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

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 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


¿Alcanzará el coqueteo?

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

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

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


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

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

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

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


Fuente: Americaeconomia.com / Deutsche Welle


{backbutton}

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

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


{backbutton}

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Con infomración de Valora Inversiones
Esta dirección de correo electrónico está protegida contra spambots. Necesita activar JavaScript para visualizarla.

Fuente: Dinero.com

{backbutton}

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

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

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

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

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

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

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

Fuente: AP

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Pero la realidad es que tienen menos presupuesto...

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Y en Colombia?

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

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

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

¿Atienden otros mercados desde Colombia?

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

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

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

Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fuente: expansion.com

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

LA REFINACIÓN, CLAVE EN EL NEGOCIO

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

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

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

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

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

Fuente: Portafolio.co

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

El presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón Pardo, suscribió hoy en Ciudad de México los respectivos contratos de los bloques que le fueron adjudicados en junio pasado a la Empresa junto a sus socios Pemex y Petronas, para explorar y producir hidrocarburos en aguas someras de México en desarrollo de la Licitación CNH-R02-L01/2016.

La firma de los contratos estuvo presidida por el Secretario de Energía de México Pedro Joaquín Codwell, el Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos Juan Carlos Zepeda Molina, y contó con la participación de los representantes de Pemex y Petronas.

El primero de los contratos suscritos fue  el  del bloque denominado ‘Área 6’ (de 559 kilómetros cuadrados) en el cual es socio PC Carigali México (filial de Petronas) y el segundo fue  el del bloque ‘Área 8’ (de 586 kilómetros cuadrados) donde el socio es Pemex.

“Estamos muy complacidos con la llegada a México, un nuevo hito en la historia de Ecopetrol, el cual se enmarca en nuestra estrategia de fortalecer y diversificar las actividades de exploración y producción en Colombia y en el exterior, con el objetivo de incrementar las reservas de hidrocarburos”, expresó Felipe Bayón Pardo, presidente de Ecopetrol S.A.

Por: Paisminero.co / Ecopetrol

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

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

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

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

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

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

OPERACIÓN EN EL PAÍS

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

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

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

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

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

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

Fuente: Portafolio.co 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


por: Paisminero.co

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

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

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

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

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

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

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

Por: Paisminero.co / CP – ANM

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

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

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

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

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

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

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

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

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

CON ESPECIAL ATENCIÓN

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

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

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

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

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

Fuente: Portafolio.co

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

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

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

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

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

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

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

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

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

CON ESPECIAL ATENCIÓN

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

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

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

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

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

Fuente: Portafolio.co

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Aumentan las reservas de petróleo de EE.UU.

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

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

Las opiniones

Francisco José Lloreda

Presidente de la ACP

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

Rubén Darío Lizarralde

Presidente de Campetrol

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

Fuente:larepublica.co / María Alejandra López P.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fuente: Dinero.com

Discuten un proyecto de acuerdo para detener hasta octubre el bombeo a sus niveles de enero, con el fin de dinamizar los precios.

Los grandes productores de petróleo negocian este domingo en Catar una posible congelación de petróleo. 

El ministro ecuatoriano de Hidrocarburos, Carlos Pareja, declaró a los periodistas que su país, miembro de la Organización de países exportadores de petróleo (Opep), apoyaba este acuerdo para que estabilice el mercado petrolero y sostenga las cotizaciones, hundidas por un exceso de oferta. 

El ministro de energía de Azerbayán, Natig Aliyev, citado por la agencia rusa RIA Novosti, indicó por su parte que el proyecto de acuerdo prevé una congelación de la producción "a sus niveles de enero" y ello "hasta octubre". 

Tras consultas "informales" por la mañana en un gran hotel de Doha, los ministros presentes fueron recibidos, según la agencia oficial Qna, por el emir de Catar, jeque Tamim ben Hamad Al Jalifa. 

Una quincena de países, mayoritariamente miembros de la Opep y liderados por Arabia Saudí, están representados en Doha, donde intentan concertarse con países no OPEP, como Rusia. 

Irán, gran rival de Arabia Saudita, decidió que no enviaría representantes a esta reunión, lo que puede limitar el alcance de un eventual acuerdo "Irán no renunciará de ninguna manera a su cuota de producción histórica", declaró dijo el ministro iraní de Petróleo, Bijar Namdar Zanganeh, en referencia al nivel de producción y exportación de su país antes de las sanciones internacionales, y para explicar su ausencia de la reunión. 

El vice príncipe heredero de Arabia Saudita, Mohammed ben Salman, había dicho en una entrevista publicada el sábado que su país no congelaría su producción de crudo a menos que Irán lo haga también. Arabia Saudí está representada por su ministro del Petróleo, Ali al Nuaimi.

UN ACUERDO POSIBLE

Kamel al Harami, experto petrolero kuwaití, estima sin embargo posible un acuerdo este domingo sobre una congelación de la producción, incluso sin Irán. 

"Irán es incapaz de agregar más de medio millón de barriles diarios a su producción de aquí a fin de año", explicó Harami en Doha. 

"Creo que esto no tendrá gran impacto en la reunión", vaticinó. Catar, el país anfitrión, afirmó que una "atmósfera de optimismo" se instauró la víspera de la reunión, mientras que el ministro en ejercicio del Petróleo de Kuwait, Anas Saleh, dijo ante la prensa que también era "optimista". 

Pero los precios del petróleo cerraron con una clara caída el viernes, resultado del escepticismo imperante antes de la reunión de Doha. 

Un proyecto, suscrito en febrero por Arabia Saudita, Rusia, Catar y Venezuela, busca congelar la producción de crudo con el fin de contrarrestar la oferta excesiva hasta que la demanda se reactive, el tercer trimestre de 2016.

Los analistas están divididos acerca de los posibles resultados de la reunión de Doha, que podrían impulsar los precios al alza como provocar de nuevo su desplome. Varios expertos excluyen un impacto significativo en un mercado petroleo que sigue siendo volátil a pesar del acuerdo de febrero. La Agencia Internacional de Energía Atómica (AIEA) advirtió que un acuerdo en Doha tendría un "impacto limitado" en la oferta. 

La Opep comunicó, antes de la reunión, que la oferta excedentaria se podría acentuar aún más. La organización revisó a la baja sus previsiones de crecimiento de la demanda mundial este año y podría reducirlas más. 

La caída de un 60 % de los precios del crudo desde junio de 2014 ha venido provocada por una oferta más que abundante, consecutiva a una considerable subida de la producción de petróleo no convencional, el petróleo de esquisto estadounidense, y la negativa de la OPEP, en noviembre de 2014, a reducir su producción. 

Los países exportadores han perdido sumas colosales y registraron déficits presupuestarios que conllevaron medidas de austeridad.

Fuente: Portafolio.co

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

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

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

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

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

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

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


Fuente: Americaeconomia.com

{backbutton}

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fuente: americaeconomia / Xinhua

{backbutton}

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fuente: americaeconomia.com / RBH

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Las reservas de petróleo de Estados Unidos bajaron la semana pasada en 200.000 millones de barriles y se situaron en los 528,2 millones, informó hoy el Departamento de Energía.

Washington, (EFE).- Las reservas de petróleo de Estados Unidos bajaron la semana pasada en 200.000 millones de barriles y se situaron en los 528,2 millones, informó hoy el Departamento de Energía.

La cifra es menor que la pronosticada por los analistas, que estimaban un alza de 2 millones. Las existencias de crudo se encuentran en récord histórico para esta época del año, según las cifras oficiales.

Tras conocerse estos datos, el precio del barril de petróleo West Texas (WTI) para entrega en abril subía un 1,80 por ciento, hasta 48,57 dólares.

Las importaciones diarias de crudo alcanzaron en la semana que terminó el 10 de marzo una media de 7,2 millones de barriles al día, un descenso de 565.000 barriles respecto de la semana precedente.

La media de las últimas cuatro semanas en las importaciones de crudo se ubicó en 7,6 millones de barriles diarios, un 4,4 % por debajo del mismo periodo el pasado año.

Las reservas de gasolina para automoción bajaron en 3,1 millones de barriles, hasta los 246,3 millones, y siguen en la banda más alta de la media histórica.

Por otro lado, las reservas de combustibles destilados, como el diesel y gasóleo de calefacción, bajaron en 4,2 millones de barriles y se situaron en 157,3 millones.

Las refinerías operaron a un 85,1 % de su capacidad instalada, por debajo del 85,9 % de la semana anterior.

El total de existencias de crudo y productos refinados en Estados Unidos, incluida la Reserva Estratégica que se redujo en 800.000 barriles hasta los 694 millones de barriles, bajó en 8,6 millones hasta los 2.033 millones de barriles.

Fuente: wradio.com.co / EFE

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fuente: Elcolombiano.com

Por Maurice Obstfeld, Gian Maria Milesi-Ferretti y Rabah Arezki

Los precios del petróleo se mantienen persistentemente bajos desde hace más de un año, pero como se señala en la edición de Perspectivas de la economía mundial (informe WEO, por sus siglas en inglés) de abril de 2016, el estímulo que muchos esperaban que tendrían sobre la economía mundial aún no se ha materializado. Sostenemos que, paradójicamente, es probable que los beneficios mundiales se observen solo después de que los precios repunten ligeramente y las economías avanzadas logren superar el actual entorno de bajas tasas de interés.

Desde junio de 2014, los precios del petróleo, en dólares de EE.UU., han caído aproximadamente 65% (unos USD 70) en un entorno en que el crecimiento de una amplia gama de países se ha ido reducido progresivamente. Incluso teniendo en cuenta la apreciación del dólar de 20% durante este período (en valores efectivos nominales), la reducción de los precios del petróleo en otras monedas ha sido, en promedio, de más de USD 60. Esto ha dejado perplejos a muchos observadores, incluidos nosotros aquí en el FMI, que creíamos que estas disminuciones de precios serían beneficiosas para la economía mundial, dado que si bien obviamente resultarían nocivas para los exportadores, reportarían ventajas a los importadores, con lo cual se contrarrestaría ese efecto con creces. El principal supuesto en que se sustenta esa creencia es la diferencia concreta de comportamiento de ahorro entre los países importadores de petróleo y los países exportadores de petróleo: los consumidores en los primeros, como por ejemplo en Europa, tienen una mayor tendencia marginal a gastar su ingreso que los consumidores en los segundos, como por ejemplo Arabia Saudita.

Es evidente que los mercados mundiales de capital no se adhieren a esa teoría. Durante los últimos seis meses e incluso antes, los mercados de capitales han seguido una tendencia a la baja cuando los precios del petróleo han disminuido, resultado que no esperaríamos considerando que, en términos generales, un bajo precio del crudo favorece a la economía mundial. De hecho, desde agosto de 2015, la correlación simple entre las cotizaciones bursátiles y los precios del petróleo no solo ha sido positiva (véase el gráfico 1), sino que se ha duplicado con respecto al período anterior que comenzó en agosto de 2014 (pero no a niveles sin precedentes).

En general, los episodios pasados de marcadas variaciones de los precios del crudo dieron lugar a efectos anticíclicos visibles, por ejemplo, tasas de crecimiento mundial más lentas tras registrarse grandes aumentos del crecimiento económico.  ¿Estamos presenciando algo diferente esta vez? Aunque varios factores inciden en la relación entre los precios del petróleo y el crecimiento económico, sostenemos que la gran diferencia con respecto a los episodios anteriores es que en muchas economías avanzadas la tasa de interés nominal es cero o casi cero.

Oferta y demanda

Un problema evidente que surge al tratar de pronosticar el efecto de las variaciones de los precios del petróleo es que una caída de los precios mundiales puede ser consecuencia de un aumento de la oferta mundial o de una disminución de la demanda a escala internacional. Pero en este último caso, esperaríamos ver exactamente la misma tendencia que en los trimestres recientes: una caída de precios y una desaceleración de la tasa de crecimiento mundial, en que los precios más bajos del crudo amortiguarían, pero probablemente no invertirían, la disminución del crecimiento económico.

La disminución de la demanda ha ejercido, sin duda alguna, una función en estas tendencias, pero la información empírica apunta a que el aumento de la oferta ha tenido un efecto igualmente importante, si no más. En términos generales, la oferta del petróleo ha sido pujante debido a la producción sin precedentes de los países miembros de la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que ahora incluye además las exportaciones de Irán, así como las de algunos otros países que no integran la OPEP. Asimismo, la oferta de petróleo del esquisto bituminoso de Estados Unidos ha demostrado ser sorprendentemente resistente a la baja de los precios del petróleo. En el gráfico 2 puede observarse cómo, a diferencia de episodios anteriores, últimamente la producción de la OPEP ha seguido aumentando a medida que los precios han caído.

Incluso en Estados Unidos, un país importador neto de petróleo en que la demanda ha sido relativamente sólida, los bajos precios del crudo no parecen haber impulsado sustancialmente el crecimiento. El análisis econométrico y otros estudios apuntan a que solo parte de la reciente disminución de los precios del petróleo —entre la mitad y un tercio— está frenando la demanda y que la diferencia puede atribuirse al aumento de la oferta.

Pero el misterio persiste: ¿dónde pueden observarse los efectos positivos de la disminución de los precios del crudo?

Para responder a este interrogante, en la próxima edición del informe WEO de abril de 2016 se compara el aumento de la demanda interna en los países importadores y exportadores de petróleo en 2015 con lo que previmos en abril de 2015, cuando se registró la primera caída sustancial de los precios del crudo. La mayor parte de la revisión a la baja de la demanda mundial puede atribuirse a los exportadores de petróleo, a pesar de que representan una proporción relativamente pequeña del PIB mundial (un 12%). No obstante, pese a la reducción de los precios del crudo, que fue mayor de la prevista, la demanda interna en los países importadores tampoco superó los niveles pronosticados.

Para poder comprender por qué no se detectan los efectos positivos del gasto debe examinarse más detenidamente la composición de la demanda en los países exportadores e importadores de petróleo.

La demanda interna en los países exportadores de petróleo

En 2015 la demanda interna en los países exportadores se caracterizó, de hecho, por una atonía mucho mayor de la prevista un año anterior. Esta sorpresa negativa se debió a un menor consumo, pero especialmente a una disminución de la inversión. Aunque los países ricos que exportan petróleo pueden recurrir a sus reservas o a los fondos soberanos de inversión –y la mayoría lo ha hecho—, también han ido recortado marcadamente el gasto público. Los países más pobres, por supuesto, tienen una capacidad de endeudamiento mucho menor, y corren el riesgo de sufrir una crisis si sus niveles de deuda externa aumentan demasiado. La mayoría de estos países tienen superávits en cuenta corriente sustancialmente más bajos o déficits más altos, y sus diferenciales soberanos se han ampliado.  En estos países el gasto interno puede reducirse marcadamente, en forma no lineal, a veces por la vía de una gran disminución del tipo de cambio que incrementa el precio de los bienes importados. La disminución de la inversión pública en estos países ha sido especialmente pronunciada: la mayoría de sus bienes de capital son importados y cuando se vuelve necesario realizar un ajuste fiscal, el gasto en capital suele ser el primer rubro que se elimina. Tampoco debemos olvidar que existen factores no relacionados con los precios del crudo —las conmociones internas en Iraq, Libia y Yemen, así como las sanciones en Rusia—  que han afectado la actividad económica de una serie de países exportadores de petróleo.

Evidentemente, los bajos precios del crudo reducen la rentabilidad de las actividades de exploración y extracción que realiza el sector privado, además de reducir el gasto de capital. Según Rystad Energy, entre 2014 y 2015 la caída mundial del gasto de capital en los sectores de petróleo y gas fue de unos USD 215.000 millones, cifra equivalente a aproximadamente 1,2% de la formación de capital fijo a nivel internacional (nivel ligeramente inferior a 0,3% del PIB mundial). Incluso algunos países importadores se han visto muy afectados, Estados Unidos especialmente, lo cual explica una proporción significativa de la caída mundial de la inversión relacionada con el sector energético.

Demanda interna en los países importadores de petróleo

Las economías avanzadas importadoras de petróleo, por ejemplo en la zona del euro, de hecho han registrado algunos efectos positivos sobre el consumo, pero el impacto ha sido algo menor de lo previsto. Asimismo, el aumento de la inversión se ha mantenido por debajo de las expectativas, lo cual también refleja la disminución mayor de lo previsto de la inversión del sector energético en Estados Unidos, mencionada anteriormente. En el caso de los países en desarrollo y de mercados emergentes importadores de petróleo, la experiencia es variada. En esos países el mecanismo a través del cual los precios internacionales se transmiten a los precios internos de combustibles suele ser más limitado que en las economías avanzadas; algunos han reducido las subvenciones a los combustibles. Es cierto que la mejora de la posición fiscal en definitiva debería permitir a las autoridades bajar los impuestos o aumentar el gasto público, pero ese proceso lleva tiempo y está sujeto a diversas fricciones y fallas. En conjunto, el aumento de la demanda interna en estos países importadores se ajustó en general a las expectativas, pese a las difíciles condiciones macroeconómicas en unos cuantos países exportadores de otras materias primas.

Un sorprendente desempeño macroeconómico con tasas de interés de límite inferior cero

Hay otro factor que podría impedir la reactivación de la demanda en los países importadores de petróleo.

En relación con otros ciclos de precios pasados, la caída de los precios del crudo coincide con un período de lento crecimiento económico, tan lento que los principales bancos centrales no tienen o tienen solo limitada capacidad para seguir reduciendo las tasas de interés de intervención a fin de respaldar el crecimiento económico y reducir las presiones inflacionarias.

¿Por qué esto es importante? En las décadas de 1970 y 1980, un gran volumen de estudios económicos, resumidos por Michael Bruno y Jeffrey Sachs hace más de 30 años, demostraron que los aumentos de precios impulsados por la oferta pueden ocasionar “estanflación”, es decir, una combinación de mayor inflación y menor crecimiento. Ese fenómeno es el resultado directo de los mayores costos en los que incurren los productores que usan energía, y que los llevan a reducir la producción, despedir mano de obra e incrementar los precios para cubrir sus mayores costos de producción.

Si bien el petróleo es un factor de producción menos importante que hace tres décadas, este razonamiento debería funcionar a la inversa cuando disminuyen los precios del crudo, y debería traducirse en costos de producción más bajos, una mayor contratación y una inflación más baja. No obstante, este mecanismo es problemático cuando los bancos centrales no pueden reducir las tasas de interés. Puesto que la tasa de intervención no puede reducirse más, la disminución de la inflación como consecuencia de la reducción de los costos de producción incrementa la tasa de interés real, comprimiendo la demanda y reduciendo con toda probabilidad los aumentos del producto y el empleo. De hecho, es posible que estas variables agregadas terminen reduciéndose. Es probable que algo parecido esté ocurriendo actualmente en algunas economías. En el gráfico 3 se observa que un precio de crudo más bajo de lo previsto posiblemente reduce la inflación prevista, y se demuestra que existe una fuerte relación directa entre los precios de los contratos de crudo de Estados Unidos a futuro y una medida de las expectativas inflacionarias a largo plazo basada en el mercado.

Una tasa de interés de límite inferior cercano a cero también puede ser señal de una respuesta “perversa” al aumento de los precios del petróleo. Cuando los bancos centrales confrontan presiones deflacionarias, es improbable que incrementen considerablemente la tasa de interés de intervención para hacer frente a un repunte de la inflación. En consecuencia, los aumentos de los precios del petróleo pueden, en forma simétrica, tener un efecto expansionista al reducir la tasa de interés real.

Obviamente, sería un error llegar a la conclusión de que los bancos centrales pueden potenciar las ventajas del actual nivel bajo de los precios del petróleo elevando sus tasas de interés de política monetaria. Al contrario, si las demás condiciones no varían, esa medida sería perjudicial para el crecimiento ya que elevaría las tasas de interés real. Nuestro argumento es sencillamente que cuando las condiciones macroeconómicas de un país importador de petróleo justifican una tasa de interés del banco central muy baja, una caída de los precios del petróleo podría provocar movimientos de la tasa de interés real que contrarrestarían el efecto positivo en el ingreso.

El camino por delante

Cuando los precios del petróleo son persistentemente bajos, la conducción de la política monetaria se complica, y se corre el riesgo de que expectativas inflacionarias no ancladas ocasionen nuevos reveses. Es más, el episodio actual, en que los precios del crudo han llegado a mínimos sin precedentes, podría desencadenar una serie de incumplimientos de pagos por parte de empresas y países, y estas perturbaciones podrían volver a incidir negativamente en los mercados financieros, donde ya existe cierto nerviosismo. La posibilidad de que se produzca un ciclo de retroalimentación negativa de este tipo hace aún más apremiante que la comunidad internacional respalde la demanda y que ciertos países lleven a cabo reformas estructurales y financieras.

Fuente: Elespectador.com

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

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

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

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

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

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

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

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

Acerca de Mansarovar

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

Por: Paisminero.co  – Cp Mansarovar

La Federación Colombiana de Gestión Humana (Acrip) presentó los resultados de la Investigación Nacional de Salarios y Beneficios en Colombia 2014 – 2015. Según el estudio, el sector de hotelería y turismo registra los salarios más bajos.

La 39ª Investigación Nacional de Salarios y Beneficios en Colombia 2014 – 2015 contó con la participación de más de 750 empresas de 9 ciudades del país (Bogotá, Cali, Medellín, Barranquilla, Cartagena, Armenia, Pereira, Manizales y Bucaramanga) y fue patrocinado por la firma SQL Software.

Según el informe presentado, que analizó 74 mil registros salariales de los 24 sectores económicos de mayor contribución al PIB del país y homologó 792 cargos a través de las variables de tamaño, región y sector económico, el sector de minería e hidrocarburos es el sector con los mejores salarios de Colombia, y servicios temporales y hotelería y turismo son los menos competitivos, señala el informe.


Así mismo, el análisis mostró que el incremento salarial en Colombia en el 2014 fue de 4,05%, 2,11 veces el IPC (Índices de Precios del Consumidor) del año 2013. El año anterior el incremento fue de 5,4%, 1,4 veces el IPC del 2012.

“Estas cifras nos muestran que aunque el incremento salarial fue menor este año en relación al anterior, la tendencia fue positiva, ya que duplicó el IPC del año en curso”, explicó Iván Arenas, Presidente de la Junta Directiva de la Federación Colombiana de Gestión Humana (Acrip).

El estudio también reveló que los sectores de cauchos y plásticos fueron los que mayor aumento salarial obtuvieron, seguidos de construcción e insumos, y químico farma. Los que menos aumento de salarios registraron fueron las cajas de compensación, hotelería y turismo, y logística y transporte.

De igual forma, la investigación concluyó que las únicas ciudades que superaron el promedio nacional del incremento salarial fueron Bogotá y Barranquilla, seguidas de Cali y Medellín, las demás ciudades estuvieron cercanas al 3,90%. Sin embargo, los resultados arrojaron que en todas las ciudades los incrementos salariales estuvieron por encima del IPC.

Por otro lado, uno de los datos más destacados del estudio tiene que ver con el tipo de contrato que emplea a los colombianos. La investigación arrojó que la contratación directa disminuyó, en relación con el año pasado, del 65% al 55% y la contratación tercerizada incrementó del 14% al 22%.

“Uno de los posibles factores que explican el incremento de la tercerización en relación a las cifras del año pasado, es el aumento de la generación de empleo en el país” Afirmó Lorenzo Ruíz, Director de la Investigación Nacional de Salarios de ACRIP.

foto

La investigación reunió estadísticas en cuanto al tipo de contratación, porcentaje de aumento en la remuneración de los colombianos por cargo, ciudad y sector, los beneficios que ofrecen las empresas a sus empleados, prácticas de remuneración fija, variable, bonos, incentivos y beneficios.


Fuente: Dinero.com


{backbutton}

El presidente Barack Obama quiere que las empresas petroleras paguen un impuesto de 10 dólares por barril de petróleo para ayudar a financiar inversiones en trasporte limpio que combatan el cambio.

El presidente Barack Obama quiere que las empresas petroleras paguen un impuesto de 10 dólares por barril de petróleo para ayudar a financiar inversiones en trasporte limpio que combatan el cambio climático. Obama formalizará la propuesta el martes cuando presente su proyecto de presupuesto final al Congreso. 

Se prevé que el impuesto sea rechazado por los republicanos que controlan el Congreso y se oponen a nuevos impuestos y a las políticas energéticas de Obama. Aun así, la Casa Blanca espera que la propuesta conduzca a un debate sobre la necesidad de conseguir que los productores de energéticos ayuden a financiar los esfuerzos para promover un trasporte limpio. 

La Casa Blanca dijo que el impuesto de 10 dólares se introduciría de manera gradual a lo largo de cinco años. Los gravámenes proporcionarían 20.000 millones de dólares al año para la reducción del tránsito, ampliar la inversión en sistemas de transporte y nuevos modos de traslado, como el tren de alta velocidad. 

También modernizaría la manera en que los sistemas de transporte regional son financiados, al proveer 10.000 millones de dólares para alentar la inversión que conduzca a opciones de transporte más limpio. La Casa Blanca aseguró que el impuesto proporcionaría solvencia a largo plazo para el fondo carretero. 

El costo añadido a la gasolina crearía un incentivo claro para el sector privado para reducir la dependencia de la nación en el petróleo y dirigir las inversiones a tecnologías de energía más limpia. 

El presidente de la cámara baja, Paul Ryan, calificó al plan "sin posibilidades de éxito" y como "una distracción en un año electoral”. 

"El presidente debería estar proponiendo políticas para el crecimiento de nuestra economía en lugar de sacrificarla para aplacar a los ambientalistas", dijo el republicano de Wisconsin en un comunicado. 

El Instituto Estadounidense del Petróleo proyectó que el gravamen incrementaría el costo de la gasolina 25 centavos de dólar por galón. "En un momento en que las compañías petroleras están atravesando la mayor crisis financiera en más de 25 años, tiene poco sentido incrementar los costos para la industria", añadió Neal Kirby, un portavoz de la Asociación Petrolera Estadounidense. "Este no es un simple impuesto para las empresas petroleras, es un impuesto sobre los consumidores estadounidenses que actualmente se benefician de bajos costos en la calefacción del hogar y el transporte".

Fuente: 20minutos.com / AFP

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fuente: americaeconomia.com / Reuters

Pacific participó en su primera plenaria anual de Principios Voluntarios que se llevó a cabo el 17 y 18 de marzo en Londres
 
En diciembre de 2014, Pacific fue incluida en el grupo de empresas extractivas que hacen parte de la Iniciativa mundial de Principios Voluntarios de Seguridad y Derechos Humanos. Solo 27 empresas en el mundo hacen parte de este selecto grupo.
 
Pacific participó en su primera plenaria anual de Principios Voluntarios que se llevó a cabo el 17 y 18 de marzo en Londres. Durante la reunión plenaria los participantes tuvieron la oportunidad de darle la bienvenida a las 8 entidades que comenzaron a ser parte de la Iniciativa de Principios Voluntarios desde 2014, entre ellas Pacific.

“En los dos días de reuniones tuvimos la oportunidad de dialogar con los demás participantes, sobre los esfuerzos que se deben hacer para involucrar a los gobiernos en las discusiones acerca de los beneficios de participar e implementar los Principios Voluntarios, sobre las mejores prácticas en el trabajo con seguridad pública, el fortalecimiento del papel de la sociedad en la iniciativa de Principios Voluntarios, entre otros. Fue una experiencia muy enriquecedora.” Señaló Federico Restrepo-Solano, Vicepresidente de Asuntos Corporativos y sostenibilidad, sobre la participación en la conferencia.

Principios Voluntarios es una iniciativa mundial y de adherencia voluntaria, que define principios guía para facilitar la gestion de riesgos relacionados con la seguridad pública y privada, particularmente aquellos derivados de operar en zonas que son escenario de acción de grupos armados al margen de la Ley, bajo un marco de respeto y promoción de los Derechos Humanos y de las libertades fundamentales.

El grupo de empresas ligado a esta iniciativa incluye solamente a 27 compañías, entre las que se encuentran Chevron, Repsol, Shell, Exxon Mobil y Total, entre otras. Pacific fue incluido en diciembre de 2014

Por: Paisminero.co / CP-Pacific

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

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

Francisco José Lloreda

Presidente ACP

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

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

Julio César Vera
Presidente Acipet

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

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

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

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


Germán Huertas
Presidente Campetrol

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

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

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

Orlando Cabrales 
Presidente Naturgas

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

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

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

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

Fuente: Portafolio.co 

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

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

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

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

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

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

LA ESTRATEGIA

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

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

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

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

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

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

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

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

GRANDES Y CHICAS

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

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

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

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

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

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

¿POR QUÉ SON IMPORTANTES?

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

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

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

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

Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

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

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

La crisis es relativa

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fuente: Elespectador.com

La Sociedad Colombiana de Geología dice que hay muy poca información de las áreas que se ofrecen.

Los conflictos con las comunidades y las demoras para los trámites ambientales son dos de los mayores obstáculos para avanzar en la exploración de los recursos minerales y de hidrocarburos que tiene el país.

Así lo considera la Sociedad Colombiana de Geología, cuyo presidente, Carlos Alberto Vargas Jiménez, sostuvo que este problema se podría superar si las autoridades entregan mayor información socioambiental de las áreas asignadas para la actividad extractiva.

De hecho, el gremio propuso durante el II Simposio de Exploradores, organizado por la Sociedad, que para la próxima Ronda Colombia, la Agencia Nacional de Hidrocarburos subaste los bloques con las licencias ambientales aprobadas.

“El Gobierno Nacional debe realizar el licenciamiento ambiental de los bloques antes de que se asignen en cualquier proceso competitivo, no solamente en el tema social, sino también en lo ambiental. Que le digan a las empresas todas las restricciones en todas las áreas, cuáles son los inventarios de especies, para licencia ambiental y de comunidades”, explicó.

Actualmente, en los bloques que asigna la Agencia, se otorga información básica sobre las comunidades que están en los bloques y los ecosistemas sensibles.

Sin embargo, de acuerdo con el presidente de la Sociedad Colombiana de Geólogía, lo que sucede en la práctica es que cuando se llega a la zona de la operación, la información ha cambiado.

Dentro del foro empresarios del sector también resaltaron la importancia de crear una ley que regule las consultas previas y una normativa más clara acerca de los requisitos que deben exigir las corporaciones autónomas regionales para la exploración.

“No hay un vínculo entre las corporaciones y la Anla. Sabemos de corporaciones que están pidiendo unas exigencias muy parecidas a las que se piden para una licencia ambiental, para autorizar actividades de sísmica, por ejemplo”, explicó Vargas Jiménez.

El vocero gremial destacó la importancia de destrabar los procesos de exploración en el país para lograr incrementar las reservas, en particular de hidrocarburos.

ALERTA POR RETIRO DE INVERSORES

Una de las mayores preocupaciones del sector es que la incertidumbre en los procesos de licenciamiento y de exploración está haciendo retirar a las empresas del sector.

De acuerdo con la Andi el año pasado, cerca de 40 empresas exploradoras se retiraron del país por falta de claridad en torno al desarrollo de los proyectos mineros que tenían planeados en el país.


Fuente: Portaflio.co

{backbutton}