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

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

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

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

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

    El sector por sí mismo es riesgoso

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

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

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


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

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

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

    ¿Para quiénes funcionaría esta inversión?

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

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

    En Colombia el reto es aún más grande

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

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

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

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


    Fuente: Dinero.com / Bloomberg

  • ¿Qué sigue para la compañía petrolera más grande del mundo a medida que disminuyen las ganancias?

    Saudi Aramco, la compañía petrolera más grande del mundo, ha sido noticia una vez más con sus menores ganancias en el primer trimestre.de $ 31,9 mil millones, lo que representa una disminución del 19,25 % en comparación con el mismo período del año anterior, cuando ganó $ 39,5 mil millones.
    Esta caída en las ganancias se puede atribuir a la evolución del mercado mundial, como la reducción de los precios del petróleo y los recortes de producción. A pesar de esto, las ganancias generales de Aramco siguen siendo asombrosas en comparación con sus pares. En su informe, la empresa saudí reveló que la disminución de las ganancias se debió principalmente a los menores precios del crudo, aunque esto fue parcialmente compensado por menores impuestos y mayores finanzas e ingresos. Los mercados globales han estado experimentando volatilidad últimamente, con una crisis bancaria parcial que afecta a los mercados y el aumento anticipado de la demanda de Asia, especialmente China, que no se materializó. Aramco también se enfrenta a la dura competencia de Rusia, que se está comiendo su cuota de mercado en Asia.
     
    A pesar de la disminución de los ingresos generales en un 10,61 % a 459 800 millones de SAR en el primer trimestre de 2023, en comparación con los 517 000 millones de SAR en el primer trimestre de 2022, el beneficio neto de Aramco aumentó un 3,75 % en comparación con los 30 730 millones de dólares informados en el cuarto trimestre de 2022. Amin Nasser, director ejecutivo de Aramco , atribuyó este éxito a la inquebrantable confiabilidad de la empresa, su enfoque en los costos y su capacidad para responder a las condiciones del mercado. La empresa sigue comprometida con el pago de un dividendo de 19.500 millones de dólares en el segundo trimestre del año, en línea con el trimestre anterior. Además, Aramco planea introducir un mecanismo de dividendos vinculados al rendimiento para brindar a los accionistas una combinación equilibrada de crecimiento y rendimiento. El monto de este dividendo se determinará con los resultados anuales y se distribuirá adicionalmente a los pagos de dividendos existentes.
     
    Además, Aramco ha reiterado su compromiso de aumentar las inversiones en oportunidades de crecimiento únicas, aunque no se proporcionaron detalles. Los analistas predicen que la compañía se centrará en aumentar las inversiones en oportunidades de combinación energética global, particularmente en los campos de hidrógeno verde, amoníaco verde y otros combustibles nuevos. El gigante saudí ya está apuntando a los combustibles bajos en carbono. Actualmente, los gastos de capital y las inversiones externas de Aramco en el primer trimestre de 2023 son de 32 800 millones de SAR y 9 900 millones de SAR, respectivamente, y la empresa tiene como objetivo un gasto de capital de 45 000 millones de dólares a 55 000 millones de dólares para 2023. En las últimas semanas, Aramco ha anunciado una serie de nuevas inversiones, como la adquisición de una participación del 10 % en Rongsheng Petrochemical Company de China por 13 500 millones de SAR, ampliando su presencia downstream en China. Como parte de un acuerdo de venta a largo plazo, Aramco también se comprometió a suministrar 480 millones de bpd de petróleo crudo a la filial de Rongsheng Petrochemical, Zhejiang Petroleum and Chemical Company. Además, Aramco completó la adquisición del negocio de productos globales de Valvoline, valorado en 10.400 millones de SAR.
     
    Durante años, los analistas han estado examinando de cerca las políticas de dividendos de Aramco y anticipando cambios significativos si fuera necesario debido a las finanzas del gobierno saudita. Dado que Aramco sigue siendo la principal fuente de ingresos para el presupuesto y los proyectos de inversión del gobierno saudí, cualquier dividendo adicional sería bienvenido, especialmente porque los precios más bajos del petróleo ya han provocado un déficit en el presupuesto estatal. El informe financiero actual es una bendición para el gobierno saudí, ya que ha aumentado el precio de las acciones de Aramco entre un 3,7 % y un 4 %. Esto es especialmente atractivo si se tiene en cuenta que el gobierno saudí posee directamente una participación del 90 % en el gigante petrolero, mientras que el fondo soberano saudí PIF posee alrededor del 8 %. En general, los precios de las acciones de Saudi Aramco aumentaron un 16 % durante el año pasado, superando a todas las Siete Hermanas (como Shell y BP).
     
    Esta semana, el Ministerio de Finanzas de Arabia Saudita anunció que el país registró un déficit de 2910 millones de riales (770 millones de dólares) en el primer trimestre del año. La principal causa del déficit un aumento sustancial en el gasto público, particularmente en su programa Visión 2030 destinado a la diversificación económica. El informe presupuestario del Ministerio de Hacienda reveló que, a pesar de los mayores ingresos no petroleros que compensaron parcialmente el gasto presupuestario, el gasto total aumentó un 30 %, lo que resultó en un déficit presupuestario. Esta situación podría persistir por un período más largo si los precios del petróleo no aumentan o generan más ingresos petroleros. Los continuos esfuerzos del Reino para diversificar su economía están imponiendo una carga significativa en las finanzas del gobierno, a pesar del aumento sustancial de la inversión extranjera directa (IED).
     
    Los asesores financieros saudíes vigilarán de cerca a Aramco y, digan lo que digan los partidarios de Vision 2030, la principal fuente de ingresos del reino sigue siendo el petróleo y el gas. Los nuevos megaproyectos no solo requerirán acceso a los mercados financieros internacionales, sino que también pueden generar ventas adicionales de acciones de Aramco por parte del reino para recaudar fondos.
    Muchos otros países del CCG también deberán reevaluar su propia situación, ya que la situación de Arabia Saudita sirve como un ejemplo destacado en muchos sentidos para la región.
     
    Por Cyril Widdershoven para Oilprice.com
  • ¿Verá la Gran Industria Petrolera Mejores Ganancias en el Segundo Trimestre?

    Las grandes empresas petroleras han informado en su mayoría resultados mixtos en el primer trimestre.
    Estamos casi a mitad de la temporada de reportes de ganancias, con el 46% de las compañías del S&P 500 habiendo entregado sus tarjetas de calificaciones del primer trimestre. Según datos de FactSet, el 77% de las compañías del S&P 500 han superado las expectativas de ganancias, mientras que el 60% ha reportado una sorpresa positiva en ingresos.
     
    Desafortunadamente, el sector energético ha tenido un desempeño inferior al mercado, en gran parte debido a los precios más bajos del petróleo y el gas.
    El sector Energético está reportando la segunda mayor disminución de ganancias (año tras año) de todos los 11 sectores del mercado, con un -25.5%, mientras que el crecimiento de los ingresos del primer trimestre del 2024 de -3.5% es el tercero más bajo. A nivel de subindustria, cuatro de las cinco subindustrias en el sector están reportando una disminución de las ganancias año tras año: Refinación y Comercialización de Petróleo y Gas (-61%), Petróleo y Gas Integrado (-27%), Exploración y Producción de Petróleo y Gas (-9%), y Almacenamiento y Transporte de Petróleo y Gas (-3%). Por otro lado, la subindustria de Equipos y Servicios de Petróleo y Gas (19%) es la única subindustria en el sector que reporta un crecimiento de las ganancias año tras año.
     
    Las grandes compañías petroleras han reportado principalmente resultados mixtos en el primer trimestre, con precios más bajos del gas y márgenes de refinación más estrechos afectando las ganancias.
     
    Exxon Mobil Corp. (NYSE:XOM) reportó un EPS ajustado de $2.06 en el primer trimestre, $0.12 por debajo del consenso de Wall Street, mientras que los ingresos de $83.08 mil millones (-4.0% año tras año) superaron en $1.57 mil millones. Las ganancias GAAP de Exxon de $8.22 mil millones ($2.06 por acción) marcaron una gran caída del 22% año tras año a medida que los márgenes de refinación de la industria y los precios del gas natural retrocedieron desde los máximos del año pasado para negociar dentro del rango histórico de diez años. Sin embargo, la compañía sigue siendo una 'vaca lechera', generando sólidos flujos de efectivo de operaciones de $14.7 mil millones y flujo de efectivo libre de $10.1 mil millones en el primer trimestre. Exxon anunció distribuciones a accionistas de $6.8 mil millones en el trimestre, incluidos $3.8 mil millones en dividendos y $3.0 mil millones en recompras de acciones.
     
    El proyecto de Guyana de Exxon continúa siendo un éxito, con la compañía logrando una producción bruta trimestral de más de 600,000 barriles equivalentes de petróleo por día y también alcanzó una decisión final de inversión (FID) en el sexto desarrollo importante. La producción neta de la compañía en el primer trimestre se situó en 3.8 millones de barriles equivalentes de petróleo por día, una disminución de 40,000 barriles equivalentes de petróleo por día en comparación con el cuarto trimestre, pero un aumento de 57,000 barriles equivalentes de petróleo por día excluyendo desinversiones, derechos y recortes ordenados por el gobierno.
     
    En la llamada de ganancias de la compañía, el CEO de Exxon Mobil, Darren Woods, reiteró que no está interesado en adquirir a Hess Corp. (NYSE:HES) ya que la gigante petrolera está actualmente envuelta en un caso de arbitraje con Chevron Corp. (NYSE:CVX) por un bloque de petróleo masivo en la costa de Guyana.
     
    "He dejado claro en el pasado que esto no es un movimiento para adquirir a Hess. No estamos interesados en una transacción con Hess. Se trata realmente de proteger el valor que hemos creado como parte de ese desarrollo. Asegurar que se reconozcan y confirmen los derechos de preeminencia que creemos que existen en el JOA y luego entender cuál es el valor del activo y cuáles son las opciones para maximizar ese valor para los accionistas," dijo Woods en una  entrevista con CNBC a principios del viernes.
     
    En una entrevista por separado, el CEO de Chevron, Mike Wirth, también le dijo a CNBC que la compañía no podrá completar su adquisición de $53 mil millones de Hess si pierde el caso de arbitraje.
     
    "Si un fallo arbitral en caso de que vaya en contra de la interpretación del contrato de Hess, y estamos muy seguros de que su interpretación es la correcta, entonces esa condición no se cumpliría y la transacción no se cerraría."
    Al igual que su principal competidor, Chevron reportó resultados mixtos con un EPS ajustado en el primer trimestre de $2.93, superando en $0.03, mientras que los ingresos de $48.72 mil millones (-4.1% año tras año) quedaron cortos por $1.99 mil millones. Las ganancias totales en el primer trimestre se situaron en $5.5 mil millones ($2.97 por acción), lo que representa una caída del 16% año tras año. Chevron devolvió $6.0 mil millones en efectivo a los accionistas durante el trimestre, incluidos $3.0 mil millones en dividendos y recompras de acciones por casi $3.0 mil millones.
     
    La compañía informó que la producción mundial aumentó un 12% con respecto al año anterior, principalmente debido a la adquisición de PDC Energy, así como a un sólido desempeño operativo en las Cuenca del Permian y DJ en Estados Unidos. Chevron informó que la producción neta de petróleo en Estados Unidos aumentó un 35% a 406,000 barriles por día.
     
    Mientras tanto, Hess Corp presentó un informe sólido del primer trimestre, con un EPS GAAP de $3.16 superando en $1.50, mientras que los ingresos del primer trimestre de $3.31 mil millones (+35.1% año tras año) superaron en $160 millones. De hecho, FactSet ha informado que Hess ha reportado hasta ahora la tercera mayor superación de ganancias. El ingreso neto fue de $972 millones, o $3.16 por acción, en comparación con el ingreso neto de $346 millones, o $1.13 por acción, en el primer trimestre de 2023.
     
    La producción neta de petróleo y gas de la compañía se situó en 476,000 barriles de equivalente de petróleo por día (bepd), un aumento del 27% desde 374,000 bepd en el primer trimestre de 2023, con la producción neta de Guyana de 190,000 bopd representando un aumento del 70% año tras año. Se espera que la producción de la compañía siga creciendo después de que se autorizara el desarrollo de Whiptail en alta mar de Guyana. Se espera que el nuevo bloque agregue una capacidad de producción bruta de aproximadamente 250,000 barriles de petróleo por día para fines del 2027.
     
    Perspectivas del Sector Energético
     
    Las compañías petroleras y de gas podrían ver un repunte en el trimestre actual, con FactSet prediciendo un crecimiento de ganancias del segundo trimestre del 15.7%, el tercero más alto en el S&P 500, mientras que el crecimiento de los ingresos del segundo trimestre del 4.0% será el sexto más alto del mercado.
     
    Desafortunadamente para los alcistas, es probable que el repunte sea solo temporal.
     
    FactSet ha predicho un crecimiento de ganancias del -3.0% para el sector energético en el año calendario 2024, mientras que se espera que los ingresos crezcan -0.4%. Es probable que las ganancias del sector mejoren en el próximo año, con FactSet prediciendo un crecimiento del 8.2% en el año calendario 2025, mientras que se espera que los ingresos crezcan 1.2%.
     
    Sin embargo, las tasas de crecimiento del sector energético en ambos años estarán por debajo de los promedios del mercado, con se espera que las ganancias del S&P 500 se expandan un 10.8% en el año calendario 2024 y un 13.9% en el año calendario 2025, mientras que se espera que los ingresos crezcan 4.9% en el 2024 y 5.8% en el 2025.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • 23 empresas del sector petrolero en peligro de insolvencia

    Un informe entregado por la Superintendencia de Sociedades a la Comisión Quinta del Senado revela que, de 53 empresas analizadas, el 43 % tiene riesgo alto y el restante, moderado.
     
    Un reporte elaborado por la Superintendencia de Sociedades muestra que de 53 empresas analizadas por el ente de vigilancia, al menos 23 están en alto riesgo de entrar en insolvencia.
     
    El informe se hizo con base en empresas operadoras y prestadoras de servicios petroleros que sumaron activos de 23,9 billones de pesos el año pasado.
     
    “De las 53 sociedades visitadas, el 43 por ciento (23) presentaron alto nivel de riesgo ocasionado por los resultados operacionales, netos y ebitda deficitarios, así como signos de retraso en los pagos de obligaciones, en algunas de ellas, y la tendencia a la baja en el precio del petróleo”, explicó la entidad en un informe al Congreso.
     
    Entre las empresas evaluadas figuran cuatro sociedades que forman parte de la estructura corporativa de Pacific Rubiales: Meta Petroleum, Pacific Stratus Energy, Grupo C&C Energía Barbados y Petrominerales Colombia.
     
    Explica la Superintendencia en el documento, que fue enviado a la Comisión Quinta del Senado, que las compañías que están en el rango alto de riesgo presentaron pérdidas operacionales y netas, ebitda negativo y un endeudamiento entre el 67 y el 70 por ciento, superior al promedio de las empresas evaluadas de 42 por ciento.
     
    A pesar de que la mayoría de las firmas evaluadas presentaron un riesgo alto de insolvencia, estas empresas representan solo un 5,2 por ciento del monto total del activo de todas las empresas evaluadas.
     
    En total, los pasivos de las 53 empresas revisadas, a corte del 31 de diciembre del 2014, sumaron 10 billones de pesos, lo que representa un aumento del 34 por ciento con respecto a la cifra registrada al cierre del 2013.
     
    Los ingresos en operación aumentaron 18 por ciento, hasta sumar 18,8 billones de pesos según las cifras consolidadas en el 2014. A pesar de la coyuntura de bajos precios del crudo, las 30 empresas que fueron calificadas en el reporte como de riesgo medio, presentaron márgenes de rentabilidad operativa entre el 20 por ciento y el 33 por ciento, y de rentabilidad neta entre el 8 y el 12 por ciento.
     
    Hasta el momento, ante la Superintendencia de Sociedades hay diez solicitudes de reorganización empresarial de empresas petroleras, vigiladas por esta entidad.
     
    Sin embargo, la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros, Campetrol, indica que son al menos 20 empresas las que deberán acogerse a esta figura ante la complejidad que afronta el sector, en particular con los bajos precios.
     
    La Supersociedades, por su parte, aseguró que está haciendo un monitoreo constante a las empresas de la cadena y que solicitó la información correspondiente al primer trimestre de este año para evaluar el riesgo de las firmas bajo su vigilancia.
     
    La entidad también requirió información a 17 sociedades que prestan servicios para exploración petrolera, y que “de acuerdo con los análisis realizados podrían ser afectadas por las decisiones de las grandes compañías exploradoras en el sentido de efectuar recortes en la exploración de crudo”, explica el documento.
     
    La idea es detectar con tiempo posibles problemas de solvencia en las empresas para tomar medidas de control, en caso de que sea necesario.
     
    EL BALANCE SOBRE LAS FILIALES DE PACIFIC 
     
    En un extracto del informe que presentó la Superintendencia de Sociedades a la Comisión Quinta, al que tuvo acceso Portafolio, la entidad hace un balance de las sucursales de Pacific Rubiales en Colombia.
     
    Las cuatro compañías sumaron una utilidad neta de 734.488 millones de pesos, que significaron una reducción del 48 por ciento con respecto al 2013.
     
    Meta Petroleum, que aportó el 79 por ciento de la utilidad del grupo de sociedades revisadas, logró “sobrellevar la crisis, debido al fortalecimiento patrimonial que traía de los años anteriores”, explicó la Superintendencia.
     
    La entidad advierte que en materia de cumplimiento de pagos aún no se han encendido alarmas: “El pasivo vencido mayor a 90 días a diciembre de 2014 corresponde al 0,08 por ciento del total del pasivo (...) Las cifras analizadas permitirían concluir que, a la fecha de corte, las sucursales no estarían incursas en causal de insolvencia. No obstante debe resaltarse que las conclusiones aquí descritas pueden variar rápidamente”, explica el informe.
     
    Portafolio conoció que ante la entidad de vigilancia han llegado quejas de empresas de servicios que son proveedoras de las subsidiarias de Pacific, pidiendo intervención ante el vencimiento de deudas. Sin embargo, no se han aportado las pruebas requeridas para abrir una investigación formal.
     
    A diciembre del 2014 el 24 por ciento del pasivo de estas empresas era con proveedores y sumaba 1,2 billones de pesos.
     
    La Superintendencia también advierte que: “La entrega del Campo Rubiales podría implicar para Prec (Pacific Rubiales Colombia) un esfuerzo adicional en generación de efectivo, pues de sus otros tres campos en explotación, dos están arrojando pérdidas”.
     
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    Fuente: Portafolio.co
     
     
  • 96 municipios han recibido recursos extras de regalías

    Con el mecanismo de incentivos a la producción, que se otorga a las localidades de donde se saca crudo, gas, carbón y níquel, se han distribuido $ 88.517 millones en 16 departamentos. No obstante, para las regiones este monto es un paño de agua tibia con relación a lo que les fue recortado.
     
    Una cancha de fútbol para el municipio de Becerril (Cesar), un proyecto para rehabilitar la quebrada Agua Fría, en Buenos Aires (Cauca), una planta de tratamiento de agua en Mocoa (Putumayo) y la ampliación de las redes eléctricas para mejorar el servicio en seis veredas de Tauramena (Casanare), son algunos de los proyectos que se financiarán con el nuevo incentivo a la producción implementado por el Gobierno para aliviar un poco la reducción de los ingresos por regalías en estas localidades.
     
    En total son 190.000 millones de pesos los que se distribuirán entre el 2015 y el 2016, de los cuales ya se han asignado 88.517 millones, es decir, se ha distribuido el 95 por ciento de los recursos presupuestados para este año.
     
    En algunos casos, los proyectos aprobados, son financiados también con recursos propios de los municipios, y por empresas productoras.
     
    Casi la mitad de los proyectos son para obras de transporte, agua potable y saneamiento básico. Pero también hay algunas iniciativas que no van dirigidas al cubrimiento de necesidades básicas insatisfechas de las localidades, como un proyecto de 502 millones de pesos para la construcción de obras de arte en los sectores Pradera y La Siberia en el municipio de San Vicente de Chucurí, Santander, o los 320 millones de pesos asignados para el diseño y ejecución de un programa de educación ambiental, organización y arborización ecológica en el municipio de Los Palmitos, en Sucre.
     
    De acuerdo con el viceministro de Energía, Carlos Fernando Eraso Calero, el espíritu de este incentivo es que las comunidades donde operan las empresas productoras vean en sus territorios los beneficios de tener una operación minera o petrolera.
     
    “Se trata de destinar una porción de los recursos que tenemos para el funcionamiento del sistema de regalías y dárselo a estos municipios productores para que puedan acometer inversiones en diferentes tipos de proyectos que traigan beneficios económicos y sociales a sus comunidades”, explicó el funcionario.
     
    ¿PAÑOS DE AGUA TIBIA?
     
    Pese a las buenas intenciones, para los líderes regionales estos recursos corresponden a un paño de agua tibia, frente a la situación actual de los municipios.
     
    Es que en algunos casos, como el de Montelíbano, Córdoba, sede de Cerro Matoso, la mina de mayor producción de níquel en América Latina, el incentivo obtenido no alcanza a compensar ni la tercera parte de lo que dejó de recibir el municipio por cuenta de la caída de la producción, los precios y la reforma a las regalías.
     
    Según los datos del Departamento Nacional de Planeación, DNP, entre el bienio 2013-2014 y el 2015-2016, a este municipio las asignaciones totales (directas, específicas y por el Fondo Nacional de Pensiones de las Entidades Territoriales, Fonpet) se le redujeron en 5.035 millones de pesos.
     
    Mediante el incentivo, este año se le asignaron s por 731 millones de pesos, para la construcción de un centro de desarrollo infantil y un proyecto de restauración ecológica.
     
    De acuerdo con el alcalde de este municipio, Gabriel Calle Demoya, la administración ha detectado además demoras en el giro de los recursos, a tal punto que en ocasiones tarda más de seis meses en realizarse el desembolso.
     
    “Esto es grave, porque por cuenta de la actividad minera las regiones tienen problemas, nosotros tenemos 2.500 familias viviendo en invasión, no podemos cobrar impuesto de industria y comercio a la empresa (Cerro Matoso), porque supuestamente no son industria”, señaló. Para este municipio las regalías son entre el 16 y el 20 por ciento del presupuesto.
     
    Otro caso significativo es el de Puerto Gaitán, Meta, el municipio que alberga al mayor campo petrolero del país: Rubiales.
     
    Allí las regalías se disminuyeron en 20.983 millones de pesos entre el bienio anterior 2013-2014 y el actual 2015-2016.
     
    Por incentivos, este año se le asignaron 14.390 millones de pesos para la construcción del sistema de acueducto y alcantarillado del sector Bateas.
     
    De acuerdo con el presidente de la Federación Nacional de Departamentos, Amylkar Acosta Medina, los incentivos a la producción son solo un paliativo y no cubren a los departamentos.
     
    “El bajonazo en sus ingresos (de los municipios) por concepto de asignación directa de regalías este año ha sido monstruoso, debido a que los productores pasaron de recibir, en promedio, el 74% de la totalidad de las regalías en 2011 (antes de la reforma) a recibir solo el 10%”, señaló el vocero de los gobernadores.
     
    Esta entidad propuso, al Ministerio de Hacienda, que para darle un mayor alivio a las regiones productoras se desplacen 12 puntos porcentuales del 30% de aplazamiento decretado por el Gobierno de los recursos del Presupuesto bienal 2015-2016.
     
    Dada la caída actual de los precios del crudo y la revaluación del dólar, es probable que este año los recursos de las regalías disminuyan en un 30 por ciento. Por lo que el ajuste en el cinturón para las regiones en los próximos años podría ser aún mayor, incluso con el incentivo a la producción.
     
    LAS INICIATIVAS CON MAYORES RECURSOS
     
    Acueducto Puerto Gaitán: Se le asignó un total de $ 14.390 millones al proyecto, que tendrá también recursos de regalías directas.
     
    Complejo deportivo: En Acacías Meta se invertirá $ 3.628 millones en construir un complejo deportivo con patinódromo canchas de fútbol y tenis.
    La Jagua de Ibirico (Cesar): En reparación de víctimas, vías urbanas del municipio, restauración de ecosistemas y unidades productivas agrícolas se invertirán $ 3.442 millones.
     
    Cancha y luz en Becerril: Con $ 3.217 millones de pesos en Becerril (Cesar) se construirán redes para electrificación rural y una cancha de fútbol.
     
    Vías para Castilla: El municipio de Castilla La Nueva, Meta, invertirá $3.210 millones en el mejoramiento de camellones y vías terciarias.
     
    Escuela en Barrancabermeja: En el puerto petrolero invertirán $ 2.572 millones de en la construcción del Colegio Agropecuario la Fortuna, que tendrá capacidad para 548 estudiantes.
     
    Alcantarillado: Con una asignación de $2.540 millones este municipio guajiro construirá una planta de tratamiento de aguas residuales y redes de alcantarillado.
     
    Viviendas para Arauca: La capital del departamento de Arauca hará un proyecto de mejoramiento de vivienda urbana y rural para 255 hogares con 2.474 millones de pesos.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón
  • Accionistas de Ecopetrol aprobaron grandes cambios a la petrolera para producir energía renovable

    La petrolera colombiana estatal, Ecopetrol, aprobó este viernes -22 de marzo de 2024- nuevas reformas a sus estatutos: impulsando la idea del presidente Gustavo Petro de hacer de la compañía una dedicada a la transición energética y la producción de energías renovables.
    La propuesta que la compañía llevó a su Asamblea anual buscaba hacer ajustes desde el artículo cuatro que empieza así:
     
    Artículo cuatro. Objeto social: El objeto social de Ecopetrol es el desarrollo, en Colombia o en el exterior, de actividades industriales y comerciales correspondientes o relacionadas con la exploración, explotación, refinación, transporte, almacenamiento, distribución y comercialización de hidrocarburos, sus derivados y productos.
     
    Y la propuesta adiciona “Asimismo, en los términos de la Ley 1118 de 2006, podrá realizar la investigación, desarrollo y comercialización de fuentes convencionales y alternas de energía; la producción, mezcla, almacenamiento, transporte y comercialización de componentes oxigenantes y biocombustibles, la operación portuaria y la realización de cualesquiera actividades conexas, complementarias o útiles para el desarrollo de las anteriores”.
     
    Con la propuesta de reforma al Objeto Social de los Estatutos Sociales de Ecopetrol, aparte del ajuste al artículo cuatro, la empresa presentó la adición de seis nuevos que se suman a los 24 actuales. Estos son:
     
    Artículo 11: Investigación, planeación, estructuración, diseño, construcción, desarrollo, operación, administración, mantenimiento, comercialización, de proyectos de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER), así como de recursos ambientalmente sostenibles que en el país son utilizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente (FNCE), dentro del marco de la ley y la regulación aplicable para cada una de ellas, incluyendo pero sin limitarse al desarrollo directo o indirecto, o a través de terceros, de todas las actividades, obras, servicios y productos relacionados con todas las anteriores.
    Artículo 12: Desarrollo, construcción, compra, venta, uso, goce, disposición, o cualquier combinación de estos, de manera directa, indirecta, o en asociación con terceros, respecto de proyectos, infraestructura y actividades asociadas a las FNCE y/o a las FNCER. En todos los casos deberá asegurarse que el desarrollo de estas actividades se haga en cumplimiento y siguiendo los términos y condiciones dados por la ley y la regulación aplicable.
     
    Artículo 13: Investigación, desarrollo, producción, manejo, transporte, almacenamiento y/o comercialización de hidrógeno en sus diferentes modalidades, bien sea como subproducto de sus procesos industriales, o como insumo para sus procesos, operaciones y actividades. Así mismo, podrá investigar, desarrollar, producir, almacenar y comercializar hidrógeno en sus diferentes modalidades con destino a su propio consumo o al de terceros.Para todo lo anterior podrá investigar, estructurar, planear diseñar, desarrollar, construir, operar, mantener y administrar proyectos e infraestructura relacionada con las actividades asociadas al hidrógeno en sus diferentes modalidades dentro del marco de la ley y la regulación aplicable para cada una de ellas, así como ejecutar todas las actividades, obras, servicios, y productos relacionados con tales actividades.
     
    Artículo 14: Desarrollo, construcción, compra, venta, uso, goce, disposición, o cualquier combinación de estos, de manera directa, indirecta, o en asociación con terceros, respecto de proyectos y/o infraestructura de hidrógeno en sus diferentes modalidades. En todos los casos deberá asegurarse que el desarrollo de estas actividades se haga en cumplimiento y siguiendo los términos y condiciones dados por la ley y la regulación aplicable.
     
    Artículo 15: Investigación, planeación, construcción, desarrollo, operación, administración y mantenimiento de proyectos de captura, uso y/o almacenamiento de carbono u otras tecnologías Investigación, planeación, construcción, desarrollo, operación, administración y mantenimiento de proyectos de captura, uso y/o almacenamiento de carbono u otras tecnologías.
     
    Artículo 16: Todas las actividades asociadas a la generación y comercialización de bonos de carbono, u otros instrumentos de mercado para financiar actividades en materia de sostenibilidad.
     
    Por otro lado, al artículo diez (sobre los derechos de los accionistas): Tener acceso a la información pública de la Sociedad en tiempo oportuno y en forma integral e inspeccionar libremente los libros y demás documentos a que se refieren los artículos 446 y 447 del Código del Comercio o las normas que los modifiquen, sustituyan o adicionen, dentro de los 15 días hábiles anteriores a las reuniones de la Asamblea General de Accionistas en las que se consideren los estados financieros de fin de ejercicio, se le adicionó que éstos tendrán acceso al proyecto de escisión, fusión, transformación, por lo menos con 15 días hábiles de antelación a la reunión en la que vaya a ser considerada la propuesta respectiva.
     
    Y, con el fin de asegurar que el ejercicio del derecho de inspección se ejerza en condiciones compatibles con su finalidad, los accionistas deberán observar el reglamento que sobre la materia apruebe la Junta Directiva.
     
    También, sobre las funciones de la Asamblea General de Accionistas (en el artículo 15) se propone aprobar la política de sucesión de los miembros de la Junta Directiva, propuesta por dicho órgano social.
     
    Asimismo, dentro de las propuestas está que las reuniones ordinarias de la Asamblea General de Accionistas se realizarán en el domicilio social; es decir, en cualquier ubicación de Bogotá o de manera virtual dentro de los tres primeros meses de cada año.
     
    Sobre las funciones de la Junta Directiva de Ecopetrol se agregó que ésta podrá proponer la política de sucesión de los miembros de la Junta Directiva para aprobación por parte de la Asamblea General de Accionistas y aprobar la política de sucesión del presidente de la Sociedad.
     
    Vigencia y transición: Mientras la Asamblea General de Accionistas no apruebe una política para la sucesión de los miembros de la Junta Directiva, mantendrá vigencia la política que se encuentre en vigor a la fecha de aprobación de esta reforma estatutaria.
     
    También se propone que la Junta apruebe la adquisición directa por parte de Ecopetrol de participaciones y derechos en sociedades previamente constituidas que tengan un objeto igual, similar, conexo, complementario, necesario o útil para el desarrollo del objeto social de Ecopetrol.
     
    Entre las demás propuestas se pide quitarle el poder a la Asamblea de tomar u ordenar medidas conducentes al restablecimiento del patrimonio neto cuando se presenten pérdidas que lo hayan colocado por debajo del 50 % del capital suscrito de la empresa, tales como la venta de bienes sociales valorizados, la reducción del capital suscrito hecha conforme a la ley o la emisión de nuevas acciones.
     
    Y cualquiera de estas medidas deberá tomarse dentro de los 18 meses siguientes a la determinación de la pérdida. De otro modo, deberá procederse a disolver la empresa.
     
    Por Valora Analitik.
  • ACP: las consultas populares tienen seriamente amenazada a la industria petrolera del país

    Así lo dio a conocer el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, Francisco José Lloreda.

    El dirigente gremial, se refirió a la consulta petrolera, realizada en Cumaral, Meta, y que definió que en este municipio no se desarrollarán más proyectos de hidrocarburos.

    “Poner a escoger, como lo han hecho con los colombianos, entre agua y petróleo es un falso dilema“, indicó Lloreda.

    Sostuvo que hay intereses políticos detrás de estas consultas. “Lo que están buscando es que en Colombia no haya industrial petrolera”, afirmó.

    Pidió al Gobierno liderar un diálogo con las altas cortes y con el Congreso de la República que conduzca a una clara definición de cuáles son las competencias de la Nación y los municipios en materia petrolera y de hidrocarburos.

    Dijo también que es necesario reglamentar estas consultas para no afectar el desarrollo económico del país.

    “Mientras esto no ocurra, la incertidumbre jurídica seguirá perturbando la industria petrolera y minera del país“, sostuvo Lloreda.

    Dijo que es fundamental “que el Gobierno lidere un diálogo con autoridades como alcaldes y gobernadores de las zonas en donde se están adelantando estas consultas para definir una agenda que permita sacar diferencias que existen entre las regiones y la Nación”.

    Lloreda, reveló que hay un concepto del Consejo de Estado que blindaría la actividad petrolera en Cumaral y por lo tanto la consulta popular no podría prohibir las actividades de hidrocarburos en esta sección del país.

    Expresó que actualmente hay 44 iniciativas de origen popular contra el sector mineroenergético, (20 de ellas en contra hidrocarburos), “por lo que son una seria amenaza para la seguridad jurídica de la industria petrolera”.

    Reveló además, que en el caso de la empresa de origen Indio y Chino, Mansarovar, que adelanta proyectos en esta zona, la compañía elevó una acción de tutela con el fin de proteger sus proyectos petroleros en el Meta.

    Manifestó que si no se hace algo ya para meter en cintura estas consultas, “el país podría terminar importando petróleo, ya que para el caso del crudo las reservas alcanzarían para 5 años y para el gas a 2 años”.

    Recordó que es la industria genera más de 95.000 empleos directos y representa el 7% del Producto Interno Bruto del país.

    Fuente: Lafm.com.co

     

  • Análisis: Los petroleros están “raspando la olla”

    La crisis climática se soluciona dejando de “extraer petróleo, carbón y gas”, señaló el presidente Gustavo Petro en el Foro Indígena de Naciones Unidas.
    Este discurso llevó a que la exministra de Minas y Energía, Irene Vélez, señalará que no se firmarán nuevos contratos de exploración y producción de hidrocarburos.
    A esto se suma que con la entrada en vigencia de la reforma tributaria, sacar petróleo es menos rentable.
     
    Los efectos de esta política se ven en las decisiones de inversión de los privados, de acuerdo con un análisis de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP).
    Según el gremio, este año habrá una menor inversión por parte de las compañías privadas en exploración, que caerá 33%.
    De esta forma, en total serán US$1.240 millones los que estarán destinados a esta actividad y solo las compañías privadas recortaron en US$170 millones sus recursos para este rubro, explicó la ACP.
     
    En contraste, los recursos destinados para la producción incrementarán 6%.
     
    Francisco José Lloreda, presidente del gremio, apuntó que eso se debe a que las empresas están buscando acelerar el cumplimiento de sus obligaciones contractuales.
     
    De acuerdo con Luis Guillermo Acosta, director ejecutivo de Acipet, este incremento en los recursos de producción muestran una intención por parte de las compañías de producir lo que ya tienen seguro, en vista de que a mediano y largo plazo no hay certeza de las determinaciones que pueda tomar el Gobierno.
     
    El riesgo de que no se firmen nuevos contratos es que el país puede dejar de ser autosuficiente en el abastecimiento de combustibles líquidos.
     
    Señaló que hay 175 contratos en términos efectivos para desarrollar estos recursos de hidrocarburos y el éxito en los procesos exploratorios es de entre 13% y 15%, por lo que los recursos pueden ser incapaces de garantizar la autosuficiencia.
     
    Por Portafolio.
     
  • Así va la exploración y explotación petrolera costa afuera

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Portafolio.co

  • Ayer se vivió un fuerte debate en la Asamblea General de Accionistas de Ecopetrol

    La asamblea se desarrolló en un marco de críticas por el informe de control Risks sobre la viabilidad de la presidencia de Ricardo Roa.
    En un ambiente caldeado por las recientes controversias alrededor de la compañía, Ecopetrol realizó este viernes la Asamblea General de Accionistas.
     
    Las primeras intervenciones corrieron por cuenta de los minoritarios, quienes pidieron cambios en el orden del día, pero no se recibieron los suficientes votos y todo continuó como estaba previsto.
     
    El punto central de la Asamblea General es la conformación de la nueva Junta Directiva, para lo que resta del periodo 2021-2025.
     
    Entre los miembros postulados por el Gobierno Nacional se en encuentran Edwin Palma, viceministro de Relaciones Laborales e Inspección del Ministerio de Trabajo; Lilia Tatiana Roa, viceministra de Medio Ambiente del Ministerio de Ambiente, ambos bajo la condición de no independientes.
     
    También se propuso la incorporación de Ángela María Robledo, Guillermo García Realpe y Álvaro Torres Macías, los tres bajo la condición de independientes.
     
    Vale precisar que a principios de año, en una Asamblea Extraordinaria, se suavizaron algunos de los requisitos para ser parte de la Junta de la petrolera, uno de ellos, que de hecho fue el que más llamó la atención, fue que se redujo de 15 a 12 años la experiencia para ser seleccionado.
     
    Ajuste que en su momento se relacionó con la intención de que llegaran a estos puestos algunas personas cercanas al Gobierno.
     
    No obstante, al cierre de esta edición, no se había realizado la votación de la Junta Directiva, tras la serie de intervenciones de los miembros independientes y una extensa votación que demoró más de 10 minutos.
     
    Las dudas sobre la experiencia de los miembros comenzaron con una publicación de Bloomberg sobre la existencia de un informe por parte del comité de gobernanza de Ecopetrol. El documento decía que los candidatos no cumplían con los requisitos.
     
    Los accionistas minoritarios
     
    Durante las primeras intervenciones, los accionistas minoritarios pidieron suspender algunos puntos del orden del día, entre esos, el cambio de la Junta Directiva.
     
    No obstante, también hubo voces a favor de continuar el orden del día tal como estaba previsto.
     
    “Considero que esa nueva Junta Directiva está plagada de conflictos de intereses y no tiene la capacidad para cumplir el objetivo que es tener disciplina de capital para generar rentas al Estado colombiano”, aseguró Juan Pablo Fernández, en representación del accionista Leónidas Gómez, uno de los minoritarios de Ecopetrol.
     
    Andrés Pachón, otro accionista minoritario, pidió incluir en el orden del día la discusión del informe de Control Risks sobre los conflictos de intereses en la presidencia de Ricardo Roa.
     
    “Solicitamos que se incluya la discusión de este informe y la continuidad del presidente Ricardo Roa. Este tipo de compañías debe estar siempre deben dirigirse por los mejores hombres de negocios”, aseguró Pachón.
     
    Jorge Enrique Robledo, exsenador de Colombia, también pidió tres cambios al orden del día, entre esos, el aplazamiento de la elección de la nueva Junta Directiva.
     
    “Hay dos viceministros que ponerlos en la junta directiva violan los acuerdos internacionales de Colombia y, si Colombia sigue actuando mal, el precio de la acción de Ecopetrol seguirá cayendo”, aseguró Robledo en su intervención.
     
    Las conclusiones del informe
     
    Entre jueves y viernes de esta semana se conoció un informe privado de la consultora Control Risks que analizaba los posibles conflictos de interés en la presidencia de Ricardo Roa.
     
    Los analistas, según conoció el periodista Melquisedec Torres, prevén, en un primer escenario, una continuación de la situación actual por dos meses.
     
    El segundo escenario es que se imputen cargos al presidente de Ecopetrol por su rol en los manejos de recursos en la campaña presidencial de Gustavo Petro.
     
    Un tercer escenario contempla investigaciones a Roa en su condición de presidente de la compañía estatal.
     
    Estas indagaciones estarían relacionadas con los presuntos conflictos de interés por el negocio de un apartamento e influencia indebida para contratos de personas de su círculo social, que han señalado, presuntamente a su pareja sentimental.
     
    Un cuarto escenario, que ven poco probable, es que Roa se aparte del cargo durante la investigación, bien sea por renuncia, suspensión o separación del cargo.
     
    Un quinto escenario que prevé el informe es que la misma Comisión de Valores de Estados Unidos, SEC, o el Departamento de Justicia, inicien investigaciones contra el presidente de la estatal energética, al tratarse de una empresa que está listada en la Bolsa de Nueva York y que tiene contratos de operaciones con Washington.
     
    Por Cristian Moreno para LaRepública.
  • Colombia sigue explorando y eso no se ve en otros país: GE

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Pero la realidad es que tienen menos presupuesto...

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    ¿Y en Colombia?

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

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

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

    ¿Atienden otros mercados desde Colombia?

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

  • Cómo los ejecutivos petroleros recaudaron medio billón en compensación por COVID

    Es de conocimiento común entre los círculos empresariales que la alineación de los incentivos financieros de los ejecutivos con la estrategia de la empresa puede ayudar a inspirar a la gerencia a lograr resultados superiores. Sin embargo, los paquetes de pago no siempre se corresponden con el desempeño real del negocio. Uno de esos paquetes es la compensación basada en acciones.
    Una investigación de Morgan Stanley descubrió que la compensación basada en acciones ha reemplazado casi por completo a los bonos en efectivo como una forma de recompensar a los empleados de la empresa. Las opciones sobre acciones se consideran un incentivo para que los empleados obtengan resultados; una herramienta para retener a los trabajadores, un medio para fomentar un sentido general de propiedad y también como una forma de financiar el crecimiento de la empresa. Pero esta forma de compensación tiene su inconveniente. Mientras que la compensación basada en acciones se ha vuelto cada vez más popular en las empresas estadounidenses,
     
    Y eso es exactamente lo que sucedió con los ejecutivos de petróleo y gas de Estados Unidos durante la pandemia de Covid.
    Un análisis de Reuters del pago basado en acciones otorgado a los directores ejecutivos de 20 compañías de petróleo y gas de EE. UU. en 2020 encontró que se les pagó mucho más en el primer año de la pandemia de lo estimado anteriormente. De hecho, los pagos basados ​​en acciones a los directores ejecutivos de 20 compañías de petróleo y gas de EE. UU. en 2020 se duplicaron con creces para 2023 cuando se adquirieron las acciones, lo que recompensó ampliamente a los líderes empresariales en medio de despidos masivos, cierres de refinerías y recortes de gastos de capital.
     
    Para ser justos, los valores de pago basados ​​en acciones se reducen cuando los mercados bursátiles van hacia el sur. Sin embargo, la mayoría de los directores ejecutivos de energía tienen algún tipo de protección incorporada que les brinda cierta inmunidad frente a caídas pronunciadas. Por ejemplo, los directores ejecutivos pueden recibir el 100% o más del pago de las concesiones de acciones vinculadas al rendimiento total de los accionistas, incluso si los inversores pierden dinero. Ese es el caso porque ~90% de las empresas de energía utilizan una métrica llamada rendimiento total relativo para los accionistas (TSR) y la comparan con un grupo predeterminado de empresas similares. De esta manera, los ejecutivos de petróleo y gas pueden obtener grandes pagos incluso si las acciones de sus empresas pierden valor.
     
    “Los comités de compensación deben hacer un mejor trabajo al recompensar a los ejecutivos por su verdadero rendimiento y no solo por el precio de las materias primas”, dijo a Reuters en una entrevista Aeisha Mastagni, gerente de cartera del Sistema de Jubilación de Maestros del Estado de California, valorado en 307.000 millones de dólares.
     
    Ejecutivos de compañías petroleras en bancarrota obtienen $ 50 millones en día de pago
     
    Pero recompensar generosamente a los ejecutivos con intrincados pagos basados ​​en acciones no es la única idiosincrasia que existe en el sector del petróleo y el gas. Cuando a las empresas públicas de petróleo y gas les está yendo relativamente bien, muchas están felices de adoptar un modelo de pago por desempeño para recompensar a los directores ejecutivos y ejecutivos. Sin embargo, las tablas se cambian rápidamente cuando las cosas se ponen feas. Cuando estas empresas quiebran, la miseria la comparten los empleados que pierden su trabajo; los jubilados ven cómo sus beneficios y pensiones se esfuman, mientras que los accionistas y tenedores de bonos desaparecen.
     
    En marcado contraste, es muy común que los ejecutivos de primer orden que presiden quiebras reciban despedidas de oro multimillonarias. De hecho, los altos ejecutivos de las compañías de petróleo y gas que se someten al Capítulo 11 reciben pagos muy grandes en forma de bonos en efectivo, subvenciones de acciones y otros beneficios que a menudo superan los pagos durante los buenos tiempos.
     
    Eso es exactamente lo que sucedió durante la pandemia. 
     
    En un momento en que cientos de miles de empleados de la industria del esquisto estadounidense perdieron sus empleos, Bloomberg informó que unos 35 ejecutivos de Whiting Petroleum Inc. (NYSE:WLL), Chesapeake Energy Corp. (NYSE:CHK) y Diamond Offshore Drilling Inc. (OTCMKTS: DOFSQ) recibieron casi $50 millones en bonos luego de que sus empresas se declararan en bancarrota .
     
    La junta de Whiting, un productor de petróleo y gas que se acogió al Capítulo 11 en abril , aprobó un bono de 6,4 millones de dólares para el director ejecutivo Brad Holly solo unos días antes de que la empresa se hundiera, superando su paquete de compensación anual anterior en casi un millón de dólares.
     
    En mayo de 2020, California Resources Corp. (NYSE:CRC) advirtió a los inversores sobre "... una duda sustancial sobre la capacidad de la empresa para continuar como negocio en marcha...", pero aun así siguió adelante y garantizó a los ejecutivos de la empresa sus bonificaciones de 2020.
     
    Estas no son la excepción: durante la última década, los líderes de 15 grandes empresas de exploración y producción recaudaron más de 2.000 millones de dólares estadounidenses en compensación total a pesar de que sus empresas registraron rendimientos negativos.
     
    Entonces, ¿cuál es la justificación de esta práctica extraña y perversa? 
     
    Según Kelly Mitchell, analista del grupo de control corporativo Documented, las empresas lo hacen para incentivar a estos ejecutivos a quedarse porque entienden mejor a la empresa y, aparentemente, tienen mejores probabilidades de sacarlos adelante. No importa el hecho de que sus decisiones son a menudo las culpables de la lamentable situación de la empresa en primer lugar. También lo hacen en un intento por reducir costos y maximizar el valor para los acreedores utilizando herramientas como créditos fiscales o recursos sin explotar.
     
    Sin embargo, tienen un cómplice dispuesto: los jueces tienden a aprobar estos grandes pagos la mayoría de las veces a pesar de las leyes introducidas en 2005 para limitar su tamaño.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • Comportamiento generacional dentro de las empresas, para mantener una estabilidad entre la Generación Y y la Generación Z.

    El número de personas que continúan trabajando después de los 65 años ha aumentado de forma exponencial durante los últimos años a nivel global y se espera que este fenómeno continúe a la alza. Según Hays, consultora internacional líder en reclutamiento especializado, la tendencia es aún más frecuente en países con niveles educativos más altos, creando así un reto: la integración correcta entre la Generación Y y la Generación Z en el ecosistema laboral.
     
    Las empresas deben crear un balance adecuado entre los trabajadores de mayor edad y los que acaban de entrar al mundo laboral. Una fuerza de trabajo de mayor edad y que al mismo tiempo retrasa la jubilación significa que ocupa durante más tiempo los empleos de alta cualificación. No obstante, ¿existe un riesgo real de flujo de talento? ¿Los trabajadores de mayor edad están restringiendo el acceso a los jóvenes talentos a ocupar puestos de trabajo altamente especializados?
     
    Los trabajadores de mayor edad se han convertido en bienes preciados para las empresas, especialmente en las áreas de especialización, ya que proporcionan una valiosa experiencia, señala el último número del Hays Journal, publicación semestral que analiza las principales tendencias del mercado laboral global. Sin embargo, es importante que las empresas logren un buen equilibrio entre la retención de la fuerza laboral de mayor edad, mientras que atraen a la generación más joven y permiten que se beneficien de la experiencia de sus colegas.
     
    Por otro lado, si miramos al futuro, con el fin de mantener la ventaja competitiva, se necesita asegurar que un país tenga una reserva de talento con las habilidades y experiencias necesarias para poder sustituir a la fuerza laboral de mayor edad cuando finalmente se retiren. De lo contrario, existirá un vacío de habilidades que llevarán muchos años y una enorme cantidad de inversión realizada. Por ello, Hays sugiere que la atención debe centrarse en el reclutamiento, desarrollo y la formación de personal de todos los niveles y de todas las edades.
     
    En conclusión, la formación continua y el desarrollo de personas competentes -de todas las edades- es esencial para garantizar el éxito futuro de las empresas. Después de todo, las organizaciones deben asegurarse que su fuerza laboral siga evolucionando de acuerdo a las condiciones cambiantes del mercado. De esta manera, cuando alguien decida retirarse, habrá la disponibilidad de profesionales con experiencia para reemplazarlos adecuadamente.
     
    * *Consulta y descarga el Hays Journal 8, haz clic aquí: http://ow.ly/GWGRF
     
    pasiminero.co
  • Crisis petrolera dejó sin empleo a 250.000 personas

    De acuerdo con el gerente de la división Oil & Gas de la cazatalentos Hays, John Faraguna, en términos generales, las empresas que están ofreciendo empleos en el sector petrolero se han reducido a la mitad.
     
    Unas 250.000 personas vinculadas a la industria del petróleo han perdido su empleo en todo el mundo a causa de la crisis de los precios del crudo, según estimó en una entrevista con Efe el presidente para América y gerente de la división Oil & Gas de la cazatalentos Hays, John Faraguna.
     
    “En términos generales, las empresas que están ofreciendo empleos, y sus vacantes, se han reducido a la mitad”, añadió Faraguna, quien advirtió que, aunque “es una tendencia global”, Latinoamérica, África y Oriente Medio son los más afectados.
     
    Para el ejecutivo de Hays, una empresa británica dedicada a reclutar recursos humanos en más de 30 países, el hecho de que esas zonas geográficas sean ricas en materias primas hace que “sufran más por su dependencia al crudo y su necesidad de explotarlo”.
     
    Los precios del petróleo han descendido por debajo de los 50 dólares el barril desde los más de 110 dólares registrados a mediados de 2014, entre otras causas por una oferta excesiva frente a una debilitada demanda mundial.
     
    Y cuando los precios están bajos, las compañías petroleras optan por reducir sus trabajos exploratorios, “para privilegiar la producción y generar ingresos”.
     
    Por ese motivo, explicó, los geofísicos han sido los profesionales que más han sentido los recortes de personal, seguidos de empleados de áreas como las de producción y administrativas.
     
    No solo se han perdido puestos de trabajo, sino que se ha registrado un importante estancamiento de los salarios en la industria de los hidrocarburos, “después de años de incrementos salariales año tras año, incluso muy superiores a la inflación de cada país”.
     
    La pérdida de poder adquisitivo de los trabajadores petroleros afecta a otros sectores industriales.
     
    “Aunque ahora en los países haya una percepción, incluso en Estados Unidos, de que los bajos precios del petróleo son buenos para los consumidores, el impacto en las empresas manufactureras que suplen la industria del petróleo ha sido muy grave”, explicó.
     
    Sin embargo, aclaró que las petroquímicas y las refinerías no han visto ni verán afectado su rol en la industria, pues a pesar de las bajas en los precios su trabajo continúa.
     
    Según cifras de Hays, antes de la crisis por lo menos el 35 % del total de las vacantes que las grandes empresas ofrecían era del sector petrolero, pero ahora no representa ni el 10 %.
     
    “Como es natural, el número de puestos que ofrecemos se ha reducido dramáticamente, mientras que el total de personas que ahora buscan trabajo se ha incrementado de manera fuerte”, explicó.
     
    Según Faraguna, la situación no va a empezar a cambiar hasta dentro de 6 ó 12 meses, cuando “el barril de petróleo podría alcanzar un precio de unos 60 o 70 dólares”.
     
    “Tener unos vastos recursos es una bendición y una maldición. Cuando los precios están altos, todo está bien, se puede invertir en el país, en las infraestructuras, pero cuando los precios bajan, las economías sufren”, consideró.
     
    Faraguna apuntó que todo este “panorama” ha hecho además que “la confianza en la industria se haya reducido significativamente”.
     
    Sobre el caso de corrupción enquistado en la petrolera estatal brasileña Petrobras, con desfalcos superiores a los 2.000 millones de dólares según cifras de la misma compañía, el ejecutivo fue enfático en asegurar que "ha minado" la visión del sector.
     
    "El nivel de confianza en Petrobras y también en el Gobierno brasileño ha recibido un gran golpe. Nuestro negocio en Brasil, que está más allá de solo reclutar empleados para ese sector (el petrolero) se ha reducido en un 30 % este año", aseguró.
     
    En el caso de Venezuela, aunque Hays no tiene negocios en ese país, opinó que el Gobierno "se encuentra en problemas" por "su dependencia de los beneficios petroleros para satisfacer sus necesidades sociales".
     
    Un aspecto positivo, según Faraguna, es que "es un buen momento para que las compañías encuentren el talento que ahora está desocupado, que antes no tenían y que necesitarán en unos años cuando la industria se estabilice".
     
    También aconsejó estudiar las facilidades que presentan los trabajos de medio tiempo para "retener a los empleados" y evitar la tendencia recurrente de "todos o ninguno" de la industria.
     
    "Estoy seguro que así veremos en el futuro a unas empresas petroleras adecuándose al panorama mundial y ajustando sus gastos", concluyó.
     
    EFE - portafolio.co
     
     
  • Cuota de mercado de la OPEP disminuiría en 2020

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

    Se espera una inversión inicial de más de 300 millones de dólares.

    En diciembre de este año se adjudicarán 15 bloques petroleros en la cuenca del Sinú- San Jacinto y tendrán una inversión inicial de 300 millones de dólares para la fase de exploración.

    Según el Presidente de la agencia Nacional de Hidrocarburos Orlando Velandia, se espera que, con este proyecto se garantice autosuficiencia en hidrocarburos hasta el 2022.

    Son más de 50 las compañías interesadas en el proceso de adjudicación que no se hacía desde el año 2014. Reactivar en materia exploratoria, si los15 bloques son adjudicados podemos estar hablando de una inversión de un poco más de 300 millones de dólares que es una suma muy importante de reactivación.

    Dos están en áreas fueron declaradas maduras o exploradas, lo que quiere decir que están próximas a ser campos de producción y se tiene certeza que hay yacimientos. 

    Existen 13 áreas emergentes o semiexploradas que se tienen algún conocimiento de acuerdo a la inversión que ha hecho el Gobierno en los últimos años por más de 250 millones de dólares para la identificación de dichas áreas.

    El proceso de adjudicación tiene enmarcadas las siguientes fechas:

    13 al 29 de septiembre publicación para los términos de referencia y minuta

    Del 5 de octubre al 8 de noviembre habilitación de los interesados 

    24 de noviembre publicación lista de habilitados 

    29 de noviembre, citación a audiencia pública para entrega y apertura de ofertas 

    15 de diciembre adjudicación 

    18 de diciembre suscripción de contratos.

    Fuente: Bluradio.com / Andres González

  • Ecopetrol abrió en Houston la comercializadora 'Eust', su segunda filial internacional

    Desde el nuevo punto que ya se puso en operación, la compañía energética planea atender la operación de todo Estados Unidos.
    El Grupo Ecopetrol, presidido por Ricardo Roa, anunció que se puso en operación una nueva comercializadora en Houston, Texas, Estados Unidos, con la finalidad de captar nuevos clientes y fortalecer la estrategia comercial en el mercado norteamericano.
     
    La nueva comercializadora se llama Ecopetrol US Trading, Eust, y su locación fue elegida porque Houston es conocida como una de las capitales energéticas del mundo, según expuso la compañía. Desde este nuevo punto, Ecopetrol atenderá las operaciones comerciales de Estados Unidos.
     
    Otra de las metas del nuevo punto es acceder a información de primera mano, a través del monitoreo local y en tiempo real, a las tendencias del mercado americano, los cambios en temas de regulación y los desarrollos de la industria de este país. Esto se suma a la búsqueda de alianzas que le permitirán seguir expandiendo su operación en el mercado internacional a la par con la promoción de las iniciativas de descarbonización.
     
    “El inicio de operaciones de Ecopetrol US Trading marca un hito importante para nuestra compañía, porque nos permitirá mejorar el conocimiento y seguir creciendo en un mercado tan importante como el norteamericano”, señaló Pedro Manrique, vicepresidente Comercial y de Mercadeo de Ecopetrol.
     
    Eust es la segunda filial que abre el Grupo Ecopetrol, pues la primera fue abierta en abril de 2022 en Singapur y se llama Ecopetrol Trading Asia.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • Ecopetrol inauguró nuevas oficinas de su filial Ecopetrol US Trading en Houston, Texas

    La filial desde su apertura en el 2023, ha logrado comercializar un promedio mensual de 4 millones 600 mil barriles de producto.
    La petrolera estatal colombiana Ecopetrol anunció la inauguración de las nuevas oficinas de su filial Ecopetrol US Trading en la ciudad de Houston, Texas, que desde su apertura, en octubre de 2023, ha logrado comercializar un promedio mensual de 4 millones 600 mil barriles de productos.
     
    Cabe resaltar que el inicio de la operación de Ecopetrol US Trading parte de la estrategia de internacionalización del Grupo Ecopetrol, junto con las oficinas de Bogotá y Singapur. “Ecopetrol US trading es la segunda filial comercializadora del Grupo Ecopetrol, luego de que en julio de 2021 se constituyera Ecopetrol Trading Asia en Singapur, con el fin de expandir operaciones de comercialización de crudos y productos en ese continente”, expuso la compañía en un comunicado.
     
    La nueva filial busca contribuir con los objetivos de la transición energética a través de iniciativas en el mercado petroquímico estadounidense que es de gran relevancia para el Grupo Ecopetrol.
     
    “Ecopetrol US Trading es un pilar fundamental dentro de nuestra estrategia de internacionalización. Al estar ubicada en Houston, tenemos la posibilidad de estar más cerca al mercado y los clientes, para continuar comercializando productos y petroquímicos propios, así como para seguir consolidando la presencia en el mercado estadounidense”, explicó Felipe Trujillo, vicepresidente Comercial y de Mercadeo de Ecopetrol.
     
    Allí también están gran parte de los clientes y proveedores del Grupo Ecopetrol, de hecho, en esa ciudad también están las filiales Ecopetrol América y Ecopetrol Permian, dedicadas a las actividades de exploración y producción en el Golfo de México y la cuenca pérmica.
     
    Con esta nueva filial, el Grupo Ecopetrol busca posicionarse en el mercado, con un mayor volumen de productos y petroquímicos comercializados durante los próximos años.
     
    Por Maria Fernanda Carmona para LaRepública.
  • Ecopetrol publicó la plancha de los candidatos para integrar la nueva Junta Directiva

    Los postulados serán sometidos a votación en la próxima Asamblea de Accionistas que se realizará el viernes de la próxima semana.
     
    Ecopetrol publicó en su página web el listado oficial con dos nuevos nombres de los candidatos para integrar la nueva Junta Directiva de la estatal petrolera que se presentará en la Asamblea General de Accionistas que se realizará el viernes de la próxima semana.
     
    Uno de ellos es el de Álvaro Torres Macías, un ingeniero eléctrico cercano al presidente de la empresa Ricardo Roa. Torres fue postulado por los representantes de los departamentos productores de hidrocarburos en los que tiene presencia Ecopetrol.
     
    Torres Macías es ingeniero electricista en la Universidad Industrial de Santander, tiene títulos de doctor en Ingeniería de Energía Eléctrica, Maestría en Ciencias en Ingeniería de Computadoras y Sistemas en el Instituto Politécnico Rensselaer en EE.UU. también es Especialista en Sistemas de Transmisión de Energía Eléctrica de la Ecole Nationale de Electricité et Mecanique de Francia
     
    Tiene más de 40 años de experiencia en el desarrollo del sector de infraestructura y energía en Colombia y la región. Su experiencia se ha orientado a la gestión de portafolios de inversión, planeación estratégica, ingeniería y construcción y el desarrollo de negocios de BOOT e inversión en proyectos de infraestructura y energía.
     
    El segundo postulado es el exgerente del Banco de la República, Juan José Echavarría, quien ya hace parte de la Junta Directiva y sería confirmado. Echavarría fue postulado por los accionistas minoritarios con mayor participación accionaria de Ecopetrol desde marzo de 2023.
     
    Es ingeniero administrativo de la Escuela de Minas, Universidad Nacional de Colombia, estudiante especial en economía de la Universidad de Harvard, cursó una maestría en economía en la Universidad de Boston y obtuvo un doctorado en economía en la Universidad de Oxford.
     
    Actualmente es investigador asociado de Fedesarrollo y se dedica a la docencia universitaria. Anteriormente fue gerente general y miembro de la Junta Directiva del Banco de la República, consultor del Banco de Desarrollo de América Latina (CAF), Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el Ministerio de Comercio y Finagro, director de la Misión para la Reestructuración del Café en Colombia, entre otros.
     
    Torres y Echavarría estarán en remplazo de Ignacio Pombo Villar, quien fue postulado inicialmente, pero tendría conflictos de intereses para integrar la Junta, y Esteban Piedrahita, quien ya era directivo de Ecopetrol y se saldría de la plancha.
     
    La Junta de la estatal petrolera está integrada por nueve miembros principales sin suplentes, quienes son elegidos por cada año en la Asamblea. Los miembros de la Junta estará conformada por:
     
    - Ángela María Robledo (Independiente)
    - Lilia Tatiana Roa (No independiente)
    - Edwin Palma (No independiente)
    - Guillermo García Realpe (Independiente)
    - Álvaro Torres Macías (Independiente)
    - Mónica de Greiff (Independiente)
    - Gonzalo Hernández (No independiente)
    - Luis Alberto Zuleta (Independiente)
    - Juan José Echavarría (Independiente)
     
    Por Alejandro Rodríguez para LaRepública.
  • Ecopetrol realiza seminario internacional de innovación y tecnología en petróleo y gas

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

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

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

    El análisis de estos datos podría revolucionar el sector. EEUU destronaría a Arabia Saudí como principal productor.
     
    El número de plataformas petrolíferas activas en Estados Unidos siguió bajando durante el mes de mayo mientras los bajos precios empujaron a las empresas del sector a cerrar temporalmente algunos de sus centros de operaciones. El recuento total de estas plataformas ha caído de 1.536 a 646 desde mayo de 2014 según la empresa de análisis energética Platts – lo que supone una caída del 58%.
     
    Los bajos precios del petróleo y el número de plataformas que caen en picado han provocado una avalancha de titulares que proclaman que la revolución del petróleo de esquisto bituminoso, que a principios de este año elevó la producción estadounidense del crudo a casi 10 millones de barriles al día, está llegando a su fin. Sin embargo, a los pesimistas se les pasa por alto una tendencia clave: la bajada de precios está impulsando innovaciones sin precedentes en los campos petrolíferos, aumentando la producción por pozo y reduciendo drásticamente los costes.
     
    Esto es lo que ha permitido que, aunque el número de plataformas haya caído, se haya podido mantener, o incluso aumentar, la producción total. En Eagle Ford, una importante formación de esquisto al sur de Tejas (EEUU), la producción del mes de abril aumentó un 22% comparado con la producción del mismo mes del año anterior, según Platts.
     
    De hecho, algunos observadores esperan una segunda oleada de innovación tecnológica en la producción de crudo que iguale, o supere, la primera , que se basó en técnicas de perforación dirigida horizontal y la fracturación hidráulica. Alentado por rápidos avances en big data, esta nueva oleada promete abrir paso a un segundo renacimiento estadounidense del petróleo: "Esquisto 2.0 ", según un informe de mayo 2015 de Mark Mills, un miembro de Manhattan Institute (EEUU), un think-tank de mercados libres.
     
    Gran parte de las innovaciones tecnológicas para el esquisto surgen de un hecho sencillo: la práctica hace al maestro. La obtención de hidrocarburos de formaciones geológicamente complejas implica la perfora ción de un gran número de pozos – mucho mayor que en los campos petrolíferos tradicionales. La perforación de miles de pozos desde el comienzo de la revolución del esquisto en 2006 ha permitido a los productores – siendo muchos de ellos relativamente pequeños y ágiles – que apliquen las lecciones aprendidas a un ritmo mucho más rápido que sus homólogos de la industria tradicional del petróleo.
     
    Este "aprendizaje de interacciones repetidas" como lo describe el director de Análisis de la agencia de investigaciones energéticas IHS, Judson Jacobs, incluye el cambio a "plataformas petrolíferas móviles" que se pueden desplazar de una ubicación a otra, permitiendo así la explotación simultánea de múltiples pozos. Los avances en las brocas de perforación; en la mezcla de agua, sal y los productos químicos que se emplean para realizar la fractura de las formaciones de esquisto; y en el control remoto, y en tiempo real, de los equipos de perforación y producción dan lugar a una mayor eficacia.
     
    Al mismo tiempo, los productores han aprendido cuándo hacer una pausa: más de la mitad de los costes de pozos de petróleo de esquisto bituminoso son generados en la fase de la fracturación, cuando se bombean fluídos presurizados bajo tierra para así partir la piedra. Esta parte del proceso se conoce como la terminación de pozos, y cientos de ellos en Estados Unidos están listos para terminar a la espera de una subida del precio del crudo que haga más rentable su explotación. En las últimas semanas, varios ejecutivos de empresas petrolíferas han llegado a comentar que una vez se reestablezcan los precios en torno a los 65 dólares por barril (unos 58,45 euros) – el  1 de junio se situaba en 64.92 dólares, lo que equivale 58,34 euros -  se desatará otra oleada de producción.
     
    Esto podría ayudar a EEUU a reemplazar a Arabia Saudí como el swing producer del petróleo (este término representa al proveedor principal, que controla las mayores reservas de un producto y ejerce la principal influencia sobre los precios de mercado), capaz de adaptaciones rápidas del nivel de producción en respuesta a las variaciones del precio. Sin embargo, la revolución que realmente se divisa ya en el horizonte no trata de los equipos de perforación ni en las prácticas: se centrará en big data.
     
    Gracias a nuevas capacidades sensoriales, el volumen de datos producidos por una operación vanguardista de perforación es inmenso – hasta un megabyte por cada pie perforado, según el informe "Esquisto 2.0" de Mills, o entre uno y 15 terabytes por pozo, en función de la longitud de las tuberías subterráneas. Este aluvión de datos puede emplearse para optimizar la ubicación de la broca de perforación, mejorar el mapa subterráneo, aumentar la producción total y las eficiencias del transporte – y para predecir dónde se encuentra la próxima formación prometedora para la explotación. Muchas empresas petrolíferas ya invierten tanto en tecnología de la información y analítica como en las labores de exploración y producción a la antigua.
     
    Al mismo tiempo, una afluencia de start-ups de datos petrolíferos, como Ayata, FracKnowledge, y Blade Energy Partners, ofrecen servicios analíticos del siglo XXI a las petrolíferas, que no son conocidos precisamente por la rápida innovación basada en datos. Esfuerzos tempranos de traer la analítica moderna de datos a la industria petrolífera flaquearon, según Jacobs: "Las petrolíferas intentaron contratar a un montón de expertos en datos y formarles para convertirlos en ingenieros petrolíferos. Eso no salió demasiado bien. El enfoque actual es el de contratar ingenieros petrolíferos y emparejarlos con los expertos técnicos que pueden suministrar la potencia analítica, e intentar casar estos dos grupos entre sí".  
     
    Por ejemplo la petrolífera BP, radicada en Reino Unido, estableció "una red analítica de toma de decisiones" en 2012 que ahora da trabajo a más de 200 personas que "investigan maneras de hacer avanzar el uso de datos y así ayudar a los negocios de BP a aprovechar estas oportunidades".
     
    Si las iniciativas como esta resultasen exitosas, el big data podría no sólo alargar el auge del esquisto en EEUU, sino provocar una revolución similar en el extranjero también. Aplicar las lecciones aprendidas del país a los campos petrolíferos de baja producción en otras regiones podría desatascar hasta 140.000 millones de barriles de crudo en países como China, Irán, Rusia y México, según un informe del IHS publicado el mes pasado.
     
     
    Fuente: Innovaticias.com
  • El cartel que desangra a las petroleras en el Meta

    Contratistas pactan astronómicas tarifas para venderles material pétreo, alquilarles carros.Contratistas pactan astronómicas tarifas para venderles material pétreo, alquilarles carros.Petroleras que operan en la rica región del Meta están a punto de reventarse económicamente. Aseguran que un grupo de subcontratistas conformaron un cartel para controlar las tarifas de los contratos de la mano de obra y de los bienes y servicios que requieren sus compañías.
     
    Debido a esas maniobras, mientras que en cualquier país un taladro se opera con 46 personas, a ellos les exigen contratar a 110. De lo contrario, amenazan con paro, y ya se han registrado 262 bloqueos a la producción en lo que va del 2015. El tema es grave si se tiene en cuenta que en esa región se sacan 263.000 barriles al día, la más alta producción del país.
     
    La situación ha llegado a tal punto que ya se le pidió a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) que indague si los contratistas operan de manera similar a carteles ya denunciados, como el de los pañales o el del arroz, y si pueden ser sancionados.
     
    EL TIEMPO viajó a la zona, un área de 20 kilómetros cuadrados entre Acacías, Castilla y Guamal, y recogió testimonios y documentos que confirman los acuerdos tarifarios para distribuirse contratos por un billón de pesos al año.
     
    Hay actas en las que asociaciones como Minas Murillo, Servipetróleos y Asomguaca, que agremian a una docena de empresas mineras, acuerdan precios.
     
    “Objeto de la reunión: unificar opiniones y llegar a acuerdos de participación”, dice una de las actas, firmada por ocho empresarios. Y el documento, de finales del 2013, agrega: “Se acuerda la participación de suministros de material (pétreo) por unanimidad, el 40 por ciento para Servipetróleos y el 60 para Asomguaca”.
     
    “Ese material se usa en las plataformas de los pozos y en vías y oleoductos. Si no les compramos, la petrolera debe paralizar obras civiles y su producción se afecta. Ellos terminan manejándoles la chequera a las compañías, incluida Ecopetrol”, explicó un ingeniero.
     
    Y hay más ejemplos. El costo del acarreo de ese material, que debería ser del orden de 886 millones de pesos, se disparó a 4.300 millones de pesos. La razón: los obligan a comprar el material a 13 proveedores ubicados a más de 20 kilómetros, lo que encarece su valor.
     
    EL TIEMPO habló con Héctor Murillo, gerente de Minas Murillo y de Servipetróleos, y este reconoció los acuerdos. Pero dijo que es para evitar problemas sociales.
     
    Crímenes y disputas
     
    Con el alquiler de vehículos pasa algo similar. Rentar una ambulancia, en promedio, vale 12 millones de pesos al mes. Pero allí se sube a 46,5 millones.
     
    “Una sola puede atender tres pozos próximos, con desplazamientos de menos de 10 minutos. Pero aquí exigen una por cada pozo”, aseguró el directivo de una multinacional.
     
    Además de distribuirse los contratos, el cartel impide que foráneos ofrezcan servicios en la zona o que las petroleras lleven su propia flotilla de vehículos.
     
    El pulso por obtener esos contratos ha llegado incluso a desencadenar crímenes, Ya hay pruebas de que el asesinato de la líder Edith Santos, en agosto del 2014, fue por el control de la venta de bienes y servicios y la contratación de personal en Chichimene (Acacías).
     
    Y este diario conoció un listado de personas y de empresas de la zona a las que se las vincula con narcoparamilitares. Uno de ellos tiene nexos con un político y es socio de uno de los detenidos por el crimen de Santos. El hombre va armado a reuniones en las que se reparten puestos de trabajo.
     
    “Ustedes tienen la ley, pero nosotros imponemos la nuestra”, le dijeron a un delegado del Ministerio del Trabajo, en una reciente reunión.
     
    Al respecto, voceros autorizados de Ecopetrol manifestaron que rechazan “este tipo de prácticas restrictivas de la libre competencia, que se desvían de los principios éticos comerciales e impiden la participación equitativa de proveedores y el desarrollo de la región”.
     
    ‘No estamos fuera de la ley’
     
    Héctor Murillo, gerente de Minas Murillo y de la transportadora Servipetróleos, le admitió a EL TIEMPO que desde el 2007 hay un acuerdo entre subcontratistas para establecer volúmenes y tarifas de ventas a las petroleras en el Meta.
     
    “Para llegar a ese punto se hicieron un estudio de mercado y un análisis de precios, para aplicar tarifas. Como hay varias minas en la región, se hizo una alianza para no generar líos sociales, y a cada uno le dan un porcentaje de las ventas”, dijo. Murillo es dueño del 40 por ciento del mercado. Ante los señalamientos de que existe un cartel de proveedores, indicó que cualquier empresario puede operar en la zona sin restricciones.
     
    “El acuerdo no está por fuera de la ley. No hay un cartel porque no tenemos un monopolio a nivel nacional, con un solo proveedor, y aquí cualquier empresario puede ofrecer su producto”, sostuvo. EL TIEMPO también llamó al representante legal de Asomguaca y, con una de sus asistentes, acordó una entrevista. Pero no respondieron el llamado de los reporteros.
     
    UNIDAD INVESTIGATIVA - Eltiempo.com
     
  • El país no recortará su producción petrolera

    El Gobierno espera que la cotización del barril Brent alcance 60 dólares este año, mientras que en 2016 la estimación es de 64 dólares.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) ha señalado que la responsabilidad de recortar la producción, para lidiar con la caída del precio del barril a mínimos de seis años, es de los países productores que no pertenecen a la Opep.
     
    "Si ellos están pensando que los países productores que no son de la OPEP recortarán la producción para ajustar el mercado petrolero y el suministro, eso no sucederá en Colombia", indicó el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas.
     
    "Estamos haciendo todos los esfuerzos para mantener la producción en 1 millón de barriles por día (bpd)", agregó.
     
    Un sondeo de Reuters la semana pasada mostró que la producción de la Opep alcanzó en julio su mayor nivel mensual en la historia reciente, aumentando en 140.000 bpd a 32,01 millones de bpd.
     
    El precio del crudo ha caído a la mitad en los últimos 12 meses y actualmente está en su nivel más bajo desde la crisis financiera mundial de 2008 y 2009.
     
    Las ventas de petróleo contribuyeron en un 3,0 por ciento al crecimiento económico de Colombia en 2013, cuando las exportaciones alcanzaron un pico, según Cárdenas.
     
    El Ministro dijo que esperaba que el porcentaje disminuyera a un 0,3 por ciento el próximo año, en un reflejo de la caída en el valor del barril.
     
    El Gobierno espera un precio del barril de petróleo Brent de 60 dólares para este año y de 64 dólares para 2016.
     
    "Si bien estaríamos más contentos con precios más altos, no haremos nada que resulte en eso. Lo tomaremos como noticias positivas si sucede, pero planeamos el futuro con precios bajos del crudo", explicó.
     
    Sin embargo, el Ejecutivo depende de que los precios aumenten para cumplir con sus previsiones de crecimiento de un 3,6 por ciento para este año, de un 3,8 por ciento en 2016 y un 4,0 por ciento en el 2017.
     
    "Contamos con un barril en 64 dólares el próximo año. Por lo que si los precios se mantienen donde están, es un gran riesgo", dijo Cárdenas.
     
     
    Fuente: Portafolio.co/ Reuters
     
  • El petróleo abre al alza y se cotiza en un promedio de US 50,19

    EE. UU. anunció descenso en su inventario de combustible. Foto planta ChevronEE. UU. anunció descenso en su inventario de combustible. Foto planta ChevronLos precios del petróleo abrieron en alza este jueves en Nueva York, con el mercado aún concentrado en las negociaciones con miras a alcanzar una reducción de la producción de los aliados de la Organización de países exportadores de petróleo (Opep) no miembros del cartel. 
     
    Al comienzo de la jornada el precio del barril de WTI, para entrega en enero gana 42 centavos, alcanzando los a 50,19 dólares en el New York Mercantile Exchange.
     
    Baja en el inventario
     
    Las reservas de crudo de Estados Unidos bajaron más de lo esperado en la semana cerrada el 2 de diciembre, según datos del miércoles del departamento de Energía. El inventario de crudo cayó 2,4 millones de barriles, quedando en 485,80 millones.
    La media de los analistas consultados por la agencia Bloomberg esperaba una caída de 1,5 millones de barriles.
     
    Las reservas de gasolina aumentaron 3,4 millones de barriles; cuando los analistas calcularon un incremento de 1,6 millones de barriles Los inventarios de destilados, entre ellos gasoil, kerosene o aceite de calefacción, subieron 2,5 millones.
     
    Los analistas de Bloomberg calcularon que el aumento sería de 2 millones.
     
    Portafolio.co
  • El productor Petrobras recortó la política de dividendos a 45% del flujo de caja libre

    Los altos precios del petróleo, las ventas de activos y los recortes de costos permitieron a Petrobras aumentar los pagos a los accionistas bajo la administración anterior.
    El productor de petróleo estatal de Brasil, Petrobras, aprobó el viernes una nueva política de dividendos que reduce los pagos al 45% del flujo de caja libre, dijo en un comunicado.
     
    Si bien redujo el nivel de dividendos, incluyó la recompra de acciones como una opción para recompensar a los accionistas. El productor de petróleo controlado por el estado brasileño distribuyó anteriormente hasta el 60% del flujo de efectivo operativo menos las inversiones, cuando la deuda total era inferior a US$65.000 millones.
     
    La empresa mantendrá los pagos mínimos de dividendos en US$4.000 millones al año, siempre que los precios medios del petróleo Brent superen los US$40 el barril. Los pagos de dividendos se realizarán cuando la deuda esté en o por debajo de los niveles máximos establecidos en su plan estratégico, dijo. La política ofrece a los accionistas pagos predecibles sin comprometer la capacidad de crecimiento de la empresa, dijo.
     
    Petrobras planea usar la política revisada para calcular los pagos de las ganancias del segundo trimestre. El monto del dividendo se decidirá en una reunión de directorio la próxima semana.
     
    Los altos precios del petróleo, las ventas de activos y los recortes de costos permitieron a Petrobras aumentar los pagos a los accionistas bajo la administración anterior. Durante su campaña del año pasado, el presidente Luiz Inacio Lula da Silva criticó a Petrobras por colmar de efectivo a los inversionistas privados sin gastar en refinación y transición energética.
     
    Por Bloomberg.
     
  • Escándalos de Roa pondrían en riesgo estabilidad de Ecopetrol dice informe interno

    Luego de que se conociera la existencia de un informe de Control Risks, se destacaron cuáles son las situaciones que envuelven a Roa y ponen en riesgo a Ecopetrol.
    En el mundo empresarial y económico, varios casos serían dignos de convertirse en una serie de Netflix, pues cuentan con una trama que cada vez se enreda más.
     
    Tal es el caso de Ecopetrol, que últimamente ha estado bajo la lupa,tras reportar resultados financieros con una caída en utilidades de 42,8%, y luego de que se conociera la plancha de candidatos a la Junta Directiva de la petrolera, pues se dice que quienes están allí carecen de experiencia para ocupar el cargo.
     
    Sin embargo, esto no es todo, pues ayer se conoció la existencia de un informe secreto elaborado por la consultora británica Control Risks, en el que se explicarían los riesgos que tendría la empresa a causa de los escándalos que rodean a quien la preside, Ricardo Roa.
     
    Vale la pena recordar que esto se conoce días antes de la asamblea de accionistas en la que se elegirán los nuevos miembros de la Junta, la cual se llevará a cabo el 22 de marzo.
     
    Dentro de los escándalos que menciona el documento puesto sobre la mesa por el periodista Daniel Coronell, destacan contratos otorgados a Julián Caicedo, el compañero sentimental de Roa, la investigación por financiación irregular de la campaña de Gustavo Petro, y compra de apartamento a persona con intereses en hidrocarburos.
     
    Ante esto, desde LR consultamos a una de las personas que se ha involucrado en la reciente discusión, el exsenador Enrique Robledo. “¿Qué es lo que hace Control Risks? Estudiar a Ecopetrol y concluir que esa empresa se está manejando tan mal que el presidente de la empresa es mejor que no esté, o por lo menos que no esté temporalmente”.
     
    Frente a esto último, dijo que el hecho de la que la empresa se esté manejando mal “no es un cuento”, pues recordó que el día en que el ministro de Hacienda anunció la junta directiva las acciones cayeron en más de 8%.
     
    Partiendo de allí, lo que señala Robledo es que la firma de riesgo concluye que Roa le está haciendo un daño grandísimo a la empresa. De hecho, en línea con esto, el economista Jhon Torres, comentó que “el informe toca el tema reputacional y de gobierno de la compañía. Puede que a corto plazo no se vea muy afectada a nivel bursátil, pero el informe sí aclara que a mediano plazo podría haber repercusiones más serias si hay problemas regulatorios y penales con EE.UU.”.
     
    Luego, frente a los escándalos, Robledo mencionó que, en cuanto a la entrada de dineros a la campaña de Petro “es la hora que no han sido capaces de saldar las cuentas con el Consejo Nacional Electoral, eso también puede estar en ese informe”.
     
    A esto se suman las declaraciones de Nicolás Petro, quién aseguró que uno de los financiadores de la campaña es Euclides Torres, que, según Robledo, “hasta este momento lleva $180.000 millones en contratos con el Gobierno de Gustavo Petro, y resulta que en las cuentas no aparece que le donara a la campaña”.
     
    Otro detalle tiene que ver con la venta del apartamento que realizó Serafino Iacono al presidente de la petrolera, aspecto que Robledo cree que se menciona en el documento de Control Risks, pues el hecho de que Roa dijera que no conocía a Iacono y que luego se comprobara que eso no era cierto, se suma a los escándalos que representan un riesgo.
     
    Hacen llamado a publicar el informe
     
    El informe que se conoció tras la denuncia del periodista Daniel Coronell, es secreto, sin embargo, el exsenador, Jorge Enrique Robledo, pidió que sea de conocimiento público. “Yo estoy exigiendo que el informe se publique. Porque aquí no puede haber informe secreto sobre estas cosas. Y el que lo tiene que publicar, Control Risk, por supuesto, no lo va a publicar. Pero lo tiene que publicar el presidente de Ecopetrol”, expresó Robledo.
     
    Por Karen Mora para LaRepública.
  • GeoPark presenta su Reporte de sostenibilidad SPEED/ESG 2022

     
    Bogotá, Colombia – GeoPark, compañía latinoamericana independiente líder en exploración y producción de petróleo y gas con operaciones en Colombia, Ecuador, Chile y Brasil, presenta su más reciente informe de sostenibilidad titulado: “Reporte SPEED/ESG 2022”. A lo largo de las páginas de este Reporte, la Compañía comparte los avances de su gestión en materia ambiental, social y de gobernanza. 
     
    Mónica Jiménez, Directora de Estrategia, Sostenibilidad y Legal de GeoPark, aseguró que: “La sostenibilidad es un pilar fundamental para asegurar nuestra competitividad en el largo plazo. El Reporte SPEED/ESG refleja los esfuerzos de nuestro equipo durante 2022, enfocados en crear valor a todos nuestros grupos de interés a partir de una gobernanza robusta, una visión clara por minimizar la huella ambiental de las operaciones, un reconocimiento sobre la necesidad de participar activamente en la transición energética y un propósito por crear valor en los territorios donde operamos”.  
     
    El Reporte SPEED/ESG 2022 fue elaborado con referencia a los lineamientos de Global Reporting Initiative (GRI), incorporando indicadores de la guía de reporte de sostenibilidad de la Asociación Mundial del Sector del Petróleo y el Gas para Promover el Desempeño Medioambiental y Social (IPIECA) y del Sustainability Accounting Standards Board (SASB). Este año la información contenida en el Reporte fue verificada de manera independiente por la firma de auditoría EY España. 
     
    Algunos de los resultados relevantes de la gestión de sostenibilidad de GeoPark en 2022 referenciados en el Reporte, son: 
     
    Ambiental 
     
    Intensidad de emisiones de alcance 1 y 2 de 12,1 KG CO2 e/boe. 34,2% menos que en 2021.  
    Índice de intensidad energética de 56,1KWH/boe producido. 24% menos que en 2021. 
    +34.000 árboles sembrados y donados en Colombia. 
    Cero multas o sanciones ambientales para las operaciones de la Compañía. 
     
    Social 
     
    50% del equipo ejecutivo y 37% de los empleados son mujeres. 
    5,1 millones de dólares en inversión social. 88% de la cual está concentrada en áreas rurales. 
    Más de 120.000 beneficiarios de los programas sociales.  
    Más de 3.000 oportunidades laborales generadas en la cadena de valor.  
     
    Gobernanza 
     
    Creación del Comité SPEED en la Junta Directiva. Instancia de más alto nivel para la toma de decisiones sobre asuntos sostenibilidad. 
    Creación de la Dirección de Estrategia, Sostenibilidad y Legal a cargo de la gestión de sostenibilidad de GeoPark. 
    Sylvia Escovar es la presidenta independiente de la Junta Directiva. 
     
    GeoPark agradece al equipo de profesionales responsable por los logros que documenta el Reporte SPEED/ESG 2022, y reafirma su compromiso con producir hidrocarburos de la manera más eficiente, confiable y responsable con el medioambiente y con los vecinos de las áreas de influencia de sus operaciones en Latinoamérica. 
     
    Para conocer el Reporte SPEED/ESG 2022, haga clic aquí.
     
    ACERCA DE GEOPARK 
     
    GeoPark es una compañía latinoamericana líder en exploración y producción de petróleo y gas con activos en Colombia, Ecuador, Chile y Brasil, y que desde 2014 cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York. En Colombia, es el segundo operador de petróleo con un aporte cercano al 8% de la producción total de ese país. Desde su fundación, GeoPark cuenta con un Sistema Integrado de Valores denominado SPEED, que resume el compromiso de la Compañía en cinco áreas esenciales: Seguridad, Prosperidad, Empleados, Entorno Ambiental y Desarrollo Comunitario. SPEED ha sido la clave de GeoPark para atraer el mejor talento, ser el socio preferido, el mejor vecino y desarrollar una operación exitosa, segura y sostenible. 
     
  • Guillermo García Realpe es el nuevo presidente de la Junta Directiva de Ecopetrol

    Es especialista en Ciencias Socioeconómicas y se desempeña como asesor y consultor en temas ambientales y de desarrollo regional.
    El abogado Guillermo García Realpe fue designado como nuevo presidente de la Junta Directiva de Ecopetrol. García Realpe es especialista en Ciencias Socioeconómicas de la Pontificia Universidad Javeriana.
     
    Actualmente se desempeña como asesor y consultor en temas ambientales y de desarrollo regional, además, ocupó el cargo de secretario general del Ministerio del Interior, fue Senador de la República y Asesor del Departamento Nacional de Planeación.
     
    En la vicepresidencia de la Junta fue designada la abogada Mónica de Greiff Lindo, Doctora en Juridprudencia de la Universidad del Rosario de Bogotá y especialista en Derecho Administrativo, además tiene una amplia trayectoria tanto en el sector público como en el privado donde se ha desempeñado en distintos cargos. Es miembro de la Junta Directiva de Ecopetrol desde octubre de 2022.
     
    Al término de la sesión, la nueva Junta Directiva señaló: “Nos comprometemos a trabajar con el criterio y rigor necesarios, para seguir reconociendo el aporte que para la economía del país representa el negocio de todos los energéticos, entre ellos los hidrocarburos, seremos obreras y obreras incondicionales de Ecopetrol en la construcción y el cumplimiento de las metas y proyectos de la hoja de ruta de la transición energética justa, limpia y equitativa, tarea que cumpliremos en el marco de los principios de la defensa de la vida y de los derechos humanos de la ética y la trasnparencia empresarial y el diálogo abierto y permanente con todos nuestros grupos de interes".
    abierto y permanente con todos nuestros grupos de interés”.
     
    Comités de Junta
     
    El Comité de Auditoría y Riesgos: Luis Alberto Zuleta Jaramillo (presidente), Álvaro Torres Macías, Guillermo García Realpe, Ángela María Robledo Gómez y Juan José Echavarria Soto.
     
    En el Comité de Negocios estarán: Mónica de Greiff Lindo (presidente), Álvaro Torres Macías, Gonzalo Hernandez Jiménez, Edwin Palma Egea y Luis Alberto Zuleta Jaramillo.
     
    En el Comité de Gobierno Corporativo y Sostenibilidad se designó a Juan José Echavarría Soto (presidente), Mónica de Greiff Lindo, Gonzalo Hérnandez Jiménez, Luis Alberto Zuleta Jaramillo y Ángela María Robledo Gómez.
     
    En el Comité de Compensación, Nominación y Cultura estarán Mónica de Greiff Lindo (presidente), Guillermo García Realpe, Juan José Echavarría Soto, Tatiana Roa Avendaño y Edwin Palma Egea.
     
    El Comité de HSE quedó conformado por Ángela María Robledo Gómez (presidente),Tatiana Roa Avendaño, Edwin Palma Egea, Mónica De Greiff Lindo y Guillermo García Realpe.
     
    Comité de Tecnología e Innovación estará integrado por Álvaro Torres (presidente), Tatiana Roa Avendaño y Guillermo García Realpe.
     
    Por Maria Fernanda Carmona para LaRepública.
     
  • Incertidumbre para empresas de servicios petroleros

    Las variaciones en la tasa de cambio, la eliminación de incentivos para la industria y la demora en la expedición de licencias ambientales le pasaron factura a empresas del sector petrolero.
     
    Las dificultades del sector petrolero ya le empezaron a pasar cuenta de cobro a las empresas de servicios de esta industria. 
     
    Volatilidad de la tasa de cambio, eliminación de incentivos para el sector, demoras en la expedición de licencias ambientales a las empresas operadoras y grandes inversiones apalancadas con crédito externo, entre otras, fueron las razones que motivaron la crisis de muchas empresas del sector de hidrocarburos que debieron acogerse a procesos de reorganización.
     
    Si bien la crisis petrolera se ha intensificado en lo corrido de 2015, desde el año pasado había comenzado a afectar a empresas pequeñas y medianas que realizan alguna actividad relacionada con esta industria.
     
    Tal como lo anunció Dinero en su edición del pasado 5 de febrero, el número de compañías que ha recurrido a la Superintendencia de Sociedades para solicitar un proceso de reorganización va en aumento.
     
    Aunque buena parte de estas empresas están domiciliadas en Bogotá, también hay firmas de otras regiones que han debido recurrir a la entidad de control para tratar de encontrarle una salida a su crisis financiera y en el camino están otras de departamentos como Santander, según señaló el propio superintendente, Francisco Reyes.
     
    En el listado de las más recientes compañías que han sido admitidas por la entidad de vigilancia en proceso de reorganización se encuentran Venseca Corp, GPC DrillingS.A.S, Compañía Distribuidora de Combustibles S.A.S y en liquidación judicial fue aceptada Sismografía y Petróleos de Colombia S.A.S.
     
    En el primer caso, la protagonista es una firma dedicada a la explotación y extracción de hidrocarburos y la perforación de pozos petroleros, cuyos pasivos iban en aumento al igual que sus pérdidas.
     
    De acuerdo con información suministrada a septiembre 30 de 2014, la sociedad registraba activos por $27.496 millones, mientras sus activos sumaban $40.824 millones. La empresa –que fue aceptada en el proceso el pasado 29 de enero y tiene su domicilio en la capital del país–, tenía obligaciones vencidas superiores a 90 días por $20.585 millones. 
     
    Otro es el caso de GPC Drilling S.A.S, sociedad que, si bien es un poco más pequeña, también se impactó por el momento difícil que vive el sector. Sus activos a noviembre 30 de 2014 sumaban $6.989 millones, mientras los pasivos se situaban en $29.515 millones y las pérdidas superaban los $3.500 millones.
     
    La Compañía Distribuidora de Combustibles S.A.S. –con domicilio en el Valle del Cauca–, evidencia cómo, entre los años 2013 y 2012, sus ingresos operacionales registraban una significativa reducción de 39%. 
     
    Estos casos son una clara evidencia de que las cosas no andan bien y que no solo las grandes organizaciones se impactan por la caída del precio del petróleo, sino que en cascada van las que les prestan servicios.
     
    ***
     
    Liquidación judicial
     
    La firma Sismografía y Petróleos de Colombia S.A., por su parte, entró en proceso judicial. Según la Supersociedades, la empresa presentó dificultades económicas en los últimos periodos, que fueron intensificándose con el correspondiente incumplimiento en distintas áreas: acreencias laborales, impuestos, pago a proveedores y obligaciones financieras. A noviembre de 2014, los activos de la organización sumaban $142.000 millones, mientras los pasivos se situaban en $140.000 millones.
     
    Fuente: dinero.com
  • La Asamblea de Accionistas de Ecopetrol aprobó pago de dividendos en dos fechas

    El pago de los recursos se realizará el 3 de abril y 26 de junio, luego de aceptar propuesta por ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla.
    Durante la asamblea de accionistas de Ecopetrol celebrada el 22 de marzo en Corferias se establecieron los dividendos para 2024-2025, los cuales quedaron establecidos en $312 uno de los más altos en la historia de la compañía de la iguana.
     
    Antes de la asamblea la compañía ofreció un dividendo ordinario y otro extraordinario. Sin embargo, según su propuesta de distribución de utilidades para ese año, se esperaba una reducción en comparación con 2022.
     
    La empresa estatal de petróleo propuso un dividendo de $312 por acción, lo que representa una disminución de $281 en comparación con el año anterior, cuando se distribuyeron $593 por acción. Al cierre de esta edición no se logró conocer si la cifra de $312 fue aprobada.
     
    A pesar de que hay una disminución en la distribución de las ganancias, los dividendos aún se sitúan entre los más altos desde que la empresa comenzó a cotizar en bolsa.
     
    El pago de los recursos se realizará el 3 de abril y 26 de junio, luego de aceptar propuesta por el ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla.
     
    Por Roberto Casas para LaRepública.
     
  • La gran batalla del petróleo acaba de comenzar

    La producción de crudo estadounidense se redujo en 25,000 barriles diarios en abril, informó la AIE; mientras tanto, la OPEP ha impulsado la suya para proteger su cuota de mercado, pese a los precios
     
    Plataforma Staoil  mar del nortePlataforma Staoil mar del norteLONDRES — La guerra por el mercado petrolero apenas comienza. En su primera batalla contra la OPEP, Estados Unidos lleva las de perder.
     
    El crecimiento de la producción de crudo estadounidense se desplomó el mes pasado, mientras el número de plataformas siguió cayendo y los productores se enfrentan a la presión por reducir costos, informó el miércoles la Agencia Internacional de Energía. La producción se redujo en 25,000 barriles diarios a 12.6 millones de barriles diarios en abril.
     
    Mientras tanto, la Organización de Países Exportadores (OPEP) ha impulsado su producción en un intento por exprimir a otros participantes emergentes y proteger su cuota de mercado, indicó la AIE, con sede en París.
     
    Pero la AIE, que vigila las tendencias del mercado energético de los países más ricos del mundo, dijo que sería “prematuro” sugerir que el cártel liderado por Arabia Saudita ha ganado la batalla por la participación de mercado.
     
    “La batalla, más bien, acaba de comenzar”, indicó el informe.
     
    Otros países ajenos a la OPEP desafiaron la presión sobre los precios e intensificaron la producción en abril, muestran los datos de la agencia.
     
    La producción de Brasil se elevó 17% a tasa anual en el primer trimestre, mientras que los productores rusos lograron sobreponerse a las sanciones occidentales y a los bajos precios, al producir 10.7 millones de barriles por día en abril, 185,000 barriles diarios más que en el mismo periodo del año pasado.
     
    El suministro de crudo de la OPEP aumentó en 160,000 barriles por día a 31.2 millones de barriles diarios en abril, el más alto desde septiembre de 2012.
     
    Aunque Arabia Saudita recortó su producción en 10.1 millones de barriles diarios en abril, mantuvo su producción por encima de la marca de los 10 millones de barriles por día. Esto muestra claramente la voluntad de preservar su participación de mercado, según el informe.
     
    Abril también fue el décimo segundo mes consecutivo en el que la producción se ubicó por encima del objetivo de suministro de la OPEP de 30 millones de barriles por día.
     
    La OPEP acordó en noviembre no recortar la producción a pesar del colapso de los precios. Éstos cayeron casi la mitad en los últimos seis meses de 2014, pero se han estabilizado desde entonces.
     
    La AIE dijo que ese era solo el primer paso en un plan para mantener su participación de mercado.
     
    “(Los países de la OPEP están) invirtiendo agresivamente en la futura capacidad de producción. Incluso mientras sus contrapartes no-OPEP siguen apretándose el cinturón”, indicó el informe.
     
    El petróleo subió 0.8% a 61.3 dólares por barril el miércoles por la mañana.
     
    Por: Ivana Kottasova
     
    Fuente: CNNExpansion.com
     
  • La guerra en Ucrania impulsa las grandes ganancias petroleras y pone de relieve la seguridad energética

    En 2022, la industria petrolera se convirtió en blanco de múltiples ataques por parte de políticos de alto rango debido a las ganancias récord que reportaron las grandes petroleras ese año.
    Era el año de la invasión rusa de Ucrania, que había provocado un aumento de los precios del petróleo y el gas, lo que a su vez provocó un aumento de las ganancias de las grandes petroleras mientras el mundo desarrollado recibía un duro recordatorio de que la seguridad energética no es un hecho. También recibió un crudo recordatorio de que el petróleo y el gas siguen siendo la base para el funcionamiento normal de cualquier economía.
    El presidente Biden acusó a la industria de “lucrarse con la guerra” y amenazó con un impuesto a las ganancias extraordinarias. El gobierno del Reino Unido y varios gobiernos europeos cumplieron sus propias amenazas fiscales inesperadas e implementaron el nuevo impuesto. Ahora, la organización sin fines de lucro Global Witness ha  contado  las ganancias una vez más, publicando un informe de que las grandes petroleras ganaron más de 250 mil millones de dólares desde que comenzó la guerra.
     
    Cuando las grandes tecnológicas obtuvieron enormes ganancias durante el primer año de la pandemia, obtuvieron muchos accionistas felices y ninguna reacción del mundo político. Cuando las grandes petroleras obtuvieron ganancias masivas porque una parte sustancial del mundo se dio cuenta de que no podían dar por sentado su suministro de petróleo y gas, de repente se convirtieron en blanco de acusaciones de especulación con la guerra.
     
    Las cinco mayores compañías petroleras del mundo (BP, Shell, TotalEnergies, Exxon y Chevron) distribuyeron unos 200.000 millones de dólares entre sus accionistas, afirmó Global Witness en su informe, considerando necesario por alguna razón añadir en la misma frase que si bien Mientras hacían esto, más de 10.000 civiles murieron en la guerra de Ucrania.
     
    Tratar de culpar a las grandes petroleras por todo se ha convertido en una práctica estándar para muchas organizaciones sin fines de lucro. Sugerir un vínculo potencialmente causal entre el desempeño financiero de las grandes petroleras durante la crisis energética europea causada por la guerra es llevar las cosas demasiado lejos. Lo que la crisis realmente sacó a la luz fue la importancia fundamental de los hidrocarburos para la seguridad energética de Europa o, de hecho, de cualquier otra parte del mundo.
     
    Lo que la crisis dejó claro fue que a pesar de los esfuerzos de Europa para imponer una transición de los hidrocarburos a la electricidad con bajas emisiones de carbono, el petróleo y el gas, incluso el carbón, seguían siendo indispensables para el sistema energético del continente. El aumento de los precios fue prueba suficiente de que estos productos básicos seguían siendo vitales a pesar de los intentos de las élites políticas de deshacerse de ellos.
     
    Dos años después, la situación ha cambiado, y ha cambiado como resultado de esa crisis que reportó a los accionistas de las grandes petroleras 20 mil millones de dólares en ganancias. La crisis de oferta y la consiguiente destrucción de la demanda no desaparecieron en 2022.
    La destrucción de la demanda continuó incluso cuando los precios del petróleo y el gas cayeron a niveles mucho más aceptables, porque Europa tuvo que pasar del gasoducto desde Rusia al GNL desde Medio Oriente y Estados Unidos. Y se  descubrió  que el GNL es un poco más caro que el gas de gasoducto. También descubrió que la energía cara no contribuye a un fuerte crecimiento económico.
     
    Ahora, la mayor economía de la Unión Europea está en recesión, al igual que el Reino Unido, la sexta economía más grande del mundo. En ambos casos, las raíces de la recesión se remontan a la crisis energética que en realidad comenzó antes de la entrada de tropas rusas en el este de Ucrania en febrero de 2022. Comenzó en el otoño de 2021, cuando surgieron los primeros signos de un mercado de gas natural ajustado.
     
    Las grandes petroleras obtuvieron ganancias mucho menores en 2023 que en 2022. Nadie habló una palabra al respecto, al igual que nadie dijo una palabra cuando las mismas grandes petroleras perdieron miles de millones durante la caída de la demanda de petróleo provocada por el bloqueo en 2020. Aparentemente, las grandes petroleras están Sólo vale la pena hablar de ello cuando la situación de la oferta y la demanda conduce a mayores beneficios.
     
    Se trata de acusaciones de especulación o de sombrías advertencias sobre activos abandonados cuando el mundo pase del petróleo y el gas a mejores fuentes de energía. Debe ser frustrante ver que esta medida no se lleva a cabo a pesar de todo el esfuerzo (y cientos de miles de millones de dólares) que se está invirtiendo en ello. 
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • La operación de taladros en la industria petrolera creció 76% durante agosto

    Campetrol contó 87 taladros en funcionamiento de los 114 contratados en el octavo mes del año.
     
    Aunque el desempeño del sector petrolero sigue sin recuperarse del choque de los bajos precios internacionales, este año tiene mejores perspectivas que en 2016, que permitirían anticipar una mayor inversión en el corto plazo.
     
    Uno de los indicadores más importantes para la industria y sus perspectivas de producción tiene que ver con el número de los taladros activos por parte de las empresas, que creció 76% en agosto, de acuerdo con los datos de Campetrol.
     
    En agosto, el gremio de servicios petroleros reportó que 87 taladros estuvieron en funcionamiento en el octavo mes del año (de los 114 que fueron contratados), mientras que en el mismo mes del año pasado apenas se contaron 24 funcionando.
     
    Germán Espinosa, presidente ejecutivo de Campetrol, dijo que esto se traduce en una situación alentadora, pues “la actividad de los taladros constituye un indicador que permite avizorar un mejor panorama en materia de incorporación de reservas”.
     
    De acuerdo con Espinosa, esta perforación de pozos exploratorios, así como por los pozos de desarrollo “permiten mantener los niveles de producción”.
     
    De hecho, si bien la producción de crudo ha sufrido una fuerte contracción, los últimos meses se ha recuperado y está por encima de 856.377 barriles diarios, según el Ministerio de Minas y Energía, y está por encima de la meta del Gobierno Nacional, de una extracción de 840.000 barriles al día.
     
    Este panorama de estabilidad para la industria petrolera permite, según Sergio Olarte, director de estudios económicos de BTG Pactual, “ver un aumento en la inversión que tiene como destino la exploración de nuevos hidrocarburos”.
     
    El informe de Campetrol destacó que hay 39 taladros de perforación operando, mientras que en agosto de 2016 se registraron nueve, lo que se traduce en un crecimiento de 387,5% frente al año pasado.
     
    Frente a los taladros dedicados a la producción y trabajos al interior de los pozos, se registraron 48 activos, dato relevante si se tiene en cuenta que en total fueron contados 100 pozos de este tipo, con un crecimiento de 200% frente a los taladros activos en agosto pasado.
     
    Esta actividad se refleja en el crecimiento de los pozos activos en 2017. En el caso de los exploratorios, se cerró agosto en 33 pozos, lo que constituye 66% de la meta fijada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de 50 pozos este año.
     
    Estos indicadores son el reflejo del crecimiento de 3,8% en la producción de crudo en el país, hecho que no se ve reflejado en la producción de gas, que en agosto llegó hasta los 861 millones de pies cúbicos, con una contracción de 12,2% y una disminución continua que completa ya nueve meses.
     
    Espinosa concluyó que “el aumento de la actividad, sin duda redundará en un mejor desempeño del sector que podrá realizar aportes más sobresalientes a la economía nacional y regional que los observados en 2016”.
     
    Este es uno de los principales retos del sector, si se tiene en cuenta que el PIB de minas y canteras para el segundo trimestre se contrajo 6%, jalonado por un decrecimiento de 5,4% la actividad petrolera en este periodo, la cual, según los expertos, podría mejorar en lo que queda de 2017.
     
    ¿Cómo van las ventas externas de petróleo?
     
    De acuerdo con el informe de Campetrol, las ventas de petróleo al resto del mundo “continuaron desacelerándose hasta presentar una variación negativa anual de 3,5%”, según los datos del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (Dane). Para el gremio, esto es una señal de que “aunque la producción aumentó en el último mes, una mayor proporción del crudo se estaría quedando en Colombia”. Por su parte, la IED del sector tuvo una contracción de 47%, en el primer trimestre del año.
     
    Fuente: Larepublica.co
  • La petrolera Ecopetrol aporta 48% del total de los ingresos del sector hidrocarburos

    Junto con la petrolera de mayoría estatal, Terpel y Reficar completan el top tres del sector. los precios del petróleo ayudaron a la firma que ahora dirige Ricardo Roa.
    Ecopetrol revalidó un año más su posición como la empresa más grande de Colombia, lo que la ratificó como la más vendedora del sector de hidrocarburos, según los datos entregados a la Superintendencia de Sociedades.
     
    La compañía que ahora lidera Ricardo Roa cerró 2022 con ingresos cercanos a los $160 billones, que además representan 48% del total de ventas que tuvo este segmento el año pasado.
     
    Los ingresos de la empresa de mayoría estatal crecieron 73,82% en comparación con 2021, debido al mayor aporte de la producción, a un resultado récord en las refinerías y a los resultados que obtuvo ISA, filial del Grupo. Además, la compañía se vio beneficiada por los precios del petróleo que alcanzaron récords el año pasado, en medio de las tensiones generadas en los mercados internacionales tras la guerra entre Ucrania y Rusia.
     
    El comportamiento de los ingresos le permitió a la empresa obtener lo que calificó en su momento como los “mejores resultados financieros de su historia”, luego de alcanzar una utilidad neta de $33,4 billones, el doble de la que obtuvo en 2021.
     
    Debido a este desempeño, Ecopetrol le entregó $42,4 billones a la Nación a través de dividendos, regalías e impuestos, frente a los $16,8 billones que había dejado en 2021. Además, los accionistas minoritarios recibieron $2,1 billones.
     
    En la segunda posición del sector, está la Organización Terpel, que finalizó el año con ingresos por $35,45 billones, tras un incremento de 53,21% al compararlos con 2021. La utilidad neta, sin embargo, cayó 11,26% y se ubicó en $333.412 millones.
     
    La compañía resaltó la gestión comercial que realizó el año pasado y que se materializó en un aumento del volumen, gracias al comportamiento que tuvieron los negocios de aviación, industria y lubricantes. En concreto, al cierre de diciembre, en Colombia se comercializaron 2.496 millones de galones, lo que representó 15% más frente a 2021.
     
    La compañía resaltó la gestión comercial que realizó el año pasado y que se materializó en un aumento del volumen, gracias al comportamiento que tuvieron los negocios de aviación, industria y lubricantes. En concreto, al cierre de diciembre, en Colombia se comercializaron 2.496 millones de galones, lo que representó 15% más frente a 2021.
     
    Entre los hechos que golpearon a la operación el año pasado estuvo un mayor gasto financiero en Colombia debido a que la deuda está en su mayoría indexada a la inflación, que en 2022 cerró en 13,12%, junto a una mayor deuda financiera por requerimientos de capital de trabajo. Además, hubo un impacto por las protestas sociales que hubo en Panamá, Ecuador y Perú, países donde la organización tiene presencia.
     
    El podio del sector lo cierra Reficar, que subió sus ingresos el año pasado casi al mismo ritmo que Ecopetrol. La compañía incrementó sus ventas 72,64% en comparación con 2021 y finalizó con $26,76 billones. Además, la utilidad neta llegó a $2,18 billones.
     
    Herman Galán, presidente de la compañía, destacó que la capacidad de la Refinería era de 150.000 barriles por día, pero el año pasado se interconectó la refinería original, por lo que la producción está cerca de 210.000 barriles.
     
    “La posición estratégica de la Refinería implica que, si Colombia no lo demanda, siempre hay alguien en el mundo que está dispuesto a comprar nuestros combustibles, nos pasó en la pandemia que no hubo demanda porque la gente estaba en la casa, entonces, todo lo exportamos”, dijo el directivo.
     
    Según las cifras de la Superintendencia de Sociedades, en total, el sector de hidrocarburos tuvo ingresos por $331 billones con un incremento promedio de 45,9% en comparación con el año pasado. Además, las ganancias llegaron a $58,4 billones.
     
    Por Carlos Rodríguez para LaRepública.
  • La unión entre Chevron y Hess podría prolongarse hasta el próximo año, cortesía de Exxon

    La adquisición por parte de Chevron de la superestrella de Guyana Hess podría retrasarse hasta el próximo año gracias al caso de arbitraje de Exxon Mobil, dijo Hess en una presentación ante el regulador el viernes.
    Hess dijo en la presentación que la fusión de 53.000 millones de dólares podría retrasarse hasta 2025. Originalmente se suponía que el acuerdo se cerraría este verano.
    Tanto Exxon como CNOOC han presentado casos contra la adquisición, argumentando que, como socios actuales de Hess en el prolífico bloque Stabroek, tienen legalmente el derecho de preferencia.
     
    En octubre, Chevron dijo que compraría Hess Corporation en una transacción de acciones valorada en la friolera de 53 mil millones de dólares. El acuerdo le daría a Chevron una parte de algunas de las reservas de petróleo más codiciadas del mundo en el bloque Stabroek de Guyana.
     
    Pero en febrero, Exxon impugnó la adquisición de Chevron, alegando que tenía el derecho de preferencia sobre la participación que Chevron absorbería con la adquisición de Hess. CNOOC rápidamente planteó un desafío similar. Chevron ha argumentado que el derecho de preferencia no se aplica porque el acuerdo es para la adquisición de la totalidad de Hess, y no sólo de sus activos en Guyana.
     
    Guyana se ha convertido en un punto de acceso para la exploración y el desarrollo petrolero en los últimos años después de que Exxon y Hess encontraran más de 11 mil millones de barriles de petróleo equivalente frente a las costas del país sudamericano. Exxon, liderando un consorcio con Hess y CNOOC, está produciendo actualmente todo el petróleo crudo en Guyana, la nación productora de petróleo más nueva del mundo.
     
    Exxon posee una participación del 45% en el bloque Stabroek, mientras que Hess posee una participación del 30%. La producción de Stabroek está en camino de alcanzar pronto los 620.000 bpd, y algunos estiman que aumentará a 1,2 millones de bpd para 2027.
     
    Sin la participación de Hess en los activos de Guyana en la mezcla, es poco probable que Chevron esté interesada en una adquisición de Hess.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
  • Las cinco opciones para salvar empleos petroleros ante la caída de precios del crudo

    Bogotá_La crisis del precio del crudo ha hecho estragos en las empresas del sector. Luego de anuncios de reducción de las inversiones y de denuncias de “masacres laborales”, el más reciente capítulo de esta novela lo venía escribiendo ayer la Unión Sindical Obrera de la Industria del Petróleo (USO), que ayer decidió ir a paro indefinido, aunque la fecha se decidirá el 26 de marzo.
     
    El Gobierno ha estado terciando en el tema, y el ministro del Trabajo, Luis Eduardo Garzón, señaló que se necesitan soluciones “creativas” para evitar que se sigan perdiendo más empleos en el sector. Estas son las cinco soluciones que proponen los expertos. 
     
    La primera, hecha por el presidente de la  Asociación Colombiana de Petróleos (ACP), Francisco Lloreda, es que otros sectores de la economía absorban la mano de obra que sale del sector. “Lo primero es que en momentos de crisis para el sector petrolero, lo que uno desearía es que otros sectores puedan absorber a todos esos trabajadores. Eso sería factible, pero esos empleados deben estar dispuestos a aceptar remuneraciones que estén en línea con el oficio que realizan, y menores a las que se pagan en petróleos”, indicó Lloreda, quien agregó que no sabe si el Gobierno esté adelantando iniciativas de esta clase. 
     
    De la mano con el alto costo de los trabajadores petroleros, el director del Observatorio del trabajo y de la seguridad social de la Universidad Externado, Stefano Farné, indicó que lo ideal sería poder reducir los salarios de los empleados para poder conservar los puestos de trabajo. 
     
    Dado que Farné admite que esto no es posible por las condiciones laborales colombianas, el presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet), Hernando Barrero,  aseguró que lo que sí se podría es negociar una reducción de los beneficios extrasalariales (que sería para los sindicatos optar por la opción menos mala), aunque fue firme al explicar que la clave para salir de este problema es que los sindicatos no sean intransigentes y comprendan la difícil situación que enfrentan las empresas, y que si se hacen ajustes en la nómina, son los mínimos. 
     
    A esta pérdida de beneficios se opone férreamente el presidente de la USO, Edwin Castañeda, quien expresó que estos son derechos adquiridos, que pesan poco dentro del presupuesto de las firmas, y  porque “las empresas están ganando menos dinero, no están en quiebra, por eso no deben poner el peso de la crisis en los hombros de los trabajadores”. La  clave, para Castaño, es dejar de tercerizar a los empleados, debido a que en lo que se paga por un empleado tercerizado, además del sueldo, está incluida la ganancia de otra empresa, que es un costo ahorrable.  
     
    Sin embargo, el exministro de Minas y Energía, y hoy presidente de la Fededepartamentos, Amylkar Acosta, indicó que una empresa que elimina la prestación de un servicio que terceriza difícilmente decidirá prestarlo directamente, como en este caso la exploración de pozos.
     
    Para Acosta, y en esto concuerda Castaño, reanudar las obras de modernización de la refinería de Barrancabermeja podría ayudar a calmar la crisis, debido a que se crearían empleos para llevar a cabo esos trabajos, aunque advirtió que esa es una decisión en la que el Gobierno no tiene injerencia, debido a que debe hacer parte de los planes de inversión de Ecopetrol, más no de la Nación. 
     
    Finalmente, el director de Forvm, Mauricio Ochoa, estuvo de acuerdo con Castañeda en que es necesario que los dividendos que va a pagar Ecopetrol  sean mucho menores a 70% de sus utilidades, como dice el proyecto inicial. Esto, explica Ochoa, para no descapitalizar a una empresa que está necesitando dinero, y que está atravesando su época de ‘vacas flacas’. 
     
    Las otras propuestas del sindicato
    Además de pedir que se haga mayor la formalización laboral de los empleados del sector petrolero, que se reparta una menor proporción de las utilidades como dividendos para no descapitalizar a la empresa, y de pedir que se reanuden los trabajos en la refinería de Barrancabermeja, el presidente de la Unión Sindical Obrera de la Industria del Petróleo, Edwin Castañeda, indicó que el sindicato pretende que se dé la recompra de las acciones de Ecopetrol  que están en el mercado, y que la estatal opere directamente campos en manos de multinacionales.
     
    Las opiniones
     
    Luis Eduardo Garzón 
    Ministro del Trabajo 
    “Es un pésimo negocio hacer un paro ahora, porque ese 1,02 millones de barriles los tenemos que cuidar, porque  ese dinero sirve para impulsar programas sociales”.
     
    Stefano Farné 
    Dir. Observatorio Mercado de Trabajo U. externado 
    “Una buena opción en un sector en el que los salarios son altos, como lo es el petrolero, sería bajar los sueldos para conservar trabajos, pero eso es algo que no se puede hacer”.
     
     
    Por: Mario Chaves Restrepo
     
    LaRepublica.co
     
  • Las decepcionantes ganancias de Saudi Aramco son el menor de sus problemas

    Puede parecer contrario a la intuición caracterizar los ingresos netos de 119 540 millones de SAR (31 880 millones de dólares estadounidenses) del primer trimestre de Saudi Aramco como malos, pero, en el contexto de lo que es la empresa, lo son. No es tanto la caída del 19 por ciento en los ingresos netos lo que preocupará a los expertos observadores del mercado petrolero. Parte de eso puede explicarse por la caída de los precios del petróleo durante el trimestre. Más bien preocupante es que el resultado provino de la compañía insignia de petróleo y gas del tercer productor de petróleo crudo más grande del mundo con un casi monopolio en sus campos petroleros. Estos campos tienen un 'costo de extracción' promedio (el precio de extraer un barril de petróleo del suelo, sin incluir los gastos de capital) de US$1-2 por barril. Este es el más bajo del mundo, junto con los campos petroleros de Irán e Irak. 
    Estas preguntas fueron razones clave por las que ninguna bolsa de valores occidental importante permitiría que Saudi Aramco cotizara en ellas. Esto fue a pesar de que una cotización de tan alto perfil era uno de los puntos de venta clave del príncipe heredero Mohammed bin Salman (MbS) para los saudíes de alto nivel cuando les presentó por primera vez la idea de una parte flotante de Saudi Aramco. A mediados de la década de 2010, el entonces Príncipe Heredero Adjunto MbS vio la oferta pública inicial (IPO) de Saudi Aramco como una parte central de su estrategia para usurpar el puesto de Príncipe Heredero de Muhammed bin Nayef. En teoría, la idea tenía varios factores positivos que beneficiarían a MbS. Primero, podría recaudar una gran cantidad de dinero, parte del cual podría usarse para compensar el efecto económicamente desastroso en Arabia Saudita de la guerra de precios del petróleo de 2014-2016, como se analiza en mi nuevo libro sobre el nuevo orden mundial del mercado petrolero  .. En segundo lugar, podría impulsar la reputación de Arabia Saudita y la amplitud y profundidad de sus mercados de capital. Y tercero, el dinero proveniente directamente de la venta y del aumento del capital de los mercados de capitales saudíes podría usarse como parte del 'Programa Nacional de Transformación' 2020, que a su vez forma parte del plan de desarrollo 'Visión 2030' de Arabia Saudita. Esto buscó diversificar la economía del Reino lejos de su dependencia de las exportaciones de petróleo y gas. Después de unos meses de discusiones adicionales, MbS aseguró a los altos funcionarios saudíes que podía garantizar la salida a bolsa del 5 por ciento de la empresa, que creía que recaudaría al menos 100.000 millones de dólares en fondos muy necesarios para Arabia Saudita. También haría que la oferta pública inicial de Saudi Aramco fuera la más grande de la historia. Esto, a su vez, colocaría una valoración de toda la empresa de al menos 2 billones de dólares. Además, dijo MbS.
     
    Sin embargo, mirar a Saudi Aramco con más profundidad, incluso en el gigantesco prospecto previo a la salida a bolsa, planteó más preguntas que respuestas para los inversores occidentales. Para empezar, las cifras de producción de petróleo crudo que Arabia Saudita había presentado durante mucho tiempo como un hecho no eran tal cosa. Lejos de poder producir 10, 11 o 12 o más millones de barriles por día (bpd), Arabia Saudita luchó por producir algo más de 9 millones de bpd. Para ser exactos: desde el 1 de enero de 1973 hasta el lunes 15 de mayo de 2023, la producción promedio de petróleo crudo de Arabia Saudita fue de 8,252 millones de bpd. Esto significaba que la igualmente cacareada capacidad excedente del país de alrededor de 2 millones de bpd tampoco era cierta, ya que se basaba en una capacidad de producción de petróleo crudo de referencia falsa.
     
    Además, preocupantes entonces y ahora son las afirmaciones igualmente fantásticas de Arabia Saudita sobre sus reservas de petróleo. Específicamente, a principios de 1989, el país reclamaba reservas probadas de petróleo de 170 mil millones de barriles. Solo un año después, y sin el descubrimiento de nuevos yacimientos petrolíferos importantes, reclamó reservas probadas de petróleo de 257.000 millones de barriles, un aumento del 51,2 por ciento. Poco después, las reservas probadas de petróleo de Arabia Saudita volvieron a aumentar milagrosamente, esta vez a poco más de 266 000 millones de barriles, nuevamente sin que se descubrieran nuevos yacimientos petrolíferos importantes. Las reservas probadas de petróleo aumentaron una vez más en 2017, a 268.500 millones de barriles, nuevamente sin que se descubrieran nuevos hallazgos importantes de petróleo. Al mismo tiempo que se anunciaban estos incrementos, el país extraía en promedio 8.162 millones de bpd. Por lo tanto, desde 1990 (año en el que las reservas probadas de petróleo de Arabia Saudita aumentaron de 170 000 millones de barriles a 257 000 millones de barriles), hasta 2017 (año en el que Arabia Saudita afirmó tener reservas probadas de petróleo de 268 500 millones de barriles), Arabia Saudita se había retirado físicamente del tierra para siempre un promedio de poco más de 2.979 millones de barriles de petróleo crudo cada año. La cantidad total de crudo extraído de forma permanente desde principios de 1990 hasta principios de 2017 fue, entonces, de 80.430 millones de barriles. En resumen, de 1990 a 2017, el número oficial de reservas de petróleo crudo de Arabia Saudita había aumentado 98,500 millones de barriles, a pesar de que no hubo nuevos hallazgos de petróleo y se extrajeron físicamente 80,43 barriles para siempre. 5 mil millones de barriles), Arabia Saudita había extraído físicamente del suelo para siempre un promedio de poco más de 2.979 mil millones de barriles de petróleo crudo cada año. La cantidad total de crudo extraído de forma permanente desde principios de 1990 hasta principios de 2017 fue, entonces, de 80.430 millones de barriles. En resumen, de 1990 a 2017, el número oficial de reservas de petróleo crudo de Arabia Saudita había aumentado 98,500 millones de barriles, a pesar de que no hubo nuevos hallazgos de petróleo y se extrajeron físicamente 80,43 barriles para siempre. 5 mil millones de barriles), Arabia Saudita había extraído físicamente del suelo para siempre un promedio de poco más de 2.979 mil millones de barriles de petróleo crudo cada año. La cantidad total de crudo extraído de forma permanente desde principios de 1990 hasta principios de 2017 fue, entonces, de 80.430 millones de barriles. En resumen, de 1990 a 2017, el número oficial de reservas de petróleo crudo de Arabia Saudita había aumentado 98,500 millones de barriles, a pesar de que no hubo nuevos hallazgos de petróleo y se extrajeron físicamente 80,43 barriles para siempre. 
     
    Los inversionistas occidentales también estaban profundamente preocupados de que Saudi Aramco estuviera siendo utilizada como fuente de ingresos para una variedad de otros proyectos no relacionados con los hidrocarburos ideados por los principales saudíes, MbS y sus asesores. Hubo financiación para múltiples proyectos socioeconómicos, incluida la creación de la Universidad de Ciencia y Tecnología Rey Abdullah. También hubo preocupaciones soberanas más amplias sobre Arabia Saudita que se reflejaron en un contexto de riesgo negativo para la salida a bolsa de Saudi Aramco. De manera crucial en este contexto, el 28 de septiembre de 2017, el Congreso de EE. UU. anuló el veto del expresidente Barack Obama a la Ley de Justicia contra los Patrocinadores del Terrorismo, lo que hizo posible que las familias de las víctimas demandaran al gobierno de Arabia Saudita. A las pocas semanas de esto, hubo siete juicios importantes en tribunales federales alegando el apoyo y la financiación del gobierno saudita para el ataque terrorista del 11 de septiembre en los EE. En 2010, varios medios de comunicación publicaron documentos que destacaban tales vínculos potenciales entre Arabia Saudita y varias organizaciones terroristas. Uno de ellos fue un memorando clasificado filtrado de la entonces secretaria de Estado de EE. UU., Hilary Clinton, en el que advertía que los donantes en Arabia Saudita eran: “La fuente más importante de financiación para los grupos terroristas sunitas en todo el mundo”. varios medios de comunicación habían publicado documentos que destacaban tales vínculos potenciales entre Arabia Saudita y varias organizaciones terroristas. Uno de ellos fue un memorando clasificado filtrado de la entonces secretaria de Estado de EE. UU., Hilary Clinton, en el que advertía que los donantes en Arabia Saudita eran: “La fuente más importante de financiación para los grupos terroristas sunitas en todo el mundo”. varios medios de comunicación habían publicado documentos que destacaban tales vínculos potenciales entre Arabia Saudita y varias organizaciones terroristas. Uno de ellos fue un memorando clasificado filtrado de la entonces secretaria de Estado de EE. UU., Hilary Clinton, en el que advertía que los donantes en Arabia Saudita eran: “La fuente más importante de financiación para los grupos terroristas sunitas en todo el mundo”. 
     
    Dados estos y muchos otros factores negativos, MbS no pudo atraer ningún interés significativo de los inversionistas occidentales en la oferta pública inicial de Saudi Aramco, por lo que se preparó el escenario para una serie de eventos que definen en parte el nuevo orden mundial del mercado petrolero, como se analiza en mi nuevo libro  sobre ese tema. Uno de ellos fue una oferta para salvar las apariencias de MbS de China que nunca ha olvidado y que ha apuntalado la deriva de Arabia Saudita hacia China desde entonces. Otro fue la aceleración del alejamiento de Arabia Saudita de los EE. UU. y hacia Rusia, que se había ido acelerando desde el final de la Segunda Guerra de Precios del Petróleo en 2016. Aún más específicamente para Saudi Aramco, significó que MbS tenía que ofrecer incentivos masivos a los inversores. para comprar cualquiera de la oferta pública inicial. Uno de ellos fue una garantía del gobierno saudí de que, pasara lo que pasara, pagaría un dividendo de 75.000 millones de dólares en 2020, dividido en partes iguales en pagos de 18.750 millones de dólares cada trimestre. Lo que empeora ahora es que, junto con los resultados del primer trimestre de 2023, el director ejecutivo de Saudi Aramco, Amin Nasser, dijo que la compañía está buscando introducir dividendos adicionales vinculados al rendimiento.
     
    Sin embargo, puede ser que contar esos números en última instancia equivalga a tratar de calcular cuántos ángeles pueden bailar en la cabeza de un alfiler. Dado el creciente antagonismo entre los EE. UU. y Arabia Saudita que también define en parte el nuevo orden mundial del mercado petrolero, como analizo en mi nuevo libro sobre el tema, la posibilidad de la introducción final de la 'Ley de Cárteles de No Producción y Exportación de Petróleo' (NOPEC ) podría ser el final de Saudi Aramco en su forma actual. NOPEC abriría el camino para que los gobiernos soberanos sean demandados por precios depredadores y cualquier incumplimiento de las leyes antimonopolio de EE. UU. La OPEP es un cartel de facto, Arabia Saudita es su líder de facto y Saudi Aramco es la compañía petrolera clave de Arabia Saudita. La promulgación de NOPEC significaría que el comercio de todos los productos de Saudi Aramco, incluido el petróleo, estaría sujeto a la legislación antimonopolio, es decir, la prohibición de ventas en dólares estadounidenses. Además, podría significar la eventual división de Aramco en compañías constituyentes más pequeñas que no son capaces de influir en el precio del petróleo.
     
    Por Simon Watkins para Oilprice.com
  • Las deudas atan de manos a las grandes petroleras privadas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     

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

  • Las ganancias del primer trimestre de Saudi Aramco caen un 19% año tras año

    El gigante petrolero saudí Aramco informó el martes un ingreso neto del primer trimestre de $ 31,9 mil millones, un 19% menos que el primer trimestre de 2022, ya que las preocupaciones macroeconómicas arrastraron los precios del petróleo a la baja entre enero y marzo de 2023.
    Aramco aún superó la estimación mediana de los analistas de $ 30.8 mil millones en ganancias netas compiladas por Refinitiv.
     
    El precio promedio realizado del petróleo crudo de la compañía cayó a $ 81.0 por barril en el primer trimestre de 2023, por debajo de $ 97.7 por barril en el mismo período de 2022.
     
    Los gastos de capital aumentaron a $ 8,746 mil millones desde $ 7,583 mil millones, impulsados ​​​​por un mayor gasto en aumentar la capacidad máxima de producción sostenible de Arabia Saudita a 13 millones de barriles por día (bpd) y el desarrollo de proyectos de gas natural, dijo Aramco.
     
    Aparte del dividendo regular de $19.500 millones para el primer trimestre que se pagará en el segundo trimestre, la empresa petrolera más grande del mundo tanto por producción como por capitalización de mercado anunció su intención de introducir un mecanismo de dividendos vinculados al desempeño además del dividendo base que distribuye actualmente.
     
    “La Compañía tiene la intención de apuntar a que dichos dividendos vinculados al rendimiento sean del 50-70% del flujo de caja libre anual del Grupo, neto del dividendo base y otras cantidades, incluidas las inversiones externas, que se determinarán con los resultados anuales”. dijo Aramco.
     
    “También estamos avanzando con nuestra expansión de capacidad, y nuestra perspectiva a largo plazo permanece sin cambios, ya que creemos que el petróleo y el gas seguirán siendo componentes críticos de la combinación energética mundial en el futuro previsible”, comentó el presidente y director ejecutivo Amin Nasser, reiterando la opinión de Aramco. que el petróleo y el gas tendrán demanda durante las próximas décadas.
    Saudi Aramco registró una ganancia neta récord de 161.100 millones de dólares para 2022, frente a los 110.000 millones de dólares del año anterior, ya que capitalizó el aumento de los precios del petróleo el año pasado.
     
    A pesar de la caída de los precios del petróleo y el gas entre enero y marzo de este año, todas las grandes petroleras, incluidas las supergrandes estadounidenses ExxonMobil y Chevron, informaron ganancias del primer trimestre que superaron las estimaciones de los analistas, gracias a una mayor producción  , sólidos resultados comerciales y una refinación aún relativamente alta. márgenes.   
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Las grandes petroleras canadienses se mantienen al margen de la ola de fusiones y adquisiciones en el sector energético

    Mientras continúa la ola de fusiones y adquisiciones en la zona petrolera estadounidense, los productores canadienses se mantienen al margen.
    Después de una pausa de dos años provocada por la histórica caída de los precios del petróleo de 2020, el sector del petróleo y el gas de EE. UU. experimentó un aumento en  las fusiones y adquisiciones (M&A) en 2023 a pesar de una desaceleración general en la negociación en muchos sectores. El año pasado, el sector aprovechó los altos precios de las acciones y realizó una ola de compras por 250 mil millones de dólares, principalmente destinadas a asegurar reservas de menor costo que les ayudarán a enfrentar desafíos futuros. 
     
    Gran parte de la actividad se concentró en el cuarto trimestre y Enverus Intelligence Research (EIR), una subsidiaria de Enverus, informó que el cuarto trimestre registró la enorme cantidad de 144 mil millones de dólares en fusiones y adquisiciones upstream. Durante el trimestre, las grandes petroleras estadounidenses  Exxon Mobil Corp.  (NYSE:XOM),  Chevron Corp.  (NYSE:CVX) y  Occidental Petroleum  (NYSE:OXY)  cerraron acuerdos  por un valor combinado de 125 mil millones de dólares para adquirir yacimientos petrolíferos de bajo costo con precios de petróleo equilibrados. en el rango de 25 a 35 dólares por barril. 
     
    La manía de las fusiones ahora ha alcanzado su punto máximo:  Diamondback Energy, Inc.  (NASDAQ:FANG), con sede en Midland, Texas,  acordó recientemente comprar  al productor privado de Permian  Endeavour Energy Resources  en un acuerdo en efectivo y acciones valorado en 26 mil millones de dólares. Lo impresionante aquí es que Diamondback Energy sólo está valorada en 31.800 millones de dólares (capitalización de mercado). Curiosamente, las acciones de FANG han subido más del 10% después de que se anunciara el acuerdo hace casi una semana, lo que significa que el mercado lo ve favorablemente. Los precios de las acciones de la empresa adquirente, en la mayoría de los casos, tienden a bajar, ya que la empresa tiene que pagar una prima junto con el alto riesgo de fracaso ( Harvard Business Review  estima que  entre el 70% y el 90%  de las fusiones corporativas fracasan).
     
    Se observó una tendencia similar en la zona petrolera de Canadá, donde las fusiones y adquisiciones de energía y electricidad alcanzaron un máximo de cinco años de 70.400 millones de dólares, un 56% más que el año anterior. Sin embargo, se destacó otra tendencia notable: los productores canadienses de nivel medio  Tourmaline Oil Corp.  (OTCPK:TRMLF),  Peyto Exploration & Development Corp.   (OTCPK:PEYUF),  Baytex Energy Inc. (NYSE:BTE) y  Crescent Point Energy Corp. (NYSE:CPG) lograron cerrar acuerdos, mientras que los mayores productores de Canadá, incluidos  Canadian Natural Resources Ltd.  (NYSE:CNQ),  Suncor Energy Inc.  (NYSE:SU),  Cenovus Energy Inc. (NYSE:CVE) e  Imperial Oil Ltd  (NYSE:IMO) se mantuvieron al margen.
     
    Los expertos ahora predicen que no es muy probable que las grandes petroleras de Canadá sigan al margen de la ola de fusiones y adquisiciones, ya que no son inmunes a los factores que impulsan la consolidación, incluida la fijación de los inversores por una escala operativa cada vez mayor y reservas en aumento. Además, sus balances están en la mejor forma que han tenido en años: por ejemplo, el mayor productor de petróleo y gas de Canadá por capitalización de mercado, Canadian Natural Resources, devolvió 6.100 millones de dólares a sus accionistas en los primeros nueve meses de 2023 y ha un objetivo de devolver el 100% del flujo de caja libre a los accionistas en el año en curso. Los gigantes energéticos de Canadá no tienen que renunciar a sus generosos pagos a los accionistas para participar en fusiones y adquisiciones estratégicas; más bien, pueden pedir prestado un préstamo a Diamondback Energy, que redujo el pago a los accionistas de más del 75% a un más razonable 50% en una medida que liberó suficiente efectivo para hacer posible la adquisición de Endeavor Energy. Y, al igual que sus pares estadounidenses, las acciones de las grandes empresas de petróleo y gas de Canadá han disfrutado de un período muy productivo en los últimos años, lo que las coloca en una mejor posición para pagar fusiones utilizando acciones.
     
    El oleoducto Trans Mountain se pone en marcha
     
    El año pasado, la consultora global Deloitte predijo que los precios del petróleo canadiense subirían después de que el   oleoducto Trans Mountain (TMX)  comenzara a transportar crudo para exportación. Bueno, los productores canadienses están de suerte porque el largamente retrasado oleoducto comenzará a llenarse de crudo en el mes en curso, lo que  marca un paso clave hacia la puesta en marcha. Sin embargo, la mayor parte de la línea de 890.000 barriles por día se cubrirá en marzo y durará entre 2 y 3 semanas. El llenado de líneas, que suele ser la primera etapa de la puesta en marcha, incluye el traslado de los primeros lotes de petróleo de los transportistas. El primer petrolero que transportará petróleo Trans Mountain se cargará en Vancouver en abril.
     
    La puesta en marcha de la ampliación, ya completa en un 98 por ciento, triplicará la capacidad del oleoducto y remodelará los flujos de petróleo en las Américas. También se espera que estimule las exportaciones a Asia y probablemente aumente la producción de petróleo canadiense. Concebido hace más de una década, el proyecto se ha visto perjudicado por enormes aumentos de costos, que se han cuadriplicado a casi 31 mil millones de dólares. 
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • Las grandes petroleras enfrentan pérdidas de $ 44 mil millones después de la salida de Rusia

    La industria petrolera, incluidas las empresas BP, Shell y TotalEnergies, fue la industria que sufrió las mayores pérdidas financieras al salir de Rusia, según reveló un  análisis  del Financial Times.
    De las pérdidas totales de unos 100.000 millones de euros, o unos 110.000 millones de dólares, las pérdidas sufridas por las grandes petroleras representan alrededor del 40%. Le siguen los servicios públicos, que representan más del 15% de las pérdidas totales.
    El año pasado, BP  registró  un costo por deterioro de $ 24 mil millones en su negocio ruso después de que abandonó el país. El supermajor tenía una  participación minoritaria  en Rosneft. La participación del 19,75% representó alrededor del 50% de las reservas totales de petróleo y gas de BP y un tercio de su producción de petróleo y gas.
     
    Shell  informó  una amortización de $ 5 mil millones en su salida de Rusia el año pasado, pero dijo que eso no afectaría sus ganancias de petróleo y gas. Fue una de las primeras empresas en declarar que abandonaría Rusia después de la invasión de Ucrania.
     
    TotalEnergies, por otro lado, tardó en salir. La supermajor francesa tenía una participación en un proyecto de GNL liderado por Novatek y, a fines de 2022, Total dijo que lo abandonaría y se iría, con un  deterioro  de $ 3.7 mil millones ya que no podía volver a vendérselo a Novatek debido a las sanciones de Occidente a Rusia. 
     
    A principios de año, TotalEnergies  dijo  que incurriría en un deterioro de unos 4100 millones de dólares en su salida de Rusia, que se contabilizará en su informe del primer trimestre de 2022. La mayor parte de ese deterioro provino del proyecto Arctic LNG 2 de Novatek y la reducción en las reservas de gas que TotalEnergies tuvo que contabilizar con su retirada. Según los cálculos de FT, el costo total de TotalEnergies para salir de Rusia fue de 14.800 millones de dólares. 
     
    Sin embargo, estos fueron solo los golpes directos a los supermajors. El Financial Times estudió sus informes financieros más recientes para calcular las pérdidas, lo que significa que esos cargos por deterioro fueron solo el comienzo. Los cálculos tampoco incluyeron el aumento de los precios del petróleo y el gas el año pasado.
     
    Ese aumento sin duda benefició a las compañías de petróleo y gas, amortiguando un poco el golpe de BP, Shell y TotalEnergies, pero al mismo tiempo, asestó un golpe a todas las demás compañías que ya habían registrado miles de millones en pérdidas por su retiro de Rusia.
    Mientras tanto, BP, Shell y Total registraron las mayores amortizaciones individuales en sus operaciones rusas cuando se fueron debido al tamaño de su exposición a la industria local de petróleo y gas. Sin embargo, los precios más altos del petróleo y el gas compensaron con creces esos deterioros, ya que los tres registraron una ganancia combinada de 95 000 millones de euros, equivalente a unos $104 000 millones y más del doble de los costos combinados de deterioro de alrededor de $40 000 millones.
     
    Los fabricantes de automóviles como Volkswagen y Renault, así como los productores de productos químicos, también sufrieron grandes pérdidas por su salida de Rusia. Pero también hay algunas grandes multinacionales como Nestlé y Unilever que permanecen en Rusia. Los bancos, incluidos Unicredit y Raiffeisen, también continúan operando en el país, aunque ambos han dicho que estaban buscando un comprador para sus negocios rusos.
     
    Las empresas de servicios públicos como Uniper y Wintershall Dea también perdieron miles de millones al salir de Rusia, con un costo total de 14.700 millones de euros, equivalente a unos 16.000 millones de dólares.
     
    Aun así, más de la mitad de las empresas europeas que operaban en Rusia antes de 2022 permanecen en el país, según la Escuela de Economía de Kiyv, un instituto de investigación. Antes de 2022, estas sumaban 1.871 entidades, según los datos de KSE.
     
    Un par de grandes empresas energéticas japonesas también permanecen en Rusia a pesar de las sanciones del G7, en las que Japón es parte. El año pasado, el gobierno de Tokio consideró que las participaciones que tenían las empresas japonesas en los proyectos de petróleo y gas Sakhalin-1 y Sakhalin-2 eran críticas para la seguridad energética del país. Como resultado, a los  accionistas japoneses  de estos  proyectos  se les ofreció retener sus participaciones, lo cual hicieron.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • Las grandes petroleras no son amadas a pesar de los retornos récord para los accionistas

    Las grandes petroleras han tenido un desempeño muy inferior al del mercado en general durante el año pasado, y no se debe sólo a la caída de los precios del petróleo.
    Los inversores no están convencidos de que las compañías petroleras, a pesar de suministrar productos esenciales para el modo de vida actual, como gasolina, productos químicos, fibras y demás, tengan futuro. En cambio, se centran en las acciones tecnológicas de moda, que ahora se han convertido en las favoritas del mercado de valores. 
    Los principales productores de petróleo de Estados Unidos, ExxonMobil y Chevron, han estado tratando de recuperar a los inversores añadiendo grandes recompras de acciones a los constantes aumentos de dividendos que han estado realizando durante las últimas cuatro décadas. 
     
    En términos de rentabilidad para los accionistas del índice S&P 500, Exxon y Chevron han subido en el ranking de las acciones más generosas en los últimos meses, según datos recopilados por  Bloomberg . Pero no pueden competir con las recompras masivas de acciones por parte de Apple, Alphabet, Microsoft o Meta. 
     
    En términos de rentabilidad para los accionistas por recompras y dividendos combinados, Exxon ocupa el cuarto lugar entre las empresas del S&P 500, detrás de Apple, Alphabet y Microsoft. Chevron ocupa el séptimo lugar, con JP Morgan y Meta entre ella y Exxon.
     
    Los retornos para los accionistas de Exxon y Chevron están en máximos históricos, y las ganancias del año pasado fueron las segundas más altas en una década, justo después de los máximos históricos de 2022, cuando todas las grandes empresas petroleras registraron ganancias masivas en medio del repunte de los precios del petróleo y el gas. 
     
    Los dos principales productores de petróleo y gas de Estados Unidos también informaron el viernes de una mayor producción, especialmente del Pérmico. 
     
    Exxon registró  ganancias superiores a las esperadas  para el cuarto trimestre, mientras que sus ganancias para todo el año fueron las segundas más altas en una década, ya que la gran empresa impulsó su producción en Guyana y Pérmico y logró un rendimiento anual récord de sus refinerías.   
     
    Exxon también dijo que generó 55.400 millones de dólares de flujo de caja a partir de actividades operativas y distribuyó una cifra récord de 32.400 millones de dólares a los accionistas en 2023.
     
    "Nuestra estrategia consistente y excelencia en la ejecución en todo el negocio generaron ganancias líderes en la industria y nos permitieron devolver más efectivo a los accionistas que nuestros pares en 2023", dijo el presidente y director ejecutivo de Exxon, Darren Woods.
     
    A finales del año pasado, ExxonMobil dijo que aceleraría el ritmo de sus recompras de acciones  a 20.000 millones de dólares anuales  en 2024, a medida que aumenta la producción y genera mayores flujos de efectivo y ganancias. Una vez que se cierre la fusión con Pioneer, Exxon planea aumentar el ritmo del programa de recompra de acciones en 2024 a 20 mil millones de dólares anuales hasta 2025, “suponiendo condiciones de mercado razonables”.
     
    Chevron también impulsó los retornos en efectivo para los accionistas  a un nivel récord  y estableció récords de producción anual de petróleo y gas en 2023, ya que informó sus segundas ganancias anuales más altas el año pasado y sus ganancias del cuarto trimestre superaron las estimaciones del consenso.
     
    "En 2023, devolvimos más efectivo a los accionistas y producimos más petróleo y gas natural que cualquier año en la historia de la compañía",  dijo el presidente y director ejecutivo de Chevron, Mike Wirth .
     
    El efectivo devuelto a los accionistas ascendió a más de 26 mil millones de dólares durante el año, un 18% más que el total récord del año anterior.
     
    Sin embargo, a pesar del desempeño operativo estelar y los rendimientos récord para los accionistas de los últimos dos años, las acciones de Exxon y Chevron están a la zaga del mercado.  
     
    Los precios del petróleo han caído un 6% en los últimos 12 meses, las acciones de Exxon han perdido casi un 9% y las de Chevron han caído más de un 10%. Al mismo tiempo, el gas S&P 500 ganó un 20%. 
     
    "Para que el sector cotice a un múltiplo más alto, los inversores deben considerar que el petróleo regresa a una era de escasez", dijo a Bloomberg Jeff Wyll, analista senior de Neuberger Berman. 
     
    "Puede que estemos ahí dentro de unos años, pero no lo estamos ahora". 
     
    Hoy en día muchos no quieren a las grandes petroleras. 
     
    Pero las empresas más grandes de Estados Unidos creen que tienen mucho que ofrecer a los inversores pacientes como una industria que existirá durante mucho tiempo, ya que es esencial para la economía global, dijo Wirth, director ejecutivo de Chevron, a Bloomberg TV en una entrevista. 
     
    "Aquí existe una oportunidad de valor real para los accionistas pacientes", señaló Wirth.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Las petroleras europeas venden activos por 80.000 millones de euros

    Foto: Hidrocarburosbolivia.comFoto: Hidrocarburosbolivia.comLas grandes petroleras europeas han acelerado sus programas de venta de activos para poder seguir pagando dividendos a sus accionistas pese a la rebaja de precios del crudo. Yacimientos de hidrocarburos, oleoductos, gasolineras y refinerías figuran entre los negocios que quieren traspasar compañías como Shell, BP, Total, ENI y BG para obtener unos 80.000 millones de euros entre 2014 y 2016.

    La «rotación» de activos no es nueva en la industria. Pero si antes se hacía por razones estratégicas, para enfocar la empresa hacia determinadas geografías, ahora es consecuencia de la situación financiera. Según Moody’s, esas operaciones y el recorte de inversiones son necesarios para «cubrir el déficit en la generación de caja» del sector por el menor precio del petróleo. «[El grupo francés] Total es el que más depende de las ventas de activos en 2015 y 2016».

    Se trata de unos apuros que ya vivió BP. El grupo británico se deshizo de activos por 38.000 millones de dólares (35.000 millones de euros) para afrontar el coste del desastre provocado por la explosión de una de sus plataformas petrolíferas en el Golfo de México en 2010. Pero mientras BP tuvo la relativa fortuna de realizar esas operaciones con un petróleo a más de 100 dólares por barril, ahora hay que vender negocios con el crudo a 60 dólares.

    Alastair Maxwell, co-director del área de energía de Goldman Sachs, indica que «es difícil vender activos de exploración y producción a buen precio en este entorno. Pero el sector tiene negocios menos dependientes del crudo como infraestructuras y filiales de refino y distribución de carburante, que atraen a fondos de inversión y firmas de trading de materias primas».

    Shell, por ejemplo, sacó a Bolsa el año pasado sus oleoductos de Estados Unidos y vendió su refinería y gasolineras de Australia a Vitol. ENI estudia vender su división de gas y electricidad al no encontrar comprador para su 43% en Saipem, empresa contratista de las petroleras. Total podría desprenderse de algunas plantas químicas. Más difícil puede ser para BG la venta de pozos en el Mar del Norte y Brasil.

    Pese a comprar Talisman Energy por 8.300 millones de dólares, los analistas creen que Repsol está saneada por los ingresos del traspaso en 2014 de su negocio de gas licuado a Shell y por la compensación de YPF. Gracias a ello, «no le hace falta vender el 30% en Gas Natural». En su lugar, estima que Repsol podría lograr mil millones de dólares vendiendo activos de Talisman que no le interesan.

    Por: Roberto Casado - Expansion.com

     

     

  • Las petroleras pierden 364.200 millones de euros en 18 meses

    La guerra de precios que se ha desatado por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) no solo está desgastando a economías como la rusa o la venezolana, muy dependientes de los ingresos del crudo, sino que también pasa factura a las petroleras, las grandes damnificadas por los niveles actuales del oro negro.
     
    Los primeros descensos en el precio del crudo se remontan a junio de 2014. A mediados de ese mes el barril de Brent cotizaba en los 115 dólares. Por aquel entonces, con el estallido de la violencia en Irak como telón de fondo, nada hacía presagiar el escenario actual. Las previsiones apuntaban, de hecho, a nuevos ascensos.
     
    Sin embargo, el exceso de oferta que inunda el mercado, sumado la negativa de países como Arabia Saudí a reducir la producción de crudo, a fin de expulsar del mercado a los competidores, están penalizando al negocio de las empresas del sector que atraviesan una clara tendencia bajista.
     
    Y la mejor prueba de ello es la caída que acumulan estas compañías en Bolsa, con la consiguiente pérdida de capitalización. En los últimos 18 meses las 20 mayores petroleras del mundo se han dejado en el parqué casi 364.200 millones de euros. Es decir, un 20% de su valor en el mercado.
     
    La consecuencia más inmediata de esta sangría es la caída de sus beneficios y el recorte de la partida de gastos para poder hacer frente a la situación.Según el sondeo anual de Barclays a 225 empresas en todo el mundo, este año los gigantes del sector se verán obligados a reducir entre un 15% y un 20% sus gastos de exploración y extracción si el precio del crudo se situara entre los 40 y 50 dólares. Traducido a cifras, este año el gasto bajaría a los 444.000 millones de dólares (407.700 millones de euros) frente a los 673.000 millones (617.700 millones de euros) de 2014 y los 520.000 millones (477.200 millones de euros) que se espera para 2015, según los cálculos de la entidad.
     
    Otras consecuencias de la coyuntura actual –a la que algunos expertos ya han catalogado como la peor crisis de la industria del crudo en los últimos 30 años– son los de ajuste de plantilla (BP anunció esta semana el despido de 4.000 empleados hasta finales de 2017), el recorte de las inversiones, el cierre de explotaciones deficitarias y los procesos de concentración como la compra de British Gas (BG)por parte de Royal Dutch Shell.
     
    El ranking de las mayores petroleras del mundo está liderado por ExxonMobil que tiene una capitalización de 290.900 millones de euros, 25.300 menos que en junio de 2014. Desde entonces sus acciones se han depreciado un 19%, hasta los 79 dólares y en los nueve primeros meses de 2015 su beneficio cayó un 48%, hasta los 13.370 millones de dólares.
     
    A Exxon le sigue los pasos PetroChina que, pese a que sus títulos han retrocedido un 47% desde los máximos de abril de 2015, en los últimos 18 meses sus acciones avanzan un 5% y su capitalización aumenta en 20.280 millones de euros. Junto a esta, Sinopec, las estadounidenses Kinder Morgan y Philips 66 y la india Reliance consiguen salvar este periodo con incrementos de su valor en Bolsa. El caso de Kinder Morgan se debe a que su propietario decidió en 2014 agrupar en su matriz las sociedades Kinder Morgan Energy Partners, Kinder Morgan Management y El Paso Pipeline Partners LP, de ahí el aumento de su capitalización.
     
    En lado contrario se situaría la anglo-holandesa Shell que además de caer un 38% en Bolsa, se ha dejado en el camino 73.900 millones de euros. A cierre de septiembre, su beneficio se redujo un 93% respecto a septiembre de 2014 hasta los 1.000 millones de dólares (920 millones de euros) y en el primer semestre del año pasado Shell anunció un ERE de 6.500 empleos.
     
    En medio de este escenario, la mayor productora de crudo del mundo, la estatal Saudi Arabian Oil Co (conocida como Saudi Aramco) estudia salir a Bolsa. Conocer en cuánto está valorada es complicado, debido a la opacidad del Gobierno saudí, pero el mercado especula con la posibilidad de que desbanque del trono a Apple, hasta la fecha la empresa con mayor capitalización.El objetivo que se persigue con su puesta de largo en el parqué es compensar la caída de los ingresos procedentes del petróleo en un momento en que el país registra un déficit del 15%.
     
     
    Fuente: cincodias.com
  • Los estímulos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos para que petroleras inviertan en el país

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

    ExxonMobil adquirirá Pioneer Natural Resources por 59.500 millones de dólares, lo que la posicionará como el principal productor de la cuenca del Pérmico.
    ExxonMobil y Chevron acaban de anunciar mega acuerdos de adquisición para comprar empresas estadounidenses, lo que aumentará la huella de las grandes petroleras estadounidenses en su mercado upstream interno y en el mayor éxito de exploración de los últimos años: Guyana.   
     
    Apostando por las expectativas de una demanda mundial sostenida de petróleo y gas y los menores costos de suministro a través de sinergias con las compañías adquiridas objetivo, Exxon y Chevron ahora buscan construir carteras upstream más sólidas más cerca de casa después de desinvertir activos en Europa Occidental, África Occidental y Rusia. En los años pasados.  
     
    En medio de crecientes incertidumbres geopolíticas y estallidos en otras partes del mundo, las supergrandes estadounidenses están apostando a una mayor producción interna y a las enormes reservas de Guyana –básicamente en el patio trasero de Estados Unidos en América Latina– para fortalecer sus carteras con recursos más ventajosos y aumentar los retornos. a los inversores. 
     
    El fin de una era
     
    La era de los gigantes petroleros estadounidenses que poseían una variedad de activos repartidos por todo el mundo ha terminado, dijeron analistas a  The Wall Street Journal . 
     
    Este mes, Exxon  anunció  un acuerdo para comprar Pioneer Natural Resources en una transacción de acciones valorada en 59.500 millones de dólares. El valor empresarial total implícito de la transacción, incluida la deuda neta, es de alrededor de 64.500 millones de dólares. 
     
    Menos de dos semanas después, Chevron dijo que compraría Hess Corporation en una transacción de acciones valorada  en 53 mil millones de dólares  con un valor empresarial total, incluida la deuda, de 60 mil millones de dólares.  
     
    Gracias a los acuerdos, Exxon, que se ha retirado de Rusia, Camerún y Chad en los últimos años, se convertirá en el principal productor del Pérmico. Chevron, por su parte, agregará activos en el extranjero de Guyana y en el yacimiento de esquisto estadounidense Bakken, después de deshacerse de activos en el Reino Unido y Noruega en los últimos años. 
     
    Al comprar Hess, Chevron se convertirá en socio de Exxon en los vastos recursos descubiertos y en desarrollo de Guyana. Chevron obtendrá el 30% de la propiedad de más de 11 mil millones de barriles de petróleo equivalente descubierto como recurso recuperable con altos márgenes de efectivo por barril, sólidas perspectivas de crecimiento de la producción y potencial de exploración, dijo la compañía.  
     
    Guyana es más estable políticamente que otras partes del mundo y está más cerca de Estados Unidos, por lo que es eficiente para las exportaciones de crudo a Estados Unidos. 
     
    En una señal de que las operaciones estaban interrumpidas por la agitación geopolítica, semanas antes de la anunciada adquisición de Hess, Israel ordenó a Chevron  que cerrara la producción  en el campo de gas marino de Tamar tras el ataque de Hamas. 
     
    El acuerdo con Hess también le dará a Chevron 465.000 acres netos de inventario de alta calidad y larga duración en Bakken, respaldado por los activos integrados de Hess Midstream, activos complementarios del Golfo de México de EE. UU. y un flujo de caja libre constante de su negocio de gas natural en el Sudeste Asiático. . 
     
    En Bakken, la producción neta de Hess Corp fue de  190.000 barriles de petróleo equivalente por día  (boepd) en el tercer trimestre de 2023, en comparación con 166.000 boepd en el trimestre del año anterior, lo que refleja una mayor actividad de perforación y terminación y mayores volúmenes de NGL y gas natural. recibidos en virtud de contratos de porcentaje de ingresos debido a los menores precios de las materias primas.
     
    En el Pérmico, Exxon se convertirá en el mayor productor tras el acuerdo con Pioneer. 
     
    La combinación con Pioneer "transforma la cartera upstream de ExxonMobil al aumentar la producción a menor costo de suministro, así como la flexibilidad del capital de ciclo corto", dijo Exxon al anunciar el acuerdo. 
     
    La compañía espera un coste de suministro de menos de 35 dólares por barril de los activos de Pioneer. 
     
    "Para 2027, los barriles de ciclo corto representarán más del 40% de los volúmenes totales upstream, lo que permitirá a la empresa responder más rápidamente a los cambios en la demanda y aumentar la captura de precios y volúmenes". 
     
    El director ejecutivo de Exxon, Darren Woods, comentó en  CNBC  después de que se anunció el acuerdo:  
     
    "Creo que el verdadero desafío que tenemos como empresa e industria es asegurarnos de que estamos desarrollando estos recursos con un costo de suministro muy bajo".  
     
    “Scott construyó ese negocio con Pioneer, y la combinación de nosotros dos tendrá un negocio aún más sólido con menores costos de suministro. Por lo tanto, somos básicamente indiferentes a dónde vayan esos precios, asegurándonos de que podamos suministrar de manera rentable cualesquiera que sean las condiciones del mercado”, dijo Woods.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Los servicios de yacimientos petrolíferos y las compañías petroleras más pequeñas brillan en la temporada de ganancias

    La temporada de ganancias está aquí una vez más con ~ 20% de  las empresas S&P 500  que han devuelto sus cuadros de mando del segundo trimestre.
    A diferencia de temporadas recientes, cuando el sector energético emergió como un actor destacado, las compañías de petróleo y gas se han convertido en algunas de las más rezagadas del mercado. Según los datos de FactSet, el sector de la energía está reportando la mayor disminución de ingresos de los 11 sectores del mercado con un -28,7 %, así como la peor  disminución de ganancias  con una suma de -51,3 %, mucho mayor que el promedio del mercado de -9,0 %.
     
    Los precios del petróleo más bajos año tras año están contribuyendo a la disminución de los ingresos del sector energético, con el precio promedio del petróleo en el segundo trimestre de 2023 ($ 73,56) 32% por debajo del precio promedio del petróleo en el segundo trimestre de 2022 ($ 108,52). 
    A nivel de subindustria, cuatro de las cinco subindustrias en el sector están reportando (o se espera que reporten) una disminución año tras año en los ingresos de más del 20%: Exploración y producción de petróleo y gas (-33 %), refinación y comercialización de petróleo y gas (-32 %), petróleo y gas integrados (-30 %) y almacenamiento y transporte de petróleo y gas (-21 %). 
     
    Por otro lado, la subindustria de Equipos y Servicios de Petróleo y Gas (20%) es la única subindustria que reportó un crecimiento de ingresos en el sector.
     
    Gran  crecimiento de la producción de petróleo
     
    Varias grandes compañías petroleras han devuelto sus tarjetas de puntuación del segundo trimestre, y casi todas tienen un tema común: un crecimiento considerable de la producción pero una contracción aún mayor de los ingresos brutos y los resultados finales.
     
    Corporación ExxonMobil . (NYSE:XOM)  ha informado  ganancias del segundo trimestre de $ 7.88B, bueno para una disminución del 55.9% interanual, mientras que los ingresos del segundo trimestre de $ 82.91B son buenos para un crecimiento interanual del -28.3%. En una nota más brillante, Exxon dice que sigue en camino de generar $ 9 mil millones de ahorros en costos estructurales para fines de 2023 en relación con 2019, habiendo logrado ahorros acumulados en costos estructurales de $ 8,3 mil millones hasta la fecha. Exxon informó que la producción total del segundo trimestre cayó un 3,3 % interanual hasta los 3,61 millones de boe/día; sin embargo, excluyendo las desinversiones, los derechos, los mandatos gubernamentales y la expropiación de Sakhalin-1 por parte de Moscú, la producción neta en realidad aumentó más de 160 000 boe/día. La cuenca Permian entregó un récord trimestral de 622 000 boe/día y está en vías de aumentar un 10 % este año, mientras que Guyana está en camino de aumentar la producción un 5 % a 400 000 boe/día para fin de año.
     
    Chevron Corp. (NYSE:CVX)  informó que  sus ganancias del segundo trimestre disminuyeron un 48,3 % interanual hasta los 6010 millones de dólares, mientras que las ganancias ajustadas se contrajeron un 49,2 % hasta los 5780 millones de dólares. Mientras tanto, los ingresos del segundo trimestre alcanzaron los 48.900 millones de dólares, lo que supone un crecimiento interanual del -28,9 %. Chevron reportó una producción récord en la Cuenca Pérmica de 772,000 barriles de petróleo equivalente por día, un aumento del 11% interanual.
     
    Empresas más pequeñas, más impresionantes
     
    Hess Corp. (NYSE:HES), socio de ExxonMobil en Guyana,  informó  los resultados estimados del segundo trimestre de 2023 de la siguiente manera: La utilidad neta fue de $119 millones, o $0,39 por acción, en comparación con la utilidad neta de $667 millones, o $2,15 por acción, en el segundo trimestre de 2022, mientras que los ingresos del segundo trimestre de $2320 millones representan una disminución interanual del 22,4 %. 
     
    Sin embargo, Hess ha registrado un crecimiento de producción aún más impresionante que Exxon o Mobil gracias a su base de producción mucho más pequeña. La compañía informó que la producción neta de petróleo y gas fue de 387 000 barriles de petróleo equivalente por día, un 28 % más que los 303 000 boepd del segundo trimestre de 2022. La producción neta de Bakken fue de 181 000 boepd, un 29 % más que los 140 000 boepd del año anterior, mientras que la producción neta de Guyana registró a 110.000 bopd, en comparación con los 67.000 bopd del trimestre del año anterior. La compañía ha proyectado una producción neta para todo el año en el rango de 385 000 boepd a 390 000 boepd, en comparación con la guía anterior de 365 000 boepd a 375 000 boepd, gracias en gran parte a un mejor desempeño operativo, así como a la puesta en marcha anticipada del desarrollo de Payara. en el cuarto trimestre del año en curso.
     
    Las empresas de servicios petroleros brillan
     
    Como se señaló anteriormente, el sector de servicios petroleros se destaca como la única industria energética que está registrando un crecimiento positivo de ingresos y ganancias.
     
    Halibutorn Co.  (NYSE:HAL)  informó  un ingreso neto ajustado por acción diluida del segundo trimestre de $ 0.77, bueno para un aumento de más del 50% año tras año, mientras que los ingresos de $ 5.8 mil millones aumentaron 14% año tras año. El margen operativo registró un 17,4 %, un aumento interanual de 329 puntos básicos.
     
    Schlumberger Ltd  (NYSE:SLB)  ha informado  un EBITDA ajustado en el segundo trimestre de $ 1960 millones, un aumento secuencial del 10 % y un 28 % interanual, mientras que el EPS GAAP de $ 0,72 aumentó un 11 % secuencial y un 7 % interanual, mientras que el ingreso neto atribuible a SLB de $1.03 mil millones aumentó 11% secuencialmente y 8% año tras año. Los ingresos de 8100 millones de USD aumentaron un 5 % de forma secuencial y un 20 % interanual.
     
    Baker Hughes Co.  (NASDAQ:BKR)  ha informado  ingresos netos de $410 millones para el trimestre, un aumento de $1,248 millones año tras año; El EBITDA ajustado (una medida no GAAP) de $ 907 millones para el trimestre, un 39 % más año tras año, mientras que los ingresos de $ 6300 millones para el trimestre aumentaron un 25 % año tras año.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • Lupa en el Presidente y los candidatos de Junta ensombrecen asamblea de Ecopetrol

    Caída en las utilidades, informe de Control Risks, y poca experiencia de candidatos, son situaciones que empañan el encuentro.
    Llegó uno de los días más sonados últimamente, el de la asamblea de accionistas de Ecopetrol, en la que, entre otros puntos, se elegirán a los miembros de la nueva Junta Directiva.
     
    La reunión que está pactada para hoy a las 2:00 p.m. en Corferias, se realizará en medio de un conjunto de situaciones que han impactado a la petrolera, las cuales van desde los resultados financieros con caídas, hasta el informe de Control Risks que fue tema de conversación durante esta semana.
     
    De hecho, uno de los temas que más compete a la asamblea de hoy es el de los candidatos a la Junta Directiva de la petrolera, quienes han estado en la mira del ojo público por su baja experiencia en materia de hidrocarburos, algo que han venido aquejando algunos miembros de la Junta actual.
     
    En línea con esto, está un tema que se destapó hace un par de días, y es el del informe de Control Risks en el que se destacan los riesgos de la compañía, en parte, con la Presidencia de Ricardo Roa, quien con sus escándalos recientes relacionados con los dineros de la campaña de Petro, la compra de un apartamento a alguien con intereses en hidrocarburos, y los contratos otorgados a su pareja sentimental, podría afectar la estabilidad de la petrolera.
     
    Todo esto, ha llevado a que analistas y accionistas vean distintas problemáticas para el futuro de Ecopetrol, y que incluso, propongan aplazar la modificación de la Junta Directiva y de los estatutos, tal como lo indicaron los accionistas minoritarios por medio de una carta publicada ayer, en la que además exigen que se haga público el informe de Control Risks, para conocer en detalle cuáles son los riesgos de los que se habla allí.
     
    Ahora, una de las dudas que surge es qué tan probable es que todo esto afecte la elección de los miembros de la Junta.
     
    Ante ello, el economista Jhon Torres Jiménez, comentó que “claro que pesará mucho lo del informe. Los candidatos independientes que estén más cercanos al Gobierno serán señalados, aunque la votación es por cociente electoral”.
     
    Por su parte, el exministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, aseguró que “la asamblea de Ecopetrol es soberana, y la Nación, representada en la misma por el ministro de Hacienda, tiene el abrumador poder accionario para aprobar la recomendación del Comité de acreditación de la Junta o desestimarla”.
     
    En ese sentido, ¿Cuáles serían las consecuencias si se aparta dicha recomendación?
    Para Acosta son varias. Por un lado, un desplome de la cotización de su acción en bolsa, algo que comparte Andrés Duarte, Dir. de renta variable en Corficolombiana, quien aseguró que “no hay manera de que se valorice la acción así. Además, viene el informe de reservas del país en mayo y ahí seguro habrá una disminución”.
     
    Por otro lado, Acosta también ve posible “una corrida de accionista minoritarios, entre los cuales figuran fondos extranjeros”. Además, aseguró que “se corre el riesgo de que la bolsa de Nueva York saque de la misma a la acción de Ecopetrol”.
     
    Para el exministro, si se dan todas las situaciones anteriores “se le causa un enorme daño reputacional a la compañía y hoy en día las empresas valen es por su reputación, lo cual daría lugar a una destrucción de valor. Y, finalmente, le puede valer, en un caso extremo, una exclusión de la Ocde, de la cual hace parte Colombia por contravenir su régimen corporativo”.
     
    Por Karen Mora para LaRepública.
  • Magnates afectados por quiebra de petroleras

    En el pico del auge energético estadounidense, el terrateniente de Texas John Baen recibía unos US$100.000 mensuales en regalías de las compañías que producían petróleo y gas natural en su propiedad.
     
    Ahora los cheques son mucho más pequeños y cuando abre el buzón todos los días teme encontrar otro aviso de quiebra. Hasta ahora, cuatro de los productores que le enviaban cheques se han derrumbado por el aumento de las deudas al caer los precios del petróleo y han buscado protección judicial para evitar la bancarrota.
     
    “Tengo ganas de llorar porque sé que voy a recibir otras diez notificaciones”, dijo Baen, de 67 años, que posee 10.000 acres (4.000 hectáreas) de tierra y derechos minerales sobre otra propiedad.
     
    La recuperación de precios del petróleo, que llegaron a un piso de US$44 el barril en marzo, proporcionó algo de alivio a las compañías más fuertes, que han podido compensar con recortes de gastos y operaciones más eficientes. En el caso de los productores pequeños escasos de efectivo, los precios actuales de casi US$60 no son suficientes para cubrir sus gastos en comparación con los precios de US$100 y más que hubo durante el auge.
     
    En los últimos meses se han presentado como mínimo una docena de solicitudes de protección judicial para evitar la quiebra y más de una docena de empresas han incumplido con el pago de bonos o advertido a los inversores de que se avecinan tiempos difíciles, de acuerdo con los datos que reunió Bloomberg.
     
    Esto ha tenido repercusiones entre los propietarios de tierras privadas y derechos minerales —a veces llamados los “millonarios del esquisto”— que se enriquecieron con la explosión de la explotación del esquisto estadounidense. Esos propietarios de recursos básicamente alquilan sus derechos petroleros y de gas a los productores a cambio de una participación en las ganancias. Cuando a la industria le va bien, a los propietarios de derechos minerales les va bien. Cuando el negocio hace agua, comparten la mala racha con los productores.
     
    Fuente: Bloomberg -ElEspectador.com
  • Países petroleros se reúnen nuevamente para concretar su reducción de producción

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

    En ocasiones, también compraron activos trofeo, tales como rascacielos en Manhattan, casas de lujo en Londres o el club de fútbol París Saint Germain.
     
    Se ha reducido la liquidez globalSe ha reducido la liquidez globalAhora que los precios del petróleo han caído a la mitad, a US$50 por barril, Arabia Saudita y otros países con abundancia de productos primarios reducen con rapidez esas reservas de “petrodólares”. Algunos países, como Angola, gastan sus ahorros a un ritmo récord, con lo que eliminan una fuente de liquidez de los mercados globales.
     
    Si los precios del petróleo y otras materias primas siguen deprimidos, la tendencia reducirá la demanda de todo, desde deuda gubernamental europea hasta bienes raíces estadounidenses, conforme los países productores buscan tapar hoyos en sus respectivos presupuestos.
     
    “Es la primera vez en 20 años que los países de la OPEP sacan liquidez del mercado en lugar de incorporarla mediante inversiones”, dijo David Spegel, jefe de análisis de crédito soberano de mercados emergentes de BNP Paribas SA en Londres.
     
    Arabia Saudita, el mayor productor mundial de petróleo, es el mejor ejemplo de la rapidez y la magnitud de la liquidación: sus reservas en moneda extranjera declinaron US$20.200 millones en febrero, la mayor caída mensual en por lo menos 15 años, según datos de la Agencia Monetaria de Arabia Saudita. Es casi el doble de la caída que siguió a la crisis financiera a principios de 2009, cuando los precios del petróleo se derrumbaron y Riad consumió US$11.600 millones de sus reservas en un solo mes.
     
    El índice de productos primarios del Fondo Monetario Internacional, una amplia canasta de recursos naturales que va desde mineral de hierro y petróleo hasta bananas y cobre, cayó en enero al nivel más bajo desde 2009. Si bien el índice se ha recuperado un poco desde entonces, sigue estando más de 40% por debajo del récord de comienzos de 2011.
     
    Una caída concomitante de las reservas en moneda extranjera, revelada en datos de los bancos centrales nacionales y el FMI, afecta a países desde el productor de petróleo Omán hasta Chile, que tiene enormes recursos de cobre, y el productor de algodón Burkina Faso. Las reservas declinan a un ritmo más rápido que durante la última caída de los precios de las materias primas en 2008 y 2009
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • Petrobras planea reducir dividendos para financiar la transición a energías renovables

    Prates, director general de Petrobras: Estamos en medio de esta gran decisión de convertirnos en una petrolera en transición.
    Petrobras, el peso pesado de la energía estatal de Brasil, distribuirá dividendos más modestos en el futuro mientras se prepara para convertirse en una empresa de energía renovable.
     
    Así lo afirmó el presidente ejecutivo, Jean Paul Prates, que  habló  con Bloomberg y afirmó que en diez años la mitad de los ingresos de Petrobras provendrán de la generación de energía eólica y solar y de combustibles renovables.
     
    Prates dijo a Bloomberg que creía que los accionistas “lo entenderán” y explicó que “sería más conservador que agresivo. Estamos en medio de esta gran decisión de convertirnos en una petrolera en transición”. El máximo ejecutivo destacó que no habrá “giros drásticos” en la estrategia de la empresa. Sin embargo, pasar de un 100% de ingresos procedentes del petróleo a un 50% de ingresos procedentes de la energía eólica y solar en diez años suena bastante drástico.
     
    Las acciones de Petrobras  estaban a la baja el día en que se publicó la entrevista. Sin embargo, durante los últimos seis meses las acciones han ido subiendo más o menos suavemente. En este período, la compañía ha indicado que tenía planes de crecimiento para su negocio principal de petróleo y gas, incluido un mayor gasto y una expansión internacional.
     
    En noviembre del año pasado, por ejemplo, Prates  anunció  el próximo plan quinquenal de Petrobras, que incluía un aumento del 31% en las inversiones previstas, hasta 102.000 millones de dólares. De esa cantidad, el 72% se destinó a inversiones en petróleo y gas con miras a aumentar la producción de petróleo y gas de la compañía a 3,2 millones de barriles de petróleo equivalente diarios desde los 2,8 millones de barriles de petróleo equivalente actuales.
     
    También el año pasado, Petrobras  indicó  que planeaba comenzar a comprar activos petroleros, después de diez años de desinversiones mientras la compañía buscaba reducir su enorme deuda. En mayo de 2023, esa pila se había reducido a 53.300 millones de dólares, lo que hizo que la empresa se sintiera lo suficientemente cómoda como para volver al juego de la adquisición de activos.
     
    A principios de este mes, la compañía  dijo  que buscaba invertir unos 100.000 millones de dólares en la expansión de la producción de petróleo en alta mar para finales de la década.
     
    “Necesitamos mantener el núcleo [del negocio] muy seguro. . . No estamos haciendo una transición loca”, dijo el director ejecutivo de la compañía al Financial Times, comentando el plan estratégico recientemente anunciado hasta 2028.
     
    En este contexto, los últimos planes compartidos con Bloomberg pueden parecer un poco sorprendentes, especialmente porque Prates también le dijo a la publicación que planeaba comenzar a realizar adquisiciones en el espacio eólico y solar tan pronto como este año "para impulsar el cambio" hacia la transición. -Energía amigable, según Bloomberg.
     
    Curiosamente, Prates está anunciando planes de transición poco después de que dos grandes empresas internacionales que intentaron tener una transición rápida terminaran volviendo a su negocio principal después de que se reveló que sus esfuerzos de transición estaban generando ganancias inferiores a las esperadas. El caso de BP fue especialmente notable porque su cambio hacia la infraestructura eólica, solar y de vehículos eléctricos fue más ambicioso.
     
    Las acciones de BP se desplomaron después de que el entonces director ejecutivo Bernard Looney anunciara el cambio en 2020, cuando los accionistas adoptaron una postura cautelosa sobre estas ambiciones.
     
    Al final resultó que, tenían razón al ser cautelosos ya que el cambio no produjo los beneficios esperados y BP ajustó sus planes para volver a centrarse en la producción y el comercio de petróleo y gas. Shell hizo lo mismo, aunque su estrategia de transición fue un poco menos ambiciosa.
     
    A pesar de estos ejemplos recientes, el director ejecutivo de Petrobras parece confiar en que a los accionistas les parecería bien recibir dividendos más pequeños en nombre de la transición a los combustibles eólicos, solares y renovables.
     
    De hecho, esto podría ser cierto para cierta clase de inversores cuya prioridad es la llamada inversión de impacto y cuyo tamaño de los rendimientos no es tan importante. Sin embargo, recientemente ha habido indicios de que esta clase es bastante pequeña y que la mayoría de los inversores todavía prefieren el dinero a los beneficios ambientales.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
     
  • Petroleras europeas se reúnen en París para coordinar su rechazo al cambio climático

    Un grupo de al menos 10 empresas petroleras europeas y alguna no europea, tienen prevista una reunión la semana próxima en París para coordinar una serie de propuestas destinadas a un compromiso directo con la reducción del efecto invernadero que eleva la temperatura de la atmósfera terrestre. La búsqueda de un compromiso internacional para evitar que la temperatura de la tierra suba dos grados centígrados por encima de los registros pre industriales se va reeditar en diciembre en la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático. Las naciones que participan en la Conferencia han remitido a la Convención de Cambio Climático sus propuestas.
     
    Las petroleras buscan un compromiso colectivo para el desarrollo de una energía más limpia y la reducción de la combustión de gas metano en la boca de los pozos petroleros que generan fuertes emisiones de carbono.
     
    El objetivo de “entregar una energía segura con una reducción en la intensidad de gases de invernadero emitidos” es la base común de las empresas que incluyen a BP, Total, Repsol, ENI, Statoil, y BG Group. Aparte de este núcleo las empresas que forman parte de la iniciativa incluye a Shell, Saudi Aramco y Pemex. De acuerdo con las fuentes consultadas existe la posibilidad de que Reliance se una a la iniciativa.
     
    Los analistas consideran que esta es, al menos en parte, una reacción a la militancia de los grupos ecologistas y de consumidores que han llamado a rechazar la inversión en los grupos energéticos que explotan los combustibles fósiles. El llamamiento es un intento de generar un movimiento de rechazo hacia las actividades de las petroleras. A comienzos de junio seis grandes empresas europeas del sector del petróleo y el gas enviaron una carta a la Convención de Cambio Climático de las Naciones Unidas y al presidente de la conferencia de Cambio Climático de París, proponiendo la adopción de un régimen internacional de derechos de emisión. Los máximos ejecutivos de British Gas, British Petroleum, ENI, Royal Dutch Shell, Statoil y Total defendieron en una carta la adopción del gas como energía de elección para la generación de electricidad señalando que su nivel de emisión es la mitad que la del carbón y abogaron además por un acuerdo internacional para poner en marcha un sistema que adjudique un precio a las emisiones de carbono en todos los países. Es decir internacionalizar el concepto de derechos de emisión. De entonces ahora se ha generado un movimiento más amplio aunque ahora un sistema de derechos de emisión no aparece entre los objetivos inmediatos.
     
    Las empresas tienen previsto anunciar un paquete de medidas para reducir las emisiones de carbono por parte de la industria del gas y el petróleo. Entre ellas figura el incremento de la inversión y la cooperación para el desarrollo de los mecanismos de captura y almacenamiento de carbono. La idea central es que este tipo de tecnología permite atrapar las emisiones antes de que contaminen para almacenarlas luego bajo tierra. Hasta ahora el alto coste del proceso tecnológico ha impedido un desarrollo adecuado de estos sistemas. Las petroleras estadounidenses, que no forman parte de este movimiento, han puntualizado que se oponen a cualquier sistema de poner precio a las emisiones de carbono porque aumenta el precio de los combustibles y que por el contrario consideran que el compromiso es con el desarrollo de tecnologías eficientes para evitar las emisiones. Una de esas tecnologías preconizadas por Chevron, y en la que ha hecho significativas inversiones es precisamente la captura de carbono. Entre las medidas que el grupo de 10 empresas tiene previsto anunciar es un acuerdo para la reducción de la combustión en la boca de los pozos de gas metano que contribuyen de forma significativa al aumento de las emisiones de carbono.
     
    El consejero delegado de Total, Patrick Pouyenne, aseguró esta semana en una conferencia del sector que “habrá un conjunto de medidas en las que estamos trabajando”. La estrategia de hacer públicas sus posiciones sobre cuestiones que afectan al medio ambiente constituye un vuelco significativo en las formas por parte de las empresas del sector del gas y el petróleo que tradicionalmente se mantienen en el anonimato y actúan de forma poco visible a través de contactos con los gobiernos y las autoridades involucradas en el futuro de la regulación que afecta a su sector. Una estrategia de transparencia respecto de la contaminación y las consecuencias del efecto invernadero es un verdadero vuelco en materia de comunicación que cuando menos ha conseguido que el esfuerzo inicial se reflejara en la prensa a escala internacional. A los analistas del sector les ha llamado la atención que en las manifestaciones de Pouyanne, como en los comentarios de otras fuentes sobre la reunión la próxima semana en París, estuviera ausente la propuesta de un sistema internacional de derechos de emisión que valore las emisiones de carbono para penalizar los excesos de emisión.
     
    En junio, el consejero delegado de Chevron, John Watson, dijo que se oponía a la propuesta de seis empresas energéticas europeas para el desarrollo de un sistema que ponga precio a las emisiones de carbono. El alto ejecutivo hablando en un seminario internacional de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) en Viena dijo que jamás había escuchado a un consumidor que estuviese de acuerdo con un aumento del precio de los combustibles. En su opinión cualquier sistema que ponga precio a las emisiones tendría como consecuencia combustibles más caros y generaría una reacción adversa de los consumidores. Tanto Chevron como la otra gran petrolera estadounidense ExxonMobil se han mostrado en el pasado enemigos del sistema de derechos de emisión de carbono utilizado en la Unión Europea (UE). Watson afirmó que: “No es una política que vaya a ser eficaz porque los clientes quieren una energía que puedan pagar. Quieren una energía a precios bajos y no una energía a precios altos”. El alto ejecutivo dejó al descubierto las fuertes divergencias que separan a las empresas estadounidenses de las europeas en lo que respecta a la forma de hacer frente a la creciente presión de la sociedad para limitar el calentamiento global.
     
    Fuente : icnr.es
     
  • Petroleras son las que más impuestos pagan

    Un informe de Campetrol asegura que la tasa efectiva de tributación de las firmas del sector es 8 % superior.
     
    Foto: Trabajadores  de ExxonFoto: Trabajadores de ExxonDespués de analizar los reportes financieros de 25.515 empresas del sector de bienes y servicios petroleros, el gremio correspondiente, Campetrol, concluyó que las firmas dedicadas a estas actividades están pagando más impuestos que las compañías pertenecientes a otras ramas de la economía.
     
    Dice el reporte que una empresa de cualquier otro sector tributa en total el 30 por ciento de sus utilidades, con los impuestos sobre la renta y la sobretasa Cree (Contribución Empresarial para la Equidad). De 1.826 millones de pesos de utilidades las empresas pagan 488 millones de pesos en impuestos.
     
    Mientras tanto, los reportes de las empresas de bienes y servicios petroleros muestran que de unas utilidades de 11.118 millones de pesos, en impuesto de renta y complementarios, estas firmas pagaron 4.208 millones de pesos.
     
    Es decir, las firmas de este sector pagan 38 por ciento de sus utilidades en impuestos.
     
    Estos cálculos se hicieron con los balances financieros con corte a diciembre de 2014, por lo que en estas cifras no están incluidas las modificaciones hechas con la reforma tributaria que entró en vigencia este año, y aumentó en cinco puntos porcentuales la sobretasa del Cree.
     
    “Lo anterior se explica porque a diferencia de las empresas de bienes y servicios petroleros, varias de otros sectores cuentan con distintos beneficios tributarios como exenciones, descuentos, deducciones y exclusiones”, señala el informe de Campetrol.
     
    El gremio critica que no hay una medición precisa de si exenciones fiscales que otorga el Estado a otros sectores se reflejan en generación de empleo y desarrollo, por lo tanto la justificación de las mismas no es clara.
     
    “Todos piden subsidios, pero lo que deberíamos pedir es más bien un desarrollo seguro y equilibrado para todos los sectores”, señaló el presidente del gremio, Rubén Darío Lizarralde.
     
    El vocero asegura que, además, el sector se verá más impactado que otros con la reforma tributaria, pues en la industria, más que utilidades se están generando pérdidas.
     
    ‘EL NUEVO ESQUEMA DE IMPUESTOS ES INEFICIENTE’
     
    Además de las críticas al incremento de la tributación del sector, Campetrol considera la Reforma Tributaria del año pasado como ineficiente en su ejecución, pues solo se incrementa el recaudo mediante ingresos de patrimonio de las empresas, sin atacar temas de fondo como la evasión, que representa dos puntos del PIB para el IVA y 2,3 puntos para el impuesto sobre la renta.
     
    Sin embargo, el gremio destacó la sanción de la Ley Anticontrabando, pues, mediante ese mecanismo, se podrá aumentar el ingreso fiscal sin ‘castigar’ más a las empresas.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Por qué las grandes acciones petroleras se están vendiendo ahora mismo

    A nivel de subindustria, tres de las cinco subindustrias del sector del petróleo y el gas informan una disminución interanual en las ganancias del 20%.
    La temporada de resultados está realmente en marcha: la mitad de  las empresas del S&P 500 han devuelto sus cuadros de mando de resultados del tercer trimestre de 2023. A diferencia de las últimas temporadas, la actual ha sido algo decepcionante para el petróleo y el gas, así como para el sector energético de las energías renovables. El sector informa la mayor caída de ganancias (año tras año) de los once sectores para el tercer trimestre, un -38,1%, muy lejos del crecimiento promedio del 2,7% del mercado en general. Para darle una idea de cuán grave es la situación para las empresas de petróleo y gas, FactSet ha revelado  que el crecimiento de las ganancias del S&P 500 mejoraría del 2,7% al 8,4% si se excluye el sector energético.
     
    A nivel de subindustria, tres de las cinco subindustrias del sector informan una disminución interanual en las ganancias del 20% o más: Petróleo y Gas Integrados (-51%), Exploración y Producción de Petróleo y Gas. (-37%), y Refinación y Comercialización de Petróleo y Gas (-20%). Por otro lado, dos subindustrias están reportando un crecimiento de ganancias año tras año: Equipos y servicios de petróleo y gas (32%) y Almacenamiento y transporte de petróleo y gas (11%).
     
    Los precios más bajos del petróleo año tras año están contribuyendo a la disminución año tras año de los ingresos de este sector. A pesar del aumento del precio durante el mes de septiembre, el precio promedio del petróleo (WTI) en el tercer trimestre de 2023 ($82,22) todavía estaba un 10% por debajo del precio promedio del petróleo en el tercer trimestre de 2022 ($91,43). De cara al futuro del sector, los analistas predicen caídas de ganancias del -21,4% y -9,8% para el cuarto trimestre de 2023 y el primer trimestre de 2024, respectivamente. Sin embargo, los analistas esperan un crecimiento de las ganancias del 22,4% en el segundo trimestre de 2024.
     
    Las grandes petroleras decepcionan
     
    Acciones de las mayores empresas energéticas de Estados Unidos,  Exxon Mobil Corp. (NYSE:XOM) y  Chevron Corp.  (NYSE:CVX), se han derrumbado después de que ambas empresas publicaran resultados decepcionantes. 
     
    Exxon Mobil  ha informado de  un beneficio por acción no GAAP del tercer trimestre de 2,27 dólares, 0,09 dólares menos que el consenso de Wall Street, mientras que los ingresos del tercer trimestre registraron 90,76 mil millones de dólares (-19,0 ​​% interanual), por debajo de 1,81 mil millones de dólares. Exxon informó que el flujo de caja de las operaciones fue de 16.000 millones de dólares, un aumento de 6.600 millones de dólares en comparación con el segundo trimestre. Los gastos de capital y exploración fueron de 6.000 millones de dólares en el tercer trimestre, en línea con las expectativas de la compañía y elevando los gastos en lo que va del año 2023 a 18.600 millones de dólares. Para todo el año, Exxon dijo que espera que los gastos de capital y exploración estén en el extremo superior de la guía de $23 mil millones a $25 mil millones a medida que la compañía continúa buscando oportunidades de aumento de valor.
     
    "Obtuvimos otro trimestre de sólido desempeño operativo, ganancias y flujos de efectivo, agregando casi 80.000 barriles netos equivalentes de petróleo por día para respaldar el suministro global ", dijo el presidente y director ejecutivo de Exxon, Darren Woods, durante la conferencia telefónica sobre resultados de la compañía.
     
    Sin embargo, la convocatoria de resultados de Exxon tuvo un gran aspecto positivo: la compañía declaró un  dividendo trimestral de 0,95 dólares por acción , lo que supone un aumento del 4,4 % respecto al dividendo anterior de 0,91 dólares. Las acciones de XOM ahora tienen un rendimiento a plazo del 3,53%.
     
    Las acciones de XOM se han desplomado casi un 13% en los últimos 10 días y han obtenido un rendimiento del -16,4% en lo que va del año, mucho peor que la ganancia del 0,3% hasta la fecha del sector energético y el rendimiento del 7,8% del S&P 500.
    El  WSJ  ha informado de que parte de Wall Street sigue siendo escéptico sobre las afirmaciones de Exxonn sobre su adquisición por 60.000 millones de dólares del operador de esquisto  Pioneer Natural Resources  (NYSE:PXD), incluida su capacidad para duplicar la cantidad de petróleo y gas que puede recuperar de los pozos de esquisto. Pioneer es actualmente el segundo mayor productor de la Cuenca Pérmica por producción de petróleo, y una entidad formada por las dos compañías fusionadas convertiría a Exxon en el mayor productor de la Cuenca Pérmica con un potencial de producción de ~1,2 millones de boe/día, superando al actual líder Occidental Petroleum.
     
    Pero la directora financiera de Exxon, Kathryn Mikells, ha tratado de disipar esos temores diciendo que los comentarios de los inversores sobre la adquisición de Pioneer han sido "abrumadoramente positivos". Mikells ha dicho que la estimación de la compañía de 2.000 millones de dólares en sinergias de acuerdos se basa en técnicas y tecnologías comprobadas que la empresa ya  utiliza  . que utiliza, y que cree que las inversiones en investigación de datos de yacimientos petrolíferos y cócteles químicos utilizados en el fracking, en última instancia, aportarán más beneficios a sus ganancias.
     
    Mientras tanto, al par de Exxon, Chevron, no le ha ido mejor en la actual temporada de resultados. La compañía registró un BPA no GAAP del tercer trimestre de 3,05 dólares, una diferencia de 0,64 dólares, mientras que unos ingresos de 54,08 mil millones de dólares (-18,8% interanual) superaron en 1,08 mil millones de dólares. La producción mundial neta equivalente de petróleo aumentó un 4 % con respecto al trimestre del año anterior, principalmente debido a la adquisición de PDC Energy, Inc. Mientras tanto, el gasto de capital en el tercer trimestre de 2023 aumentó más del 50 % con respecto al período del año anterior. La compañía se enfrenta a una letanía  de problemas en todo el mundo , incluidos problemas de fracking que retrasaron la producción en la Cuenca Pérmica y operaciones de refinación en el extranjero que obtuvieron sólo alrededor de la mitad de las ganancias que esperaban los analistas.
     
    El proyecto de empresa conjunta de Chevron, valorado en 45.000 millones de dólares, cuyo objetivo es aumentar la producción en su enorme campo petrolero de Kazajstán, está sufriendo retrasos adicionales, aumentos de costos y una reducción en el flujo de caja libre proyectado. La compañía ahora prevé que los costos en el proyecto Tengiz aumentarán entre un 3% y un 5%, lo que el director ejecutivo Mike Wirth ha atribuido a las complejidades de los esfuerzos de la compañía para restaurar la infraestructura energética de la era soviética para el campo gigante. Esto significa que la empresa tendrá que pagar aproximadamente mil millones de dólares adicionales por su participación en el gasto de capital de la empresa conjunta, lo que a su vez supondrá un recorte del 20 % en el flujo de caja operativo durante el próximo año.
     
    Las acciones de CVX han bajado un 16,3% hasta la fecha; Afortunadamente, la liquidación le ha valido una mejora por parte de Bank Of America a Comprar desde Neutral con un precio objetivo de 200 dólares, diciendo que la caída del 15% de la acción desde poco antes de la adquisición de Hess por 53.000 millones de dólares "tiene poco sentido, sobre todo si se considera el impacto positivo de  Hess  " . tiene en la perspectiva de Chevron ."
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • Resultados del primer trimestre de 2024 de Aramco: Arabia Saudita se encuentra en un punto crítico peligroso.

    Según Arabia Saudita, en la actualidad tiene una capacidad máxima sostenible de producción de petróleo crudo de 12 millones de barriles por día.
    El único verdadero poder que tiene Arabia Saudita en el mundo proviene de su sector petrolero. Cuanto más grande parezca su producción, más se le tomará en serio por parte de países que de otra manera no tendrían nada que ver con él. Dado esto, ha sido evidente durante muchos años que un examen más detenido de las capacidades de producción de crudo del Reino y las cifras de sus reservas muestran claramente que son mucho menores de lo que Arabia Saudita dice que son, como se analiza en profundidad en mi nuevo libro sobre el nuevo orden del mercado petrolero global. La publicación la semana pasada de los resultados del primer trimestre de 2024 de Saudi Aramco subraya nuevamente el punto, con una evidente dicotomía entre un notable incremento en el gasto de capital durante el trimestre por un lado, y la directiva de enero del Ministerio de Energía a la compañía de cancelar una expansión planificada de 1 millón de barriles por día (bpd) en la capacidad de producción de petróleo. Entonces la pregunta es: si hay dinero para otros gastos de capital, ¿por qué no está para una expansión en la capacidad de producción? ¿Es porque Arabia Saudita sabe que no puede aumentar su capacidad de producción de crudo más allá? ¿O es porque el Reino simplemente no puede permitirse aumentar la capacidad de producción y el gasto en otras cosas? De hecho, son estas dos cosas, como se detalla a continuación.
     
    Según Arabia Saudita, tiene una capacidad máxima sostenible (MSC) para la producción de petróleo crudo en este momento de 12 millones de barriles por día (bpd). Sin embargo, el hecho es que Arabia Saudita produjo un promedio de 8.267 millones de barriles por día (bpd) de petróleo crudo desde 1973 hasta el 1 de mayo de 2024, según cifras de la propia OPEP. En toda su historia, solo logró producir 12 millones de bpd en una ocasión, en abril de 2020, después de lo cual inmediatamente volvió a 8.49 millones de bpd. Este mes marcó el comienzo de la muy breve Tercera Guerra de Precios del Petróleo, como también se analiza en profundidad en mi nuevo libro sobre el nuevo orden del mercado petrolero global, en la que Arabia Saudita buscó una vez más retrasar el progreso en el sector del shale oil de EE. UU. que es una amenaza directa para su bienestar económico en el futuro. Sin embargo, ni siquiera este pico temporal muy breve de 12 millones de bpd era lo que parecía, según una fuente muy importante en el complejo de seguridad energética de la Unión Europea (UE) hablada exclusivamente por OilPrice.com en ese momento. "Los saudíes usan un lenguaje deliberadamente oscuro sobre su sector petrolero, hablando de 'capacidad' y de 'suministro al mercado' en lugar de 'producción' o 'producción' - y estas no son las mismas cosas en absoluto," dijo. De hecho no lo son. El verdadero significado de 'producción' y 'producción' en el mercado petrolero internacional es petróleo crudo que se extrae de los pozos petroleros en el suelo. La 'capacidad de producción de crudo', según la definición aceptada en los mercados de la Administración de Información Energética, es "el volumen de producción que puede ser incrementado en 30 días y mantenido durante al menos 90 días".
     
    La versión de Arabia Saudita de estos términos es notablemente diferente, y por lo tanto incorrecta. El Reino usa los términos 'capacidad' y 'suministro al mercado' para referirse no solo a la producción de los pozos petroleros de sus propios campos petroleros, sino también al uso de suministros de crudo almacenados en cualquier momento en el país. También parece significar para Arabia Saudita cualquier suministro de petróleo que pueda retenerse de los contratos a término en curso y ser redirigido a esos suministros almacenados. Durante la Guerra de Precios del Petróleo de 2014-2016, Arabia casi vació sus instalaciones de almacenamiento de petróleo y redujo los contratos de suministro de petróleo con clientes no prioritarios. Y también parece significar cualquier suministro de petróleo de calidades similares a las suyas que Arabia Saudita pueda comprar a otros miembros de la OPEP, ya sea directamente o a través de intermediarios, que luego puede pasar como sus propios suministros. Según la fuente de la UE, una fuente en el complejo de seguridad energética de EE. UU. y tres fuentes principales de corretaje de petróleo habladas exclusivamente por OilPrice.com durante la última década, Arabia Saudita compró importantes suministros de petróleo crudo de Iraq y otros países no solo durante la Guerra de Precios del Petróleo de 2014-2016, sino también después de los ataques de septiembre de 2019 de los hutíes respaldados por Irán a sus instalaciones petroleras Abqaiq y Khurais, y durante la breve Guerra de Precios del Petróleo de 2020 también. Irónicamente, dado que Teherán estuvo detrás de los ataques de 2019, parte del petróleo comprado por Arabia Saudita a través de intermediarios creyendo que era de Iraq, en realidad era petróleo 'rebautizado' de Irán, según una fuente que trabaja muy de cerca con el Ministerio del Petróleo de Iraq.
     
    Entonces, la cancelación de la expansión en la capacidad de producción de crudo en enero de 2024 parece ser la realidad alcanzando la fantasía. Arabia Saudita simplemente no puede aumentar esta capacidad de '12 millones' a 13 millones, porque no tiene una capacidad de 12 millones de bpd, ni nada parecido, y nunca la ha tenido. Dicho esto, si tuviera el dinero necesario, podría aumentar la capacidad que tiene, y luego anunciar que la ha incrementado a 13 millones o 14 millones o cualquier cifra que quiera sacar de la nada, ya que estos números parecen pasar desapercibidos para la mayoría. Entonces, ¿por qué no lo hizo? Con 'la navaja de Occam' siendo de lejos el mejor método para tratar cualquier cosa relacionada con el sector petrolero de Arabia Saudita, la respuesta más simple es probablemente la mejor, y aquí también funciona: es porque no tiene el dinero para hacerlo, ya que construir y mantener tal capacidad es muy costoso. Lejos de estar inundada de dinero petrolero como muchos piensan, Arabia Saudita aún no se ha recuperado completamente financieramente de los impactos desastrosos que se autoinfligió durante su Guerra de Precios del Petróleo de 2014-2016, como se detalla en profundidad en mi nuevo libro sobre el nuevo orden del mercado petrolero global. Además, hasta la invasión de Ucrania por parte de Rusia en 2022, el precio de equilibrio fiscal de Arabia Saudita para el petróleo era más alto que el que el mercado pagaba, lo que significaba en términos simples que no estaba generando suficientes ingresos para cubrir sus gastos como país. No está mejor ahora, con su precio de equilibrio fiscal para 2024 en US$ 96.17 por barril del petróleo de referencia Brent. De hecho, Arabia Saudita ha pronosticado un déficit presupuestario este año de SAR79 mil millones (US$ 21.07 mil millones), que muchos observadores del mercado petrolero consideran extremadamente optimista.
     
    Añadiendo implacablemente la miseria financiera para Arabia Saudita sigue siendo la enorme carga de los enormes dividendos garantizados por el gobierno saudí para que finalmente pudiera vender al menos el 1.5 por ciento (contra la participación originalmente planeada del 5 por ciento) en la oferta pública inicial (OPI) de Saudi Aramco en sí. Tan tóxica era esta propuesta de inversión para potenciales participantes de mercados desarrollados que el gobierno tuvo que garantizar un pago de dividendos de US$ 75 mil millones en 2020, dividido por igual en pagos de US$ 18.75 mil millones cada trimestre. Asombrosamente, esto aumentó en 2023 a US$ 97.8 mil millones para el año, desconcertantemente impulsado por dividendos adicionales 'vinculados al rendimiento'. Estos están diseñados para apuntar a un 50-70 por ciento del flujo de efectivo libre anual, descontando el dividendo base y otros montos incluidos inversiones externas, según el director ejecutivo de Aramco, Amin Nasser. En el primer trimestre de 2024, el dividendo base fue de US$ 20.3 mil millones, que será aumentado por otra distribución de dividendos 'vinculados al rendimiento' de US$ 10.8 mil millones, lo que lleva el total a US$ 31 mil millones. ¡Para todo 2024, Saudi Aramco espera pagar US$ 124.3 mil millones en dividendos!
     
    Por Simon Watkins para Oilprice.com
  • Retroceso de petroleras frente a energías limpias importa menos de lo que se piensa

    Exxon Mobil Corp., Chevron Corp., BP Plc, Shell Plc y TotalEnergies SE obtuvieron el año pasado unos beneficios totales cercanos a US$200 billones.
    Las cinco mayores empresas petroleras y gasistas del mundo que cotizan en bolsa obtuvieron el año pasado unos beneficios totales cercanos a US$200.000 millones. Enfrentadas a tres posibilidades estratégicas sobre cómo utilizar sus reservas de efectivo -extraer petróleo y gas a buen ritmo, orientar sus negocios hacia las energías renovables y los activos de transición energética o devolver dinero a los accionistas-, las grandes petroleras se han decantado en gran medida por la tercera opción en las últimas semanas.
     
    En otras palabras, Exxon Mobil Corp., Chevron Corp., BP Plc, Shell Plc y TotalEnergies SE "eligen el efectivo sobre el clima", como escribió recientemente Kevin Crowley, periodista de Bloomberg. Los accionistas parecen apoyar esta postura: Las resoluciones que habrían obligado a las empresas a alinearse con los objetivos climáticos del Acuerdo de París fracasaron. BP y Shell, también, han dado marcha atrás en sus estrategias para reducir la producción de combustibles fósiles. (Un operador de energía de Shell renunció en respuesta al pivote).
     
    Esto puede parecer un cambio importante en la asignación de capital para la transición energética. Pero dice más sobre la estrategia de las empresas que sobre la inversión a escala de billones de dólares. Dicho de otro modo: Que las grandes petroleras se retiren de la inversión en energías limpias significa más para ellas que para la transición energética.
     
    De 2015 a 2022, las grandes petroleras y gasistas -no solo las cinco supergrandes mencionadas, sino también empresas como Repsol SA en España y Petronas en Malasia- invirtieron en conjunto US$113.000 millones en activos y tecnologías con bajas emisiones de carbono. De ellos, más de la mitad se invertirán solo en 2021 y 2022.
     
    Es una suma razonable, sin duda, pero necesita contexto para comprender el papel que desempeñaron las empresas en la descarbonización. En el mismo periodo de 2015 a 2022, la inversión en transición energética de todas las empresas y sectores ascendió a más de US$4,8 billones. Es evidente que la inversión en bajas emisiones de carbono de las grandes petroleras ha aumentado en términos absolutos, pero hay otros dos parámetros que aclaran su importancia relativa.
     
    El primero es la proporción de los gastos de capital de las empresas que se ha destinado a energías limpias. En 2015, las grandes petroleras destinaron 0,8% de su capex a actividades con bajas emisiones de carbono. El año pasado, esa cifra se había multiplicado por más de diez, y las inversiones en bajas emisiones de carbono alcanzaron el 8,6% del capex total.
     
    Sin embargo, esta tendencia no siguió el ritmo de crecimiento total de la inversión en transición energética. En 2015, los US$3.200 millones de capex en bajas emisiones de carbono de las grandes petroleras representaron menos de 1% de toda la inversión. El año pasado, sus US$32.300 millones fueron diez veces superiores en términos absolutos, pero solo tres veces y media superiores como porcentaje del total. De hecho, tras saltar de 0,7% de la inversión en transición energética en 2017 al 2,5% en 2018, las actividades de bajas emisiones de carbono de las empresas se han quedado a medio camino. Su contribución alcanzó un máximo de 3% en 2021 y descendió ligeramente hasta 2,9% el año pasado.
     
    Cada US$1 billón invertidos en la transición energética son ciertamente bienvenidos, pero los dólares de las grandes petroleras no han movido mucho la aguja hasta la fecha. Las tendencias de inversión en energías limpias serían prácticamente las mismas si las grandes petroleras no invirtieran. Y no hay escasez de capital en este momento: según la Agencia Internacional de la Energía, se ha invertido más en energía limpia que en combustibles fósiles cada año desde 2016.
     
    El apetito de las grandes petroleras por invertir en la transición energética ha ido y venido antes (la campaña "Más allá del petróleo" de BP se remonta al año 2000, después de todo). Así que si asumimos que podría volver a producirse otro ciclo de inversión -no sólo la continuidad de una preferencia de los accionistas por la devolución de efectivo- también deberíamos preguntarnos qué forma podría adoptar.
     
    Tal vez no sea en la generación de energía renovable, sobre todo ahora que su marcha abre espacio a nuevos participantes. En cambio, podría ser en sectores donde hay una mayor afinidad con el capital y la experiencia de las empresas de petróleo y gas, como los combustibles de aviación sostenibles, el hidrógeno o el almacenamiento geológico de dióxido de carbono. Por el momento, sin embargo, la retirada de las grandes petroleras y gasistas tiene un impacto contenido. Puede que elimine uno o dos puntos porcentuales de la inversión total en la transición energética, en un mundo en el que abundan otros inversores.
     
    Por Bloomberg.
  • Saudi Aramco aumenta los dividendos a pesar de una importante caída de los beneficios

    Saudi Aramco aumentó los dividendos un 30% en 2023.
    No es sorprendente que en 2023 los beneficios de la empresa insignia de Arabia Saudita, Saudi Aramco, fueran inferiores a los de 2022. Al fin y al cabo, el precio medio por barril del petróleo crudo Brent de referencia cayó algo más del 18% a lo largo del año, de 100,93 dólares a 82,49 dólares.
     
    El hecho de que la caída de las ganancias de Aramco fuera de casi el 25%, en lugar del 18%, tampoco es un alza, dadas las variaciones operativas estándar además de la caída directa del precio del petróleo. Lo que puede sorprender a muchos es que la empresa no sólo sigue pagando enormes cantidades de dividendos a sus accionistas, en su mayoría institucionales y estatales, sino también que, a pesar de una importante caída de los beneficios, estos pagos de dividendos aumentaron en un sorprendente 30%. 
     
    Sin embargo, no sorprende a OilPrice.com, que puede rastrear la verdadera razón detrás de esta extraordinaria  carga de deuda de facto  hasta el nacimiento en 2016 de la idea de hacer flotar a Saudi Aramco en una oferta pública inicial (IPO). Esto rápidamente se convirtió en una lucha desesperada por venderlo a cualquier costo, lo que ha dejado a Arabia Saudita alienada de Estados Unidos y esclava de Rusia, que continúa usándolo como títere en su juego petrolero global, como lo analizo en su totalidad en mi nuevo  libro. sobre el nuevo orden del mercado mundial del petróleo.
     
    En 2016, Arabia Saudita acababa de perder la Guerra de los Precios del Petróleo de 2014-2016, que lanzó con la intención específica de destruir o inhabilitar permanentemente el entonces naciente sector del petróleo de esquisto de Estados Unidos. El Reino sabía que el auge de este nuevo recurso estadounidense marcaría el principio del fin de su importancia geopolítica y económica excesivamente inflada en el mundo, basada enteramente en su condición de principal productor de petróleo. 
     
    Desafortunadamente para Arabia Saudita, no había contado con la extraordinaria capacidad del petróleo de esquisto estadounidense para transformarse en una  máquina petrolera pobre y mezquina  capaz de sostener la producción a alrededor de un tercio del precio que originalmente se creía posible. Fue en este punto que se propuso la idea de hacer flotar a Saudi Aramco. Esto tenía tres ventajas teóricas. 
     
    En primer lugar, podría recaudar una gran cantidad de dinero, que podría utilizarse para compensar el efecto económicamente desastroso que tuvo en Arabia Saudita la guerra de precios del petróleo de 2014-2016. 
     
    En segundo lugar, podría mejorar la reputación de Arabia Saudita en los mercados financieros globales, lo que ayudaría a acelerar nuevas OPI e impulsar la inversión extranjera en los mercados de capital internos del país de manera más amplia. 
     
    Y en tercer lugar, los fondos excedentes de la IPO de Aramco y los provenientes de nuevas IPO podrían usarse para impulsar el 'Programa de Transformación Nacional' 2020 que buscaba diversificar la economía del Reino para alejarla de su dependencia de las exportaciones de petróleo y gas. 
     
    Importantes figuras sauditas detrás de la idea aseguraron a otros miembros más escépticos de la Familia Real que Saudi Aramco no tendría ningún problema en cotizar en una de las principales bolsas de valores del mundo (siendo la Bolsa de Nueva York o la Bolsa de Londres las dos preferidas). opciones) más en la bolsa saudita local. También dijeron que podrían garantizar la demanda de que al menos el 5 por ciento de Aramco se venda en acciones. Garantizaron también que esto recaudaría al menos 100 mil millones de dólares en fondos muy necesarios para Arabia Saudita. Esto, a su vez, colocaría una valoración de toda la empresa de al menos 2 billones de dólares.
     
    Este optimismo resultó infundado, ya que cuanto más descubrían los inversores internacionales acerca de Saudi Aramco, menos les gustaba la idea de invertir en ella, como también analizo en su totalidad en mi nuevo libro sobre el nuevo orden del mercado mundial del petróleo . 
     
    Para empezar, lo más importante fue que todas las cifras relacionadas con las reservas probadas de petróleo, las capacidades de producción de petróleo crudo y la capacidad excedente de la compañía parecían extremadamente sospechosas. 
     
    Hubo más dudas sobre si Aramco –y sus futuros accionistas– serían propietarios de sus propias concesiones petroleras después de la IPO y si tomarían sus propias decisiones de perforación, basándose en el mejor razonamiento financiero. Las respuestas de Aramco no fueron tranquilizadoras. Dijo que aunque la IPO incluiría las concesiones, los pozos reales "seguirán siendo propiedad del gobierno... esto es lo mismo que antes, y no hay cambios al respecto". 
     
    Luego agregó que las decisiones sobre la producción de petróleo y gas eran asuntos soberanos que permanecerían en manos del gobierno. Entonces, en términos prácticos, esto significaba que si Arabia Saudita decidiera que iba a intentar nuevamente destruir la industria del petróleo de esquisto estadounidense como lo hizo en 2014, sobreproduciendo para hacer caer el precio del petróleo, entonces los accionistas de Aramco verían enormes pérdidas tanto en el pago de dividendos como en el pago de dividendos. términos y en el valor de las acciones.
     
    Como resultado de estos y otros factores más controvertidos que rodean a la propia Arabia Saudita, ni una sola bolsa de valores internacional importante permitiría a Saudi Aramco cotizar en ella. Además, ningún inversor financiero institucional importante que no estuviera ya vinculado al equipo asesor de IPO de Saudi Aramco quería comprar alguna de sus acciones. Fue en este punto que China ofreció comprar la totalidad del 5 por ciento de participación en la empresa en una oferta privada, lo que habría permitido a los saudíes de alto rango que habían propuesto la IPO en primer lugar salvar las apariencias. 
     
    Sin embargo, la idea fue descartada por otros miembros entonces de mayor rango de la Familia Real, aunque la oferta no ha sido olvidada, y es una razón clave por la que Arabia Saudita se ha acercado cada vez más a China desde ese momento, como también se analiza en su totalidad. en  mi nuevo libro sobre el nuevo orden del mercado petrolero global . 
     
    En cambio, se decidió ofrecer una serie de incentivos adicionales a los accionistas potenciales para que aceptaran la oferta pública inicial de Aramco. Uno de ellos fue una garantía por parte del gobierno saudita de que, pase lo que pase, pagaría un dividendo de 75 mil millones de dólares en 2020, dividido en partes iguales en pagos de 18,75 mil millones de dólares cada trimestre. Sin embargo, incluso con esto, Arabia Saudita sólo pudo vender el 1,5 por ciento de Aramco, no el 5 por ciento previsto originalmente, y el resto de la compañía quedó con una abrumadora carga de pago de dividendos, que ha aumentado con la adición de rendimiento adicional -dividendos vinculados-.
     
    Estos están diseñados para alcanzar entre el 50 y el 70 por ciento del flujo de caja libre anual, neto del dividendo base, y otras cantidades que incluyen inversiones externas, según el director ejecutivo de Aramco, Amin Nasser. 
     
    Para 2023, el dividendo total fue de 97.800 millones de dólares.
     
    El acercamiento de Arabia Saudita a China durante la debacle de la IPO de Aramco también tuvo eco en su relación más estrecha con Rusia, ambas como resultado de su alienación de Estados Unidos tras su fallida guerra de precios del petróleo de 2014-2016. 
     
    En el caso de Rusia, Arabia Saudita no tuvo más remedio que aceptarla en la iteración más amplia de la OPEP que se convirtió en 'OPEP+', ya que la credibilidad del Reino en los mercados petroleros había sido destruida después del fracaso de la Guerra de los Precios del Petróleo. 
     
    Fue el compromiso de Rusia con los futuros recortes de producción de petróleo de la OPEP después de 2016 lo que les dio algún impacto en el mercado. Sin embargo, Rusia se ha apresurado a  utilizar a Arabia Saudita  para sus propios fines, alentándola a persuadir a sus compañeros miembros originales de la OPEP para que reduzcan su producción de petróleo mientras vende silenciosamente su propio petróleo a un precio más bajo, pero aún por encima de los límites de precios impuestos después de su invasión. de Ucrania en 2022.
     
    La muy precaria cuerda floja geopolítica y económica en la que ahora se encuentra Arabia Saudita significa que no tiene otra alternativa que intentar seguir haciendo subir los precios del petróleo cada vez más. 
     
    Dadas las  ramificaciones económicas y políticas  que esto tiene para EE.UU., como también analizo en su totalidad en  mi nuevo libro sobre el nuevo orden del mercado petrolero global, esto significa un rumbo de colisión con la Casa Blanca y sus aliados, lo que a su vez parece potencialmente muy peligroso para Estados Unidos. Arabia Saudita. Washington ya cuenta con el mecanismo para destruir a Aramco en su forma actual, en la forma del  proyecto de ley 'No a los cárteles productores y exportadores de petróleo' (NOPEC). 
     
    Esta legislación abriría el camino para que los gobiernos soberanos sean demandados por precios predatorios y cualquier incumplimiento de las leyes antimonopolio de Estados Unidos. La OPEP es un  cartel de facto  , Arabia Saudita es su  líder de facto  y Saudi Aramco es la compañía petrolera clave de Arabia Saudita. 
     
    La promulgación de NOPEC significaría que el comercio de todos los productos de Saudi Aramco –incluido el petróleo– estaría sujeto a la legislación antimonopolio, es decir, la prohibición de ventas en dólares estadounidenses. También significaría la eventual división de Aramco en empresas más pequeñas que no son capaces de influir en el precio del petróleo. 
     
    A la falta de voluntad de Estados Unidos y sus aliados para tolerar mayores aumentos en los precios del petróleo se suma el hecho de que varios países europeos importantes, incluida Alemania, han estado invirtiendo sustancialmente más en tecnología no fósil, lo que se ha visto en una disminución notable de su dependencia de la OPEP+.
     
    Por Simon Watkins para Oilprice.com
     
     
  • Se trata de las compañías THX Energy y la firma Xilópalos S.A.S.

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

    Varios ejecutivos de petroleras comenzaron a hablar sobre los precios del carbono.
     
    Plataforma ShellPlataforma ShellLos responsables de algunas de las empresas de energía más grandes de Europa decidieron pensar en un giro histórico de 180°. Era hora de prestar atención a los manifestantes que marchaban bajo la nieve frente a la conferencia de su sector exigiendo actuar para contrarrestar el calentamiento global.
     
    Para cuando la charla de la convención se transformó en acción, Royal Dutch Shell Plc, BP Plc, Total SA, Eni SpA, Statoil ASA y BG Plc, publicaron una carta abierta sin precedente sobre el cambio climático. Rompiendo con sus competidores estadounidenses más grandes, anunciaron su apoyo a las iniciativas de poner un costo a la contaminación, reconociendo que estaban del lado equivocado de la historia.
     
    “Cambiaron masivamente la postura retórica”, dice Charlie Kronick, asesor sénior sobre clima de Greenpeace en Londres. “Saben que si no están sentados a la mesa, podrían terminar siendo el almuerzo”.
     
    Obviamente, hacer el bien también significa que les vaya bien a los patrocinadores de una de las industrias más contaminantes del mundo. Los signatarios de la carta también son grandes productores de gas natural y la transformación los ayudará a promocionar al combustible como una alternativa más limpia al carbón. Shell comenzó a producir más gas que petróleo en 2013 y Total al año siguiente.
     
    Si la estrategia tiene éxito, los perdedores serían empresas mineras como Glencore Plc y Anglo American Plc y países ricos en petróleo como Australia, Indonesia y Colombia.
     
    La marcha hacia el iluminismo climático había comenzado unos meses antes.
     
    La rama de inversiones de la Iglesia de Inglaterra, que tiene activos por casi US$10.000 millones, anunció en diciembre que este año presentaría resoluciones de los accionistas sobre el cambio climático en las asambleas generales anuales de varios gigantes petrolíferos. Las compañías sabían que deberían responder en tanto la iglesia reunía el apoyo de otros inversores institucionales.
     
    Respuesta de Davos
     
    La respuesta comenzó a tomar forma en enero en Davos durante el Foro Económico Mundial. Allí, bajo el paraguas de un grupo conocido como la Oil Gas Climate Initiative, varios ejecutivos comenzaron a hablar sobre los precios del carbono durante una cena a puertas cerradas. Sin embargo, la amplia base de miembros del grupo, que incluye a empresas como la estatal Saudi Arabian Oil Co. y Petróleos Mexicanos, frenó el avance, según personas que participaron en las conversaciones.
     
    Las firmas europeas decidieron avanzar con una cohorte más reducida que incluyera a sus homólogas estadounidenses. La tarea era difícil: Exxon Mobil Corp. y Chevron Corp. se han opuesto a fijar precios al carbono sin exenciones fiscales para compensarlos, diciendo que elevaría el costo de la energía. No obstante, Exxon utiliza internamente un precio del carbono en “las sombras” para decidir qué proyectos llevar adelante, posiblemente una admisión tácita de que se avecinan los precios del carbono.
     
    Luego tuvo lugar la división durante el Foro de Energía de Oslo en febrero, lo más granado del sector del petróleo y el gas globales, en el idílico hotel Scandic Holmenkollen Park, rodeado por colinas cubiertas de nieve y una pista de esquí centenaria que albergó los Juegos Olímpicos de Invierno en 1952. Los activistas congregados en la entrada dijeron que la nieve sería “algo que sólo se ve en los libros de historia” si las emisiones relacionadas con el petróleo no disminuían, según un panfleto subido online.
     
    Por: Bloomberg News -ElEspectador.com
  • Sin renta petrolera, el Gobierno espera crecer al 3,5% en el 2017

    Según el Marco Fiscal de Mediano Plazo la producción promedio del 2016 será de 921 mil barriles de petróleo equivalente.

    El  Gobierno prevé que este año no tendrá ingresos por cuenta de la renta petrolera, y como si fuera poco, tiene entre sus cuentas devolverles a las empresas del sector alrededor de $800 mil millones por concepto de retención en la fuente, equivalentes al 0,1% del Producto Interno Bruto (PIB).

    Así lo señala el Marco Fiscal de Mediano Plazo, que dio a conocer este martes el Ministerio de Hacienda, y según el cual, para el próximo año el panorama es similar. 

    El documento muestra que no habrá ingresos del sector petrolero, pero esto no tendría un impacto significativo en el PIB. Para este año, mantuvo su expectativa de crecimiento en 3% y se espera que en el 2017 la expansión de la economía sea de 3,5%.

    Entre las cuentas del Gobierno está que la producción de petróleo del país sea de 921 mil barriles en promedio por día en el 2016, y de 913 mil barriles el año entrante.

    De acuerdo con el ministro de Hacienda y Crédito Público, Mauricio Cárdenas 

    Santamaría, la producción petrolera hasta el 2022 se mantendrá entre los 900 mil y los 920 mil barriles (lea también: En abril, la producción de petróleo se mantuvo por debajo del millón de barriles).

    Por otra parte, el funcionario dijo que el Gobierno trabaja con supuestos en los que no habría dividendos por parte de Ecopetrol.

    Durante la presentación, Cárdenas manifestó que el déficit fiscal terminará este año en alrededor del 3,9% del PIB pero se ubicaría en el 3,3% el próximo año.

    Para lograrlo, el Gobierno reducirá su presupuesto del 2017 en alrededor de $6 billones en la inversión. En el 2018 el déficit fiscal llegaría al 2,7%.

    COLOCACIONES DE BONOS

    Mauricio Cárdenas reveló además que el endeudamiento externo para 2017 ascenderá a US$6.000 millones.

    Señaló que de este nivel de endeudamiento US$3.000 millones son operaciones de mercado externo (bonos) y US$3.000 millones de créditos con entidades multilaterales.

    La meta de financiamiento interno programado por el Gobierno Nacional para 2017 son $33,5 billones, lo que representa una reducción de $0,8 billones frente a los pagos por servicio de deuda interna. 

    De estos $33,5 billones, $26,5 billones serán obtenidos a través de subastas, superior en $3,6 billones con respecto a 2016. 

    Así mismo, $7 billones se obtendrán mediante operaciones con entidades públicas, lo que supone un aumento de $1,5 billones. 

    Otros $0,25 billones se utilizarán para el pago de sentencias y conciliaciones judiciales. Este rubro se reduce en $2,8 billones. 

    El Ministro reiteró que dichos lineamientos y los ajustes planteados permiten mantener niveles constantes de deuda en 2017 y alcanzar reducciones sostenidas a partir de 2018.

    Entre tanto, Cárdenas presentó unos niveles de gasto para 2017 que corresponden con los ingresos proyectados dentro de los parámetros de la regla fiscal.

    De 2018 en adelante el Marco Fiscal de Mediano Plazo muestra los ingresos adicionales que serían necesarios para cumplir con la regla fiscal y para financiar el gasto social y la inversión que el país necesita.

    Sin embargo, el funcionario precisó que la reforma tributaria estructural no está incluida en el Marco Fiscal de Mediano Plazo.

    Esto, si se tiene en cuenta que la propuesta de ajuste al sistema impositivo, que será presentada ante el Congreso en el segundo semestre de 2016, tiene objetivos de largo plazo, y los ingresos que de allí se obtengan aún no son contemplados en las cuentas del Gobierno.

    Por otra parte, el Gobierno calcula que la inflación termine el año en el 6,5% y posteriormente volvería al 4% en el 2017 para ajustarse al 3% en los años siguientes.

    Finalmente Cárdenas expuso que los proyectos de infraestructura de Alianzas Público-Privadas (APP) aumentarán la capacidad de inversión pública y se espera que tengan un impacto importante en el crecimiento económico y la productividad.

    Fuente: Portafolio.com

  • Subasta de bloques petroleros en Brasil logra recaudación récord de US$1.200M

    Analistas, incluido el exdirector de la ANP John Forman, señalaron que los deslucidos precios del petróleo y los escasos recursos para inversiones podrían haber reducido el apetito.

    Río de Janeiro. La decimocuarta ronda de subastas de bloques de petróleo y gas en Brasil finalizó el miércoles con una recaudación récord de 3.840 millones de reales (unos US$1.200 millones), con un 95% de ese monto correspondiente a las ofertas de Petrobras y Exxon Mobil en Bahía de Campos.

    Los ocho bloques de esa zona subastados recaudaron unos 3.650 millones de reales, lo que salvó una ronda en la que las empresas habían mostrado poco interés.

    El presidente de Petrobras, Pedro Parente, dijo que la empresa fue “selectiva” en sus ofertas debido a que el sector demanda grandes inversiones y presenta riesgos de exploración.

    En tanto, Karoon Gas Australia Ltd se adjudicó un bloque en la Bahía de Santos. Pero los restantes 75 bloques de la cuenca no recibieron ofertas, dijo la Agencia Nacional de Petróleo (ANP). Funcionarios esperaban vender hasta un 40% de los bloques por hasta 500 millones de reales (US$157 millones).

    Analistas, incluido el exdirector de la ANP John Forman, señalaron que los deslucidos precios del petróleo y los escasos recursos para inversiones podrían haber reducido el apetito.

    Unas 32 compañías se registraron para presentar ofertas en esta ronda, incluidas BP Plc, Royal Dutch Shell Plc, Exxon Mobil Corp, Repsol SA, Total SA, Rosneft Ltd y CNOOC Ltd.

    La decimocuarta ronda era vista como una prueba para que las reformas promercado del presidente Michel Temer traigan de regreso a los inversionistas a un sector que batalla contra la excesiva interferencia del Estado y empañado por un escándalo de corrupción en la estatal Petrobras.

    Fuente: Americaeconomia.com

  • Transporte y licencias, los mayores sobrecostos petroleros

    Mientras en Colombia empresas como Ecopetrol y Pacific Rubiales reportan costos superiores a los US$ 10 por barril extraído, en promedio, en Suramérica, esto cuesta US$ 7 para crudos pesados.

    Para ser petrolero se necesita dinero y nervios de acero para arriesgar grandes cantidades. Esto es así aquí en Colombia y en todas las latitudes en las que existe esta industria.

    Pero, en épocas de ‘vacas flacas’ las empresas empiezan a identificar en qué partes del mundo es más rentable desarrollar su actividad. En ese cálculo, los costos operativos tienen mucho que ver en la decisión de inversión.

    En su último reporte, Ecopetrol, empresa de capital estatal, informó que en promedio el costo de sacar un barril y dejarlo listo para la venta (costo de levantamiento, como se le llama en la industria) el año pasado fue de 11,25 dólares por barril; y el de transportarlo a puerto fue de 7,80 dólares por barril (también en promedio), para un total de 19,05 dólares por barril.

    Pacific Rubiales calculó para el tercer trimestre del 2014 que el costo promedio de levantamiento y transporte de un barril de crudo para esta compañía era de 32,77 dólares (16,34 levantamiento, 14,13 transporte y 2,3 diluyentes). Aunque la empresa espera este año bajar esta cifra a 28 dólares por barril.

    De acuerdo con datos de Rystad Energy (firma consultora especializada en el sector), en promedio, extraer un barril de crudos extrapesados y pesados en Suramérica vale 7 dólares.

    Las dos empresas más grandes del país están por lo menos cuatro dólares por encima de este promedio. Sin tener en cuenta que, para empresas más pequeñas, el costo podría ser mayor, dados los volúmenes que manejan.

    ¿Por qué es tan costoso sacar un barril de crudo del subsuelo colombiano?

    RUBRO POR RUBRO

    Si bien es cierto que el costo de producción de un barril depende de muchos factores que van desde la complejidad geológica del yacimiento hasta situaciones sociales, Portafolio consultó a varias empresas de servicios a la industria petrolera para calcular cuáles son las mayores variables que afectan al sector en el país.

    En promedio, desarrollar un pozo productor en el país oscila entre 8 y 10 millones de dólares. De estos recursos, el 35 por ciento es lo que vale el alquiler del taladro; otro 35 por ciento, cuestan los servicios de perforación (la broca, el tratamiento de agua, tratamiento de lodos, entre otros) y un 30 por ciento adicional se divide entre otros rubros.

    En esta categoría de ‘otros’ están los materiales que se necesitan para operar, entre los que se cuentan los tubos y el combustible; los gastos de administración y gerencia, los gastos sociales y las licencias ambientales y permisos.

    El costo de la licencia y de los permisos ambientales puede pesar un 17,4 por ciento en el total y el de las comunidades, un 3,6 por ciento.

    Es que, según los datos recopilados entre empresas del sector, realizar un Estudio de Impacto Ambiental puede costar entre 750 millones de pesos y 1.500 millones de pesos, dependiendo de la complejidad y, según estadísticas de la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, tarda en promedio 15 meses para ser tramitado.

    Además, para realizar el estudio, previamente hay que gestionar ante las autoridades locales permisos de captación y vertimiento de aguas, manejo de residuos, ocupación de cauce, entre otros.

    Y para que le estudien la licencia también hay que pagarle a la autoridad un valor que puede superar fácilmente los 50 millones de pesos.

    Además, hay que hacer socializaciones y consultas previas. Este último trámite puede demorar de 8 a 18 meses y su costo puede llegar hasta los 2 millones de dólares.

    Colombia no es el único país que exige estos requisitos. Pero una empresa consultada por Portafolio que prefiere no ser mencionada, y que maneja campos en la zona selvática de Ecuador, comenta que a pesar de que allá también hay fuertes exigencias, los gastos operativos son inferiores entre el 10 y el 15 por ciento.

    LA ODISEA LOGÍSTICA

    Cuando se habla del costo de transporte del petróleo, la balanza vuelve a jugar en contra de las petroleras que operan en el país.

    En Colombia se puede transportar el petróleo por carrotanques, oleoductos y por el río Magdalena, aunque por esta última vía hay menos capacidad.

    Los precios son variables, pero, por ejemplo, lo más caro sería enviar un carrotanque desde el Putumayo hasta el puerto de Coveñas, que puede valer 25 dólares.

    Claro, aunque nadie lo dice en voz alta, esta cifra puede llegar a los 30 dólares, si un grupo armado ilegal le cobra a la transportadora ‘peaje’ para pasar el carrotanque por la vía.

    Así, con este valor, es muy difícil que el barril sea rentable con las cotizaciones actuales, pues esto se suma al importe de producción. Ahora, si logra pasar por oleoductos el precio es muy inferior.

    Un vocero de la empresa Caribbsa, especializada en logística del sector, dice que la infraestructura deficiente de las carreteras del país y el alto precio de los combustibles hacen que en Colombia el transporte terrestre sea más caro.

    “En el resto de países de la región hay más competitividad, entre otras cosas, porque nuestras carreteras están muy atrasadas. En Perú o Venezuela lo más lejos está entre 4 y 8 dólares el barril, y manejan pocos carrotanques, porque tienen suficiente infraestructura de oleoductos”, señala la fuente.

    A pesar de los altos costos del país, para las empresas sigue siendo buen negocio hacer proyectos en Colombia, la prueba es que en la última encuesta de inversión de la ACP, 44 por ciento de las operadoras dijo que mantendrá su inversión en producción y 30 por ciento dijo que la aumentará.

    Sin embargo, este gremio ya hizo sus primeros llamados de alerta, porque, en la misma encuesta, los problemas económicos empezaron a aparecer entre las razones para disminuir los presupuestos de inversión en el país.

    Nohora Celedón

    Fuente: Portafolio.co

     

  • Tres de cada diez ingenieros de petróleo están desempleados

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    OPORTUNIDADES EN EL EXTRANJERO

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / NohoraCeledon

  • Una nueva ola de interés en petróleo

    El monto inicial de recursos en espera para entrar en este tipo de transacciones puede rondar entre US$80 y US$100 mil millones ha dicho a Bloomberg Lydia Prototapas de Winston and Strawn Partners.El monto inicial de recursos en espera para entrar en este tipo de transacciones puede rondar entre US$80 y US$100 mil millones ha dicho a Bloomberg Lydia Prototapas de Winston and Strawn Partners.Flujos de inversionistas empiezan a buscar oportunidades de compra en los activos y empresas petroleras con estrés financiero tras la caída en los precios. Una de las fijaciones más populares y menos ciertas es que somos un país “rico” en recursos naturales como petróleo y gas.

    Hace casi dos meses el banco de inversión J.P.Morgan indicó que consideraba el precio del petróleo había tocado fondo y recomendaba ir construyendo posiciones de inversión nuevamente en este tipo de activos. Semanas después en Dinero con información reciente de oferta y demanda se sugirió que en efecto había elementos para considerar que el petróleo había logrado estabilizarse y que la tasa de cambio también parecía seguir ese patrón, a lo que el recién nombrado Presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry dijo era música para sus oídos. Erase vez que una empresa llamada Ecopetrol que llegó a tener un valor de mercado superior a una empresa icono mundial como Coca-cola.

    Un ejemplo, del renaciente interés ha sido el de los “hedge funds” y de los fondos de capital privado en Estados Unidos los cuales, según reporta Bloomberg, han ido manifestando y concretando su interés en activos empresariales relacionados con la industria petrolera. Una de las explicaciones ha sido que en el sector hay empresas, al igual que activos, que han sentido el duro efecto por la caída en los precios durante finales de 2014 y comienzos de 2015, y han entrado en la categoría de activos muy subvaluados Por razones diferentes es posible que se vea una ola de fusiones y adquisiciones en la industria.

    Ser un jugador en la industria con grandes capacidades frente a empresas más endeudadas o con menor acceso a recursos para soportar la caída en los precios es una de las explicaciones para que se adelanten este tipo de transacciones. El monto inicial de recursos en espera para entrar en este tipo de transacciones puede rondar entre US$80 y US$ 100 mil millones ha dicho a Bloomberg Lydia Prototapas de Winston and Strawn Partners.

    Aunque el uso de petróleo como fuente primaria de energía mundial ha bajado, era el 46% en 1973 y fue el 31% en 2013, sigue siendo la principal fuente de energía usada en transporte con 92%. Situación diferente, es que apenas presenta el 5% de la generación de electricidad cuando hace 40 años representaba el 25%.

    La semana pasada, el precio para la referencia Brent, cerró la semana por encima de US$65 dólares el barril lo que es casi un 20% por encima del nivel reportado a mediados de marzo.

    Incluso una empresa con tantos problemas para poder reportar sus estados financieros como ha sido Petrobras, y que ha enfrentado tantos cuestionamientos por los escándalos de corrupción, que tuvo que reconocer una pérdida por ese motivo de cerca de US$2.100 millones en su balance, ha generado un aumento en la cotización de su acción de casi 60% en el mercado accionario de Brasil desde la misma fecha. Ahora, una de las razones para que Petrobras fuera una de las acciones más castigadas también tiene que ver con el hecho que la empresa era entre los productores de petróleo la que presentaba un mayor nivel de endeudamiento.

    Sin embargo, es bueno recordar que según el Atlas de la Agencia Internacional de Energía Colombia no es un jugador tan relevante así como tampoco debería decirse que países desarrollados o avanzados son países industrializados porque no son tan ricos en recursos naturales.

     

    Producción Millones de toneladas equivalentes

     

    País

    Petróleo

    Gas Natural

    Total

     

    1

    Federación Rusa

    521,25

    540,64

    1061,89

     

    2

    Estados Unidos

    407,37

    558,78

    966,15

     

    3

    Arabia Saudita

    558,78

    66,22

    625,00

     

    4

    Canadá

    185,58

    129,92

    315,50

     

    5

    Irán

    167,91

    132,21

    300,12

     

    6

    China

    207,64

    89,65

    297,29

     

    7

    Emiratos Árabes

    150,38

    43,97

    194,35

     

    8

    México

    152,19

    40,35

    192,54

     

    9

    Venezuela

    165,39

    25,22

    190,61

     

    10

    Noruega

    86,94

    97,14

    184,08

     

    11

    Kuwait

    160,58

    12,67

    173,25

     

    12

    Nigeria

    129,41

    33,65

    163,06

     

    13

    Iraq

    149,70

    4,93

    154,63

     

    14

    Argelia

    71,18

    72,51

    143,69

     

    15

    Brasil

    112,66

    16,25

    128,91

     

    16

    Indonesia

    44,49

    67,27

    111,76

     

    17

    Kazajistán

    82,61

    28,55

    111,16

     

    18

    Angola

    87,80

    0

    87,80

     

    19

    Libia

    76,65

    9,96

    86,61

     

    20

    Reino Unido

    46,28

    35,03

    81,31

     

    21

    Egipto

    34,97

    44,18

    79,15

     

    22

    India

    43,33

    33,34

    76,67

     

    23

    Australia

    23,01

    47,29

    70,30

     

    24

    Holanda

    10,03

    57,46

    67,49

     

    25

    Argentina

    31,93

    34,16

    66,09

     

    26

    Colombia

    49,53

    9,36

    58,89

     

    27

    Ecuador

    26,48

    0

    26,48

     

    28

    Alemania

    0

    9,57

    9,57

     
     

    Fuente: Dinero.com

  • Utilidades de Ecopetrol retrocedieron 42,9% el año pasado hasta los $19,1 billones

    La estatal petrolera informó sus resultados del año pasado con una caída en sus utilidades de $14,3 billones frente a 2022.
    Ayer se conocieron los resultados del cuarto trimestre de 2023 para la operación de la estatal petrolera Ecopetrol y, por consiguiente, el consolidado anual. Los ingresos totales del año sumaron $143,1 billones, retrocedieron en $16,4 billones o 10,2% frente a 2022 cuando fueron $159,5 billones. Los ingresos de Ecopetrol representan 9% del PIB nacional.
     
    Las peores noticias para la petrolera estuvieron por el lado de las utilidades. En 2023 fue la primera vez que cayeron en tres años, luego del retroceso de 2020 por cuenta de la pandemia.
     
    El año pasado, Ecopetrol registró una caída en sus ganancias de 42,9%, pasando de $33,4 billones, cuando alcanzó un máximo histórico, a $19,06 billones. Aún así, la empresa aseguró que son las segundas ganancias más altas de su historia, por detrás de su máximo de 2022.
     
    El Ebitda registrado para el año fue de $60,71 billones y un margen de 42,4%. Mientras que en el cuarto trimestre fue de $12,2 billones, con un margen de 35,2%.
     
    En estos segmentos también se registró una fuerte reducción, en comparación con las cifras de 2022. Ese año el Ebitda anual fue de $75,24 billones con un margen de 47,2%.
     
    La petrolera atribuyó la fuerte caída de todos los indicadores al descenso que tuvo el precio del petróleo el año pasado y al alza que tuvieron los impuestos. “El precio promedio del Brent fue inferior en comparación con 2022 por efecto de la normalización de las condiciones de mercado post pandemia, la lenta recuperación económica en China y al aumento de la oferta de crudo fuera de la Opep+”, señaló la petrolera en su informe.
     
    El informe señaló que la tasa de tributación subió en 5,2%, pasando de 31,4% en 2022 a 36,6% en 2023. También explicó los resultados por las presiones inflacionarias y los altos costos de la energía. “Además, se presentaron desafíos geopolíticos y presiones inflacionarias que impactaron nuestros costos”, agregó la empresa.
     
    Los dividendos también caen
     
    A pesar de la caída en las ganancias en 2023, Ecopetrol propuso un dividendo ordinario y extraordinario, pero, según su propuesta de distribución de utilidades del ejercicio de 2023, tendrá fuerte caída en comparación con 2022.
     
    La estatal petrolera propondrá a la asamblea pagar un dividendo de $312 por acción, esto es $281 menos que el año anterior cuando se distribuyeron $593 por acción.
     
    “La Junta Directiva de la Compañía, teniendo en cuenta el sólido desempeño operativo y financiero de todos sus segmentos, así como el escenario de precios vigente y la situación de liquidez de la compañía, propone un dividendo extraordinario, de naturaleza excepcional, de 7,3% equivalente a $34 por acción para un total de dividendos de $312 por acción”, manifestó la Junta Directiva de Ecopetrol.
     
    Aunque es una menor distribución de las utilidades, los dividendos siguen estando entre los más altos desde que la empresa cotiza en bolsa. Los de este año solo están por detrás la distribución de 2023 y de 2019, cuando fue de $314 por acción.
     
    El pago de dividendos a accionistas minoritarios será en tres cuotas iguales: el 25 de abril, 26 de septiembre y 19 de diciembre del 2024.
     
    Con estos resultados, Ecopetrol le transferirá a la Nación $58 billones, la cifra más alta en la historia de Ecopetrol. Serán $22 billones en dividendos, $26 billones en impuestos y $10 billones en regalías. Esto equivale a 11% del Presupuesto General de la Nación.
     
    En cuanto al Fondo de Estabilización de los Precios de Combustibles, Fepc, la compañía aseguró que en 2023 se recuperaron $26,3 billones, cerrando el saldo acumulado al 2022. El saldo generado en 2023 es de $20,5 billones.
     
    Otros resultados a tener en cuenta
     
    En cuanto a los datos operativos, Ecopetrol aseguró que tuvo la mejor producción promedio de los últimos ocho años, alcanzando un total de 737.000 barriles equivalentes promedio diarios. Además, resaltaron que en el segmento de transporte, movilizó 306.000 barriles diarios. El pozo Permian aportó el 9% de la producción.
     
    Por otro lado, el área de refinación también reportó cifras récord, con un total de 420.000 barriles diarios cargados tanto en la planta de Barrancabermeja como en la de Cartagena.
     
    Según la empresa, la exploración tuvo una tasa de éxito de 50%, que es superior al estándar de la industria (entre 30% y 38%). Destacó los descubrimientos de Glaucus-1 en el Caribe Sur, con Shell, y de Orca-Norte-1, el primer pozo en aguas profundas perforado 100% por Ecopetrol, aunque no especificó la cantidad de gas encontrado allí.
     
    En cuanto a las inversiones, la petrolera reportó un Capex de $27 billones, la cifra más alta de los últimos ocho años. Entre ellas, ISA tiene 34 proyectos adjudicados en Colombia, Brasil, Chile y Perú, lo que representan inversiones por cerca de $10 billones. Esto aportó 15% del Ebitda del Grupo Ecopetrol.
     
    El ahorro de energía fue de 3,9 petajulios, la cifra más alta desde 2018, cuando comenzó a hacerse la medición y la inversión social aumento 17% frente a 2022, con un total de $520.000 millones para educación, servicios públicos y diversificación económica regional.
     
    La empresa también reportó 20.000 hogares conectados al servicio de gas social en 2023. Desde 2019 hasta 2022 fueron 24.000 hogares.
     
    La petrolera registró 1.883 millones de barriles de reservas probadas en 2023
     
    Al cierre de 2023, las reservas probadas netas de Ecopetrol llegaron a 1.883 millones de barriles de petróleo equivalentes, manteniendo niveles promedio de los últimos nueve años pero registró una caída de 6,36%, según dijo en un comunicado.
     
    El precio de referencia Brent en 2023 fue US$82,80, mientras que en 2022 era de US$97,95, lo que representó una disminución de 15,5%. De acuerdo con la compañía, las reservas fueron estimadas con base en los estándares y metodología de la Securities and Exchange Commission, SEC, de EE.UU.
     
    Por Brayan Becerra para LaRepública.
  • Vulnerabilidad de las “superempresas” petroleras ante la estrepitosa caída del precio del crudo

    Mucho se habla de los países casi quebrados como consecuencia de la baja del precio del barril de petróleo. Pero se sabe menos acerca de los efectos del crudo barato en las grandes empresas privadas estadounidenses y europeas que ocupan un papel crucial en la industria petrolera global.

    ¿Están ellas en riesgo?

    La respuesta que los expertos dan es que no (por ahora).

    Directores de grandes petroleras y analistas afirmaron a BBC Mundo que las mayores empresas del sector están 'blindadas' ante la reciente y sustancial caída del precio del barril de crudo.

    Pero en los últimos meses gigantes del crudo como BP, ExxonMobil o Shell, se vieron obligados a recortar miles de puestos de trabajo o reducir sus gastos en cifras millonarias.

    Entonces, ¿qué tan "protegidos" están?

    Despidos

    Esta semana, la petrolera británica BP presentó sus peores números en 20 años.

    Informó pérdidas por US$6.500 millones en 2015.

    Y, además, anunció 3.000 despidos adicionales en el área de refinación y comercialización, que se suman a los 4.000 recortes ya comunicados, como parte de un programa de reestructuración de US$2.500 millones que anunció el año pasado.

    "La mayoría de las empresas petroleras están registrando bajas en sus ganancias pero aún siguen siendo rentables", aseguró a BBC Mundo, Brian Youngberg, analista especialista en energía de la firma Edward Jones, en San Luis, Estados Unidos.

    Las grandes compañías "reducen sus gastos y son precavidas. Son financieramente flexibles para afrontar la tormenta".

    Pero, "son demasiados grandes para caer", ante la baja del precio del barril de petróleo, agregó el analista.

    Si bien otra de las grandes petroleras como es la estadounidense ExxonMobil no registró pérdidas, las ganancias de 2015 fueron la mitad de las del año anterior. El año pasado, la compañía sumó algo más que US$ 16 mil millones.

    El gigante petrolero decidió, entonces, limitar sus inversiones en 2016 en un 25% a US$ 23.000 millones. El año pasado ya había tomado una medida similar con una reducción del 19%.

    La holandesa Royal Dutch Shell fue una de las primeras en anunciar recortes de personal que ya suman 10.300 puestos perdidos.

    "Los balances de las grandes compañías petroleras internacionales son estables en su mayoría porque sus negocios están diversificados", explicó sin embargo Lysle Brinker, director de investigaciones energéticas de la consultora de inversiones IHS.

    Esto significa que sus desarrollos no solo están asociados al valor del barril de petróleo. También pueden tener negocios con el gas o en derivados del petróleo que les pueden seguir siendo rentables.

    En primera persona

    Pese a los recortes previstos para este año, el vicepresidente de relaciones con los inversores de ExxonMobil, Jeff Woodbury, dijo a analistas que la compañía seguirá con su plan de concretar 10 grandes proyectos entre 2016 y 2017.

    "Estamos muy bien posicionados para hacer flexibles nuestros programas tanto como para incrementarlos como para reducirlos, dependiendo del clima del negocio", añadió Woodbuty según información de la agencia AFP.

    Del mismo modo, hace dos semanas el director ejecutivo de BP, Bob Dudley, dijo a Kamal Ahmed, editor de economía de la BBC, que en la petrolera "nos estamos moviendo rápidamente para adaptar y rebalancear la compañía ante el cambiante ambiente" en el sector.

    ¿Y en el largo plazo?

    Mientras que los analistas consultados por BBC Mundo desestiman un impacto fuerte en lo inmediato en las grandes empresas petroleras, advierten de posible turbulencia en el largo plazo.

    "No están en riesgo aún, pero podrán estarlo en algunos años. Si los precios del crudo siguen bajando en los próximos dos años, los problemas vendrán", pronosticó Brinker.

    "Algunas compañías ya cortaron dividendos y esperamos ver más de estos recortes al final del año", si los precios siguen bajos, agregó el analista.

    De igual manera opinó Youngberg sobre los recortes de dividendos, gastos y puestos de trabajo, aunque sostuvo que "la industria en sí misma sobrevivirá".

    Fuente: BBC Mundo  / Analía Llorente