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


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

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

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

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


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

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

El problema…

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

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

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


Fuente: Dinero.com

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En un hecho impensable hace unos años, las mayores compañías de gas y petróleo pidieron a Naciones Unidas impulsar un acuerdo para poner valor al principal gas de efecto invernadero.

BG Group, BP, Eni, Royal Dutch Shell, Statoil y Total, consideradas las mayores empresas de hidrocarburos a nivel global, enviaron una carta conjunta a la Secretaría Ejecutiva Convención Marco de la ONU sobre Cambio Climático pidiendo que se introduzca un precio al carbono en la economía global.
 
La noticia era impensable hace unos años cuando muchos líderes del sector de hidrocarburos eran el principal obstáculo para lograr un acuerdo climático. De hecho, en el pasado algunas de las compañías petroleras fueron señaladas de difundir información falsa sobre el cambio climático, financiar investigaciones fraudulentas y sabotear los intentos de llegar a un acuerdo climático global. La carta no significa que sigan siendo un actor en contra de muchas de las medidas, pero al menos dan una señal positiva y tácitamente aceptan el problema global.
 
Las seis compañías han pedido “introducir un sistema de precios de carbono y crear un marco político claro, estable y ambicioso que eventualmente permita conectar los sistemas nacionales”. El anuncio ocurre seis meses antes de que se reúnan en París delegados de 192 naciones para intentar una vez más pactar un acuerdo para frenar el cambio climático.
 
Para las seis compañías un acuerdo en este sentido reduciría la incertidumbre económica y sería una de las vías más costo efectivas para reducir las emisiones de carbono a nivel global.
 
Christiana Figueres, Secretaria Ejecutiva de la Convención Marco de la ONU sobre Cambio Climático comentó que que las industrias del petróleo y el gas deben estar entre las grandes soluciones al cambio climático utilizando su poder y conocimiento para reducir las emisiones más rápidamente.
 
Entretanto, el presidente del Banco Mundial, Jim Yong Kim emitió una declaración respondiendo a la carta: “Doy la bienvenida a la llamada hoy para un precio del carbono hecho por seis de las empresas de petróleo y gas más importantes del mundo. Este es un paso importante en los esfuerzos globales para conducir a la economía mundial hacia un futuro bajo en carbono, resistente y con menores riesgos climáticos”.
 
Poner un precio al carbono ha sido visto como una solución que obligaría a los mayores consumidores de combustibles fósiles a pagar por su mayor contribución al problema al mismo tiempo que se reduciría el estímulo a la demanda. Pero hasta ahora no ha sido fácil traducir este deseo en una realidad.
 
Esta es la carta completa enviada por las compañías:
 
El cambio climático es uno de los grandes desafíos de nuestro tiempo. Nosotros, grandes empresas petrolíferas y de gas, reconocemos la importancia de este desafío y de la energía para el bienestar de las poblaciones mundiales. Reconocemos que la tendencia actual de la emisiones de gas de efecto invernadero es superior de lo que el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en inglés) dice que necesita limitarse por debajo de 2 grados centígrados con respecto a la era pre-industrial. El reto es cómo responder a una demanda creciente de energía que sea menos emisora de CO2. Estamos listos para poner de nuestra parte.
 
Nuestras empresas ya han llevado a cabo una serie de acciones para contribuir a limitar las emisiones: aumentar la parte de gas de nuestras producciones, mejorar la eficiencia energética de nuestras operaciones y nuestros productos, desarrollar la producción de energías renovables, invertir en la captura y almacenamiento de CO2 y explorar nuevas tecnologías y nuevos modelos de negocios bajos en carbono. Estas acciones son una parte clave de nuestra misión de proveer el acceso a una energía sostenible y segura al mayor número de personas.    
 
Para ir más allá todavía, necesitamos que los estados de todo el mundo nos proporcionen marcos reglamentarios transparentes, estables, ambiciosos y de larga duración. Esto reduciría las incertidumbres y ayudaría a estimular tanto las inversiones en tecnologías bajas en carbono apropiadas como los recursos más pertinentes a un ritmo adecuado.
 
Pensamos que el precio del carbono debe ser un elemento clave de estos marcos reglamentarios. Actuando sobre el precio del carbono, los gobiernos disuadirían las opciones fuertemente emisoras y al contrario animarían opciones más eficaces para disminuir las emisiones de CO2 en todo el mundo, sobre todo la reducción de la demanda de las energías fósiles, la mejora de la eficiencia energética, la substitución del carbón por el gas natural, el aumento de inversiones en la captura y almacenamiento de carbono, las energías renovables, los edificios y redes inteligentes, el acceso a la energía desconectada de la red, los vehículos limpios así como nuevos modelos de negocio y comportamientos en materia de movilidad.
 
Nuestras empresas ya están sometidas a una tarificación de emisiones ya que operan en los mercados de carbono existentes y aplican internamente los precios del CO2 a sus propias actividades para determinar si sus inversiones son viables en un mundo donde las emisiones de carbono serán más caras.
 
Aún así, nuestros esfuerzos, sean los que sean, para instaurar una tarificación del carbono no serían suficientes o comercialmente sostenibles sin una acción de los estados apuntando a la introducción en todo el mundo de sistemas de tarificación y la vinculación entre sí de los diferentes sistemas nacionales. Algunos países todavía no han dado ese paso, generando un desequilibrio que es a su vez un factor de incertidumbre sobre las inversiones y disparidades en el impacto de las políticas sobre la economía.
 
Esta es la razón por la cual llamamos a los estados, principalmente de cara a las negociaciones de la COP 21 en París, y después de esa fecha, a:
 
• instalar sistemas de tarificación de carbono donde todavía no existan a nivel nacional o regional; y
• crear un marco internacional capaz de armonizar estos sistemas.
 
Para contribuir a la realización de estos objetivos, nuestras empresas desearían empezar un intercambio directo con las Naciones Unidas y los estados dispuestos a comprometerse.Tenemos interés es este ámbito y podemos contribuir a crear e implementar un enfoque viable para la tarificación del carbono, incluyendo:
 
1. Experiencia: hace más de un siglo que abastecemos de energía al mundo. Nuestras empresas cubren el planeta entero, conocen perfectamente la gestión de grandes proyectos, los riesgos de todo tipo y tienen experiencia en comercio y logística. Como nosotros somos ya usuarios de sistemas de tarificación de carbono alrededor del mundo, el intercambio de información a escala internacional puede ayudar a identificar las mejores soluciones.
 
2. Motivación: queremos ser parte de la solución y proveer energía a la sociedad de manera sostenible durante las próximas décadas. Como nuestros homólogos de otros sectores industriales, jugaremos un papel clave en la puesta en marcha de medidas y el despliegue de tecnología que conducirá a un mundo con menores emisiones de carbono. Estos modelos de actividad y estas soluciones serán frágiles hasta que no alcancen su talla crítica, pero con la armonización de diferentes sistemas de tarificación alrededor del mundo, las incertidumbres se reducirán y estas soluciones empezarán a crear valor para la economía más rápidamente.
 
3. Pragmatismo: estamos convencidos de que nuestra presencia puede ser valiosa para definir un acercamiento a una tarificación del carbono práctica y factible a la vez que ambiciosa, eficaz y eficiente.
 
4. Un foro de discusión: nuestras empresas y otras ya se han reunido auspiciadas por el Foro Económico Mundial para formar la Oil & Gas Climate Initiative, o son miembros de la Asociación Internacional para el Intercambio de Derechos de Emisión o de las iniciativas de Tarificación de Carbono del Banco Mundial o el Pacto Mundial de la ONU. Pensamos que estos foros podrían proveer un terreno adecuado para un diálogo público-privado sobre la mejor manera de atribuir un precio al carbono en la producción de energía.
 
Desde un punto de vista práctico, nosotros, directores generales y nuestros colaboradores más cercanos, nos esforzaremos en compartir convicciones sobre el papel del precio del carbono en diferentes marcos importantes:
 
• en nuestros encuentros con ministros y representantes del Ejecutivo,
• en conferencias en las que participamos o intervenimos,
• en encuentros con los inversores,
• en encuentros con otras partes interesadas tales como socios, proveedores y profesionales de la educación superior y la investigación, y
• en el marco de reuniones destinadas a la dirección y a los colaboradores de nuestras propias empresas.
 
El precio del carbono comportará naturalmente un sobrecoste para nuestras operaciones y nuestros productos, pero los marcos reglamentarios en todo el mundo darán a nuestras empresas y a sus numerosas partes interesadas una visibilidad clara para sus futuras inversiones y un rol bien definido para construir un futuro más sostenible.
 
Somos conscientes de que el desafío es a largo plazo y sabemos que supone una transformación del sector de la energía. Desde hace numerosas décadas ya, nuestra industria ha sido innovadora y se sitúa en la primeras línea del cambio. Estamos seguros de que sabremos construir esta trayectoria de innovación para responder a los retos del futuro.
 
Cada uno de nosotros enviará personalmente una copia de la presente (carta) a sus principales contactos, entre ellos, inversores, poderes públicos, sociedad civil y sus propios colaboradores.
 
Firmantes:
 
BG Group plc - Sr. Helge Lund
BP plc - Sr. Bob Dudley
Eni S.p.A. - Sr. Claudio Descalzi
Royal Dutch Shell plc - Sr. Ben van Beurden
Statoil ASA - Sr. Eldar Saetre
Total S.A. - Sr. Patrick Pouyanné


Fuente: Elespectador.com

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


Fuente: Elespectador.com

Los próximos días serán cruciales para definir el rumbo del sector petrolero de Colombia, que afronta una compleja situación por los atentados a su infraestructura, la disminución en la producción y la protesta de algunas comunidades en varias regiones productoras. 

El director de la ANH, Javier Betancourt, es optimista frente a los resultados de la subasta porque Colombia es uno de los países más atractivos de América Latina para invertir en el sector. Un estudio de la consultora Arthur D. Little destaca las buenas condiciones fiscales y contractuales que ofrece el país para las compañías petroleras. 

El rival azteca

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fuente: Dinero.com 

A los mercados financieros y bursátiles les habíamos advertido desde hace meses la necesidad de buscar otras ideas de “trading” ante la exagerada exposición en activos petroleros que existía en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC). Sin embargo, la propuesta se convirtió en destrozar a la empresa, tanto en los precios de mercado como ante la opinión pública. Hasta su presidente, Javier Gutiérrez Pemberthy, salió a pagar cuentas que no les corresponden como, por ejemplo, la caída en los ingresos petroleros como consecuencia de los bajos precios internacionales del crudo.

Fuente: dinero.com

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Refinería está enfocada en la demanda

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

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

La opinión

Juan Carlos Echeverry

Presidente de Ecopetrol

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

Fuente: Larepublica.co 

Son muchos los pronósticos sobre la recuperación de los precios internacionales del petróleo para este año. Los analistas hacen sus apuestas para predecir en qué niveles podría estabilizarse el precio del oro negro.

Nadie coincide en el margen, pero en lo que sí están de acuerdo es en que ni en el corto ni en el mediano plazos se volverán a ver precios de US$100 por barril.

Aunque a finales del 2014 y comienzo de año, algunos expertos estimaban que los precios del petróleo iban a continuar en caída libre, la tendencia empieza a evidenciar un comportamiento diferente. Desde el 30 de enero hasta el pasado viernes, el precio del crudo ha tenido un ascenso de 9,4%, en el caso del WTI, y una subida de 16%, en el caso del Brent.

Mientras el 30 de enero el WTI se cotizó a US$48,24 el barril, el viernes cerró la semana en US$52,78; y el Brent, por su parte, estuvo a US$52,9 el 30 de enero y el 13 de febrero alcanzó los US$61,41.

Ante la dinámica que está presentando el precio del crudo Colprensa consultó a varios analistas y les preguntó... ¿será que ya tocó fondo y ahora seguirá subiendo?

Algunos consideran que podría descender para luego tener un repunte y estabilizarse en el segundo semestre del año.

El ingeniero de petróleos y exdirector de Hidrocarburos del Ministerio de Minas, Julio César Vera, afirma que “va a haber una recuperación a un nivel entre US$55 y US$60 el barril, porque a ese precio es sostenible tanto la producción de Estados Unidos, de los yacimientos no convencionales, tanto la producción de los países árabes. Sobre ese nivel creería que se va a estabilizar el precio en el corto y mediano plazo”.

Ese rango de entre US$55 y US$60 el barril se daría, de acuerdo con Vera, en lo que resta de este trimestre y se mantendría así durante el resto del año.

Por su parte, el gerente y analista financiero de Fénix Valor, Orlando Santiago Jácome, asegura que el petróleo podría situarse este año entre US$65 y US$75 el barril. “No lo vemos por mucho tiempo en niveles bajos”, afirmó.

De acuerdo con el experto, esta recuperación se daría después de mitad de año, aunque irá buscando estos niveles durante los primeros trimestres del 2015.

En contraste, el jefe de Estudios Económicos de CitiBank, Munir Jalil, asegura que el precio podría caer aún más en lo que queda del primer y segundo trimestre, para poder repuntar y ver un incremento en los precios al cierre del año, según lo analizó el grupo de estudio de commodities de la entidad.

“Tenemos como precio promedio para WTI este año US$46, sin embargo, la dinámica nos muestra un segundo trimestre, -abril, mayo, junio-, en donde el precio promedio lo estamos viendo en US$35 dólares para el WTI, y no nos sorprenderíamos que pudiéramos ver, por un tiempo muy corto, algo inclusive por debajo de US$35 en algún momento del segundo trimestre”, explicó el experto.

Para el tercer trimestre el precio sería de US$45, y de US$51 para el cuarto, comenzando así un proceso de recuperación para luego estabilizarse entre US$60 y US$70 el barril hacia el año 2016, según Jalil.

El profesor de la Facultad de Economía de la Universidad del Rosario, Gonzalo Palau, coincide en que la estabilización del precio del petróleo se dará entre los US$60 y US$70 por barril. Sin embargo, a diferencia de Jalil, advierte que esa recuperación se daría este mismo año, a partir del segundo semestre. “No puede quedarse en niveles por debajo de los US$50, las empresas no lo soportan”, dijo.

¿De qué depende que suba?

Tal y como se había advertido a finales del año pasado, una de las mayores incógnitas del 2015 giraría en torno al precio del crudo.
Los expertos coinciden en que la presión al alza o a la baja del precio está dada principalmente por un tema de oferta y demanda, como ya se ha dicho. Un exceso de producción, que podría darse tanto por parte de Estados Unidos y los países árabes, así como por otros productores como Rusia, México y Canadá presionarían a la baja el precio.

Así mismo, según el experto Julio César Vera, si se produjera una crisis económica en las principales economías mundiales, como China, India, Japón o Estados Unidos, generaría caída en demanda, lo que a los niveles actuales de oferta generaría un bajonazo en precio. En contraste, un aumento en la demanda impulsado por un crecimiento de los países generaría una subida en la cotización.

Esta es una de las mayores preocupaciones, por el lado de la demanda, pues como lo afirma el Banco de la República en su monitoreo de enero, el crecimiento mundial continúa débil y desigual. Mientras la recuperación de los Estados Unidos continúa y se consolida, el crecimiento de la zona euro y Japón sigue débil, además los países emergentes se expanden a un menor ritmo o a tasas bajas.

Entre tanto, la Asociación Nacional de Instituciones Financieras (Anif) considera que, producto del desplome en los precios desde la segunda mitad de 2014, que conllevó a las empresas del sector a reducir sus inversiones, principalmente en exploración, habrá desaceleraciones en la oferta petrolera global, lo que repuntaría el precio.

¿Por qué el altibajo?

Como en cualquier mercado, el precio del petróleo responde a un 'juego' de oferta y demanda.

De esta manera, en el largo plazo, el precio del oro negro dependerá de factores coyunturales, de nueva oferta de producción y nuevos choques de demanda que se generen producto del crecimiento o decrecimiento de las principales economías del mundo.

Por: Sharon Henrnández

Fuente: Colprensa -elpais.com

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

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

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

¿Cómo interpreta la actual caída del precio del crudo?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo ve el desarrollo del sector en Colombia?

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

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

Pero hoy hay problemas para pasar de ese umbral…

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

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

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

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

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

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



Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

OPORTUNIDADES PARA LA INDUSTRIA, EN LA MIRA

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

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

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

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

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

Fuente: Portafolio.co

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fuente: Elespectador.com

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

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

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

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

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

Semana: ¿Hasta dónde cree que bajarán los precios?

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

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

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

Semana: ¿Para 2016 el panorama será peor?

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

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

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

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

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

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

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

Semana: ¿Qué hacer para enfrentar la coyuntura?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fuente: Semana.com

·   Ataquesreducenrecursosparainversión en educación,salud, servicios públicos yvías.

·   Contaminaciónderíos,sembradosyhumedalesqueafectanacercade84mil personasen Putumayo,Nariño yelCatatumbo.

·   Derramesafectanespeciesanimalesenriesgodedesaparicióncomoladanta,el armadillo, el manatí yelvenado colablanca.

·   EcopetrolhaceunreconocimientoalaFuerzaPúblicaporlaceleridadenla respuestaparapermitirquelostécnicoshagan las  reparaciones.

        ·  La Empresaha puestoen marchaplanesdecontingencia paramitigarimpactos.

 Ecopetrol lamenta y rechaza enérgicamente la escalada terrorista contra la infraestructura petrolera de Colombia que se ha registrado desde el 27 de mayo. En estas últimas dos semanas se han presentado 16 de los 20 atentados y acciones terroristas registrados en 2015  contra oleoductos,  pozos,  líneas de trasferencia  y equipos  para  la  producción, mantenimiento y el transporte de crudo.

Los atentados se han concentrado en el sur del país (Putumayo y Nariño), en los oleoductos Transandino, San Miguel-Orito y  Churuyaco-Orito, así como en varios pozos de los campos de producción de esa zona del territorio nacional. También se han registrado dos atentados en Caño Limón-Coveñas y otros dos pozos e instalaciones y equipos del campo Tibú, Norte de Santander.

 

A los atentados contra la infraestructura de Ecopetrol (ver cuadro) se suman ataques y hostigamientos contra otras empresas productoras y transportadoras de hidrocarburos, como  el  ocurrido  el  lunes  8  de  junio  de  2015  en  Puerto  Asís,  Putumayo,  cuando integrantes de grupos al margen de la ley interceptaron 23 carrotanques y obligaron a derramar el crudo en la vía, lo que ocasionó la contaminación de fuentes de agua y una afectación directa a los campesinos de esa zona.

 

“Los principales damnificados con los atentados son los ciudadanos colombianos, especialmente los más pobres, porque al disminuirse la producción y el transporte de petróleo se reducen los recursos para inversión social, y eso son menos escuelas, menos centros de salud, menos obras de infraestructura y menos recursos para cubrir las pensiones”, aseguró el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry. 

 

Ecopetrol  hace  un  reconocimiento  a  la  Fuerza  Pública  por  el  plan  para  reforzar  la seguridad de la infraestructura petrolera y por la celeridad en la respuesta para que los técnicos de la Empresa realicen las labores de reparación. En lo corrido del año se han realizado 26 capturas por atentados, se han destruido 4.709 artefactos explosivos y se han decomisado 13.559 kilos de explosivos.

 

La Empresa se solidariza con las familias de los 32 miembros de la Fuerza Pública que han sido asesinados y de los 102 heridos en tareas de protección a la infraestructura energética durante 2015.

 

Impactos a comunidades y medio Ambiente

 

En lo corrido del 2015 se han derramado más de 14 mil barriles por cuenta de los atentados, lo que ha afectado a las comunidades de cuatro departamentos que sufren el impacto de los derrames sobre ríos y otras fuentes de agua, tierras y humedales. 

En los ataques ocurridos en 2015 se han registrado derrames a los ríos Caunapí y El Rosario en Nariño, Cubugón en Arauca y Cuembí en Putumayo, que afectaron a más de 80 mil personas de forma directa que se surten de agua de estos ríos y sus afluentes u obtienen su sustento de actividades como la pesca.

 

En relación con el medio ambiente, los departamentos de Putumayo, Nariño, Arauca y Norte de Santander son reconocidos por su riqueza ambiental y biodiversidad. Un estudio realizado por el Instituto Alexander von Humboldt para Ecopetrol determinó los siguientes riesgos y consecuencias de los atentados en la zona del Catatumbo:

 

•    Las voladuras inciden de manera directa y letal sobre más de 30 especies de peces.

•    25 especies de mamíferos cuentan con los recursos de esta cuenca para sobrevivir.

      Algunos de ellos en riesgo de desaparición, como la danta, el armadillo, el leopardo, el manatí, el ñeque o el venado colablanca.

•    15 especies de reptiles y 20 de anfibios sufren las consecuencias del crudo en sus ecosistemas cada vez que hay un derrame, como la rana marsupial, la rana de cristal y la babilla, así como tres especies de tortugas de río. 

 

(*)Accionescontraterceros,vehículosoequipos.

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

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

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

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

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

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

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

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

Fuente: Larepublica.co

Un grupo grande de accionistas no está de acuerdo con la negociación que hizo Alfa y la firma Harbour Energy para obtener acciones de Pacific e invitaron a los socios minoritarios a votar en contra.

El mayor grupo de accionistas de la petrolera Pacific Rubiales ha iniciado una lucha para bloquear la oferta de compra por 2,000 millones de dólares canadienses (1,600 millones de dólares estadounidenses) del conglomerado mexicano Alfa y la firma Harbour Energy.

O'Hara Administration, que encabeza un grupo de accionistas que poseen el 20 por ciento de Pacific Rubiales, dijo el jueves que había presentado una circular y una carta instando a otros inversores minoritarios a votar en contra del acuerdo.

El grupo agregó que por el momento su intención no es derrocar al directorio Pacific Rubiales.

Un portavoz de Pacific Rubiales no quiso comentar inmediatamente el asunto, pero dijo que habrá una declaración pública pronto.

Alfa y Harbour Energy, una asociación entre la asiática Noble Group y la firma estadounidense de capital privado EIG Global Energy Partners, propusieron comprar al mayor productor independiente de crudo y gas de América Latina en 6.50 dólares canadienses en efectivo por acción.

Las acciones de Pacific Rubiales, que opera los mayores campos petroleros en Colombia, ganaron un 0.91 por ciento en la bolsa de Toronto a 5.56 dólares canadienses.

O'Hara se ha opuesto desde hace tiempo al acuerdo, que considera que “subvalúa a la empresa y gestiona incentivos inapropiados para los accionistas minoritarios”.

Por su parte, Pacific Rubiales ha dicho que el acuerdo en efectivo proporcionará seguridad y liquidez a la compañía en un periodo de volatilidad de los mercados petroleros y convocó a una asamblea para el 7 de julio donde se discutirá la oferta.


Fuente: Portafolio.co / Reuters

El Ministerio de Minas y Energía informa que en agosto se registró una producción promedio de crudo de 966.000 barriles por día (BPD), valor superior en 2,21% al alcanzado en el mes pasado donde se produjeron 945.000 BPD.

“Se suspendieron las acciones terroristas y la industria paulatinamente reactiva su dinámica. Seguiremos buscando mantener una producción lo más cercana posible al millón de barriles. De esta forma mantendremos los recursos que financian los programas de educación, infraestructura e inclusión que tanto benefician a los colombianos”, afirmó el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada. "Acercarnos al millón de barriles promedio es acercarnos al billón de pesos para inversión social", enfatizó.

El titular de la cartera minero energética destacó el restablecimiento de las operaciones en los campos de producción del departamento de Arauca, así como la entrada en producción de 24 pozos nuevos en los campos Rubiales y Pirirí.

Por otro lado, la producción de gas durante el mes pasado fue de 951 millones de pies cúbicos por día (Mpcd), con una reducción de 1,59% con relación a la producción del mes de julio (966 Mpcd), variación que se genera fundamentalmente por el comportamiento de la demanda.

 *Este reporte contiene datos de producción estimada que serán sometidos a procesos de validación.

MME- paisminero.co

El petróleo, el activo que por más de seis años fue el niño consentido de los inversionistas internacionales y con el que más de un Estado hizo cuentas fiscales, se convirtió en el más desvalorizado y temido en los mercados mundiales.

El mundo observó con sus propios ojos como la industria petrolera pasó del cielo al infierno en menos de cinco meses cuando la cotización de tanto el indicador de crudo ligero de Texas (WTI) como el referente del mar del norte (Brent) cambiaron de estar los dos por encima de los US$100 en julio de 2014, a caer por debajo de los US$50 durante enero de 2015.

A pesar de la gran volatilidad y del nerviosismo que el desplome del precio del crudo generó en los mercados de todo el mundo, no se puede decir que fue una sorpresa. La mayoría de las materias primas empezaron a caer significativamente a partir de la crisis de 2008 y por la desaceleración de la economía china, la mayoría de los analistas consideraban que el petróleo tendría que alinearse a este comportamiento bajista. Sin embargo, tardó más de seis años y solo fue hasta el segundo semestre de 2014 que la profecía se cumplió.

Felipe Campos, de Alianza Valores, explicó: “Durante más de seis años hubo cuestiones geopolíticas que impidieron que el petróleo cayera, sin embargo, en agosto de 2014 los anuncios de política monetaria cambiaron todo. La Reserva Federal (Fed) retirando estímulos económicos y el Banco Central Europeo (BCE) colocándolos , fortaleció el dólar, la moneda en la que está denominada el crudo.

Además “mandó el mensaje de que los temas geopolíticos no son tan importantes para determinar el precio del petróleo, sino que otras cuestiones más estructurales como desaceleración del producto mundial y los factores de oferta pesaban más a la hora de valorar esta industria. Sin embargo esto solo es la mitad del efecto, el cambio en las políticas monetarias de la Fed y el BCE solo alcanzaban para explicar una caída hasta los US$70”, explicó Campos”.

Los anuncios de las entidades internacionales, advirtiendo sobre el pobre crecimiento global, al igual que la intensificación del fracking en EE.UU provocando excesos en la oferta de petróleo, llevaron al precio del barril de crudo a bordear los US$70 a finales de noviembre de 2014.

A partir de este momento el mundo centró sus miradas y esperanzas en la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Su estructura de cartel conformada por 12 de los principales productores le ha permitido llegar a concertar entre sus miembros estrategias para contraer o expandir la oferta del recurso, lo cual ha servido más de una vez para impulsar la cotización de crudo.

Sin embargo Arabia Saudita, el principal productor de la OPEP y miembro con más influencia, se encuentra librando una batalla de precios con Estados Unidos con el fin de frenar la costosa industria del fracking que solo es rentable con un barril por encima de los US$70. Es por esto que con el fin de mantener participación el cartel optó por no recortar su producción, lo cual provocó que la cotización del oro negro mantuviera su caída.

La intransigencia de la OPEP combinado con los persistentes reportes de exceso de oferta de crudo, provocaron que el precio del petróleo cayera por debajo de los US$50. Y a pesar de que en las últimas dos semanas la cotización del barril ha recuperado terreno, “los problemas que ocasionaron el daño inicial aún continúan”, advirtió Juan David Ballén, analista de Casa de Bolsa”.

Colombia no ha sido ajena al desplome de la industria de hidrocarburos, de hecho el país podría estar herido. Hoy más que nunca está vigente el informe del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), titulado “Colombia frente a una destorcida en los precios del petróleo”, cuyo autor fue Hernando José Gómez, exdirector del DNP.

El estudio que fue publicado el 6 de noviembre de 2014, cuando el WTI estaba en US$77, advertía sobre el escenario más pesimista, uno en el cual la cotización de crudo promediara US$60 en 2015. Frente a esta posibilidad el informe concluyó que “una caída en el precio del petróleo de esta magnitud aumentaría la tasa de desempleo en los años posteriores al choque con respecto al escenario base, retornando a tasas de desempleo de dos dígitos, hasta un máximo de 11,2% promedio para el 2016. Esta cifra no se observaba en el país desde 2010”

El informe agregó que “en términos de pobreza, esta aumentaría de 29% que se observa en la actualidad, hasta máximos de 34% en los siguientes dos años y retornaría lentamente a niveles de 31% en el año 2020. Es decir, se perderían seis años en la lucha contra la pobreza”.

Hay indicios que señalan que ya se podrían estar presenciando algunos de los efectos sobre los que advertía el PNUD. Durante el último año la acción de Ecopetrol, Pacific Rubiales y Canacol Energy, ha caído 35,10, 71,88 y 49,43%, respectivamente. Además, todas se han visto obligadas a implementar planes de restructuración y de ajustes con el fin de hacer frente a la coyuntura del crudo.

La restructuración y los ajustes no solo se estarían dando en términos monetarios, sino también en humanos. Tanto así que el ministro de Trabajo Luis Eduardo Garzón, se pronunció: “Hagamos todo lo posible por que esto no repercuta en el mundo de los trabajadores, son 110 mil trabajadores de la industria del petróleo, y eso hay que cuidarlo hasta lo máximo posible”.

Por: Camilo Vega Barbosa /

ElEspectador.com

La producción de crudo en Colombia se ha mantenido por encima del millón de barriles a pesar de un escenario adverso de preciosEl último dato de producción petrolera anunciado por la ANH sorprendió a muchos. En un ambiente de precios bajos, con el WTI alrededor de US$50/barril y el Brent alrededor de US$55/barril, los productores alcanzaron la no despreciable suma de 1’029.493 barriles por día de producción. En 2014, en promedio, se explotaron 990.455 barriles por día, es decir 39.000 barriles por día menos que en lo corrido de 2015 (en diciembre de 2014 la producción fue de 1’009.000 barriles por día). Esto con precios que durante la mayor parte del año oscilaron entre US$95 y US$105 por barril. 

Los datos de producción de los próximos meses van a ser importantes para poder soportar la hipótesis de que los campos colombianos son más competitivos de lo que se cree. De ser así, la recuperación de las acciones de las compañías petroleras dependerá casi exclusivamente del comportamiento del precio del petróleo en los mercados internacionales, y los productores colombianos probablemente saldrán fortalecidos una vez cese la horrible noche.riles a pesar de un escenario adverso de precios.

Por : David Yanovich

Fuente: Dinero.com

Este es un análisis de las tareas que Juan Carlos Echeverry tendrá al frente de la petrolera. Si bien no es el mayor conocedor del sector se destacan quienes le ayudarán en dicha tarea.

El nuevo presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, no es experto de alto nivel en el tema petrolero, eso no es un secreto porque, además, nadie puede saber todo acerca de todos los temas. Pero debe tenerse en cuenta que fue miembro líder de la Junta Directiva de Ecopetrol por ser ministro de Hacienda durante parte del primer mandato del presidente Juan Manuel Santos.

Dicen por ahí que nadie puede saberlo todo, pero debe rodearse de quienes tienen la información. Eso precisamente fue lo que pasó el viernes de la semana anterior cuando la Junta Directiva de la petrolera estatal designó a Echeverry como su nuevo presidente en reemplazo de Javier Gutiérrez Pemberthy. Al ex ministro Echeverry le pusieron de segundo a bordo a Camilo Marulanda (nuevo vicepresidente ejecutivo), quien desde 2003 hace parte de la empresa y quien tiene reconocida trayectoria en temas petroleros. Luego fue presidente de Cenit, la filial de transporte de crudo.

Se viene a partir de abril la nueva era de Ecopetrol, pero el camino es cuesta arriba: pocos hallazgos significativos en los últimos años; bajos precios del barril de petróleo; desplome en los precios de las acciones; crecientes niveles de deuda financiera.

Echeverry tiene, entonces, la difícil tarea de enfilar la estrategia corporativa de Ecopetrol hacia la optimización de las operaciones para mantener altos los niveles de producción mediante la recuperación secundaria de los actuales campos que están siendo explotados. Pero más allá, la estatal petrolera debe afinar el olfato –y mejorar sus tecnologías- para lograr nuevos y significativos hallazgos en Colombia, teniendo en cuenta que sus recientes anuncios de descubrimientos han sido en el Golfo de México.

Solamente hay que revisar las cifras oficiales de enero de 2015 para evidenciar la magnitud de la tarea que tendrá el nuevo timonel de Ecopetrol: de los 22 perforados por Ecopetrol y sus filiales, 14 fueron abandonados por ser fallidos y otros ocho se encuentran en pruebas.

Ahora que el ex ministro se quedó con uno de los puestos corporativos más deseados en Colombia, podría apuntar también a invertir más en gas (tal como lo han demostrado otras empresas del sector como la canadiense Canacol Energy) que todavía tiene en el país un alto potencial para elevar las reservas que tienen en la actualidad una vida útil de 15 años. Las de petróleo, por ejemplo, tienen una vida estimada en menos de siete años.

Además, el nuevo presidente de la empresa entiende mejor que nadie el efecto de las ganancias de Ecopetrol y lo que ellas representan como dividendos para la Nación.

¿Y LA DEUDA FINANCIERA?

No es más alentador el perfil de la deuda financiera de Ecopetrol (consolidado), que al cierre del cuarto trimestre de 2014 llegó a la ensordecedora cifra de $35,6 billones. Equivale a un incremento de 303% si se compara con los $8,83 billones reportados en el primer trimestre de 2011.

Luego comenzó a subir. Un año después, en el primer trimestre de 2012 llegaba a $10,17 billones, mientras que al cierre de ese año superó los $13,7 billones. Un año más tarde, al final del 2013, casi se duplicó para llegar a niveles de $22,19 billones.

Es decir, en apenas tres años la deuda financiera de la estatal petrolera se elevó en $26,8 billones. Un aspecto para manejar con guantes blancos con el objetivo de no afectar los balances financieros.

EL FIN DE UNA ERA

En un artículo anterior se planteó que al saliente jefe de la petrolera prácticamente se le culpó por los menores rendimientos de Ecopetrol a causa de una caída del precio internacional del crudo, factor sobre el cual poco podría haber hecho. Pero es necesario recordar que en la administración de Gutiérrez la producción aumentó desde un promedio diario de 399 mil barriles en 2007 hasta más de 780 mil barriles en 2013m, aunque cayó como grupo empresarial hasta niveles de 755.400 barriles promedio equivalente.

Al saliente presidente se le achacaron inversiones fallidas como la filial africana en Angola que después de invertir varios millones de dólares no logró resultados operacionales sobresalientes.

Por otro lado, en sus balances de 2014 se destacó que las reservas probadas de Ecopetrol arrojaron un incremento de 5,7% hasta llegar a 2.084 millones de barriles equivalentes de petróleo.


Con información de Valora Inversiones

Fuente: dinero.com

La analítica de datos se ha convertido en una de las herramientas tecnológicas más poderosas para las empresas en la actualidad. No solo las ayuda a explorar, clasificar y analizar la información para resolver problemas complejos en cada uno de los eslabones de la cadena, sino que también les permite transformar eso grandes volúmenes de datos que hoy manejan en información útil para la toma de decisiones. Las empresas de la industria petrolera no son ajenas a este nuevo paradigma de apoyo a la productividad.

Ejemplicando un poco, “En el caso de los campos petroleros, no existen pozos iguales, pero gracias a la analítica se pueden analizar sus características para reconocer patrones de similitud que permiten agruparlos y con esto definir políticas para conseguir una producción más eficiente. Por ejemplo, en el caso de campos maduros, ayuda a determinar el valor de declive de cada pozo para optimizar los procesos y ampliar su vida útil”, comenta Juan Carlos Puentes, Gerente General de SAS Colombia, empresa pionera en el desarrollo y aplicación de soluciones de analítica. 

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

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

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

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

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

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


Fuente: Portafolio.co

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

EL MENOS AUTOSUFICIENTE

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

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

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

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

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

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

GAS PARA 10 AÑOS

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

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

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

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

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

LOS TRES QUE LLEVAN LA DELANTERA EN LA REGIÓN

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

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

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

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

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

Fuente: Portafolio.co / Ómar G. Ahumada Rojas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La opinión

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


Fuente: Larepublica.com.co

La producción descendió 4,2% en el año, pero repuntó 1,8% en el último trimestre. El 2014 fue el segundo mejor resultado en producción de la historia.

Las ventas totales alcanzaron $58 billones, representando una reducción de 7,1% frente a lo reportado a cierre de 2013 cuando fueron de $62,5 billones. Así mismo, la utilidad operacional se redujo 30,4%, pasando de $19,6 billones a $13,6 billones.

Durante el año 2014 los ingresos de Ecopetrol S.A. registraron una disminución de $4,4 billones, lo que significó un descenso de 7% en comparación con el año anterior. Los ingresos pasaron de $62,5 billones en 2013 a $58,1 billones en 2014, principalmente por la caída de los precios internacionales del crudo.

El precio promedio de venta de la canasta de crudos, gas y productos de Ecopetrol, registró un descenso de US$10,6 por barril durante 2014 frente al año anterior. La caída se agudizó en el último trimestre cuando la canasta cayó US$33 dólares por barril. Lo anterior significó que por efecto precio se dejaran de recibir $5,5 billones.

Los ingresos también se afectaron por una disminución de $1,7 billones debido a los menores volúmenes vendidos causados por una reducción del 4,2% en la producción. No obstante, hubo un impacto positivo de $3,2 billones por la tasa de cambio debido a que el 60% de las ventas de la empresa se realizan en el exterior.

“Si bien el año 2014 fue complejo, Ecopetrol continuó siendo una Empresa sólida y con la capacidad para adaptarse y responder rápidamente a los entornos retadores como el de la actual coyuntura de precios”, dijo el Presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy.

En el ejercicio de 2014, los costos variables disminuyeron 2% como resultado de los menores precios de compra de crudo, gas y productos, compensado con mayores volúmenes de compra de nafta como diluyente de crudo.

Los costos fijos aumentaron $1,6 billones (18%) por el incremento de $1,2 billones de pagos de tarifa de transporte a las filiales de ese segmento (Cenit, OBC). Cabe anotar que esos mayores pagos de tarifa a las filiales posteriormente retornan a Ecopetrol como dividendos como parte de las utilidades de esas compañías.

La utilidad operacional cayó 30,4% a $13,6 billones explicada por los mayores gastos exploratorios, así como por una revisión a la baja de los valores de inventarios, activos e inversiones petrolíferas. Esto significa que la Empresa reconoce que éstos activos tienen un menor valor presente como resultado de los menores precios de referencia de los crudos y productos que comercializa.

En cuanto a los resultados no operacionales, la empresa tuvo un impacto de $400 mil millones por mayor diferencia en cambio proveniente de la valorización de la deuda financiera a pesos colombianos. Igualmente la devaluación también provocó el pago de $162 mil millones más por intereses de deudas.

Tributariamente la conversión de las inversiones en el exterior a pesos colombianos implica mayores ingresos fiscales y debido a ello se registró una mayor tasa de tributación la cual pasó de 34,5% en el 2013 a 40,4% en 2014.

Finalmente el estado de resultados con corte al 31 de diciembre de 2014 arrojó una utilidad neta de Ecopetrol de $7,81 billones, lo que representó un descenso de 41% en comparación con la del año anterior. Particularmente en el cuatro trimestre, los ingresos cayeron $3,4 billones, un 77% de los ingresos del año corrido, de ese total $4,4 billones fueron explicados por factor precio.

A pesar del menor resultado en 2014, el margen Ebitda (es decir, el resultado empresarial antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones productivas) se ubicó en 39%, nivel muy competitivo cuando se compara con otras compañías del sector.Hechos relevantes de la operación

Al finalizar 2014, las reservas probadas de crudo y gas de Ecopetrol alcanzaron 2.084 millones de barriles equivalentes, un incremento de 5,7% frente al 2013. El Índice de Reposición de Reservas fue de 146% y la vida media de las reservas aumentó a 8,6 años.

En el cuarto trimestre de 2014 se consolidó la tendencia de recuperación de la producción, con un crecimiento de 1,8% frente al tercer trimestre, llegando a 765,1 kbped gracias a mejores condiciones de entorno y al avance en los proyectos en los campos de Castilla y Chichimene.

Para todo el año, la producción promedio fue de 755,4 kbped, con una reducción de 4,2% frente al 2013, debido a temas de entorno, orden público y de tipo operacional.En exploración hubo 7 descubrimientos. Orca en aguas costa afuera (offshore) de Colombia, el cual abre perspectivas promisorias en esa cuenca; el pozo Nueva Esperanza-1, que confirma el potencial del bloque CPO-09 en el departamento del Meta, y Tibirita, Golosa y Cacica. En el Golfo de México se hicieron los hallazgos de León y Rydberg.

En Transporte se completó la ampliación de la capacidad del Proyecto Delta 35 de Ocensa y se inició la operación de 23.500 barriles por día adicionales en el sistema Santiago-Porvenir.

En refinación se alcanzó un avance de 96,3% en el proyecto de modernización de la refinería de Cartagena, el cual una vez puesto en marcha le entregará al país combustibles con elevados estándares de calidad y productos de mayor valor agregado.

Gracias a una agresiva campaña comercial, se continuó con la diversificación del destino para los productos y es así como se abrió el mercado de Corea del Sur, donde se hizo la primera exportación de un cargamento de un millón de barriles de crudo Castilla, extraído de los llanos orientales de Colombia.


Fuente: Elnuevodia.com.co

Según el Instituto Colombiano del Petróleo, el presupuesto para investigación solicitado para 2015 fue recortado en 55%.

La investigación en tecnología asociada al sector petrolero disminuyó en Colombia un 24% en 2015, según informe revelado por la Organización Mundial para la Propiedad Intelectual (WIPO, por sus siglas en inglés), informó la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros (Campetrol).

Mientras que en 2014 se publicaron 50 patentes, un año después se registraron 38 y en lo corrido de 2016, no se ha notificado ninguna investigación, destaca el informe de prensa.

El informe reseñado por Campetrol muestra que en comparación con otros países productores de petróleo en Suramérica (exceptuando Brasil), Colombia es uno de los que más patentes publica. En los últimos 15 años registró 285 investigaciones, cifra superior a las de Argentina con 119, Ecuador 8), Perú con 41 y Venezuela 11. Llama l atención que Venezuela siendo la segunda nación con el mayor número de reservas mundiales de alrededor de 298 mil millones de barriles, y la decimotercera en cuanto a producción de crudo con 2,5 millones de barriles diarios.

Precisa el informe que al incluir a Brasil y a uno de los mayores productores centroamericanos de crudo como México, Colombia se queda atrás en temas de investigación, el primero de ellos ha publicado 2.933 patentes en los últimos 15 años, y el segundo 1.236 en el mismo periodo.

A mediados de 2014 inició el descenso en los precios internacionales del crudo, lo que hizo que la mayoría de operadoras en el mundo recortaran sus presupuestos de inversión para 2015, lo cual impactó los rubros de investigación.

Según datos oficiales del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), centro de investigaciones de Ecopetrol, del presupuesto solicitado para 2015, cerca de 292.000 millones de pesos, solo le fueron aprobados 161.000 millones de pesos, es decir un 55% menos, lo cual impacta en el desarrollo de patentes para el sector hidrocarburífero colombiano.

La importancia de la publicación de patentes, como indicador, reside en que refleja cómo está el país en cuanto a innovación para la explotación y manejo de petróleo, pues esto aporta de forma significativa al mejoramiento de los procesos, al aumento de la productividad y la reducción de costos, resalta el informe de prensa.

Si bien Colombia se mantiene como el tercer país latinoamericano en cuanto a publicación de patentes, aún se encuentra muy atrás frente a Brasil con una producción de dos millones de barriles diarios sde crudo y Venezuela con 2,5 millones de barriles. La investigación en el sector petrolero, y los recursos destinados a esta actividad, son fundamentales para un crecimiento futuro, dice el informe de Campetrol.

Es fundamental que el componente de investigación se sume a la agenda de inversión del Gobierno Nacional, con lo cual no solo se impulse al abanderado del sector en el país, Ecopetrol, sino también se siembren semillas de competitividad futura para el sector de bienes y servicios petroleros, de tal forma que al finalizar la coyuntura, se pueda tener una estrategia de crecimiento y no de seguimiento en el plano internacional, contribuyendo de esta manera a procesos de mayores utilidades y menores costos, remarca el informe de Campetrol.

Fuente: Elespectador.com

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

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

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

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

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

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



Fuente: Portafolio.co


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ESTRATEGIA PARA IMPULSAR LA TAREA EN HIDROCARBUROS 

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

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

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

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

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

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

Fuente: Portafolio.co