunciaban que tendrían sus centros logísticos en esta zona para sus actividades exploratorias costa afuera.
El gerente seccional de la ANDI, Alberto Vives, asegura que la apuesta de este trabajo conjunto es que la ciudad y el departamento se convierta en un centro energético, atrayendo inversiones no solo de empresas del sector de hidrocarburos sino también de energía y otros relacionados.
Afirma que desde la perspectiva país, es importante contar con un marco regulatorio claro, eficiente y visionario, y destaca que Colombia ha venido preparándose desde sus instituciones para hacer frente a este reto.
“Se viene trabajado de una forma abierta y en las instituciones se encuentra receptividad frente a la búsqueda de soluciones. Sin embargo, por la falta de un mayor conocimiento sobre las operaciones offshore de oil and gas, persiste la respuesta reactiva en materia regulatoria, reconociendo que se dan procesos de respuesta positivos debemos superar la tendencia y trabajar proactivamente”, señala el ejecutivo.
Los gremios de la ciudad consideran necesario que se generen los espacios para entender y dimensionar el reto que tiene Colombia como país con el fin de generar un marco de trabajo que facilite e incentive el desarrollo de esta industria.
En cuanto a la instalación de la cadena de abastecimiento requerida para dar soporte a esta nueva industria Vives dice que se deben considerar los requerimientos logísticos, tanto en la etapa exploratoria como en caso de éxito en la etapa de desarrollo.
“Debemos entender que la competencia no está entre nosotros, es decir, entre Cartagena, Riohacha, Santa Marta o Montería. Nuestra verdadera competencia está en México, Estados Unidos, Brasil, África, entre otros. Debemos ofrecer un territorio competitivo, para poder competir por esos recursos, que tienen las compañías operadoras, que son limitados, con el fin de mantener esas inversiones y desarrollos en el país”, analiza el dirigente gremial.
La preparación debe seguir. La presidenta de la Cámara de Comercio de Barranquilla, María José Vengoechea, señala por su parte que el hecho de que las grandes petroleras hayan elegido a Barranquilla para sus operaciones es “fruto de las acciones y el trabajo que se ha realizado en la ciudad”.
Precisa que la labor no ha terminado, pues sigue la preparación de la ciudad para lo que viene que es la etapa de extracción.
Fuente: elheraldo.co
La petrolera adquirió participación en dos licencias de exploración de aguas profundas.
La petrolera noruega Statoil ha expandido su presencia en Colombia adquiriendo participaciones en dos licencias de exploración en aguas profundas de la española Repsol, dijo el jueves la compañía.
Statoil comprará el 10 por ciento de Repsol en Tayrona, un campo que es operado por la brasileña Petrobras, que incluye el pozo de exploración Orca-1 que está siendo perforado en la actualidad y el 20 por ciento en Guajira Offshore 1, operado por la compañía española.
Los acuerdos, de los que no se dieron detalles financieros, están pendientes de la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia.
Fuente: Portafolio.co / EFE
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Campetrol contó 87 taladros en funcionamiento de los 114 contratados en el octavo mes del año.
Aunque el desempeño del sector petrolero sigue sin recuperarse del choque de los bajos precios internacionales, este año tiene mejores perspectivas que en 2016, que permitirían anticipar una mayor inversión en el corto plazo.
Uno de los indicadores más importantes para la industria y sus perspectivas de producción tiene que ver con el número de los taladros activos por parte de las empresas, que creció 76% en agosto, de acuerdo con los datos de Campetrol.
En agosto, el gremio de servicios petroleros reportó que 87 taladros estuvieron en funcionamiento en el octavo mes del año (de los 114 que fueron contratados), mientras que en el mismo mes del año pasado apenas se contaron 24 funcionando.
Germán Espinosa, presidente ejecutivo de Campetrol, dijo que esto se traduce en una situación alentadora, pues “la actividad de los taladros constituye un indicador que permite avizorar un mejor panorama en materia de incorporación de reservas”.
De acuerdo con Espinosa, esta perforación de pozos exploratorios, así como por los pozos de desarrollo “permiten mantener los niveles de producción”.
De hecho, si bien la producción de crudo ha sufrido una fuerte contracción, los últimos meses se ha recuperado y está por encima de 856.377 barriles diarios, según el Ministerio de Minas y Energía, y está por encima de la meta del Gobierno Nacional, de una extracción de 840.000 barriles al día.
Este panorama de estabilidad para la industria petrolera permite, según Sergio Olarte, director de estudios económicos de BTG Pactual, “ver un aumento en la inversión que tiene como destino la exploración de nuevos hidrocarburos”.
El informe de Campetrol destacó que hay 39 taladros de perforación operando, mientras que en agosto de 2016 se registraron nueve, lo que se traduce en un crecimiento de 387,5% frente al año pasado.
Frente a los taladros dedicados a la producción y trabajos al interior de los pozos, se registraron 48 activos, dato relevante si se tiene en cuenta que en total fueron contados 100 pozos de este tipo, con un crecimiento de 200% frente a los taladros activos en agosto pasado.
Esta actividad se refleja en el crecimiento de los pozos activos en 2017. En el caso de los exploratorios, se cerró agosto en 33 pozos, lo que constituye 66% de la meta fijada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de 50 pozos este año.
Estos indicadores son el reflejo del crecimiento de 3,8% en la producción de crudo en el país, hecho que no se ve reflejado en la producción de gas, que en agosto llegó hasta los 861 millones de pies cúbicos, con una contracción de 12,2% y una disminución continua que completa ya nueve meses.
Espinosa concluyó que “el aumento de la actividad, sin duda redundará en un mejor desempeño del sector que podrá realizar aportes más sobresalientes a la economía nacional y regional que los observados en 2016”.
Este es uno de los principales retos del sector, si se tiene en cuenta que el PIB de minas y canteras para el segundo trimestre se contrajo 6%, jalonado por un decrecimiento de 5,4% la actividad petrolera en este periodo, la cual, según los expertos, podría mejorar en lo que queda de 2017.
¿Cómo van las ventas externas de petróleo?
De acuerdo con el informe de Campetrol, las ventas de petróleo al resto del mundo “continuaron desacelerándose hasta presentar una variación negativa anual de 3,5%”, según los datos del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (Dane). Para el gremio, esto es una señal de que “aunque la producción aumentó en el último mes, una mayor proporción del crudo se estaría quedando en Colombia”. Por su parte, la IED del sector tuvo una contracción de 47%, en el primer trimestre del año.
Fuente: Larepublica.co
Exxon, Shell, BP y Chevron tienen una deuda combinada de US$184.000 millones
Mientras afrontan los bajos precios del petróleo, algunas de las mayores empresas de energía del mundo cargan con niveles récord de deuda, lo que alimenta las preocupaciones sobre su capacidad para repartir dividendos y encontrar nuevos barriles de crudo.
Exxon Mobil Corp., Royal Dutch Shell PLC, BP PLC y Chevron Corp. acumulan una deuda neta combinada de US$184.000 millones, más del doble que en 2014, cuando los precios del petróleo comenzaron una brusca caída que tocó fondo a principios de este año, cuando el barril se cotizaba a US$27. Los precios del crudo han rebotado desde entonces, pero todavía rondan US$50 el barril.
Los crecientes niveles de deuda son un recordatorio del impacto que una caída de precios de dos años ha tenido en la industria. Hace una década, estas cuatro empresas comparecieron ante el Congreso para explicar sus “ganancias extraordinarias”, pero hoy su flujo de caja normal no alcanza para cubrir sus gastos.
Los ejecutivos de BP, Shell, Exxon y Chevron han asegurado a los inversionistas que en 2017 generarán suficiente dinero en efectivo como para pagar nuevas inversiones y por dividendos, pero algunos accionistas son escépticos. En la primera mitad de 2015, según un análisis de The Wall Street Journal, esas empresas quedaron US$40.000 millones por debajo de aquel objetivo.
“A la larga algo va a ceder”, dijo Michael Hulme, gerente del Carmignac Commodities Fund, un fondo de US$550 millones que posee participaciones en Shell y Exxon. “Estas empresas no serán capaces de mantener los dividendos actuales [con los precios del barril de entre US$50 a US$60]. Es insostenible”.
BP ha dicho que espera el año que viene financiar sus operaciones, realizar nuevas inversiones y cumplir con su dividendo con un precio del petróleo de entre US$50 y US$55 el barril.
La deuda se acumula a pesar de los recortes de miles de millones de dólares en nuevos proyectos y en las actuales operaciones. La cancelación de los préstamos podría pesar sobre las empresas durante años y limitar su capacidad para hacer otras inversiones y para seguir bombeando cada vez más petróleo y gas.
“Simplemente no están gastando lo suficiente como para aumentar la producción”, dijo Jonathan Waghorn, cogerente de cartera en Londres para el Guinness Atkinson Asset Management Inc., que ayuda a supervisar más de US$400 millones en una gama de fondos de energía, incluyendo acciones de Exxon, BP, Chevron y Shell.
Las compañías petroleras dicen que tienen muchas herramientas a su disposición para pagar su deuda, incluyendo la venta de activos, la oferta a los accionistas de más acciones en lugar de un dividendo en efectivo, y el seguir reduciendo costos. Tasas de interés históricamente bajas están ayudando a aliviar un poco el dolor.
También dicen que estos niveles de deuda son transitorios, mientras las empresas se reestructuran, y que la deuda caerá cuando suban los precios del petróleo.
Este año “estamos en una etapa de transición”, dijo el presidente ejecutivo de Shell, Ben van Beurden, durante el informe de ganancias del mes pasado. La compañía reportó un aumento de la deuda neta a más de US$75.000 millones al final del segundo trimestre, en gran parte debido a la adquisición de BG Group PLC.
Sin embargo, analistas e inversionistas dicen que la caída del petróleo hace que a las empresas les resulte más difícil que nunca recaudar dinero para cancelar deuda mediante la venta de activos. La entrega de más acciones a los inversionistas sólo posterga el problema del pago de dividendos; en algún momento, las empresas tendrán que pagar. Incluso el impulso que muchas empresas obtuvieron de las ganancias de sus divisiones de refinación —que tienden a mejorar cuando los precios del petróleo son bajos— parece estar llegando a su fin mientras un exceso de gasolina erosiona los precios del combustible, dicen inversionistas y analistas.
“La pregunta es, ¿pueden pasar este año y el próximo sin hacer algo radical, como suspender los dividendos?”, se preguntó Iain Reid, analista sénior de petróleo del banco de inversión Macquarie Capital.
El aumento de la deuda neta ha contribuido a elevar el gearing de estas empresas, la proporción de la deuda neta de una compañía respecto de su patrimonio. Se trata de una medida clave de riesgo financiero que influye en las calificaciones otorgadas por las agencias de crédito.
S&P ha rebajado la calificación de Shell, Chevron, Exxon y BP, aunque en el caso de todas estas empresas siguen siendo muy altas.
El gearing de Shell está en 28%. El director financiero de la compañía, Simon Henry, dijo el mes pasado que incluso podría alcanzar un máximo de 30%. El gearing de BP supera el 25%, el de Chevron es 20% y el de Exxon ronda el 18%.
En 2012, el gearing de Shell fue de alrededor de 10% y el de Exxon fue de 1,2%. En 2005, cuando los precios del petróleo subían de manera constante, Exxon no tenía ninguna deuda, y sus ganancias eran tan altas que sus ejecutivos y los de otras grandes petroleras fueron llamados a declarar frente al Senado de EE.UU. por sus beneficios extraordinarios.
Patricia Yarrington, directora financiera de Chevron, dijo en abril que los altos niveles de deuda de la compañía eran de esperar. “Podemos manejarlo si es temporal”, manifestó.
El presidente ejecutivo de Exxon, Rex Tillerson, ha asegurado a los inversionistas que Exxon mantiene su compromiso de pago de dividendos. La compañía ha aumentado los pagos a los accionistas durante 34 años consecutivos. Tillerson y otros han señalado que Exxon tiene la capacidad de pedir prestado.
En todo caso, la compañía ha señalado su disposición a endeudarse para aprovechar oportunidades estratégicas como la compra de activos como InterOil Corp., una pequeña empresa dedicada a la exportación de gas de Papúa Nueva Guinea, que Exxon acordó adquirir en julio por un estimado de US$2.500 millones.
“No vamos a renunciar a oportunidades atractivas”, dijo Jeff Woodbury, vicepresidente de relaciones con los inversionistas de Exxon, en una comunicación con estos el mes pasado.
Fuente: lat.wsj.com / Selina Williams y Bradley Olson
Es una actividad de alto riesgo y costo, pero con mayor potencial de producción que las ‘onshore’.
La exploración costa afuera es una actividad de alto riesgo y costo, pero con mucho mayor potencial de producción que las onshore.
Cualquier persona que vaya a laborar o visitar una plataforma petrolera en alta mar, debe contar con una certificación en entrenamiento de supervivencia personal o de lo contrario no es admitida en estos sitios por normas internacionales.
Tales protocolos han sido expedidos por la Organización Marítima Internacional (OMI) que regula los temas relacionados con el trabajo de la gente en el mar, señala el ingeniero Sergio Sánchez, encargado del proyecto offshore en el Instituto Técnico del Petróleo.
En diálogo con EL TIEMPO destacó, entre otros aspectos, que estas reglas las deben cumplir cualquier persona que vaya a una plataforma, un taladro o una planta de producción offshore.
¿Qué son las exploraciones petroleras ‘offshore’?
En términos sencillos es sacar el petróleo que pueda haber en el fondo marino. Este recurso está allí, porque se formó hace millones de años por la descomposición de los restos de animales y plantas que existieron.
¿Cómo se extrae?
El proceso básico para sacar este recurso de las profundidades del océano, es el mismo que se utiliza en las operaciones que se llevan a cabo en tierra firme que se conocen en inglés con el término onshore (Costa Adentro). Se bajan unas tuberías por medio de un proceso denominado perforación, hasta llegar a las formaciones geológicas ubicadas por debajo del lecho marino en donde está el crudo y el gas depositados. Luego de que se hallen, son transportados hasta la superficie.
¿Qué ventajas tiene el ‘offshore’ del ‘onshore’?
En realidad no se debe hablar de ventajas o desventajas puesto que las dos actividades son muy diferentes. La exploración petrolera offshore es un proceso más complejo, de más alto riesgo y mucho más costosa que la onshore. Lo que sí podría decir, es que se espera que la gran cantidad de reservas próximas y futuras en Colombia estén en el mar.
¿Qué entidades controlan la actividad ‘offshore’?
Hay varias que regulan el trabajo en costa afuera. Está la Dirección General Marítima (Dimar) que se encarga de la protección del mar. La Fundación Omacha, que vigila que el daño ambiental y de las especies que hay allí sea menor. La Armada Nacional la cual tiene que estar enterada del proyecto y avalarlo para que se pueda llevar a cabo. Aunque no vamos a tener problemas con las comunidades, igualmente habrá unos parámetros que respetar, por tanto, las entidades de control van a sumir su labor.
¿Qué controles hay en estas plataformas?
La Organización Marítima Internacional (OMI) que regula los temas relacionados con el trabajo de la gente en el mar tiene unos protocolos que debe cumplir cualquier persona que vaya a visitar o laborar en una plataforma, un taladro o una planta de producción offshore. Sumado a esto, viene el control estipulado en el Convenio Internacional para la Seguridad de la Vida en el Mar (Solas), que regula los aspectos de seguridad de los equipos. Es importante recordar, que a pesar de estar en mar abierto este es un ambiente confinado, porque existen muchos riesgos, ya que se están manipulando presiones altísimas y no es un lugar agradable ni adecuado para que los seres humanos habitemos, por eso, hay varias reglas que se deben cumplir para proteger la vida de las personas que van a estar en estos sitios.
¿Cuál es ese entrenamiento?
Internacionalmente se conoce la necesidad de certificarse en un curso denominado escape de helicópteros en emergencia, porque la mayoría de las operaciones se hacen helicoportadas. El otro es supervivencia personal en el mar, porque si alguien queda a la deriva debe saber qué hacer para prolongar su existencia.
¿Qué riesgos hay en estas plataformas?
Las operaciones offshore implican las mismas dificultades que se enfrentan en tierra, más otras adicionales que van desde el ambiente inhóspito en que se trabaja hasta el riesgo sicosocial, porque el operario debe estar preparado sicológicamente para estar 28 días fuera del hogar, sin un lugar a donde ir solo viendo hierro y agua. Además debe tener presente que pueden ocurrir explosiones, problemas mecánicos en los pozos y fallas en los equipos, aspectos que pueden ser peligrosos para la existencia humana.
Datos de la actividad
Las actividades costa afuera generan más costos y son de mayor riesgo, aunque conllevan enormes potenciales de producción que las que se realizan en tierra firme.
Mientras que un pozo en la práctica onshore puede costar en promedio entre 5 y 15 millones de dólares, uno costa afuera a profundidades similares puede valer entre 50 y 150 millones de dólares. Desde el punto de vista de producción, los de offshore son mejores productores que los de tierra firme y su vida útil puede estar entre 20 y 40 años.
Además, son altamente sensibles y de alto impacto sobre la naturaleza, por el potencial de ocasionar derrames y contaminaciones a gran escala que pueden afectar la vida y los ecosistemas en el mar. Por eso, las regulaciones son mucho más estrictas y de permanente vigilancia por las agencias reguladoras internacionales y locales en materia ambiental.
Fuente: Eltiempo.com
Los precios del petróleo crudo continuaron subiendo en las primeras operaciones de hoy, impulsados por la relajación de China de las restricciones relacionadas con Covid. 
El cierre del oleoducto Keystone luego de una fuga de petróleo también contribuyó sustancialmente a los últimos movimientos de precios, que hicieron que el crudo Brent se acercara a $ 80 por barril en el momento de escribir este artículo, y que el West Texas Intermediate se acercara a $ 75 por barril.
TC Energy cerró el oleoducto Keystone el fin de semana pasado luego de que se detectara una fuga en Nebraska y no dio un cronograma para el reinicio del canal de transporte de petróleo, lo que generó preocupación sobre el suministro en los Estados Unidos. Keystone transporta más de 600.000 bpd de crudo canadiense a Estados Unidos.
La última actualización de TC Energy dijo que la compañía había limpiado una parte del derrame de 12,000 barriles, pero aún no proporcionó un cronograma para el reinicio del oleoducto.
La reapertura de China, por otro lado, se considera particularmente alcista para la demanda de petróleo, después de que los cierres de principios de este año empujaron los precios a la baja porque tuvieron el efecto contrario en el mayor importador de petróleo del mundo.
"Los precios del crudo están subiendo por la esperanza de que la situación de la demanda de China mejore rápidamente y por la preocupación de que tanto Rusia como la OPEP mantendrán ajustados los suministros", dijo a The National el analista Edward Moya de Oanda .
“Se acerca la reapertura de China, no sucederá de la noche a la mañana, pero proporcionará un gran impulso a la demanda en las perspectivas del próximo trimestre”, agregó.
Los analistas de Chinese Haitong Futures, por otro lado, señalaron, hablando con Reuters , que mientras la reapertura estaba en marcha, las infecciones de covid en las grandes ciudades chinas seguían en aumento, frenando cualquier optimismo prematuro y, como consecuencia, cualquier sube el precio del petróleo.
Mientras tanto, se espera que el cierre de Keystone conduzca a otra reducción en los inventarios de petróleo crudo de EE. UU., lo que también tendría un efecto en los precios, aunque probablemente temporal, mientras duren las reparaciones.
Por Irina Slav para Oilprice.com
Los precios del crudo están en camino de registrar una pérdida esta semana a pesar del reciente aumento después de que la OPEP+ aprobara un recorte de producción que se espera que reduzca el suministro de petróleo en aproximadamente 1 millón de bpd. 
Después de una caída de más del 1 por ciento el jueves, luego de la publicación de nuevos datos de inflación de EE. UU., los precios del petróleo estaban mejorando al momento de escribir este artículo, pero las expectativas son de una caída semanal del 4 por ciento en West Texas Intermediate, según un Bloomberg. informe _
El informe del IPC del jueves reveló una tasa de inflación subyacente anual del 6,6 por ciento, que fue la más alta en 40 años. La noticia hizo que tanto el crudo Brent como el WTI cayeran de inmediato en más del 1 por ciento, lo que se sumó a la presión anterior causada por los crecientes temores de una recesión mundial.
“A corto plazo, el panorama macro y la posible acción de EE. UU. (más publicaciones de SPR) para tratar de contrarrestar los recortes de suministro de la OPEP+ podrían ejercer una mayor presión a la baja sobre los precios”, dijo a Bloomberg el jefe de estrategia de materias primas de ING, Warren Patterson. .
"Sin embargo, a medio y largo plazo, el mercado parece cada vez más ajustado, lo que sugiere que los precios deberían subir".
La decisión de la OPEP+ la semana pasada de reducir la producción provocó una fuerte reacción de Washington, que la calificó como una decisión política y acusó al líder de facto de la OPEP, Arabia Saudita, de ponerse del lado de Rusia.
Los saudíes respondieron señalando que la decisión fue tomada por todos los miembros de la OPEP+ y que era económica. En apoyo de su argumento, la OPEP rebajó su pronóstico de demanda de petróleo para este año en su último informe mensual sobre el estado del mercado petrolero.
Sin embargo, los vientos de cola para el petróleo siguen siendo fuertes: la escasez de suministro es uno de esos factores de viento de cola y los inventarios de diésel son otro. De hecho, el informe de ayer de la EIA de que las existencias de destilados de EE. UU. habían registrado una vez más un descenso semanal provocó un aumento de las compras que impulsó al alza los índices de referencia del petróleo, finalizando el día con ganancias a pesar de las pérdidas anteriores.
Por Irina Slav para Oilprice.com
El crudo Brent ganó 13 centavos, o un 0,2%, a 57,54 dólares por barril, sumando una ganancia de un 20% en el período julio-septiembre.
Los precios del petróleo subieron este viernes y un repunte en los precios respaldado por una inestabilidad en el Kurdistán iraquí ayudó al contrato referencial Brent a registrar su mejor desempeño en un tercer trimestre desde 2004.
El crudo Brent ganó 13 centavos, o un 0,2 por ciento, a 57,54 dólares por barril, para sumar una ganancia de alrededor de un 20 por ciento en el período julio-septiembre, y en la semana avanzó un 1,2 por ciento.
Adicional a esto, el contrato alcanzó su mayor nivel en más de dos años esta semana, su quinto avance semanal consecutivo y convirtiéndose en la racha de alzas semanales más larga desde junio del 2016.
En tanto, el crudo West Texas Intermediate (WTI) de Estados Unidos ganó 11 centavos, a 51,67 dólares por barril, en su mejor tercer trimestre en 10 años y en la serie más extensa de ganancias semanales desde enero. En la semana ganó alrededor de un 2 por ciento.
Los kurdos iraquíes se mostraron a favor de la secesión el lunes en un referendo que enfureció a Turquía, al gobierno central de Bagdad y a otras potencias, que temen que la votación genere nuevos conflictos en la rica región petrolera.
El presidente de Turquía, Tayyip Erdogan, dijo que el referendo era ilegal y amenazó con recurrir a su antigua práctica de negociar sólo con el Gobierno de Bagdad las exportaciones de petróleo del norte iraquí, donde está la región autónoma de Kurdistán.
"No se puede esperar una rápida solución a la crisis, que debería seguir sosteniendo los precios del petróleo", escribieron en una nota a clientes analistas del Commerzbank.
Los avances de los precios del crudo también han sido respaldados este mes por una anticipada renovación de la demanda desde refinerías de Estados Unidosque retoman las operaciones tras el cierre por el paso del huracán Harvey.
Fuente: Portafolio.co
La noción sísmica y el conocimiento geológico que se poseen apuntan a que es posible aumentar las reservas de este recurso.
La industria de los hidrocarburos a futuro tiene grandes desafíos, como los de hallar nuevos pozos, con el fin de aumentar las reservas de petróleo, las cuales están calculadas para tan solo siete años.
Según el Marco Fiscal de Mediano Plazo (MFMP) 2014, del Ministerio de Hacienda, en los próximos diez años se espera un promedio anual de producción diaria de petróleo de 1’062.000 barriles.
“Para alcanzar esta senda se debe hacer un importante esfuerzo exploratorio entre 130 y 340 pozos, promedio, por año en la próxima década, en áreas con potencial de crudos convencionales y pesados. Del mismo modo, hay que propiciar las condiciones para que la inversión en campos existentes pueda aumentar su producción”.
Esta es una de las conclusiones de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) en su último Informe Especial sobre Perspectivas Petroleras y Marco Fiscal 2014.
Además, señala que para lograr este nivel se requiere incorporar un volumen de reservas adicionales estimada del orden de los 4.000 millones de barriles, porque la producción de los campos existentes (reservas probadas) declinará a tasas anuales promedio del 17% y, de otro lado, el pronóstico del informe de reservas probables de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en campos existentes sigue siendo insuficiente para hacer posible la proyección del Gobierno Nacional.
Del mismo modo, la ACP recomienda ajustar el modelo de licenciamiento ambiental para reducir tiempos de trámite; mejorar el procedimiento de consultas previas; reglamentar el uso del suelo; ofrecer incentivos para la exploración costa afuera; completar el marco regulatorio pendiente para yacimientos no convencionales; coordinación de la Industria y el Gobierno, para la prevención y atención de bloqueos a las operaciones y esfuerzos en seguridad para evitar ataques a la infraestructura.
BUENAS EXPECTATIVAS
El Gobierno Nacional confía en que existen grandes posibilidades de encontrar importantes yacimientos en el offshore (costa afuera) y los no convencionales van a dar también la oportunidad de incorporar nuevas reservas.
Del mismo modo, cree que existen excelentes probabilidades en el corto plazo en hidrocarburos pesados, en contratos previamente celebrados.
“Somos optimistas, porque la geología ya corrió millones de años. Lo que necesitamos son compañías que sean capaces de encontrar si ese recurso existe. Pero la información sísmica que se tiene y todo el conocimiento geológico que se posee apuntan a que hay posibilidades de incrementar las reservas”, dice Javier Betancourt Valle, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
Con respecto al estimativo que hizo el Ministerio de Hacienda en el MFMP, que para este año el país tendría una producción diaria de crudo de 981 mil barriles por día (bpd), el funcionario observó que “esta cifra es un buen guarismo. Obviamente, la ANH confía en que si no volvieran a haber interrupciones en Caño Limón Coveñas y restricciones en Castilla y Chichimena, se podría mantener la meta del millón de barriles. En la Agencia siempre queremos que se produzca más y tener mayores reservas”.
ENCONTRAR NUEVAS RESERVAS
Los integrantes del Comité Interinstitucional de Hidrocarburos observan que el objetivo primordial de la industria es la consecución de nuevas reservas de petróleo (convencionales, no convencionales y costa fuera), por lo menos de 5.000 millones de barriles en los próximos 4 o 5 años y seguir aumentando esas reservas en una cifra igual o superior en los siguientes dos lustros.
Esto permitiría asegurar un autoabastecimiento de combustibles para la demanda interna y la exportación de los excedentes hacia un futuro.
La Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) coincide con esta cifra, pero en los próximos 10 años. Para que esto suceda se requieren altos niveles de capital de riesgo en exploración de nuevas áreas y en campos existentes. De ahí que es necesario mantener las reglas de juego estables y competitivas que permitan atraer dichas inversiones.
Eduardo Pizano, presidente de Naturgas, al respecto indica que “a medida que el país va consumiendo sus reservas de gas, tiene que ir sustituyéndolas. Por eso, tiene que impulsar la exploración en yacimientos convencionales (caso La Guajira o Cusiana) o en no convencionales (gas metano asociado al carbón y gas de esquisto). El descubrimiento de nuevas reservas le permitirá a la Nación y a las autoridades territoriales contar con regalías por la explotación de este recurso”.
INDUSTRIA SALUDABLE
Las compañías son conscientes de la disminución en la producción y advierten que esta se debe a varios problemas, entre ellos las razones de seguridad que afectan más a unas petroleras que a otras, pero también hay coyunturas asociadas a las demoras en las licencias que impiden el cumplimiento de los programas exploratorios que se tenían previstos para este año.
“Sin embargo, los operadores confiamos en que los procesos asociados a las licencias se agilicen, porque esto es controlable. Sobre eso se puede trabajar y con eso se solucionarían por lo menos algunos de los pozos que están pendientes y algunos de los miles de barriles que debemos producir para cumplir con la meta”, señala Marcela Vaca, directora General de Geopark.
Entre tanto, la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo (ACGGP) considera que Colombia necesita un horizonte más amplio de autosuficiencia energética y, por ende, una industria petrolera saludable.
“Para ello se requiere el concurso decidido de variados sectores como el gobierno nacional y local, el Congreso, los medios de comunicación, los entes reguladores, la academia, las comunidades y, por supuesto, las empresas operadoras y de servicios. Quizás el reto mayor sea crear esta conjunción de esfuerzos en torno a un objetivo común que es mejorar el nivel de vida de los colombianos garantizando sostenibilidad ambiental”, precisa Jaime Checa, presidente de la ACGGP.
Igualmente, considera que el desafío inmediato de la industria es construir confianza y ayudar a crear un espacio libre de especulación para abordar de manera técnica las preocupaciones de las comunidades.
Fuente: Portafolio.co /
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El geólogo Max Antonio Torres, de 55 años, fue nombrado este miércoles nuevo vicepresidente de exploración de Ecopetrol S.A., anuncio la empresa en un comunicado.
El nuevo vicepresidente es egresado de Universidad Nacional de Tucumán (Argentina) y tiene un máster en Ciencias en Estratigrafía de Georgia State University.
Se desempeñó como director de exploración para Europa y Medio Oriente de Repsol, antes de su llegada a Ecopettrol.
Cuenta con más de 28 años de experiencia exploratoria en Asia, Europa, África y Latinoamérica, su conocimiento y trayectoria le han permitido participar directamente en seis descubrimientos en diferentes momentos de su carrera profesional.
Se destacan dos importantes campos de gas natural: el conocido como ‘Galkynysh’, en Turkmenistán, (1995) y el campo offshore ‘Perla,en Venezuela (2009).
En Repsol inicio su carrera como gerente de proyecto, evaluando oportunidades de exploración, producción y nuevos negocios en Perú, Ecuador, Colombia y Argentina. Posteriormente fue gerente de exploración en Venezuela, director de exploración para Latinoamérica y director de exploración para Europa y África.
Por: Paisminero.co
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Una 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
El cartel celebra el aumento del 15 por ciento en el precio sobre el mínimo registrado en junio, pero no es momento para relajarse.
Está la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) utilizando el verano para finalmente poner sus asuntos en orden? Arabia Saudita, el líder de hecho de la Opep, dijo esta semana que reduciría las exportaciones de petróleo en agosto a 6,6 millones de barriles por día (b/d), el nivel más bajo en seis años, un millón de b/d menos en comparación con el mismo mes en 2016.
Los Emiratos Árabes Unidos (EAU) le siguieron rápidamente, indicando que recortarían las asignaciones de petróleo a los clientes en un 10 por ciento en septiembre, lo cual significa una medida significativa dado que el país se ha tardado en reducir la producción en línea con el acuerdo de la Opep para reducir los suministros.
Por primera vez en meses, al mercado parece gustarle lo que está sucediendo. El precio del crudo Brent ha subido por encima de los 50 dólares por barril, y hay señales de que el mercado físico está comenzando a endurecerse durante los meses de verano que son los de mayor demanda.
Los inventarios de petróleo crudo estadounidenses han caído en 26 millones de barriles desde fines de junio, a medida que los automovilistas emprenden sus vacaciones y las importaciones disminuyen en relación con el mismo período el año pasado.
Incluso el aliado de la Opep, Rusia -el mayor productor fuera del cartel- está sorprendiendo a los cínicos comerciantes de petróleo al implementar totalmente su parte de los 1,8 millones de b/d del acuerdo de suministro.
Es justo decir que ha sido un buen mes para la Opep, con un alza de precios del 15 por ciento desde que alcanzó los mínimos de cerca de los 44 dólares por barril a fines de junio, cuando predominaron las quejas de que el cartel no había hecho lo suficiente para equilibrar el mercado del petróleo.
Ocasionando todavía más optimismo entre los alcistas del crudo se encuentra el hecho de que Halliburton, el proveedor de servicios petroleros, dijo esta semana que había observado que los perforadores de esquisto estadounidenses habían ligeramente desacelerado sus operaciones después de que los precios cayeran a comienzos del verano.
Sin embargo, la industria del esquisto sigue siendo la mayor interrogante sobre si la Opep podrá pronto declarar la victoria en su lucha por acabar con la superabundancia de petróleo de tres años, o si está disfrutando de una anómala racha positiva.
Las predicciones para el próximo año todavía indican que la Opep pudiera enfrentar una larga lucha.
La Administración de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés) de Estados Unidos puede que haya recortado su proyección para la producción estadounidense a principios de este mes debido a unos precios más bajos, pero todavía anticipa que la producción de crudo estadounidense crezca en casi 600.000 b/d en 2018 para alcanzar un récord de 9,9 millones de b/d.
Eso por sí solo debiera ser suficiente para satisfacer casi la mitad del aumento de la demanda mundial que se espera para el próximo año, con Estados Unidos bombeando más de uno de cada diez barriles de crudo a nivel global.
Algunos analistas creen que el pronóstico de la EIA es relativamente conservador. En los resultados trimestrales de esta semana los perforadores de esquisto aún estaban sonando optimistas.
John Hess, el director ejecutivo de Hess Corp, declaró que esperaba que la producción de su compañía en la formación Bakken de Dakota del Norte aumentara un 10 por ciento anualmente "durante los próximos años", y que sus operaciones aún generaran un significativo flujo de caja a los precios actuales.
Anadarko Petroleum anunció que es probable que pudiera perforar cada vez más pozos sin aumentar el número de plataformas en las que estaba operando a medida que se vuelve más eficiente. La compañía mantuvo su pronóstico de estar bombeando alrededor de 150,000 b/d de sus dos formaciones de esquisto para finales del año, un aumento de aproximadamente 40,000 b/d desde mediados del año.
Los pronósticos de la Opep prevén que la demanda de crudo caerá ligeramente el próximo año debido a un crecimiento más sólido fuera del cartel, impulsado principalmente por el esquisto, pero también por la adaptación de las petroleras de mayor envergadura a una era de precios más bajos.
Las grandes petroleras actualmente están aprobando proyectos al ritmo más rápido desde que los precios comenzaran su declinación de por encima de los 100 dólares por barril en 2014, habiendo reducido los costos y habiéndose enfocado en sus mejores opciones.
Lo que queda por verse es si Arabia Saudita y sus aliados pueden mantener la disciplina más allá del verano. Es relativamente fácil para Riad reducir las exportaciones durante los meses más calurosos del año, ya que reorientan el crudo hacia su sistema eléctrico nacional, quemando petróleo para generar electricidad con el fin de satisfacer la demanda máxima de aire acondicionado.
Cuando ese factor disminuya en el otoño, no está claro si estarán dispuestos a mantener las exportaciones bajas en un intento por eliminar los superávits de inventario, incluso cuando las refinerías estén pensando en el mantenimiento posterior al verano.
La conclusión es que, aunque la Opep se haya escapado de experimentar la más severa desesperación que acosara al cartel en junio, todavía queda mucho por hacerse. Esta semana, el hecho de que Arabia Saudita y Rusia presionaran a otros miembros del acuerdo para asegurarse de que siguieran haciendo lo que les corresponde representó un reflejo de este temor.
Si la Opep quiere otro mes de buenos resultados tendrá que continuar sus esfuerzos durante el otoño, o correrá el riesgo de que los precios del crudo vuelvan a caer.
Fuente: Portafolio.co
Para algunos, se trata de cruzar una frontera que le permitirá a Colombia alejar el fantasma de la pérdida de la autosuficiencia en materia de hidrocarburos. Para otros, es una opción que hay que evitar a toda costa, pues los riesgos superan con creces a los posibles beneficios. Así se podría resumir el debate que tiene lugar en el país sobre la posibilidad de explotar gas o petróleo mediante técnicas no convencionales.
La polémica se nutre con las experiencias de otras naciones. Los promotores del nuevo camino señalan que Estados Unidos cambió de manera radical su realidad energética, gracias al desarrollo de métodos que le han permitido aumentar su producción de combustibles. De seguir las cosas como van, los norteamericanos serían exportadores netos antes de que termine la década. Desde ya, muchas actividades en ese lado del mundo se han beneficiado de la caída en los precios de la electricidad, pues ahora cuesta mucho menos generarla.
En cambio, un grupo creciente dice que en parte de Europa esta puerta se encuentra cerrada. Peligros como la contaminación de las fuentes de agua o la aparición de movimientos telúricos en zonas consideradas geológicamente estables, son citados para insistir en que lo mejor que se puede hacer en este caso, es no hacer nada.
¿Cuál es el meollo del asunto? En los yacimientos convencionales el hidrocarburo se encuentra atrapado entre diferentes clases de roca, de manera que cuando se produce un hallazgo la presión ayuda a que salga a la superficie. En los no convencionales, el petróleo y el gas se encuentran en condiciones geológicas que no permiten que este fluya.
Debido a ello, hay maneras de estimular la permeabilidad y sacar el combustible.
La forma usada es el fraccionamiento hidráulico (fracking, en inglés), que consiste en la inyección a alta presión de un compuesto que incluye agua y en menor proporción (8 por ciento) arena, además de aditivos químicos (1 por ciento). El empuje de esta mezcla rompe las formaciones de lutita que se encuentran a profundidades superiores a los mil metros, con lo cual se forman pequeñas grietas que se miden en milímetros de espesor, a través de las que sale el hidrocarburo.
La técnica no es nueva, pues proviene de 1947. De hecho, en Colombia se ha usado en varias oportunidades con el fin de aumentar la vida útil de algunos yacimientos. Voceros de la industria sostienen que su utilización abarca unos 400 pozos de 16 campos y más de 800 fracturas en diversas zonas geológicas.
Aun así, esas cifras son minúsculas. Además, cuando el auge estadounidense comenzó, las compañías del ramo empezaron a examinar las posibilidades en distintas latitudes y concluyeron que tenemos una formación que se ve muy promisoria.
Por tal motivo, las autoridades colombianas empezaron a promover esta opción. En la ronda petrolera del 2012 se ofrecieron varios bloques de alta prospectividad y en la del 2014 también. De forma paralela, los ministerios de Minas y Ambiente comenzaron un trabajo conjunto que incluyó dos docenas de talleres con expertos locales y foráneos.
El resultado de este esfuerzo fue un reglamento técnico, contenido en una resolución. La meta es contar con un marco regulatorio adecuado, en donde uno de los objetivos es evitar la contaminación de acuíferos y la protección de las aguas subterráneas, según la entidad.
Ese esquema ha sido sujeto de alabanzas, pues, de hecho, es más estricto que el estadounidense. Sin embargo, la ofensiva en contra de los no convencionales comenzó, pasando por alto que apenas ha empezado una fase exploratoria, sin que existan solicitudes de explotación.
Y si bien la petición de proscribir la actividad es lo que desearían los más extremos, lo que le conviene al país es que esta se desarrolle con reglas de juego duras para que se minimicen los riesgos y Colombia no tenga que importar otra vez hidrocarburos.
Fuente: Portafolio.co / Ricardo Ávila Pinto
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Pacific participó en su primera plenaria anual de Principios Voluntarios que se llevó a cabo el 17 y 18 de marzo en Londres
En diciembre de 2014, Pacific fue incluida en el grupo de empresas extractivas que hacen parte de la Iniciativa mundial de Principios Voluntarios de Seguridad y Derechos Humanos. Solo 27 empresas en el mundo hacen parte de este selecto grupo.
Pacific participó en su primera plenaria anual de Principios Voluntarios que se llevó a cabo el 17 y 18 de marzo en Londres. Durante la reunión plenaria los participantes tuvieron la oportunidad de darle la bienvenida a las 8 entidades que comenzaron a ser parte de la Iniciativa de Principios Voluntarios desde 2014, entre ellas Pacific.
“En los dos días de reuniones tuvimos la oportunidad de dialogar con los demás participantes, sobre los esfuerzos que se deben hacer para involucrar a los gobiernos en las discusiones acerca de los beneficios de participar e implementar los Principios Voluntarios, sobre las mejores prácticas en el trabajo con seguridad pública, el fortalecimiento del papel de la sociedad en la iniciativa de Principios Voluntarios, entre otros. Fue una experiencia muy enriquecedora.” Señaló Federico Restrepo-Solano, Vicepresidente de Asuntos Corporativos y sostenibilidad, sobre la participación en la conferencia.
Principios Voluntarios es una iniciativa mundial y de adherencia voluntaria, que define principios guía para facilitar la gestion de riesgos relacionados con la seguridad pública y privada, particularmente aquellos derivados de operar en zonas que son escenario de acción de grupos armados al margen de la Ley, bajo un marco de respeto y promoción de los Derechos Humanos y de las libertades fundamentales.
El grupo de empresas ligado a esta iniciativa incluye solamente a 27 compañías, entre las que se encuentran Chevron, Repsol, Shell, Exxon Mobil y Total, entre otras. Pacific fue incluido en diciembre de 2014
Por: Paisminero.co / CP-Pacific
Este paso hace parte de su proceso de reestructuración, el cual la firma espera reduzca su deuda, aumente su liquidez y la posicione mejor.
Pacific Exploration & Production anunció el cierre exitoso del financiamiento deudor en posesión (DIP) por US$ 500 millones con un grupo de tenedores de bonos senior que apoyan la transacción y The Catalyst Capital Group.
La compañía también suscribió una nueva facilidad de cartas de crédito de aproximadamente US$ 115 millones con los prestamistas y bonistas que apoyan la transacción, de conformidad con las facilidades de crédito preexistentes de la firma. (Lea también: Supersociedades escucha a los accionistas y acreedores de Pacific)
El cierre del financiamiento DIP y la suscripción de la facilidad de cartas de crédito se realizan en el marco de la transacción de reestructuración integral que adelanta Pacific E&P y el cual reducirá la deuda significativamente, aumentará la liquidez y posicionará mejor a la compañía para enfrentar el ambiente actual del precio del crudo. (Vea detalles del proceso de insolvencia de la petrolera)
La transacción de reestructuración recibió el apoyo de aproximadamente 79 % del monto total del capital de la deuda que tienen los bonistas y prestamistas de la compañía. (Lea qué piensan los accionistas minoritarios sobre la propuesta de Catalyst)
“Estos son hitos significativos de la transacción de reestructuración. Continuamos trabajando de manera constructiva con los bonistas que apoyan la transacción, Catalyst y los demás grupos de interés para asegurar que Pacific emerja de los procesos de protección de acreedores como una compañía más sólida y eficiente”, comentó Dennis Mills, presidente del Comité Independiente. (Vea la explicación sobre la reestructuración de Pacific)
“The Catalyst Capital Group está muy complacido de ser socio de los acreedores y de Pacific, y de suministrar el financiamiento para asegurar la viabilidad de la compañía en el largo plazo”, manifestó Gabriel de Alba, Director y Socio de Catalyst. “La filosofía de Catalyst es invertir en negocios que podamos construir. Una Pacific sólida jugará un rol clave en los países en los cuales opera, para el beneficio de todos sus grupos de interés. Creemos que podemos hacer grandes contribuciones para reconstruir esa fortaleza”, agregó. (¿Quiénes son los grandes perdedores del proceso?)
Como parte del Financiamiento DIP, la compañía emitió 6.250.000 warrants (derechos convertibles en acciones) a los bonistas que apoyan la transacción y que son convertibles a un precio de ejercicio nominal en acciones ordinarias en el capital reorganizado de la compañía, al completar la transacción de reestructuración.
Fuente: Portafolio.co
La referencia Brent caía 12 centavos, a 41,82 dólares por barril. Mientras tanto, el WTI baja a 39,50 dólares
Los precios del petróleo caían el lunes luego de que los bancos redujeron las expectativas de que la reunión de productores petroleros que se celebra este 16 de abril en Qatar en un esfuerzo por congelar los niveles de producción mejore el actual equilibrio de la oferta y la demanda.
El petróleo Brent caía 12 centavos, a 41,82 dólares por barril, alejándose de máximos de tres semanas vistos el viernes.
Los precios del crudo subieron más de 6 por ciento la semana pasada tras datos que mostraron que las firmas de energía estadounidenses redujeron el número de plataformas petroleras por tercera semana consecutiva a su menor nivel desde noviembre del 2009.
El petróleo en Estados Unidos bajaba a 39,50 dólares por barril, una baja de 22 centavos respecto a la sesión anterior.
Analistas de Goldman Sachs, que esperan que los precios del crudo promedien 35 dólares por barril en el segundo trimestre, advirtieron que el resultado de la reunión podría terminar siendo negativo para el mercado.
Barclays también advirtió que el encuentro podría tener un impacto limitado debido a que es improbable que algunos productores que tienen el potencial de elevar la producción participen en un congelamiento del bombeo.
El productor petrolero Azerbaiyán, cuyo ministro de Energía asistirá a la reunión de Doha, dijo el lunes que su producción ha declinado 1,6 por ciento en el primer trimestre respecto al año pasado, a 10.496 millones de toneladas.
El sentimiento negativo también se veía reflejado en las expectativas de precios. BMO Capital Markets redujo sus pronósticos para el precio del Brent y el barril en Estados Unidos en 2016 a 41 y 38 dólares por barril respectivamente, respecto a 45 y 41,50 dólares estimados previamente.
Fuente: Portafolio.co
El Brent se negocia a 44,60 dólares por barril. Por su parte, el barril en Estados Unidos cedía 63 centavos, a 43,10 dólares.
Los precios del petróleo caían el lunes mientras los operadores tomaban ganancias luego de tres semanas al alza y los mercados de combustibles asimilaban la escalada del dólar la semana pasada.
El petróleo Brent a tres meses se negociaba a 44,60 dólares por barril, una caída de 51 centavos frente a su último precio de cierre. Entre tanto, el barril en Estados Unidos cedía 63 centavos, a 43,10 dólares.
Analistas dijeron que la caída en los valores era resultado de una toma de ganancias luego de tres semanas de altos precios.
Operadores dijeron que el petróleo cayó por el avance del dólar frente a una canasta de importantes monedas el viernes, ante las expectativas de que Japón extienda su agresiva política de alivio monetario a través de tasas de interés negativas.
La firmeza del dólar, la moneda en que cotiza el petróleo, encarece el valor de las importaciones de combustible para países que utilizan otras monedas, afectando potencialmente la demanda.
El índice dólar se negociaba con una leve pérdida de 0,2 por ciento el lunes.
Morgan Stanley dijo que la reciente escalada fue impulsada mayormente por la inversión de fondos de cobertura y que el alza de precios resultante de estos flujos no tenía base en los fundamentos, ya que la producción de la Opep aumentaría mientras que la desaceleración del crecimiento económico, como en los mercados emergentes, podría presionar la demanda petrolera.
Por su parte, el gobernador de Indonesia en la Opep dijo el lunes que el petróleo a 45 dólares por barril “no era malo” y que no habría urgencia en congelar la producción si el crudo se mantiene en ese nivel.
Fuente: Portafolio.co
Durante agosto de este año la producción petrolera llegó a un promedio diario de 999.000 barriles.
Los analistas creen que el barril WTI, referente para Colombia, puede transarse a US$85 en 2018. Ante la perspectiva de menores recursos para el país, las firmas comisionistas piden un mayor dinamismo en la productividad empresarial.
Los días del dólar barato y del barril de petróleo por encima de los US$100 están a punto de acabarse. Ese es el futuro que señalan los analistas económicos al mirar las fuerzas del mercado: por un lado, la revolución del shale oil de EE.UU. ha hecho que la oferta de crudo esté por las nubes; por el otro, la débil recuperación de Europa y la transformación de la economía china, que de un monstruo industrial evoluciona a un prestador de servicios, han debilitado la demanda.
Y eso se traduce en menores precios. El barril de petróleo WTI, de referencia para Colombia, ha perdido alrededor de US$14 en el último año. La tendencia en el mediano plazo tampoco es halagüeña: según cálculos del Citibank, el precio promedio de US$99,50 para 2015 se irá encogiendo a US$85 hasta 2018. “El impacto no será inmediato, pero nos acercamos a un ciclo bajista en los precios de los commodities”, indica Munir Jalil, director de Investigaciones Económicas de ese banco en Colombia.
La mala noticia ha hecho que los jugadores del mercado, reunidos desde ayer en Cartagena en el sexto congreso organizado por la Asociación de Comisionistas de Bolsa de Colombia (Asobolsa) y la Bolsa de Valores de Colombia (BVC), planteen alternativas de cara a un eventual coletazo.
Porque Colombia está en una posición de alta vulnerabilidad si se tiene en cuenta que el 57% de las exportaciones dependen del sector de hidrocarburos y que en él se origina alrededor del 20% de los ingresos de la Nación. El principal afectado, por supuesto, sería Ecopetrol, que por si fuera poco es la acción más transada del mercado (comprende el 15,7% —la participación más alta— del índice Colcap).
A pesar del anuncio de Arabia Saudita, de intervenir en la producción mundial de crudo para evitar que los precios sigan cayendo, las perspectivas se mantienen pesimistas. “Es posible que el barril de petróleo WTI se ubique en un rango de precio de entre US$90 y US$95, mucho más bajo de los US$100 que calculábamos a inicios de año. Creemos que el Brent operará entre los US$100 y US$103”, explica Alejandro Reyes, director de Investigaciones
Económicas de la firma Ultrabursátiles.
Este futuro ha hecho que los actores del mercado hagan un llamado al Gobierno para impedir que el choque afecte a toda la economía. El momento es oportuno, si se tiene en cuenta que en el último año la capitalización del mercado ha disminuido 2,36% (en agosto ascendió a $437,7 billones).
“Sería una mala noticia no tener un producto suplementario con el que podamos cumplir las proyecciones macroeconómicas”, comentó Jaime Humberto López, presidente de Asobolsa, quien insistió en que hay que trabajar más allá que simplemente atraer nuevas inversiones. “Hay que desarrollar la agricultura, la industria, muchas cosas. Le pedimos al Gobierno que incentive la creación de nuevas empresas”.
A pesar de que el Citibank mantiene sus proyecciones de crecimiento del PIB colombiano en los próximos años (de 5% para 2014 y 5,5% para 2015), el nerviosismo en el mercado de valores es latente. “Al afectarse una acción tan vital para el mercado como Ecopetrol, se va a reducir el volumen de negociación y se afectaría el mercado. A las firmas que tengan la posibilidad de llegar al mercado externo y direccionar recursos hacia allí, les irá mejor”, apunta Reyes.
D- Mayorga
Fuente: ElEspectador.com
Pese a que los sindicatos del sector enfrentan la misma amenaza para sus afiliados —la desvinculación—, han asumido la situación con perspectivas distintas.
“No nos preparamos para la época de las vacas flacas”, es con seguridad una de las reflexiones que más se arrojan en tiempos de crisis. Se ha dicho en medio de dificultades de orden climático que afectan la producción agrícola, de alteraciones en la tasa de cambio que trastornan los ingresos por cuenta de las exportaciones y ahora, por supuesto, de cara a la caída de los precios internacionales de las commodities. Pero “estar preparado” puede significar muchas cosas.
La crisis es relativa
Para la Unión Sindical Obrera de la Industria del Petróleo (USO) ese significado no implica poco: una visión diferente de las políticas públicas de los últimos 25 años en materia de hidrocarburos hubiera generado mejores condiciones para frentear los problemas de hoy. “La verdadera crisis se debe en parte a las malas decisiones de los gobiernos desde César Gaviria, Ernesto Samper, Álvaro Uribe y por último Juan Manuel Santos, porque han tomado la política petrolera con medidas que benefician a las multinacionales”, dice Edwin Castaño, presidente de este sindicato, que reúne a cerca de 30.000 trabajadores de 250 empresas contratistas y filiales de Ecopetrol.
“Tuvimos un fondo que era para estas épocas de las vacas flacas que de una u otra forma estaba fondeado”, dice Castaño. Se refiere al Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera (Faep), que existe desde 1995 y cuyos recursos, entre otras medidas que se han tomado, fueron habilitados para saldar deudas con el sistema de salud a través del decreto 1080 de 2012. “Esos recursos hoy hubieran servido de mucho”, agrega. Gilberto Toro, director ejecutivo de la Federación Colombiana de Municipios, explicó que “el Faep se creó para financiar obras de desarrollo que necesita el país a nivel local y territorial y que beneficien a todos, no sólo a unos pocos”.
Pero la USO ha insistido además que la participación del Estado en las rentas petroleras es muy poca y las exenciones tributarias para las empresas, demasiadas. La unión sindical cree que Ecopetrol debería ser de nuevo 100% estatal y que si hubiera prácticas distintas, a la hora de reducir costos las compañías no tendrían que echar mano de, como lo definió el ministro de Trabajo, Luis Eduardo Garzón, la “parte más frágil”: los trabajadores. Para Castaño, haciendo mantenimiento de forma directa y evitando la corrupción y la “contratación excesiva” se ahorraría mucho dinero. En sus palabras, esos son “cánceres” para Ecopetrol.
La Confederación General del Trabajo (CGT) cree también que prepararse hubiera sido más inversión. “Cuando los precios estuvieron en US$100 o por encima, a los trabajadores no los llamaron a hacerlos partícipes de la bonanza”, dice Julio Roberto Gómez, presidente de la CGT. Con eso no se refiere sólo a mayores salarios, sino a que “las empresas habrían podido ejecutar mayores obras de carácter social”. Escuelas, por ejemplo. “No es justo que a las zonas petroleras lo que llega no es justamente el progreso”.
De cara a un problema, muchos prefieren relativizarlo, verlo no como una adversidad sino como una oportunidad. “La crisis es una oportunidad para generar formas creativas de empleo”, dijo en entrevista con este diario el ministro de Trabajo. Para la Unión de Trabajadores de la Industria Energética Nacional (Utén), el duro momento del oro negro es una oportunidad para exponer el tipo de sindicalismo que practican. “Este es el mejor momento para demostrar que este sindicalismo es válido y útil para la construcción de valor no sólo en el sector petrolero, sino en toda la economía”, dice Alejandro Ospina, presidente de la división de Hidrocarburos de esa organización, que en total reúne a cerca de 13.000 trabajadores, de 200 empresas de la industria. Unos 1.700 hacen parte de Pacific Rubiales.
La Utén se ha definido como practicante de un sindicalismo alternativo. “Creemos en la economía de mercado, que es necesario que existan empresas sanas, robustas y productivas para que pueda haber empleo sano, robusto, productivo y del largo plazo”, explica Ospina. “Entendemos que hay un problema y estamos dispuestos, siempre teniendo como base los acuerdos legales, a analizar las opciones a través de las cuales podemos ser parte de la solución”.
Opciones como congelar el aumento de algunos sueldos en 2015. “En años anteriores habíamos tenido unos incrementos salariales que superaban los decretados para el salario mínimo legal. Este año acordamos mantener el incremento de índice de precios al consumidor para los cargos más bajos, los más vulnerables, pero para otros cargos de mayor nivel, de mayores ingresos, se congeló el salario”, según el líder sindical.
Agrega: “Pero también somos conscientes de que hay proyectos que no son estratégicos, que no significan incrementos de producción inmediatamente y que pueden ser aplazados. Entonces debemos apuntar a la reubicación de esos trabajadores, a la terminación o no renovación de contratos, o simplemente que no se vinculen personas que tenían la expectativa de ser vinculadas”.
La USO, por su parte, en reunión con otras organizaciones sindicales, Campetrol, Ecopetrol y Ministerio de Trabajo, fue vehemente. “Dijimos que los derechos de los trabajadores no los vamos a entregar”, contó Castaño. Pero al igual que ese sindicato, la Utén también hace un llamado de atención al Estado. Cree que este “tiene que hacer un esfuerzo importante para que los aportes que ha generado el sector de hidrocarburos se reinviertan en las regiones y se creen oportunidades de trabajo en otras actividades mientras se reactiva la industria”.
La situación de las oportunidades puede ser espinosa en un contexto en el que las personas se familiarizaron con un tipo de oferta laboral. Pero para Ospina, el sector agroindustrial puede ser una apuesta interesante. Respecto a lo más espinoso de todo, los despidos de personal, la Utén asegura que llegó a un acuerdo. “Hemos convenido que la idea es que en el grupo de los trabajadores que estamos vinculados a la actividad propia del negocio, orientada a mantener y aumentar la producción, no se genere ningún despido, a menos que la situación se pusiera mucho más crítica”, esto es, para Ospina, un barril por debajo de US$40. “Estamos optimistas porque al parecer en tema de precios ya tocamos fondo”. Pero en las cerca de 200 empresas de las que la Utén tiene afiliados ya se cuentan cerca de 3.000 despidos.
El cálculo de la USO es diferente. Según Castaño, el pasado 22 de enero, durante la inauguración de la sede sindical en Campo Rubiales, se encontraron con un panorama de despidos masivos: entre 6.000 y 7.000 personas despedidas de firmas contratistas. La CGT, por su parte, dice que en todo el sector petrolero se ha llegado a hablar de 20.000 a 25.000 personas que quedarían sin empleo, de un universo de 120.000 personas que dependen de esa actividad, que en menos de un año se vio cortada por la mitad.
Fuente: Elespectador.com
La Sociedad Colombiana de Geología dice que hay muy poca información de las áreas que se ofrecen.
Los conflictos con las comunidades y las demoras para los trámites ambientales son dos de los mayores obstáculos para avanzar en la exploración de los recursos minerales y de hidrocarburos que tiene el país.
Así lo considera la Sociedad Colombiana de Geología, cuyo presidente, Carlos Alberto Vargas Jiménez, sostuvo que este problema se podría superar si las autoridades entregan mayor información socioambiental de las áreas asignadas para la actividad extractiva.
De hecho, el gremio propuso durante el II Simposio de Exploradores, organizado por la Sociedad, que para la próxima Ronda Colombia, la Agencia Nacional de Hidrocarburos subaste los bloques con las licencias ambientales aprobadas.
“El Gobierno Nacional debe realizar el licenciamiento ambiental de los bloques antes de que se asignen en cualquier proceso competitivo, no solamente en el tema social, sino también en lo ambiental. Que le digan a las empresas todas las restricciones en todas las áreas, cuáles son los inventarios de especies, para licencia ambiental y de comunidades”, explicó.
Actualmente, en los bloques que asigna la Agencia, se otorga información básica sobre las comunidades que están en los bloques y los ecosistemas sensibles.
Sin embargo, de acuerdo con el presidente de la Sociedad Colombiana de Geólogía, lo que sucede en la práctica es que cuando se llega a la zona de la operación, la información ha cambiado.
Dentro del foro empresarios del sector también resaltaron la importancia de crear una ley que regule las consultas previas y una normativa más clara acerca de los requisitos que deben exigir las corporaciones autónomas regionales para la exploración.
“No hay un vínculo entre las corporaciones y la Anla. Sabemos de corporaciones que están pidiendo unas exigencias muy parecidas a las que se piden para una licencia ambiental, para autorizar actividades de sísmica, por ejemplo”, explicó Vargas Jiménez.
El vocero gremial destacó la importancia de destrabar los procesos de exploración en el país para lograr incrementar las reservas, en particular de hidrocarburos.
ALERTA POR RETIRO DE INVERSORES
Una de las mayores preocupaciones del sector es que la incertidumbre en los procesos de licenciamiento y de exploración está haciendo retirar a las empresas del sector.
De acuerdo con la Andi el año pasado, cerca de 40 empresas exploradoras se retiraron del país por falta de claridad en torno al desarrollo de los proyectos mineros que tenían planeados en el país.
Fuente: Portaflio.co
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Ecopetrol informo que se encuentra activado el plan de contingencia en el Oleoducto Transandino por un nuevo atentado en la noche de del domingo a la altura del kilómetro 240+220, kilómetro 72 de la vía, vereda El Pinde en el municipio de Tumaco.
El atentado produjo la rotura de la tubería y el derrame de crudo sobre la quebrada Pianulpí, que surte al río Guisa, y éste a su vez al río Mira que alimenta el acueducto de Tumaco. En el momento del atentado el oleoducto se encontraba operando y se procedió a suspender el bombeo de manera inmediata.
En desarrollo del Plan de Contingencia se dio aviso a los Consejos Municipal y Departamental para la Gestión del Riesgo de Desastres. La empresa ha instalado cinco barreras para contener el derrame, una de ellas en la bocatoma del acueducto y las otras cuatro en las veredas Gualtal, Pinde, Llorente y Vaquerío.
El atentado se produjo a 55 kilómetros de la bocatoma del acueducto de Tumaco. Al sitio se han desplazado cuadrillas de la empresa con trabajadores y equipos para atender esta nueva contingencia y evitar que la mancha llegue hasta el río Mira.
El río Mira es uno de los más caudalosos de la cuenca del Pacífico y desemboca cerca de la bahía de Tumaco. Es navegable en toda su extensión y atraviesa ecosistemas de selva húmeda al sur del país, uno de los más vulnerables y ricos en
materia de biodiversidad del planeta.
Ecopetrol rechaza enfáticamente estas acciones que ponen en riesgo la integridad de las personas, afectan el medio ambiente e impiden el normal desarrollo de las actividades de las comunidades y de las operaciones petroleras.
ecopetrol.com
¿Hemos derrotado a la teoría del “cénit del petróleo”?
Durante décadas, un escenario sombrío ha estado al acecho en la imaginación popular: la producción mundial de crudo llega a su techo y luego comienza una caída inexorable, lo cual elevará los costos y obligará a los países al estricto racionamiento y a pelear por las menguantes reservas.
La producción petrolera de Estados Unidos de hecho alcanzó un máximo en los años 70 y cayó en las décadas posteriores, exactamente como predecía la teoría. Pero luego ocurrió algo que la teoría no vaticinó: comenzó a subir de nuevo en 2009, y no se ha detenido, gracias a los grandes avances en la tecnología para yacimientos petroleros.
Para quienes adhieren a la teoría del cénit de la producción de crudo, esto es sólo un respiro, y el descenso es inevitable. No obstante, un creciente grupo de expertos sostiene que la situación se ha planteado de forma errónea. Las verdaderas restricciones que enfrentamos son tecnológicas y económicas, señalan. Estamos limitados no por la cantidad de petróleo en el suelo sino por cuán inventivos seamos para explotar nuevas fuentes de combustible y cuánto estemos dispuestos a pagar para acceder al crudo. “La tecnología avanza con tanta rapidez hoy en día que cualquier inminente límite de recursos no será más que un obstáculo pasajero”, afirma Phil Verleger, economista especializado en petróleo. “Nos adaptamos”.
La existencia o no de un techo es más que un tema de debate intelectual. La pregunta también tiene un importante impacto potencial sobre gobiernos, empresas petroleras y personas de todo el mundo, todos los cuales dependen de los caprichos de la producción y se verían amenazados por el alza de los costos y situaciones de escasez.
Los que promueven la teoría sostienen que, en lugar de invertir dinero en nuevas formas de hallar crudo, deberíamos estar conservando lo que tenemos e invertir en fuentes alternativas de energía para que estemos preparados para cuando los suministros escaseen y los costos aumenten. La mayoría de los que se oponen concuerdan en que no deberíamos apostar al petróleo para siempre. No obstante, creen que es mejor invertir en tecnología para seguir incrementando la oferta, hasta que se vuelva demasiado costoso. En ese momento, confían, podremos encontrar una alternativa económica.
La teoría del cénit de petróleo fue popularizada por M. King Hubbert, un geólogo que trabajó en Shell Oil. En un ensayo de 1965, predijo que la producción de EE.UU. alcanzaría un tope, probablemente a comienzos de los años 70, y luego caería. Se parecería a una curva de distribución normal.
La idea se volvió muy popular cuando la producción petrolera estadounidense de hecho alcanzó su techo a principios de los años 70. Era un momento propicio para que el país temiera lo peor: los conductores hacían largas filas para conseguir combustible y EE.UU. sentía que estaba bajo el yugo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).
La popularización de la teoría ayudó a justificar mayores inversiones en energía alternativa. Hace unos años, la idea volvió a recibir atención cuando los precios del petróleo estaban altos y parecían atascados en ese nivel.
Luego los datos se desviaron de la curva. EE.UU. produjo cinco millones de barriles diarios en 2008. Al año siguiente, su producción petrolera comenzó a aumentar y sigue subiendo hasta hoy. En el primer semestre de 2014, promedió 8,3 millones de barriles al día.
¿Qué cambió? Una innovación en la tecnología para yacimientos, que la teoría no anticipaba. Las empresas energéticas combinaron la fracturación hidráulica y la perforación horizontal para extraer petróleo de densas formaciones rocosas en EE.UU. y Canadá.
Al principio, los perforadores apuntaron al gas natural porque pensaban que las moléculas de crudo eran demasiado grandes para ser extraídas. Sin embargo, la fracturación hidráulica también funcionó con los pozos petroleros. Otros países comienzan a aplicar las mismas técnicas y podrían obtener resultados similares.
Ahora, aunque los analistas digan que sería difícil replicar las condiciones geológicas, económicas, regulatorias y de infraestructura que propiciaron el boom del esquisto en EE.UU., otros países están comenzando a usar las mismas técnicas. En Argentina, por ejemplo, la estatal YPF estableció sociedades con la malasia Petronas y la estadounidense Chevron Corp. CVX -0.46% para explorar su inmensa formación de Vaca Muerta. Con 22,7 billones de metros cúbicos de gas de esquisto potencialmente recuperables, ese país tiene la segunda mayor reserva después de China, según la Administración de Informaciones de Energía de EE.UU. (EIA por sus siglas en inglés).
Con el reciente auge llegaron quienes argumentan que el techo petrolero subestima la capacidad de innovación. La industria, dicen los expertos, tiene una historia de conseguir nuevos suministros cuando las perspectivas parecen sombrías.
Hace un siglo, la industria energética encontró enormes yacimientos en Texas y California, cuando crecían los temores de que la producción había alcanzado su máximo. Cuando la producción en EE.UU. comenzó a declinar, otras regiones tomaron la posta: el mar del Norte, Nigeria y Arabia Saudita. Las innovaciones impulsaron un auge de la perforación en aguas profundas.
Más en general, sostiene esta corriente, la teoría enfoca mal el problema: se centra en el suministro físico en lugar de nuestro ingenio para poder alcanzarlo. “Tiene que haber un límite finito” de petróleo y gas, dice George King, consultor global de tecnología de Apache Corp. APA -2.54% Sin embargo, considera que la restricción sobre el crudo se puede producir no es geológica. “Enfrentamos límites técnicos y económicos más que otra cosa”, dice.
Los que no creen en la teoría no consideran que debamos limitarnos al crudo para siempre, sino acelerar una transición a alternativas en anticipación a una escasez. Una política desacertada, después de todo, puede tener resultados muy negativos. Por ejemplo, en los años 70, cuando EE.UU. pensó que se agotaba el gas natural, se construyeron muchas plantas a carbón, que dejaron el legado de aire contaminado en algunas ciudades.
Además, concuerdan en que sí hay límites económicos, pese a que no creen que los problemas de suministro sean inminentes. Cuando la industria petrolera supera un obstáculo y eleva la producción, los costos suelen aumentar. Entonces, en algún momento, el costo de obtener más crudo probablemente suba tanto que los compradores no podrán —o no querrán— pagarlo.
Pese a la abundancia de crudo que generó la fracturación, los precios globales siguen altos. Esto abrió la puerta a fuentes alternativas y al gasto en eficiencia energética. El cambio climático ha alterado el cálculo. Más activistas presionan para que se adopten combustibles alternativos que detengan el creciente nivel de dióxido de carbono en la atmósfera y combatan el cambio climático. “Habrá un tope petrolero, pero será (por un) tope de consumo”, dice Michael Shellenberger, presidente del Breakthrough Institute, un centro de estudios sobre energía y clima. “Lo que queremos es adoptar fuentes de energía mejores, más baratas y más limpias”.
Si Hubbert estuviera vivo —murió en 1989—, ¿admitiría la derrota? Probablemente no, dice Mason Inman, quien escribió una biografía del geólogo que será publicada el próximo año. Sostiene que el reciente auge del esquisto es sólo un respiro temporal en una larga marcha descendente.
Hubbert, que proponía adoptar la energía solar y la eficiencia energética para quebrar la dependencia del crudo, creía que la tecnología ayudaría a extender los límites de la producción petrolera, pero pensaba que su impacto era exagerado, dice Inman. Con el tiempo, los retornos disminuirán, agrega, ya que el crudo es un recurso finito, aunque no conozcamos sus límites.
Fuente: online.wsj.com/
La Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, denunció que, además de los atentados en contra de la infraestructura petrolera, el robo de hidrocarburos está ocasionando una tragedia ambiental hasta seis veces mayor.
El hurto del hidrocarburo, que se da mediante la instalación de válvulas en los oleoductos del país, ha generado que desde el 2002 a la fecha la industria pierda 9,3 millones de barriles, de los cuales el 70 por ciento, es decir 6,5 millones de barriles, han sido derramados en ecosistemas generalmente frágiles.
Según las estadísticas del gremio, el 20 por ciento de estos recursos se utilizan para el procesamiento de la coca, el 10 por ciento se utiliza para minería ilegal y el 70 por ciento se derrama.
El año pasado fueron hurtados 306.700 barriles y de enero a mayo de este año van 146.150 barriles robados.
Por atentados petroleros, derrames de carrotanques y voladuras a oleoductos, van derramados alrededor de 25.000 barriles, lo que quiere decir que el impacto del hurto del crudo, por el volumen derramado, es mucho mayor.
En lo que va del año se han encontrado 345 válvulas, 114 refinerías ilícitas y se han detenido 41 acciones terroristas.
El presidente del gremio de los petroleros, Francisco Lloreda, aseguró además que estos hechos delictivos están ocasionando en el país una tragedia ambiental silenciosa en el país.
Fuente: Portafolio.co
Supersociedades 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
El Ministerio de Minas y Energía informó que la cifra preliminar de producción de crudo en Colombia en el mes de junio fue de 1.008.000 BPD, un incremento del 6,06 por ciento con respecto a mayo cuando se alcanzaron 950.000 BPD. Con esto, la producción diaria estimada promedio anual de crudo alcanza los 981.000 BPD en lo que va de 2014.
Durante el mes de junio la producción fue afectada principalmente por mantenimientos correctivos y programados en pozos de los contratos Castilla y Chichimene. Asimismo, por bloqueo de vías de acceso por parte de la comunidad que obstaculizaron la ejecución de trabajos en pozos y el transporte de hidrocarburos en carrotanques.
Cabe anotar que durante los días 17 y 18 de junio, se presentaron atentados en el Oleoducto Caño Limón-Coveñas, afectando la producción en promedio en 5.200 BPD. A partir del 28 de junio, por efecto de los atentados al campamento del operador, la producción de los campos del grupo Caño Limón se restringió en 44.000 BPD y desde el 30 de junio, fue necesario el cierre total de pozos de la compañía Occidental.
Por otro lado, la producción de gas promedio mensual de gas durante el mes de junio 2014, alcanzó los 1.108 millones de pies cúbicos por día (MPCD), lo que representa un aumento del 2,22 por ciento con respecto al mes de mayo (1.084 MPCD), con lo cual la producción diaria estimada promedio anual se mantuvo en 1.126 MPCD. La variación en volumen de gas comercializado se debe a incremento en la demanda.
MME - paisminero.co
El bombeo total declinaría justo por sobre 115.000 barriles por día (bpd) a 4,86 millones de bpd en enero frente a diciembre, según el reporte de productividad de perforación de la Administración de Información de Energía.
Nueva York. La producción de crudo de esquisto de Estados Unidos caería en más de 600.000 barriles por día (bpd) en enero desde el máximo de marzo, según pronósticos gubernamentales dados a conocer el lunes, en medio del exceso de oferta global que ha hundido los precios del petróleo a mínimos cercanos a siete años.
El bombeo total declinaría justo por sobre 115.000 bpd a 4,86 millones de bpd en enero frente a diciembre, según el reporte de productividad de perforación de la Administración de Información de Energía.
Además, la producción de gas natural caería por sexto mes consecutivo en enero.
La producción total descendería casi 400.000 pies cúbicos por día, el mayor declive mensual desde marzo del 2013, a 44 billones de pies cúbicos en enero del próximo año, el menor nivel desde el mismo mes de este año, según datos de la EIA.
Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
Mientras en Colombia empresas como Ecopetrol y Pacific Rubiales reportan costos superiores a los US$ 10 por barril extraído, en promedio, en Suramérica, esto cuesta US$ 7 para crudos pesados.
Para ser petrolero se necesita dinero y nervios de acero para arriesgar grandes cantidades. Esto es así aquí en Colombia y en todas las latitudes en las que existe esta industria.
Pero, en épocas de ‘vacas flacas’ las empresas empiezan a identificar en qué partes del mundo es más rentable desarrollar su actividad. En ese cálculo, los costos operativos tienen mucho que ver en la decisión de inversión.
En su último reporte, Ecopetrol, empresa de capital estatal, informó que en promedio el costo de sacar un barril y dejarlo listo para la venta (costo de levantamiento, como se le llama en la industria) el año pasado fue de 11,25 dólares por barril; y el de transportarlo a puerto fue de 7,80 dólares por barril (también en promedio), para un total de 19,05 dólares por barril.
Pacific Rubiales calculó para el tercer trimestre del 2014 que el costo promedio de levantamiento y transporte de un barril de crudo para esta compañía era de 32,77 dólares (16,34 levantamiento, 14,13 transporte y 2,3 diluyentes). Aunque la empresa espera este año bajar esta cifra a 28 dólares por barril.
De acuerdo con datos de Rystad Energy (firma consultora especializada en el sector), en promedio, extraer un barril de crudos extrapesados y pesados en Suramérica vale 7 dólares.
Las dos empresas más grandes del país están por lo menos cuatro dólares por encima de este promedio. Sin tener en cuenta que, para empresas más pequeñas, el costo podría ser mayor, dados los volúmenes que manejan.
¿Por qué es tan costoso sacar un barril de crudo del subsuelo colombiano?
RUBRO POR RUBRO
Si bien es cierto que el costo de producción de un barril depende de muchos factores que van desde la complejidad geológica del yacimiento hasta situaciones sociales, Portafolio consultó a varias empresas de servicios a la industria petrolera para calcular cuáles son las mayores variables que afectan al sector en el país.
En promedio, desarrollar un pozo productor en el país oscila entre 8 y 10 millones de dólares. De estos recursos, el 35 por ciento es lo que vale el alquiler del taladro; otro 35 por ciento, cuestan los servicios de perforación (la broca, el tratamiento de agua, tratamiento de lodos, entre otros) y un 30 por ciento adicional se divide entre otros rubros.
En esta categoría de ‘otros’ están los materiales que se necesitan para operar, entre los que se cuentan los tubos y el combustible; los gastos de administración y gerencia, los gastos sociales y las licencias ambientales y permisos.
El costo de la licencia y de los permisos ambientales puede pesar un 17,4 por ciento en el total y el de las comunidades, un 3,6 por ciento.
Es que, según los datos recopilados entre empresas del sector, realizar un Estudio de Impacto Ambiental puede costar entre 750 millones de pesos y 1.500 millones de pesos, dependiendo de la complejidad y, según estadísticas de la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, tarda en promedio 15 meses para ser tramitado.
Además, para realizar el estudio, previamente hay que gestionar ante las autoridades locales permisos de captación y vertimiento de aguas, manejo de residuos, ocupación de cauce, entre otros.
Y para que le estudien la licencia también hay que pagarle a la autoridad un valor que puede superar fácilmente los 50 millones de pesos.
Además, hay que hacer socializaciones y consultas previas. Este último trámite puede demorar de 8 a 18 meses y su costo puede llegar hasta los 2 millones de dólares.
Colombia no es el único país que exige estos requisitos. Pero una empresa consultada por Portafolio que prefiere no ser mencionada, y que maneja campos en la zona selvática de Ecuador, comenta que a pesar de que allá también hay fuertes exigencias, los gastos operativos son inferiores entre el 10 y el 15 por ciento.
LA ODISEA LOGÍSTICA
Cuando se habla del costo de transporte del petróleo, la balanza vuelve a jugar en contra de las petroleras que operan en el país.
En Colombia se puede transportar el petróleo por carrotanques, oleoductos y por el río Magdalena, aunque por esta última vía hay menos capacidad.
Los precios son variables, pero, por ejemplo, lo más caro sería enviar un carrotanque desde el Putumayo hasta el puerto de Coveñas, que puede valer 25 dólares.
Claro, aunque nadie lo dice en voz alta, esta cifra puede llegar a los 30 dólares, si un grupo armado ilegal le cobra a la transportadora ‘peaje’ para pasar el carrotanque por la vía.
Así, con este valor, es muy difícil que el barril sea rentable con las cotizaciones actuales, pues esto se suma al importe de producción. Ahora, si logra pasar por oleoductos el precio es muy inferior.
Un vocero de la empresa Caribbsa, especializada en logística del sector, dice que la infraestructura deficiente de las carreteras del país y el alto precio de los combustibles hacen que en Colombia el transporte terrestre sea más caro.
“En el resto de países de la región hay más competitividad, entre otras cosas, porque nuestras carreteras están muy atrasadas. En Perú o Venezuela lo más lejos está entre 4 y 8 dólares el barril, y manejan pocos carrotanques, porque tienen suficiente infraestructura de oleoductos”, señala la fuente.
A pesar de los altos costos del país, para las empresas sigue siendo buen negocio hacer proyectos en Colombia, la prueba es que en la última encuesta de inversión de la ACP, 44 por ciento de las operadoras dijo que mantendrá su inversión en producción y 30 por ciento dijo que la aumentará.
Sin embargo, este gremio ya hizo sus primeros llamados de alerta, porque, en la misma encuesta, los problemas económicos empezaron a aparecer entre las razones para disminuir los presupuestos de inversión en el país.
Fuente: Portafolio.co /Nohora Celedón
El 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
El exministro de Agricultura fue designado en el cargo por la junta directiva de la Cámara de Servicios Petroleros.
Rubén Darío Lizarralde, quien fuera ministro de Agricultura durante la presidencia de Juan Manuel Santos, fue designado como nuevo presidente ejecutivo de la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros (Campetrol).
La decisión fue tomada por la junta directiva del gremio que de pasó ratificó a Margarita Villate como directora de Campetrol, cargo que ha ejercido por un lustro.
“El doctor Rubén Darío Lizarralde, cuyas claras habilidades administrativas y gerenciales son conocidas por el público, nos dan la garantía de que bajo su gestión este gremio se consolidará y afrontará los retos que tiene de cara al futuro, continuando con su fortalecimiento que por más de 20 años ha forjado y le ha permitido convertirse en pilar fundamental de la industria de hidrocarburos en el país” aseguró Rose Marie Saab, Presidente de la junta directiva de Campetrol.
Lizarralde señaló, por su parte, que acepta este reto ya que cree "firmemente en que el sector al que representa Campetrol es uno de los pilares fundamentales sobre los cuales se va a soportar el desarrollo económico y social de Colombia".
Fuente: Portafolio.co /
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"Creemos que cualquier reducción artificial no traerá nada bueno, sino lo contrario, exacerba la situación en el futuro", dijo este miércoles el ministro de Energía ruso, Alexander Novak.
Moscú. El ministro de Energía ruso, Alexander Novak, dijo este miércoles que su país rechazó las solicitudes de Venezuela y otros estados miembro de la OPEP para que Rusia reduzca la producción de petróleo, y sostuvo que Moscú considera que cualquier disminución en el bombeo es innecesaria.
"Creemos que cualquier reducción artificial no traerá nada bueno, sino lo contrario, exacerba la situación en el futuro", dijo Novak a la prensa. "Esto es, en el corto plazo esto podría tener un efecto, pero en el largo plazo no", agregó.
Novak dijo que Ecuador y Argelia también le han pedido a Moscú que reduzca el bombeo de crudo.
La negativa de Rusia a disminuir la producción, una de las más altas del mundo, es un golpe para el presidente venezolano, Nicolás Maduro, que durante meses ha presionado para que se lleve a cabo una reunión de emergencia y coordinación con las naciones que no integran la OPEP.
Hasta ahora, los productores del grupo en Oriente Medio han sostenido que mantendrán la producción elevada, en una batalla por defender su cuota de mercado ante lo que consideran una creciente competencia.
Maduro se reunió con el presidente ruso, Vladimir Putin, previamente este mes en un intento por impulsar medidas ante los bajos precios del crudo, pero no logró su objetivo.
Funcionarios rusos han reiterado que sería difícil que las compañías reduzcan la producción de crudo debido a las severas condiciones climáticas en ese país y la compleja geología en Siberia, el centro de la industria petrolera de Rusia.
Moscú ha incrementado la producción este año, extrayendo petróleo a un volumen récord tras la era soviética de casi 10,7 millones de barriles por día.
Novak dijo que el mercado ha comenzado a equilibrarse por sí mismo debido a un declive en las inversiones.
Los precios del petróleo han perdido más de la mitad de su valor desde un máximo alcanzado en junio del 2014 ante un persistente exceso de suministros y una desaceleración económica en China, el mayor consumidor mundial de energía.
La economía rusa ha caído en recesión, fundamentalmente debido al bajo costo del petróleo, su principal exportación.
Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
Los 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
El 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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Bogotá, octubre de 2014: Desde el inicio de la segunda mitad del 2014 se observa un reequilibrio en el índice de empleo en Oil & Gas, después de un aumento en la contratación a principios de año y en años pasados, asegura John Faraguna, Global Managing Director de Hays para este sector.
Según el Índice Global de Empleo Hays, Oil & Gas que analiza las fluctuaciones de puestos de trabajo mes a mes, publicados en los principales nueve portales de empleo en línea dentro de esta industria mundial, revela que hay un ligero descenso respecto al trimestre anterior. Sin embargo, los niveles de 2014 siguen siendo fuertes, y el índice subió a 1.55 en el primer trimestre, y ha experimentado una elevación de 1,69, año tras año. Estas medidas se comparan con el índice de empleo que se estableció en octubre de 2010, cuando se fijó en 1 y todos los meses subsiguientes se han comparado con este punto de referencia.
Hablando concretamente de la recta final del año, el mercado de trabajo mundial en el sector se ha debilitado tras una gran actividad de contrataciones a principios de año. La debilidad económica global, la oferta excesiva de profesionales calificados, la incertidumbre regulatoria, los cambios en las políticas gubernamentales y los disturbios civiles en países de influencia, han impactado negativamente en la contratación de todas las regiones clave del mundo.
Según Faraguna, "la disminución en el precio del petróleo, junto con el cambio de escenarios políticos en áreas claves de petróleo y gas, como Oriente Medio y Rusia, están reduciendo sus planes de contratación. Por el contrario, en los Estados Unidos la actividad no convencional continúa a buen ritmo. Por su parte, la economía de África sigue creciendo, la reforma en México indica futuras inversiones en la industria del petróleo y el gas, y está previsto que el mercado del Shale gas en el Reino Unido aumente significativamente. Con tales mercados contrastantes, esperamos ver esta nivelación del Índice de Trabajo Mundial para continuar hasta el final de 2014".
Para comprender la situación del Reino Unido, debemos entender que el llamado Shale Gas es el mismo gas de los yacimientos convencionales pero este está atrapado en rocas generadoras con bajísima permeabilidad lo que eleva los costos de explotación en un gran porcentaje, y esto hace que la valoración de la viabilidad económica de un proyecto de shale gas sea completamente diferente a la valoración de un proyecto de gas convencional.
TENDENCIAS POR REGIÓN
Además de una perspectiva global, el Índice de Empleo global Hays Oil & Gas también proporciona una medida de puestos de trabajo mes a mes, publicados por región. Las cifras de julio a septiembre de 2014 revelan lo siguiente:
SUDAMERICA
Según Silvana Vergel, senior manager de Hays Colombia “El índice de empleo ha caído en América del Sur; las elecciones presidenciales en Brasil, junto con las licencias ambientales y los problemas de seguridad en Colombia han dado lugar a una pausa en la contratación. Sin embargo, los empresarios confían en la industria como resultado de los cambios regulatorios en México y Argentina”.
AMÉRICA DEL NORTE
El crecimiento del fuerte mercado de trabajo en esta zona es escalonado pero constante y es reflejo de las regulaciones y de la incertidumbre de los proyectos en Canadá y EE.UU.. Se espera que la reforma energética México para impactar positivamente en el mercado laboral con un aumento significativo en el número de trabajo y la inversión en los próximos tres años.
EUROPA
El índice de empleo para Europa se ha debilitado. Como se predijo, el referéndum escocés afectó la contratación de la actividad en el Reino Unido, con lo que el índice general de empleo bajó en la región. Los precios del petróleo también han debilitado el atractivo en el envejecimiento de activos en el Mar del Norte. Por el contrario, el desarrollo de proyectos de shale gas en el Reino Unido podría generar un aumento en la contratación de ingenieros con experiencia hasta el próximo año.
COMUNIDAD DE ESTADOS INDEPENDIENTES (CEI)
La contratación en la región es muy variable de acuerdo con el clima político. Las sanciones de Estados Unidos y la inaccesibilidad a los permisos de trabajo están obligando a los empleadores a poner un alto en los planes de contratación.
ORIENTE MEDIO
A pesar de una vigorosa actividad empresarial, la contratación ha sido relativamente lenta; el índice de empleo fluctuante en la región y es una respuesta al panorama político y los disturbios civiles.
ÁFRICA
El mercado de trabajo se ha reequilibrado después del recrudecimiento del segundo cuatrimestre de 2014. En esta etapa del año hay optimismo en el mercado de petróleo y gas en África y se proyecta que el índice de empleo se incrementará de nuevo en el último trimestre de 2014.
ASIA
El índice de empleo está disminuyendo en comparación con el trimestre anterior, pero sigue siendo fuerte para el conjunto del año. El volumen de los proyectos continuará impulsando el mercado de trabajo, lo que resulta en un índice de empleo más alto en 2014 que en años anteriores.
AUSTRALIA
El mercado laboral australiano se ha mantenido estable durante el último trimestre; el Índice Global de Empleo Hays Oil & Gas anticipa los primeros signos de crecimiento en la economía en general en esta región para comenzar un impacto positivo en la industria de petróleo y gas en el año nuevo.
El Índice Global de empleo Hays Oil & Gas ofrece una medida de puestos de trabajo mes a mes publicados en los principales portales de empleo en línea dentro de la industria del petróleo y gas mundial. Los datos son compilados por un equipo de analistas e investigadores, y se divide para reflejar las diferencias regionales en la actividad de contratación.
Por: Paisminero.co / CP - Hays
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Los proyectos Purple Angel, Gorgon, Kronos, Siluro, Molusco, Brahma y Orca tienen la llave para autoabastecer el consumo.
Siete pozos con alta prospectividad de gas natural en el Caribe colombiano están en la mira del sector minero energético del país. Esto es debido a que de ellos depende, no solo la autosuficiencia de este combustible, sino de paso las reservas a corto y mediano plazo, además, de las ganancias por su comercialización.
Los proyectos Purple Angel, Gorgon, Kronos, Siluro, Molusco, Brahma y Orca se ubican en las cuencas mar adentro de Guajira Offshore y Sinú Offshore, y según un estudio del Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional, las reservas estimadas para ambas se calculan en 13,12 terapies cúbicos (Tpc) en un escenario optimista y 0,19 Tpc en el menos favorable.
La citada investigación, que ha servido de base a la ANH para establecer el potencial de reservas estimadas en hidrocarburos, y a la que tuvo acceso Portafolio, indica además, que en un escenario moderado Guajira Offshore puede ofrecer 0,94 Tpc y Sinú Offshore 0,63 Tpc.
Cabe recordar que con respecto a las reservas probadas de gas natural del país, la ANH informó en días pasados a través de un comunicado de prensa, “que estas se situaron al cierre del 2016 en 4,02 Tpc, lo cual supone una relación R/P de 11,17 años”.
“El desafío que tenemos para administrar y aprovechar estas potencialidades que se advierten en el mar Caribe exigen el trabajo articulado y decidido de muchas entidades del Estado y que la ANH está en la obligación de liderar”, señaló su presidente, Orlando Velandia, una vez se conoció la noticia del pozo Gorgon.
Por su parte Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo señaló que “las empresas del sector han mostrado gran interés en mantener y aumentar su actividad costa afuera; y este tipo de descubrimientos contribuyen a hacer más atractivo nuestro país en materia de hidrocarburos”.
POTENCIAL DE LOS PROYECTOS
Una vez terminada la fase de perforación del pozo exploratorio Gorgon con posible presencia de gas en aguas ultra profundas en el sur del Caribe colombiano (profundidad entre los 3.675 y los 4.415 metros bajo el nivel del mar) ratifica, como lo indicó el Ministerio de Minas y Energía en su momento, la alta prospectividad hidrocarburífera Costa afuera con la que cuenta el país.
El pozo Gorgon, que comparten las petroleras Ecopetrol y Anadarko, forma parte del bloque Purple Angel-1.
“Este hallazgo demuestra la confianza de los inversionistas extranjeros en Colombia. Anadarko es reconocida en el mundo por ser especialista en aguas profundas y ha seleccionado al país como uno de sus principales socios. Esta nueva situación nos permitirá garantizar la autosuficiencia gasífera dentro de las próximas décadas” comentó el ministro de Minas y Energía, Germán Arce Zapata.
El hallazgo de gas de Gorgon que se une a los pozos descubridores Kronos y Purple Angel, los cuales según la cartera minero energética, indican la presencia de importantes recursos en esta cuenca.
Otro de los pozos que para el segundo semestre también mostrará resultados en cuanto a su potencial de gas es Siluro, cuya operación está compartida entre Ecopetrol y Repsol.
Ubicado a 45 kilómetros del Cabo de la Vela y 40 kilómetros del Municipio de Manaure, el pozo Siluro según indicó el ministro Arce Zapata dará resultados el próximo mes de junio. “Estamos muy expectantes pues está ubicado en la Cuenca Guajira, una zona en la cual ya hemos hecho importantes hallazgos”, aseguró.
El pozo Molusco, cuyo operador es Ecopetrol, y que está en asocio con la empresa india ONGC, solo comenzará su perforación en el 2018.
“Se está programando los trabajos para establecer cuando se pueden informar resultados del hallazgo, pero por el momento es prematuro hablar de reservas sobre esta operación”, señaló un vocero de Ecopetrol a Portafolio.
Finalmente, el país también estará esperando resultados en cuanto a potencial de reservas de los pozos Brahma y Orca, cuyo operador es la petrolera brasileña Petrobras, y del que también es socio Ecopetrol.
“No cabe duda que en el Caribe Colombiano existen grandes yacimientos de gas que están por descubrir, sin embargo hay que ser cautos con sus hallazgos para establecer las verdaderas reservas”, señaló en día pasados a este diario, Orando Segovia Cabrales, presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas).
Fuente: Portafolio.co
A 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
