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  • La bomba de petróleo que prepara EEUU para Venezuela

    De acuerdo con los informes provenientes de Washington, la Administración Trump está barajando suspender las importaciones de petróleo de Venezuela, lo que llevaría al colapso económico del país caribeño. Además, esta medida podría tener un serio impacto en el mercado energético mundial, opina Evgueni Bay, columnista del medio ruso Politcom.

    En caso de un bloqueo a Venezuela, EEUU podría utilizar sus reservas estratégicas con el fin de cubrir inicialmente la falta del petróleo venezolano en sus refinerías, cita el autor a El Nuevo Herald. Por su parte, el presidente Trump ya ha declarado su disposición de vender la mitad de sus reservas estratégicas, las cuales alcanzan los 700 millones de barriles, según el medio norteamericano.

    Sin embargo, estas condiciones afectarían gravemente a la empresa venezolana PDVSA, observa el periodista.

    ¨Se tendría que buscar urgentemente nuevos mercados, lo que debilitaría aún más el ya escaso presupuesto de un país afectado por los bajos precios del petróleo", explica.

    Según Bay, tres refinerías de la empresa Citgo, subsidiaria de PDVSA, también tendrían que comenzar a importar petróleo de otros países, lo que aumentaría los costos para el Gobierno de Maduro.

    Además del cese de exportaciones de petróleo, el bloqueo podría afectar la gasolina, el combustible diésel y otros productos derivados del petróleo que alcanzan los 85.000 barriles diarios. Los ingresos por la venta de estos productos se destinan principalmente para la compra de alimentos para el mercado interno venezolano. 

    Desde hace muchos años, Venezuela ha sido uno de los principales proveedores de hidrocarburos para EEUU (después de Canadá y Arabia Saudí). En 2016, las importaciones diarias del petróleo venezolano a EEUU fueron de 741.000 barriles aproximadamente, lo que ascendió a 32,2 millones de dólares.

    En EEUU, la compañía Citgo, subsidiaria de la petrolera estatal venezolana Petróleos de Venezuela (PDVSA), tiene tres refinerías de petróleo en el territorio estadounidense y más de 13.000 gasolineras en varios estados, sobre todo en el noreste industrial del país.

    En los últimos cuatro meses, EEUU impuso sanciones contra varios altos funcionarios del Gobierno de Nicolás Maduro. Por su parte, el mandatario venezolano anunció una convocatoria a la Asamblea Constituyente. Parece que para la Casa Blanca esta decisión fue una especie de "línea roja" que cruzó Maduro, opina el columnista.

    Durante la reunión de los ministros de Asuntos Exteriores de los países miembros de la Organización de Estados Americanos (OEA), celebrada en Washington en mayo, un grupo de estados insulares del Caribe, que siguen recibiendo el petróleo venezolano a condiciones preferenciales en el marco del programa Petrocaribe, se opusieron a tomar represalias contra Venezuela.

    Los opositores a las políticas de Maduro consideraron, en este contexto, que EEUU no realizó suficientes esfuerzos para presionar a estos países. No obstante, ahora la Casa Blanca podría cambiar su posición y tomar medidas económicas drásticas, en particular, cesar las exportaciones del petróleo venezolano, concluye Evgueni Bay.

    Fuente: mundo.sputniknews.com

  • Producción petrolera en Putumayo en riesgo por Bloqueos y paro cocalero

    Las acciones afectan la producción de un departamento en el que se extraen 40 mil barriles por día.
     
     En el municipio de Puerto Caicedo, manifestantes derribaron un puente y utilizaron a un grupo de niños y mujeres como escudo para impedir la reparación.
     
     No permiten paso de carrotanques al campo Mansoyá (Puerto Caicedo) ni de vehículos a los campos de Churuyaco y Sucumbíos (Orito).
     
    La producción de 40 mil barriles de petróleo por día en el departamento del Putumayo está en riesgo, por los bloqueos que se presentan desde el 25 de julio en varios puntos de ese departamento como consecuencia del paro cocalero que se ha intensificado en los últimos días.
     
    Los principales puntos de manifestación se presentan en los municipios de Orito, San Miguel, Puerto Caicedo y Puerto Asís, con el bloqueo de vías y el derribo de puentes en cercanías de campos e instalaciones petroleras.
     
    En la vereda La Independencia, municipio de Puerto Caicedo, un grupo de personas de la comunidad derribó un puente que permitía el paso desde y hacia el campo Mansoyá, dejando aislada una de las zonas donde se concentra la producción de crudo.
     
    El puente fue destruido con motosierras por varios individuos, quienes utilizaron niños y mujeres como barrera para impedir el paso de la Fuerza Pública y la reparación de la infraestructura. 
     
    Ecopetrol deplora estos actos que constituyen una clara violación a los derechos humanos, pues generan riesgos para las personas y el medio ambiente y afectan la producción de un departamento de donde se extrae cerca del 4,5% de la producción nacional de petróleo. 
     
    La empresa hace un llamado a las comunidades para mantener relaciones de respeto, tolerancia y diálogo, y construir conjuntamente escenarios de sana convivencia bajo un marco de cumplimiento de las normas y las leyes que rigen en todo el territorio nacional.
     
    paisminero.co
  • Analizarán Sustentabilidad de Proyectos Shale en América Látina

    El petróleo no convencional y la posibilidad de que la explotación de este tipo de hidrocarburo cree una industria rentable y sustentable en América Latina, será uno de los temas centrales que se tratarán en la cumbre "World shale oil & gas Latin Summit", que se realizará en la ciudad de Buenos Aires entre el 24 y 26 de septiembre próximos.
     
    En la cumbre se presentarán estudios de casos de países de la región latinoamericana, a partir de los cuales se analizarán cuáles son los plazos realistas para mejorar la exploración y producción.
     
    Los expertos que presentarán los casos representan a empresas como Pemex, Petrolera del Comahue, YPF y la Secretaría de Energía de México (Sener), entre otras.
     
    Entre los expertos que analizarán los desarrollos recientes en América Latina y las claves para impulsar la inversión a gran escala, se encuentran Hatem Soliman, presidente de Schlumberger Sudamérica; y Gustavo Bianchi, director General de YPF Tecnología, entre otros.
     
    Haciendo foco especial en los desarrollos clave de Argentina, Carlos Selva, jefe de Geología y Geociencias de YPF Tecnología; y Alex Valdéz, director de Hidrocarburos del Gobierno de Neuquén, expondrán sobre los éxitos y desafíos que enfrentan los proyectos de la petrolera de bandera.
     
    Expertos internacionales disertarán sobre los casos globales, sobre cómo compartir conocimiento a nivel internacional, mejores prácticas y transferencia de tecnología.
     
    Télam
  • Compañías petroleras piden poner precio a carbono

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

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


    Fuente: Elespectador.com

  • Petroleras se reacomodan en el Llano

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Elespectador.com

  • Precios del petróleo entre la Opep y Estados Unidos

    Plataforma de Shell - Foto CortesiaPlataforma de Shell - Foto CortesiaLos precios del crudo están entre un lateral creado por la división de la Opep y la capacidad de los productores de shale oil enEstados Unidos para ser rentables con precios por encima de US$50 por barril.

     
    Los precios del petróleo han alcanzado niveles que se han sostenido entre US$44 y US$52 por barril, su nivel más alto desde enero cuando el WTI y el Brent se negociaron por debajo US$30 por barril. El ascenso de los precios llegó por cuenta de anuncios de un acuerdo al interior de la Opep para reducir la producción y dejarla entre 32.5 mbpd y 33 mbpd eso significa recortar la producción entre 864.000 bpd y 164.000 bpd, al posible acuerdo se sumó la disposición de Rusia de colaborar.
     
    No obstante, a las intenciones de Arabia Saudita que lidera el cartel para congelar su propia producción que fue de 10,6 mbpd en octubre, la producción de la Opep alcanzó un nuevo record en octubre de 33.64 mbpd, y otras potencias exportadoras de crudo pertenecientes a la Opep han dicho que solo entraran al acuerdo cuando hayan alcanzado volúmenes de producción previos a sus problemas internos.
     
    Irak segundo productor de la Opep dijo que prevé aumentar su bombeo en otros 400.000 bpd hasta alcanzar 4,1 mbpd que era el nivel de producción previo a los conflictos con el grupo extremista Estado Islámico. Irán, ha ido en igual sentido y su ministro de petróleo Bijan Zanganeh dijo públicamente que bombearán al menos otros 200.000 bdp hasta alcanzar el volumen previo a las sanciones impuestas por occidente. Libia y Nigeria buscaron el mismo camino y están excluidas del pacto de congelación hasta que puedan alcanzar su producción histórica. Lo anterior deja ver que los propios miembros de la Opep reemplazarán los recortes que puedan hacer los miembros que han decidido entrar al pacto de recorte.
     
    Por otro lado, mientras los precios han escalado, los productores de shale oil en Estados Unidos se han alistado para competir en Asia. BP efectuó en octubre sus primeros envíos de shael oil hacia Tailandia y Australia que recibieron cargamentos de 300.000 y 700.000 barriles respectivamente, así mismo la Sur Coreana Caltex compró 1 millón de barriles provenientes de los campos de shale en Eagle Ford. Esos movimientos fueron posibles gracias al diferencial entre el Brent y el WTI que estuvo por encima de US$3 permitiendo absorber los fletes, y al fin de las restricciones para exportar petróleo que rigieron en Estados Unidos hasta noviembre del año pasado.
     
    Con los posibles recortes que puedan mantener los precios por encima de US$50 el barril los productores de Estados Unidos cada vez más están buscando clientes en Asia donde se encuentra cerca del 35% de la capacidad de refinación mundial, por lo que llegar a ese mercado es importante para ellos, y es la única región del mundo donde el crecimiento económico es mayor al promedio y la demanda por petróleo puede crecer.
     
    Lea también: Petróleo al alza, ¿por qué sí?, ¿por qué no?
     
    El posible acuerdo de congelación y recortes que pueda darse a finales de este mes en Viena es muy frágil porque se encuentra atrapado en las divisiones de los miembros de la propia OPEP que buscan incrementar su producción como Irak, Iran, Libia y Nigeria y los demás miembros partidarios de realizar recortes que involucren a todos. También depende en buena a medida que otros productores fuera de la Opep como Rusia participen, de lo contrario corren el riesgo de ser reemplazados en el mercado, esto ya sucedió entre Rusia y Arabia donde la primera desplazó a la segunda como principal proveedor de petróleo a China.
     
    Por último, precios por encima de US$50 permitirán que más productores de Shale Oil vuelvan a ser rentables y los volúmenes de producción aumenten intensificando la competencia por el mercado de Asia Pacifico, lo que desataría una guerra de precios y condiciones comerciales por mantener la cuota de mercado allí lo que debilitaría los precios. Algunos miembros de la Opep ya están cambiando sus términos comerciales para atraer más clientes hacia su petróleo o para atraer inversiones hacia su sector y así impulsar aún más la producción, ese es el caso de Nigeria, Irak, e Irán, este último ya firmó compromisos por US$4.800 millones con Total para explotar un yacimiento de gas que se calcula tiene el 8% de las reservas mundiales, e involucra a la China National Petroleum Corporation.
     
    Por: Camilo Diaz
    Dinero.com
  • ¨Fracking¨, freno a declive de reservas petroleras

    En los últimos tres años se han perdido unos 500 millones de barriles de crudo de las reservas nacionales
     
    La autosuficiencia petrolera está amenazada si no se adicionan más reservas.  Foto Trabajador de  ShellLa autosuficiencia petrolera está amenazada si no se adicionan más reservas. Foto Trabajador de ShellLa autosuficiencia petrolera del país se encuentra en entredicho y la tabla de salvación podría ser el desarrollo de proyectos de fracking (fracturación hidráulica). Ecopetrol, que aporta el 70 % de la producción nacional, admitió desde comienzo de este año una caída del 14 % en sus reservas asociadas a los bajos precios; y por este mismo factor se estima que ha perdido al menos el 20 % de sus reservas. Estos factores ayudan a que las reservas del país difícilmente lleguen a los 1.700 millones de barriles, lo que alcanzaría hasta el año 2023.
     
    En los últimos tres años se han perdido unos 500 millones de barriles de crudo de las reservas nacionales, reveló el presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet), Julio César Vera, al advertir que la exploración y la sísmica se mantienen en niveles bajos. “En la medida en que la producción va cayendo, así mismo lo hacen las reservas”, dijo.
     
    El principal potencial del país para hacer fracking se encuentra en el cinturón del Magdalena Medio, es decir, Santander, Cesar y el norte de Boyacá. “Eso permitiría pasar de reservas de 1.600 millones de barriles a unas superiores a los 7.000 millones”, dijo Vera. Este potencial en un escenario bajo podría producir 5.000 millones de barriles de crudo y en uno alto llegar a los 8.000 barriles, dice Acipet. También habría un potencial de gas de 60 terapiés. Actualmente el país tiene unas reservas inferiores a las siete teras.
     
    La Corporación Defensora del Agua, Territorio y Ecosistemas (Cordatec) ha insistido en que esta forma de búsqueda de hidrocarburos en el territorio es perjudicial para el medio ambiente.
     
    “Nosotros no estamos preparados para el fracking. No hemos hecho las investigaciones científicas y profundas para estar seguros y acá debe imperar el principio de precaución”, dijo Óscar Vanegas, de Cordatec y catedrático de la Universidad Industrial de Santander. “El fracking sí nos va a impactar”, dijo el analista.
     
    La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) reconoció que hasta el momento sólo se ha registrado una solicitud de la multinacional ExxonMobil para hacer este tipo de trabajo en Puerto Wilches. “Tenemos una solicitud que hizo ExxonMobil para el Valle Medio del Magdalena y todavía no nos hemos pronunciado”, dijo un vocero de la entidad estatal.
     
    Juan Carlos Rodríguez, director ejecutivo de Acipet, señaló que “nosotros tenemos toda la capacidad para desarrollar ese tipo de proyectos, porque en Colombia la estimulación hidráulica viene desde hace muchos años atrás”. Insistió en que hay impactos que se pueden presentar pero todos son controlables con la tecnología actual.
     
    Julio César Vera insistió en que “es posible desarrollar el sector de hidrocarburos y explotar los potenciales que el país tiene con las mejores prácticas disponibles en materia técnica, social y ambiental”.
     
    Acipet anunció acciones legales para defender los derechos ante acciones populares que frenarían trabajos de búsqueda de petróleo en Cumaral (Meta). “Ver un escenario de posible pérdida de una autosuficiencia petrolera de 40 años, es muy preocupante”, dijo Vera.
     
    ELESPECTADOR.COM
  • ¡Adiós al boom petrolero!

    Estancamiento económico, caída en el empleo y reducción en la inversión social son solo algunos de los problemas que aquejan a las regiones petroleras por cuenta de la caída en los precios del crudo. Oscuro panorama.
     
    La crisis que afronta la industria petrolera como consecuencia de los bajos precios del crudo les está pasando cuenta de cobro no solo a las empresas vinculadas directamente con este negocio; también a las regiones, cuya economía depende en un alto porcentaje de dicha actividad. 
     
    La incertidumbre y preocupación se han convertido en el “pan de cada día” de los contratistas de las firmas petroleras, los proveedores de bienes y servicios, las comunidades de las zonas de influencia petrolera e, incluso, de las mismas entidades departamentales y municipales.
     
    Precisamente, estas últimas enfrentan una reducción en el monto de las regalías como consecuencia de las modificaciones en el Sistema General de Regalías (SGR). Para 2015-2016, el monto aprobado fue de $18,2 billones. Sin embargo, dada la coyuntura, la Comisión Rectora del SGR aprobó un aplazamiento del 30%; es decir, $5 billones. 
     
    Cada región petrolera enfrenta su propia crisis. Un estudio de la Cámara de Comercio de Neiva indica que Ecopetrol puso en marcha un recorte de 28% en su plan de inversiones para 2015 en el Huila (unos US$6.000 millones) y el retiro paulatino de los trabajadores más antiguos. Entre tanto, Pacific Rubiales ha despedido cerca de 7.000 contratistas.
     
    En esta región del país, la capacidad operativa de las empresas se ha reducido entre 20% y 30%, según un sondeo efectuado por la mencionada entidad. Así mismo, ha disminuido el valor de los contratos en 30%.
     
    Otras actividades como hotelería, vivienda y transporte también han comenzado a sentir las consecuencias de la crisis. La devolución de apartamentos que habían sido adquiridos en arriendo es tema de todos los días, mientras la ocupación hotelera se redujo entre 30% y 40% en los dos primeros meses del año.
     
    En el transporte, las cosas no son diferentes. Antes de la crisis, las petroleras pagaban por una carga de crudo entre Neiva y Puerto Asís (Putumayo), entre $2,4 millones y $2,5 millones. Hoy en el mismo trayecto, el propietario de un carro-tanque recibe $800.000. 
     
    Economía en picada
     
    Pero si en Neiva llueve, en Barrancabermeja no escampa. La presidente de la Cámara de Comercio de Barrancabermeja, Pilar Contreras, indica que al cierre de 2014 las empresas de servicios petroleros registraron una caída de 23% y la constitución de unidades productivas se redujo 3,2%. Cuatro renglones son los más afectados: metalmecánico, construcción, transporte y eléctricos.
     
    Cálculos hechos por la Cámara apuntan a que en 2015 el desempleo en esta ciudad se situará por encima de 22%. 
     
    La directiva explica que la economía de Barrancabermeja mueve alrededor de $4 billones al año y 30% de este monto lo aportan las empresas que operan alrededor de la industria del petróleo, las cuales están vinculadas a un clúster compuesto por más de 480 firmas. Lo preocupante es que 15 de las más grandes ya han solicitado procesos de reorganización empresarial ante la Superintendencia de Sociedades.
     
    “La economía está estancada y a la crisis por los precios del crudo hay que sumarle que no se define nada de la modernización de la refinería. Esto ha motivado la terminación de contratos con Ecopetrol y con otras petroleras, al tiempo que los procesos licitatorios se han reducido significativamente. Empresas que tenían 30 o 40 empleados hoy operan con un promedio de 10”, asegura.
     
    Esta preocupación la comparte el presidente de la Cámara de Comercio de Bucaramanga, Juan Camilo Beltrán, quien considera que la modernización de la refinería es clave y estratégica para la región. En este momento el proyecto es objeto de análisis de la junta directiva de Ecopetrol.
     
    Beltrán también destaca otro tema que ha tenido incidencia directa en el empleo del departamento y es el recorte presupuestal para el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), por parte de la compañía estatal.
     
    Datos de la petrolera indican que el presupuesto total del Instituto pasó de $243.400 millones en 2014 a $140.140 millones en 2015, 42% menos. Específicamente el monto destinado a inversiones del ICP pasó de $136.600 millones en 2014 a $87.940 millones en el actual periodo.
     
    Como consecuencia de esos recortes se tomó la decisión de terminar dos contratos que pretendían realizar pruebas de investigación y que significan la pérdida de alrededor de 400 puestos de trabajo en Santander. 
     
    En la zona oriental del país, la Cámara de Comercio de Villavicencio, que tiene bajo su jurisdicción al Meta, Vichada, Guainía, Vaupés y al municipio de Paratebueno y que terminó 2014 con cerca de 40.000 matriculados. Allí las preocupaciones no son diferentes.
     
    El presidente de la entidad, Carlos Alberto López, señala que la capacidad de producción de las empresas relacionadas con los servicios petroleros se ha reducido, impactando a municipios como San Martín, Acacías, Puerto Gaitán, Castilla La Nueva y Guamal. Además, algunas petroleras están contratando empresas de otras regiones del país, golpeando la proveeduría local. Otro de los temas de gran impacto es el cierre de la inversión social, porque se han reducido sus presupuestos. La época de vacas flacas llegó. Ahora, las regiones tendrán que demostrar que estaban preparadas para enfrentarlas.
     
    ***
     
    Menos regalías
     
    El precio del petróleo no es la única preocupación. Como era de esperarse, los recursos que por regalías por asignaciones directas reciben los departamentos petroleros también se están viendo seriamente afectados, poniendo en riesgo el desarrollo de proyectos trascendentales para las regiones en materia de ciencia, tecnología, educación, recreación y deporte. Solo en el Huila, se estima que la reducción bordeará el 50%. Mientras entre 2013 y 2014, la región percibió $86.182 millones (es decir cerca de $43.000 millones anuales), en 2015 recibirá $22.897 millones. En 2011, este departamento del sur del país alcanzó a recibir regalías petroleras por más de $218.000 millones. En el Meta también se siente el impacto. Carlos Alberto López, presidente de la Cámara de Villavicencio, señala que solo en el Meta la Gobernación alcanzó a recibir más de $1 billón por año. Para 2015 se tenían presupuestados $250.000 millones, pero la cifra fue reducida a $187.000 millones. Según el Departamento Nacional de Planeación, el monto aprobado para distribución de regalías alcanza los $18,2 billones para la vigencia 2015- 2016, pero el gobierno acaba de congelar recursos por $5 billones.
     
    Dinero.com
  • ¡YACIMIENTOS GIGANTESCOS! Empresas de Brasil piden acuerdo para explotar petróleo en la boca del Amazonas

    La patronal que reúne a las empresas petroleras en Brasil defendió este sábado un acuerdo que permita la explotación de los gigantescos yacimientos proyectados frente a la desembocadura del río Amazonas ante la posibilidad de que los órganos ambientales nieguen la respectiva licencia.
    El Instituto Brasileño de Petróleo y Gas (IBP), patronal del sector, manifestó su posición en un comunicado que divulgó un día después de que se filtraran documentos en que técnicos del Instituto Brasileño de Medio Ambiente (Ibama) le recomiendan a la dirección del órgano denegar la licencia debido al riesgo ambiental de explotar una región tan sensible.
     
    El ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, admitió haber entrado en contacto con el presidente del Ibama, Rodrigo Agostinho, para pedirle una «solución» que permita la expedición de la licencia ambiental pese a las objeciones de los técnicos del órgano.
     
    El IBP aseguró en su comunicado que defiende el desarrollo de la exploración y la producción en áreas con gran potencial pero que aún no han sido exploradas, como el Margen Ecuatorial, como es conocida la cuenca marina del océano Atlántico ubicada frente a la desembocadura del Amazonas.
     
    El Instituto «apoya el movimiento y las recientes declaraciones del ministro de defender la actividad exploratoria y buscar una solución para la concesión de licencia para la perforación en la desembocadura del Amazonas con el objetivo de comprobar la presencia de petróleo y si es viable la explotación económica en la región».
     
    La petrolera brasileña Petrobras tan sólo depende de la licencia ambiental para comenzar a realizar prospecciones en el Margen Ecuatorial, una región en aguas profundas del Atlántico en la que Guyana y Surinam ya descubrieron reservas con hasta 13.000 millones de barriles de crudo.
     
    Las autoridades ambientales siguen con dudas
     
    La concesión de la licencia ambiental enfrenta resistencias entre las autoridades ambientales, ya que su explotación amenaza un delicado sistema de arrecifes de coral en el Atlántico.
     
    Según un parecer que el director de Licenciamiento Ambiental del Ibama, Regis Fontana Pinto, le envió el pasado jueves a la dirección del órgano, y al que EFE tuvo acceso, aún hay dudas sobre el Plan de Protección de Fauna presentado por Petrobras y sobre los efectos que la actividad petrolífera puede tener en las cuenca sedimentar de la desembocadura del Amazonas que impiden la concesión de la licencia.
     
    El organismo técnico, sin embargo, reconoce que la presidencia del Ibama tiene autonomía para conceder la licencia y condicionarla a que Petrobras atienda las exigencias de los técnicos.
     
    «La decisión de abrir o no una nueva frontera de explotación de petróleo depende de una evaluación político-estratégica que tiene que ser tratada en un área diferente a la del licenciamiento ambiental, ya que el Ibama es tan solo un órgano ejecutor de las políticas establecidas por las partes responsables por las políticas ambientales y energéticas del país», admite Fontana Pinto.
     
    La patronal de los petroleros destacó en su nota los elevados niveles de seguridad y los rigurosos criterios de identificación de riesgos ambientales y mitigación con que operan las empresas del país, que producen 3,5 millones de barriles de crudo por día.
     
    Destacó igualmente que el sector responde por cerca del 15 % del PIB de Brasil y que prevé generar hasta 445.000 empleos anuales en la próxima década, en la que recibirá inversiones por 180.000 millones de dólares.
     
    «El descubrimiento de nuevas fronteras exploratorias es necesario para la reposición de las reservas que están declinando y atraerá aún más inversión al país», agrega la patronal.
     
    NAM – EFE
     
    Por Edgar Bolivar para Noticia al Minuto
     
     
  • ¿Alfa y Harbour Energy mejorarán la oferta de compra?

    El precio de la acción ha presentado oscilaciones entre 5 % y 8 %. A pesar de que estos incrementos ‘bruscos’ obedecen a movimientos especulativos que iniciaron al cierre de la jornada anterior en la Bolsa de Colombia, un nuevo rumor presiona al alza el título de la petrolera.
     
    De acuerdo con O’Hara, principal grupo inversor de oposición, una cantidad considerable de accionistas de Pacific Rubiales Energy Corp. se establecieron para rechazar el acuerdo de compra.
     
    El grupo venezolano O'Hara señaló, en un comunicado, que el 60 por ciento de los votos de los accionistas emitidos por poderes estaban en contra del acuerdo.
     
    La revelación se produjo después de que la compañía petrolera informara que la votación se retrasaría hasta finales de julio.
     
    La junta de accionistas se pospuso y la nueva fecha es el 28 de julio. El jueves dos de julio fue la fecha límite para la presentación de votos de la oposición por poder.
     
    Los compradores propuestos, Alfa y Harbour, solicitaron más tiempo para convencer a los accionistas a favor del acuerdo de US$1.700 millones.
     
    “El retraso de la votación final de los accionistas se traducirá en mayores pérdidas de recursos de Pacífic Rubiales debido a la búsqueda de una transacción fatalmente defectuosa y retrasarán el cambio tan necesario”, expresó el grupo inversor venezolano.
     
    O'Hara, que posee casi el 20 por ciento de las acciones, comentó que la oferta de 6,50 dólares canadienses por acción es “insuficiente”.
     
    Dos firmas de inversionistas de asesoramiento, Glass, Lewis & Co. y Institutional Shareholder Services, recomendaron votar en contra del acuerdo.
     
    Pacífic Rubiales y Harbour no han emitido comentarios sobre la declaración O'Hara, mientras que Alfa declinó pronunciarse al respecto.
     
    ‘APLAZAMIENTO FUE PARA MEJORAR LA PROPUESTA’
     
    Según conocedores del mercado, Alfa y Harbour Energy estarían pensando en ampliar la oferta de compra del acuerdo: el pago por acción pasaría de 6,50 a 7,50 dólares canadienses.
     
    La razón principal de este aumento es que ambas compañías esperan que los accionistas que no estarían de acuerdo con el acuerdo, cambiaran de parecer.
     
    ¿Tienen los recursos? Si. Algunos analistas consultados por Portafolio.co indicaron que este incremento podría hacerse efectivo.
     
    Aproximadamente 250 millones de acciones estarían ‘en juego’. El aumento de un dólar en la operación significaría 250 millones de dólares canadienses, es decir 200 millones de dólares estadounidenses.
     
    El grupo mexicano Alfa, por medio de su fabricante de autopartes Nemak, colocó una oferta pública inicial de 682 millones de dólares. El día del debut en la Bolsa de México (primero de julio) las acciones cerraron estables.
     
    Nemak, donde también participa la automotriz estadounidense Ford, colocó casi un 20 por ciento de su capital social en el mercado.
     
    El director de finanzas de Alfa, Ramón Leal, dijo recientemente que la compañía podría usar parte de los recursos de la oferta de Nemak para financiar la compra de la petrolera canadiense Pacific Rubiales.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ¿Caerá el petróleo a 20 dólares por barril?

    Cada vez son peores los pronósticos sobre el precio del petróleo. Después de bajar de los 30 dólares el barril, algunos expertos creen que caerá más profundamente.
     
    Desde hace varios meses, los analistas de los grandes bancos de inversión se dedican a pronosticar cuánto más caerán los precios del petróleo en el mercado internacional. Los vaticinios de Goldman Sachs hacen temblar a muchos, y aunque algunos los ven muy catastróficos, otros piensan que han sido muy certeros. En septiembre del año pasado ese banco advirtió que el precio del crudo podría llegar a 20 dólares. La información causó gran impacto en ese momento, pues el petróleo rondaba los 50 dólares. 
     
    Este año Morgan Stanley respaldó la proyección de 20 dólares, tras considerar el impacto que tendría la desaceleración china, la devaluación del yuan y el fortalecimiento del dólar. Pero no ha sido el único banco que ha revisado a la baja sus pronósticos. También lo han hecho Citigroup, Bank of America, Merril Lynch y el Royal Bank of Scotland. Este último cree que el petróleo podría llegar a l6 dólares y no es el vaticinio más pesimista. El Standard Chartered le pone un piso de 10. 
     
    La razón del aumento del pesimismo es que en los últimos meses se han sumado factores que agregan incertidumbre. El mundo está inundado de petróleo y la producción rebasa en casi 3 millones de barriles la demanda mundial de 90 millones diarios. Esto resulta como consecuencia de la puja de los miembros de la Organización de Países Productores de Petróleo (Opep), entre ellos Arabia Saudita, que no quieren perder cuota de mercado frente a Estados Unidos, que se convirtió en uno de los grandes jugadores del sector. El país árabe se niega a buscar consensos que le pongan un piso a las cotizaciones para obligar a Washington a recortar su producción, que llegó a niveles récord de 9,3 millones de barriles diarios, y la semana pasada comenzó a exportar.
     
    Otro factor perturbador es la llegada al mercado de Irán, el eterno rival de Arabia Saudita, tras el levantamiento de las sanciones económicas impuestas por el tema de su programa nuclear. Eso significará la entrada al mercado de por lo menos 700.000 barriles diarios.
     
    A esta puja por la hegemonía petrolera se sumaron en las últimas semanas las noticias sobre la desaceleración de China. Este año su PIB registraría una variación de 6,7 por ciento, lo que llevaría a una menor demanda de petróleo. Estas malas noticias impactaron los precios. En los primeros 15 días del año las cotizaciones se descolgaron más del 15 por ciento y rompieron la barrera de los 30 dólares. El barril de WTI bajó el viernes a 30,74, mientras que el Brent europeo, de referencia para Colombia, cayó a 29,97 dólares. La incertidumbre cundió en los mercados porque el petróleo lleva 18 meses sin recuperarse. A mediados de 2014 las cotizaciones del Brent llegaron a 115 dólares, un descenso de más del 70 por ciento en este periodo.
     
    Los productores están con los pelos de punta. México ha tenido que hacer fuertes recortes en su presupuesto, mientras que Venezuela está con el agua al cuello porque el 96 por ciento de sus ingresos dependen del crudo. Colombia está en una situación crítica porque este año dejará de recibir 23 billones de pesos de renta petrolera. En el caso de las multinacionales la situación no es menos dramática. British Petroleum anunció un recorte de 4.000 puestos de trabajo. 
     
    Por fortuna, no falta la visión del vaso medio lleno. Hay quienes dicen que cuando los precios toquen fondo las petroleras no resistirán y frenarán la producción. Esto disminuiría la oferta y conduciría a un alza en el precio. Pero no se sabe cuándo pasará.
     
     
    Fuente: Semana.com
  • ¿Cómo amenaza el precio del petróleo a la economía colombiana?

    Que el petróleo vuelva a caer de precio o alzas en tasas de la FED mayores a las esperadas, principales temores.
     
    Si bien el derrumbe de los precios del petróleo llevó a que el país dependiera menos del oro negro (pasó de representar 53% de las exportaciones totales en 2014 a 33% en 2016), la posibilidad de que su valor vuelva a caer sigue siendo la peor amenaza para la economía colombiana.
     
    Aunque entidades como la Agencia de Energía de Estados Unidos pronostican que los precios promedio estarían este año en US$53 por barril de Brent y en US$52 para el WTI, hay factores que podrían provocar una nueva baja como, por ejemplo, una mayor producción global, empujada por una recuperación de los productores no convencionales de Estados Unidos.
     
    Igualmente, en ese país está la segunda mayor preocupación para la economía nacional y es la posibilidad de que la Reserva Federal (FED) suba sus tasas de interés más rápido de lo previsto o en una mayor proporción a la esperada. Se estima que este año habría tres incrementos originados en la inflación provocada por las políticas prometidas por Trump (reducir impuestos e invertir en infraestructura). Además, si llega a desatar una guerra comercial con China, los importados se encarecerían demasiado, aumentando el costo de vida y llevando a la FED a subir más sus tasas.
     
    Peligros globales 
     
    Los analistas de Goldman Sachs son optimistas con respecto al desempeño de la economía global en 2017, pues consideran que las condiciones financieras mejoraron en muchos mercados al cierre del año pasado, lo que da pie a un mayor crecimiento. No obstante, en un informe publicado por Business Insider, advierten que su positivismo se puede ver opacado por tres amenazas particulares:
     
    1. El proteccionismo comercial. Está asociado con el ascenso de Donald Trump como nuevo presidente de Estados Unidos. Se sabe que busca fomentar la producción local a costa de la internacional.
     
    2. La política europea. Aunque la economía del Viejo Continente ha venido mejorando, aún tiene graves problemas en los mercados laborales. Esto puede traer complicaciones, si se tiene en cuenta que se esperan ocho elecciones este año, en las cuales es probable que ganen los candidatos populistas.
     
    3. China. Este país registra un rápido crecimiento de su deuda total y como porcentaje del PIB, lo que podría espantar los flujos de capital que van a Asia y a todos los emergentes.
     
    ¿Cuál será la principal amenaza para la economía colombiana en 2017?
     
    1. Que se vuelva a debilitar el precio del petróleo.
     
    2. Un incremento acelerado de las tasas de interés en Estados Unidos (que suban más de 75 p.b. en el año).
     
    3. Que Trump cumpla sus promesas de campaña en materia de comercio exterior.
     
    4. Que no arranquen las obras de 4G.
     
    5. Una crisis financiera en China. 
     
    6. Que suba el desempleo y se afecte el consumo. 
     
    7. Que no repunte la inversión en Colombia. 
     
    8. Inestabilidad financiera en la Zona Euro.
     
    9. Que se paralice el crédito.
     
    10. Que no suban las exportaciones. 
     
    11. Que empeore la situación de Venezuela. 
     
    Dinero.com
  • ¿Cómo atraer más inversión petrolera?

    Los próximos días serán cruciales para definir el rumbo del sector petrolero de Colombia, que afronta una compleja situación por los atentados a su infraestructura, la disminución en la producción y la protesta de algunas comunidades en varias regiones productoras. 
     
    El próximo 23 de julio se sabrá cuáles empresas nacionales o extranjeras están dispuestas a realizar millonarias inversiones para encontrar más crudo, un recurso que se está agotando y que alcanza para menos de siete años.
     
    Las compañías interesadas destaparán sus cartas en la ‘Ronda Colombia 2014’, un plan de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en el que se subastarán 95 bloques o áreas, ubicadas en las costas Atlántica y Pacífica, los Llanos Orientales y el departamento del Putumayo, entre otros. 
     
    El gobierno espera el ingreso o fortalecimiento de grandes jugadores dispuestos a desembolsar 2.600 millones de dólares para explorar nuevos pozos. Pero solo ese día se sabrá qué tan alto es el interés de las multinacionales y si están dispuestas a meterse de lleno a buscar crudo en otras fronteras que no han sido suficientemente explotadas, como los yacimientos costa afuera (off shore) y los no convencionales, hidrocarburos que por estar a una mayor profundidad son más difíciles y costosos de extraer. 
     
    Hasta el momento cerca de 40 empresas presentaron documentación para participar en la subasta de esos bloques. Entre ellas están las estadounidenses Shell, Exxon, Crevron y Anadarko; las canadienses Talisman, Canacol y Meta Petroleum (subordinada de Pacific Rubiales); la española Repsol, la noruega Statoil, la brasileña Petrobras, la francesa Total, y Ecopetrol, entre otras.

     


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

    Además, si bien en Colombia no se han hecho grandes descubrimientos de hidrocarburos en las últimas dos décadas, hay un gran potencial para ser explotado. La Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) señala que en no convencionales se podría multiplicar por seis las reservas, en off shore por tres y en campos maduros se podrían duplicar sus recursos. Las reservas del país llegan hoy a los 2.447 millones de barriles.
     
    Sin embargo, el panorama para esta industria  se ha oscurecido en los últimos meses por una seguidilla de hechos que podrían tener un impacto en la Ronda Colombia. Es el caso de los atentados a la infraestructura petrolera. Un informe de la comisionista Acciones y Valores señala que en lo corrido del año se han registrado 64 ataques – Caño Limón estuvo paralizado más de dos meses–.
     
    Por estos atentados la producción está en retroceso. Luego de que el país superó la barrera del millón de barriles diarios el año pasado, en los últimos meses bajó a 964.000. Ecopetrol, que responde por el 65 por ciento de la producción, es la más afectada, lo que se ha traducido en una fuerte caída en el precio de su acción.
     
    En lo que va corrido del año el valor del título de la compañía ha descendido en cerca de 15 por ciento –el jueves pasado llegó a 3.160 pesos, el nivel más bajo de los últimos cuatro años–. Otros hechos que han incidido en ese comportamiento negativo son las bajas expectativas frente a los próximos resultados financieros de la compañía y los crecientes rumores sobre el cambio de su presidente, Javier Gutiérrez.
     
    Pero la situación también se ha complicado por las demoras en el otorgamiento de las licencias ambientales y por las protestas de algunas comunidades que están en contra de actividades exploratorias en sus regiones.
     
    “Colombia tiene que superar los cuellos de botella que no le permiten aumentar sus niveles de producción. Pero estamos a tiempo para tomar las medidas que se necesitan y evitar perder competitividad frente a países como Argentina, Brasil o México que están haciendo grandes esfuerzos para buscar petróleo y atraer inversión”, dice el presidente de la ACP, Alejandro Martínez.
     
    El país no puede correr el riesgo de dejarse coger ventaja de estos problemas porque buena parte de sus ingresos dependen del sector petrolero. Para dimensionar el impacto del crudo en la economía basta decir que el 55 por ciento de las exportaciones totales son hidrocarburos, que al sector llega el 35 por ciento de toda la inversión extranjera que ingresa al país y que entre dividendos, regalías e impuestos, la Nación recibe anualmente cerca de 34 billones de pesos, una tercera parte de sus ingresos totales. 
     
    La preocupación por el tema llevó al ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, a convocar a todos los sectores involucrados para encontrarles salidas a estos cuellos de botella que frenan al sector.

    El rival azteca

     
    Pero la Ronda Colombia no solo debe enfrentar problemas internos sino también a un competidor de peso pesado. Se trata de México, país que por primera vez en 76 años abre sus puertas al capital privado, nacional y extranjero, y acaba con el monopolio de Pemex.
     
    La nacionalización del petróleo fue un motivo de orgullo para los mexicanos que la esgrimían como una bandera de su soberanía. En 1938 el  presidente Lázaro Cárdenas expulsó a 17 multinacionales y creó la estatal Pemex, que durante casi ocho décadas mantuvo el control de la exploración y explotación del crudo. Pero esa hegemonía se acabó cuando el actual presidente Enrique Peña Nieto, del Partido Revolucionario Institucional (PRI), presentó la reforma energética, catalogada por los analistas como la propuesta más revolucionaria del gobierno en 80 años. Actualmente el Congreso mexicano discute más de 20 leyes que le darán viabilidad a la reforma. 
     
    En los próximos meses el país azteca realizará la Ronda Uno en la que las empresas nacionales y extranjeras podrán ofertar por los campos en los que estén interesados. México, al igual que Colombia, está en la afanosa búsqueda de más petróleo ya que sus reservas de 10,5 millones de barriles solo alcanzan para seis años. La producción diaria, de 2,5 millones de barriles, más del doble de la colombiana, también ha estado en declive. En la última década cayó en 20 por ciento ante la pérdida de competitividad de Pemex. 
     
    Algunos analistas afirman que si las condiciones económicas y fiscales que otorga México en los nuevos contratos son más favorables podría desplazar buena parte de la inversión que Colombia tiene prevista. Pero otros, por el contrario, consideran que esta es una gran oportunidad para el país. Ecopetrol, por ejemplo, está a la espera de los bloques que ofertará el gobierno mexicano. Además, la petrolera colombiana lleva varios años explorando en la parte estadounidense del Golfo de México. A través de Ecopetrol América, su filial en Estados Unidos, participa en proyectos de aguas profundas – tiene más de 140 bloques– junto con varias multinacionales como BP y Statoil. 
     
    Pacific Rubiales, por su parte, anunció la creación de una filial en México (la sociedad Pacific Rubiales E &P México). Bajo este panorama, Colombia se alista para la nueva dinámica de su sector petrolero y espera que se despejen algunos nubarrones.
     
     
    Fuente: Semana.com
     
  • ¿Cómo duplicar reservas de crudo sin nuevos hallazgos?

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

    De acuerdo con el informe de 1.000 empresas presentado por la Superintendencia de Sociedades, el sector minero energético fue el que mayor impulso tuvo en sus ventas.
    De acuerdo con la entidad, los ingresos de las compañías del sector fueron por $ 245,5 billones, lo que significó un alza de 80,1 por ciento.
     
    Para 2022, las ganancias alcanzaron $61,9 billones, es decir, un alza de 118,6 % frente al dato presentado en 2021, cuando ganaron $ 28,3 billones.  Además las compañías de esta rama fueron las que más aportaron a las utilidades y fueron superiores a los $ 137,3 billones.
     
    Son las más grandes del país
     
    En el caso del listado, Ecopetrol volvió a liderar en la tabla de las 1.000 compañías más grandes y así mismo es la más grande del sector.
     
    Durante 2022, sus ingresos fueron de $144,82 billones, es decir un incremento de 70,7 por ciento frente a los del año directamente anterior. En el caso de las utilidades, estas llegaron a $33,4 billones duplicando de esta forma lo obtenido en el año 2021.
     
    En el segundo puesto se ubicó Reficar, la refinería de Cartagena dedicada a la fabricación de productos de la refinación del petróleo tuvo ingresos por 27,8 billones de pesos y ganancias de $ 2,1 billones.
     
    En el tercer puesto está la Organización Terpel, compañía que comercia al por mayor combustibles sólidos, líquidos y gaseosos, que ganó 23,6 billones de pesos, para un total de ganancias de 333.000 millones de pesos.
     
    En el  cuarto lugar está Carbones de Cerrejón, la firma dedicada a la extracción de carbón de piedra tuvo ingresos de 16,3 billones de pesos, para una ganancia de seis billones de pesos.
     
    El quinto lugar lo tuvo Drummond, compañía dedicada también a la extracción de carbón de piedra, quien reportó ingresos por 15,2 billones de pesos en 2022 y sus ganancias fueron de 2,1 billones de pesos.
     
    En el sector 
     
    Cerrejón y Drummond están en el  segundo y cuarto puesto de las minero energéticas más grandes. Carbones del Cerrejón y Cerrejón Zona Norte, cuyos ingresos sumados son de $ 23,57 billones y sus utilidades alcanzaron $ 6,87 billones.
     
    Las tasas anuales de crecimiento de ambos indicadores fueron considerables. Al sumar los ingresos y compararlos con 2021 se encuentra una variación de 175 por ciento. 
     
    En tercer lugar está Drummond, que opera en Cesar y Magdalena. Sus ventas fueron de $ 15,27 billones, que representa un alza de 79,7 por ciento frente al año anterior. Mientras que en el caso de sus ganancias estas escalaron 159,8 por ciento al llegar a $ 2,15 billones.
     
    En quinto lugar vuelve a aparecer una petrolera: Parex Resources. La compañía de exploración y explotación de crudo obtuvo unos ingresos por $ 5,49 billones, lo que representa casi una triplicación del resultado obtenido en el periodo anterior, con una variación de 288,73 por ciento.
     
    Por Laura Lesmes Díaz para ElTiempo.
  • ¿Cómo se moverá el precio del petróleo y otros commodities en 2017?

    El 2017 empieza con una recuperación sobre las expectativas de los precios del petróleo y otros commodities, un factor que ha perjudicado de gran forma sobretodo a los países emergentes exportadores de este tipo de productos. Estas son algunas de las proyecciones.
     
    e tiene un pronóstico del precio del petróleo de US$55 el barrile tiene un pronóstico del precio del petróleo de US$55 el barrilEn un reciente informe sobre el panorama de los mercados de los commodities, el Banco Mundial expuso que se prevén fuertes incrementos en el precio de los productos básicos industriales, como la energía y los metales, para 2017, debido a la escasez de oferta y el fortalecimiento de la demanda.
     
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    Por su parte, las estimaciones sobre los precios del petróleo también son mayores. Se tiene un pronóstico del precio del petróleo de US$55 el barril, lo cual implica un aumento del 29% con relación a 2016. Estos pronósticos sobre el petróleo, se dan basados en que los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) y otros productores cumplirán parcialmente con limitar la producción tras un largo período de producción absoluta.
     
    En el caso de los metales, se ha elevado el pronóstico de crecimiento de su precio en un 11% debido a la mayor escasez de oferta y a la fuerte demanda proveniente de China y las economías avanzadas.
     
    El precio de los metales preciosos disminuirá un 7%, al tiempo que se desacelerará la compra de reservas de valor.
     
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    De acuerdo con los precios de la agricultura, se espera que estos productos en su conjunto aumenten menos de un 1% en 2017. Según las previsiones, el precio de los aceites y las materias primas registrarán pequeños aumentos, en tanto que el de los cereales caerá casi un 3% debido a la mejora en las perspectivas de la oferta.
     
    “Los precios de la mayoría de los productos básicos parece haber alcanzado su punto más bajo el año pasado y tenderán a aumentar en 2017”, afirmó John Baffes, economista del Banco Mundial. “Sin embargo, los cambios de políticas podrían alterar este rumbo”.
     
    Las economías emergentes exportadoras de productos básicos se han visto de gran forma afectadas por la desaceleración de la inversión, que ha disminuido del 7,1% en 2010 al 1,6% en 2015.
     
     
    De acuerdo con el director del grupo de análisis de perspectivas de desarrollo, Ayhan Kose, La mayoría de estas economías cuenta con un espacio de políticas limitado para contrarrestar la desaceleración de la inversión y, por lo tanto, necesitan adoptar medidas destinadas a propiciar un entorno más adecuado para los negocios y promover la diversificación económica.
     
    El caso de Colombia
     
    Colombia es una de las economías que se ha visto afectada en gran parte por la caída del precio de los productos básicos, sobretodo el petróleo.
     
    Durante el ‘boom’ petrolero, las exportaciones colombianas superaban los US$50.000 millones de ventas anuales, no obstante, luego del 2014 y dada la caída de los precios commodities y otros aspectos macroeconómicos que han jalonado la desaceleración económica, las exportaciones se desplomaron en 2015 y 2016 (cayendo por debajo de los US$36.000 millones.  
     
    En el caso puntual de 2016, el Dane anunció que la caída de las exportaciones fue de -13% (al pasar de US$35.690,8 millones en 2015 a US$31.045 millones en 2016), siendo los combustibles y las manufacturas los principales obstáculos para el desempeño de las exportaciones del país el año anterior.
     
    Sin embargo, a final del año anterior se empezó a evidenciar un cambio de tendencia por una reactivación de las ventas externas durante el segundo semestre. De hecho, durante el mes de diciembre, solo el grupo de manufacturas presentó una caída de sus exportaciones; las ventas externas de productos agropecuarios, alimentos y bebidas presentaron un incremento de 50,6% y las exportaciones de combustibles registraron un aumento de 43%.
     
     
     
    Dinero.com
  • ¿Cuál sería el futuro de la industria petrolera colombiana?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    Fuente: Dinero.com 

  • ¿Derrumbará EEUU los precios del petróleo?

    En los últimos años, Estados Unidos —que alguna vez fue el mayor importador de petróleo del mundo— compraba cada vez menos hidrocarburos y se basaba cada vez más en sus propios recursos. El creciente volumen de exportaciones de petróleo estadounidense se ha convertido en un factor más que afecta los precios del petróleo en el mercado internacional.

    Estados Unidos en febrero aumentó considerablemente sus exportaciones de 'oro negro'. Ahora el país norteamericano exporta más petróleo que algunos miembros de la OPEP, como ArgeliaEcuador o Catar: 1,2 millones de barriles al día, escribe Financial Times, citando datos de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA).

    En diciembre de 2015 EEUU abolió la prohibición de las exportaciones de petróleo a todo el mundo, excepto a Canadá y México. Esta había estado vigente por más de 40 años, en un intento de preservar las reservas naturales propias y garantizar su seguridad energética.

    Producción de petróleo en EEUUProducción de petróleo en EEUU

    © EIA/FINANCIAL TIMES

    Producción de petróleo en EEUU

    Los principales contribuidores al incremento de la producción han sido las compañías extractoras del denominado petróleo de esquisto. Hoy día este tipo de producción representa la mayor parte de la industria petrolera de EEUU. Sin embargo, el actual aumento de los precios del petróleo sólo acelera su desarrollo.

    Cómo la OPEP ayudó al 'fracking'

    A finales de 2016, los países miembros de la OPEP y los principales productores de petróleo fuera del cártel acordaron reducir la producción con el fin de eliminar el exceso de oferta en el mercado. Desde entonces, los precios han subido de forma constante y no han caído por debajo de los 50 dólares por barril. Los analistas advirtieron entonces: con un precio de 55-60 dólares, la producción de petróleo de esquisto estadounidense aumentará considerablemente, desplazando a parte de los productores tradicionales.

    Eso es lo que está sucediendo ahora. EEUU se ha beneficiado del aumento en el precio de los hidrocarburos. Y es que la mayoría de sus proyectos para la extracción de petróleo de esquisto se vuelven rentables a un precio por encima de los 50 dólares por barril.

    "La intención de Trump de aumentar la producción petrolera amenaza el precio del crudo"

    "Cuanto más alto sea el precio, mayores serán los volúmenes y las áreas que podrán ser involucradas en la extracción", explica Nikolái Ivanov, profesor del Instituto de Energía y Finanzas.

    Hasta ahora solo Arabia Saudí podía reducir el volumen de la oferta para equilibrar los precios. Hoy día también EEUU. No por un acuerdo, no por una orden de Donald Trump, sino debido a las circunstancias en las que ha caído el mercado.

    Por lo tanto, a consideración de Ivanov, el futuro de los acuerdos de la OPEP se verá limitado —tanto en tiempo, como en volúmenes— por los niveles de rentabilidad promedio de los proyectos estadounidenses.

     

     

    Un mercado conservador

    Por supuesto, incluso los productores de petróleo de esquisto tienen una serie de limitaciones u obstáculos objetivos que les impiden inundar el mercado internacional.

    En primer lugar, no todas las refinerías están diseñadas para procesar el petróleo de esquisto. "Tecnológicamente, muchas fábricas se centran en ciertas variedades de hidrocarburos y su remodelación es un proceso bastante difícil", anota Nikolái Ivanov.

    Nuevo Orden Económico: ¿fin de la época del petrodólar?

    "Los estadounidenses a menudo consideran como petróleo lo que en Europa se conoce como condensado de gas u otro tipo de mezcla. Si alguien se dispone a comprar petróleo estadounidense, es probable que lo mezcle con petróleo pesado, es decir, no serán volúmenes significativos", añade Dmitri Adamídov, analista independiente de los mercador petroleros.

    Además, Adamídov no ve causa alguna para una caída brusca de los precios del petróleo. La cuestión no radica únicamente en que la tecnología del 'fracking' es costosa, sino también en el hecho de que los depósitos de petróleo de esquisto tienen una vida útil cinco veces más corta que los depósitos tradicionales. "Los precios subieron, el 'fracking' recibió una oportunidad y, por supuesto, incrementó su producción. Pero no por mucho tiempo", concluye Adamídov.

    ¿El último año de precios bajos?

    Los expertos coinciden en que aún es muy temprano para hacer predicciones sobre los futuros precios de los hidrocarburos. La extracción de esquisto es un caso especial debido a su novedad.

    Según Dmitri Adamídov, el precio del barril en 2017 podría tocar los 40 dólares, pero no por mucho. Con el tiempo el precio se estabilizará en los 70 dólares. Pero lo que sí no veremos en los próximos años será un precio de 100 dólares por barril.

    Conozca más: El sector de hidrocarburos, al detalle

    Nikolái Ivanov, por su parte, sugiere que el precio del barril oscilará entre los 40 y los 60 dólares. El factor del petróleo de esquisto, advierte, no puede descartase: a pesar de que toda la historia de esta industria cuenta con menos de 10 años, ya para este momento muestra unos niveles de eficiencia mayores que el promedio mundial. 

     

     

     

     

  • ¿El fin del cartel del petróleo?

    El aumento de la producción de crudo en Estados Unidos, menor crecimiento de la demanda de grandes consumidores como India y China, y las expectativas potenciales de producción en el medio oriente, influyeron en la disminución de precios del primer semestre frente a un año atrás. ¿Qué significa ello para el cartel de la OPEP?
     
    Estados Unidos se convirtió en el productor más grande del mundo con 9 millones de barriles diarios (mbd) gracias a avances tecnológicos sobrepasando a Arabia Saudita tradicionalmente el productor más grande.
     
    Al mismo tiempo, A finales del año pasado, Aramco, empresa nacional de Arabia Saudita productora de crudo que hasta el año pasado, era el primer productor de petróleo del mundo, “aumentó su capacidad potencial de producción pasando de 120 taladros en perforación a 420 lo que significó futuras proyecciones de incrementar la producción”, explica el exingeniero de perforación de Aramco, Fernando Guerrero. 
     
    Guerrero le contó a Dinero que esto fue en respuesta a una expansión en la producción de la compañía a finales de 2014 y comenta que “la expectativa del aumento de la capacidad potencial de producción de Arabia Saudita necesariamente afectó al mercado, porque ahora se sabe que Arabia Saudita puede producir mucho más de lo que está produciendo”.
     
    A su vez, Iraq volvió a establecer sus volúmenes de petróleo habituales produciendo entre 3 y 4 millones de barriles diarios (mbd) que había dejado de producir hace 3 años.
     
    Durante el último año, dos de los grandes países consumidores de petróleo, India y China, han reducido el crecimiento de su demanda debido a una disminución del crecimiento de su economía. 
     
    Por lo tanto, mayor producción y expectativa de producción y menor demanda explicarían la reducción desde casi US$110 hasta  más o menos US$60 en el precio del barril.
     
    El  incremento y la expectativa de mayor oferta, como también la disminución de la demanda han tenido consecuencias en los costos de la producción del petróleo pues las empresas productoras concentran esfuerzos en ser más eficientes, para sopesar la caída de las utilidades de las empresas de perforación y extracción.  
     
    Esto se refleja en las reducciones de tarifas para las actividades de perforación las cuales se redujeron un 19,6% según la Administración de Información de Energía de los Estados Unidos (EIA). Una débil demanda y una mayor competencia de la industria para mantener la cuota de mercado han sido responsables de la disminución en las actividades de perforación y en  los costos.
     
    De nada sirvió que en 2015 la demanda mundial alcanzara un nuevo máximo histórico de 93,8 millones de barriles diarios (mbd). El mercado de petróleo sigue estando sobre abastecido. 
     
    Un repunte en la demanda ha ayudado a los precios del petróleo a recuperarse de sus mínimos en el inicio del año, la abundante oferta que anteriormente era regulada por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) ha influido más. Los líderes de ésta organización fundada en Iraq, se reunieron hace 5 meses para discutir el control sobre la producción pero como se ha visto en los aumentos de oferta han decidido no hacer nada, lo que representa el fin del cartel del petróleo.  
     
    Un reciente acuerdo que permitiría el levantamiento de sanciones de la ONU a Irán, que incluían restricciones a las exportaciones de petróleo, aumentan aún más las expectativas de incrementar el flujo del crudo por lo menos en 1 millón de barriles diarios (mbd) a partir del próximo año.
     
    En conclusión, las fuerzas del mercado en 2015 han ganado protagonismo en detrimento del cartel. Por lo mismo, se  podrá mantener una presión a la baja sobre los precios. “Los costos de producción en el Medio Oriente no superan los US$10 por barril y en Colombia están entre US$10 y US$12, siendo aproximadamente US$ 40 el precio natural del petróleo”. Explica el exingeniero de Aramco. 
     
     
    Fuente: Dinero.com
  • ¿Empieza a mejorar el panorama para el precio del petróleo?

    El fuerte descenso en los precios del petróleo parece haberse agotado, de forma que aunque manteniendo una importante volatilidad en las cotizaciones, el crudo observa una tendencia hacia la estabilización y una posterior recuperación importante en sus precios.
     
    El lunes el petróleo avanzaba casi 6%. Los factores que más influyeron el rápido descenso de los precios, -como un desbalance entre oferta y demanda por una expansión de la oferta- empiezan a desvanecerse. En parte, esa sobreoferta inicialmente generó bajo interés de almacenamiento en algunas economías emergentes claves en la demanda de petróleo.
     
    Sin embargo, una porción importante del aumento en la oferta mundial de petróleo provino de fuentes no convencionales, las cuales tienen una alta rapidez de extracción y de agotamiento. Es así como después de alcanzar su mayor nivel de producción este tipo de oferta disminuye hasta un 21% en los siguientes 18-24 meses. 
     
    Para mantenerse, el número de campos en producción deben prontamente ampliarse, pero la caída en los precios observada desde mediados de 2014 lo que ha hecho es disminuir el número de nuevos pozos no convencionales entrando a producción. Es más, el número de pozos activos disminuyó un 50% desde octubre del año pasado en Estados Unidos.
     
    Por otro lado, comenzando el año, la demanda de gasolina aumentó cerca de 7,5% en Estados Unidos. A ese ritmo, la Agencia de Energía de los Estados Unidos estima que para el verano de 2015 el consumo habrá aumentado en cerca de 1 millón de barriles por día, lo que conjuntamente con un mayor aumento de la demanda con la recuperación de la economía europea, llegaría a implicar de nuevo una situación de desbalance, pero esta vez ocasionada por un aumento mayor de la demanda.
     
    Finalmente, la semana pasada, el Wall Street Journal reseñó uno de los mayores avances diarios en los precios del petróleo durante 2015, explicado porque en efecto quienes negocian futuros sobre el precio del petróleo empiezan a estimar que la producción en Estados Unidos está llegando a su máximo nivel y porque se conoció que la tasa de producción se redujo por primera vez en el año.
     
    Por su lado, la cadena CNBC resaltó las reflexiones de Goldman Sachs, uno de los bancos de inversión más reputados en el análisis de materias primas. Para la firma el precio del petróleo Brent podría llegar a unos US$70 el barril comenzando el segundo semestre del año, lo que supondría un aumento de casi 27% frente al cierre del primer trimestre.
     
    Efecto en la tasa de cambio de Colombia
    Uno de los probables efectos que traería consigo una estabilización y recuperación del precio del petróleo sería una estabilización y parcial recuperación de la tasa de cambio. Es decir, aunque no es un efecto simultáneo ni necesariamente proporcional, el comportamiento del petróleo sí ha sido una variable líder y un determinante en el desempeño de la tasa de cambio desde mediados del año pasado.
     
    En ese sentido, en las últimas semanas el detenimiento en la caída del precio del petróleo también ha sido un factor importante en la leve recuperación de la cotización del peso colombiano frente al dólar.
     
    Fuente: Dinero.com
  • ¿En qué fase se encuentra la crisis del petróleo?

    El acuerdo alcanzado entre Moscú y Arabia Saudita no es el fin de la historia en materia de precios del crudo. Aún quedan acuerdos y negociaciones diplomáticas que deberán realizarse de manera quirúrgica.El acuerdo alcanzado entre Moscú y Arabia Saudita no es el fin de la historia en materia de precios del crudo. Aún quedan acuerdos y negociaciones diplomáticas que deberán realizarse de manera quirúrgica.El ajuste de cuentas entre Arabia e Irán todavía se cierne sobre el mercado petrolero. Arabia Saudita y Rusia, los dos exportadores de petróleo más grandes del mundo, finalmente llegaron a un acuerdo para elevar el precio del petróleo, comprometiéndose con Qatar y Venezuela para limitar la producción futura a los niveles de enero. Pero el acuerdo de las petropotencias podría no llegar a ver la luz del día, ya que está condicionada a que otros grandes productores acepten límites similares.
     
    En lugar de recortar la producción por debajo de los niveles actuales, Riad y Moscú ofrecieron mantener la producción más o menos estable, ignorando –o quizás debido a– el hecho de que cada uno está extrayendo petróleo a niveles casi récord. Como el jefe de estrategia de mercados de commodities de BNP Paribas señaló acertadamente: “al congelar la producción en esos altos niveles, ambos están afianzando el excedente”, por lo menos hasta que la demanda se expanda con el tiempo.
     
    Irán podría derrumbar el acuerdo ya que busca recuperar la participación de mercado que le robó su rival del Golfo, Arabia Saudita. Los saudíes elevaron su producción hace varios años para facilitar la aplicación de sanciones más duras contra el programa nuclear ilegal de Teherán al compensar el recorte iraní.
     
    Debido a que Rusia es el mayor exportador de petróleo fuera de la OPEP, el acuerdo de cuatro vías del martes representa uno de los acuerdos más significativos OPEP/no-OPEP en años. Pero ese acuerdo aún enfrenta limitaciones significativas, incluyendo la poca profundidad de sus disposiciones y el reto de la aplicación, por no mencionar la influencia que Irán podría tener en su viabilidad.
     
    Planes de producción iraquíes e iraníes
     
    Probablemente el mayor desafío para el acuerdo del martes es su naturaleza condicional. Una declaración del Ministerio de Energía de Rusia dejó claro que el compromiso de los cuatro países para congelar la producción de petróleo en los niveles del mes pasado está condicionada a que otros productores se unan también. Y como el Commerzbank de Frankfurt advirtió, “si Irán e Irak no son parte del acuerdo, no vale mucho”.
     
    Puede esperarse que Arabia Saudita y Qatar sumen a otros grandes productores en el Consejo de Cooperación del Golfo, entre ellos los miembros de la OPEP Kuwait y Emiratos Árabes Unidos (que ya habían sugerido la posibilidad de adherirse al acuerdo), así como Omán, que previamente se ha comprometido a respaldar los esfuerzos para elevar el precio del petróleo.
     
    Sin embargo, como el ministro de Energía de los Emiratos advirtió el miércoles, la participación de su país depende de que todos los miembros de la OPEP se unan a Rusia. Irak e Irán no son sólo los mayores productores de la OPEP después de los saudíes, también representan a los miembros con planes más importantes para subir la producción en los meses y años venideros.
     
    Bagdad produjo un récord de 4.35 millones de barriles diarios (mmbd) en enero, pero los iraquíes tienen la esperanza de ampliar ese número a 6 millones a finales de la década. Irán, que produjo 2.7 mmbd en diciembre de 2015, antes de que se levantaran las sanciones, ha anunciado planes para bombear 5.7 mmbd en 2018. Luce improbable que se respeten los límites si esos dos productores se niegan a firmar.
     
    Los iraquíes han indicado una cierta flexibilidad en este sentido, al anunciar que están abiertos a congelar su producción y “listos para aceptar cualquier decisión” que contrarreste la caída de los precios del petróleo. El miércoles, el ministro de Petróleo de Irak reiteró que Irak apoya “cualquier decisión” que ayude a elevar los precios del petróleo y a equilibrar la oferta y la demanda, de acuerdo con un comunicado publicado en la página web de su ministerio.
     
    Pero los iraníes son algo completamente distinto. En reacción al acuerdo en Doha, el ministro de Petróleo iraní Bijan Zanganeh advirtió que “Irán no alterará su producción” en su búsqueda de recuperar su participación de mercado. El representante de su país ante la OPEP hizo hincapié en que Arabia Saudita, Rusia, Qatar y Venezuela aumentaron su producción en 4 mmbd cuando se impusieron a Irán las sanciones internacionales, argumentando que ahora “es su responsabilidad ayudar a restablecer el equilibrio en el mercado. No hay ninguna razón para que Irán lo haga”.
     
    Los ministros de petróleo de Qatar y Venezuela acudieron a Teherán el miércoles para reunirse durante varias horas con sus homólogos iraquíes e iraníes con la esperanza de alcanzar un acuerdo más amplio. Qatar ocupa la presidencia rotativa de la OPEP, y la vulnerable economía de Venezuela está en caída libre debido, entre otras cosas, a la prolongada y sostenida caída de los precios del petróleo.
     
    Pero sus súplicas se quedaron cortas. Los mercados subieron un poco después de la reunión, cuando Zanganeh halagó el acuerdo pero también se negó a ofrecer cualquier concesión concreta, en paralelo con enfoque rígido pero eficaz de su país en las negociaciones sobre la cuestión nuclear. De hecho, un funcionario de la OPEP en el Golfo llegó a la conclusión de que los comentarios vagos de Zanganeh en realidad “no son muy alentadores”.
     
    Hay un gran interés en todas las partes para llegar a un acuerdo, el que sea. Recientemente regresé de reuniones en cinco países del Golfo, y no puedo enfatizar la gran preocupación que encontré, incluso entre algunos de los estados más ricos del Consejo de Participación del Golfo, por la reciente caída del petróleo al rango de 25 a 35 dólares por barril. El temor entre muchos de estos productores se está convirtiendo en una amenaza existencial, haciendo que los tomadores de decisiones se pregunten cuán viable será su modelo económico en el largo plazo. Lo nuevo es que los productores de petróleo se están sintiendo realmente incómodos con su situación actual y buscan maneras de cambiar el entorno del mercado.
     
    ¿Qué hay de Siria?
     
    ¿El petróleo barato terminará ayudando o perjudicando la situación en Siria? El hecho de que Rusia y Arabia Saudita estén de acuerdo algo es sorpresivo dado que los dos países están en lados opuestos de ese conflicto. La intervención militar de Rusia fue un elemento vital para reforzar al régimen de Assad en Siria. Mientras tanto, los clientes rebeldes de Arabia Saudita en Siria están siendo devastados por los ataques aéreos rusos, recientemente en la ciudad de Alepo.
     
    Sería razonable preguntarse si un consenso entre Moscú y Riad sobre los volúmenes de producción petróleo podría presagiar una distensión más amplia entre las dos potencias. Sin embargo, a falta de mayor evidencia, parece más probable que el acuerdo en Doha represente un esfuerzo consciente por parte de Rusia y las monarquías del Golfo Árabe para evitar que la debacle en Siria de dañar a otras áreas de su relación.
     
    En los meses transcurridos desde la intervención de Rusia en Siria –y a pesar de estar en lados opuestos de ese conflicto– todos los altos funcionarios de Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Bahrein y Qatar han volado a Rusia para reunirse con Putin. En el caso de Kuwait, fue la primera visita del gobernante a Moscú en más una década o más.
     
    En apariencia, estas visitas han lucido sorprendentemente amistosas y, en la mayoría de los casos, incluso han dado lugar a nuevas promesas de cooperación en el comercio o la inversión. En los casos de Bahrein y Qatar, las reuniones también fueron marco de un intercambio de regalos lujosos, como un halcón, un semental de Turkmenistán, y un sable de acero de Damasco. Apenas el mes pasado, los EAU y Omán también recibieron en sus capitales al ministro de Relaciones Exteriores de Rusia, Sergei Lavrov.
     
    Por lo tanto, en vez de representar una especie de nueva alineación en Siria, parece más probable que Moscú y Riad estén llevando a cabo un acuerdo táctico limitado, donde sus intereses se alineen, es decir, tratan de impulsar el precio del petróleo.
     
    Incluso si Rusia y la OPEP pueden trabajar juntos, la ejecución del acuerdo es quizá su mayor desafío. Por ejemplo, Rusia violó el espíritu de al menos dos acuerdos previos para frenar la producción después de que los precios del petróleo cayeron en 2001 y en 2008. Qatar se ha comprometido a vigilar el cumplimiento, pero hay pocas razones para creer que tendrá éxito en esta ocasión.
     
    Las implicaciones más amplias
     
    Acechando al fondo de todo este escenario de petrodiplomacia se encuentra la producción de petróleo estadounidense, Rusia y Arabia no pueden mantener su participación de mercado y permitir que Irak e Irán recuperen las suyas sin mermar la de Estados Unidos. Y a pesar de que más de 60 compañías de petróleo y gas en EU se han declarado en quiebra y que se han duplicado las posibilidades de que los precios se mantengan bajos, la producción estadounidense sigue siendo obstinadamente elevada, con 9 mmbd. Es más, cualquier aumento en los precios del petróleo daría un empuje al ya de por sí vigoroso espíritu de fracking de Estados Unidos.
     
    Podría decirse que la OPEP es más débil que nunca, que intenta encontrar una estrategia común incluso mientras el mayor exportador exterior, Rusia, se dispone de llegar a un acuerdo con el cartel. Las petropotencias extranjeras continúan ansiosas por elevar el precio del petróleo a expensas de las democracias industrializadas, como Estados Unidos, donde el sector del transporte sigue dependiendo en más de 90% de los combustibles fósiles.
     
    Mientras tanto, estas autocracias dependientes del petróleo están preocupadas por su supervivencia a largo plazo. Y podrían comprender lentamente que cualquier petroacuerdo duradero entre los saudíes, Rusia e Irán tendrá que aceptar la realidad de que la nueva participación de Estados Unidos en el mercado mundial del petróleo podría no ser tan frágil como ellos esperaban.
     
    Fuente: Forbes (Mexico)
     
     
     
  • ¿Está la OPEP bloqueada en recortes de suministro con petróleo por debajo de $ 75?

    A medida que los precios del petróleo rondan los 75 dólares por barril Brent, es probable que la OPEP se haya visto atrapada por los recortes de suministro adicionales que asumió, principalmente Arabia Saudita, dijo un administrador de fondos de cobertura a Bloomberg el viernes.
    "Sería demasiado dañino para los precios eliminarlo en este momento, dada la fragilidad del sentimiento", dijo el administrador de fondos de cobertura de Black Gold Investors LLC.
    A principios de este mes, Arabia Saudita acordó voluntariamente reducir sus objetivos de producción en otro millón de barriles por día para el mes de julio, aunque podría extenderse. Los precios del petróleo reaccionaron con un salto, pero los efectos no fueron duraderos. Hoy, los precios del crudo son más bajos que antes del recorte anunciado, lo que coloca a la OPEP en una posición delicada.
     
    A medida que los precios del petróleo rondan los 75 dólares por barril Brent, es probable que la OPEP se haya visto atrapada por los recortes de suministro adicionales que asumió, principalmente Arabia Saudita, dijo un administrador de fondos de cobertura a Bloomberg el viernes.
     
    "Sería demasiado dañino para los precios eliminarlo en este momento, dada la fragilidad del sentimiento", dijo el administrador de fondos de cobertura de Black Gold Investors LLC.
    A principios de este mes, Arabia Saudita acordó voluntariamente reducir sus objetivos de producción en otro millón de barriles por día para el mes de julio, aunque podría extenderse. Los precios del petróleo reaccionaron con un salto, pero los efectos no fueron duraderos. Hoy, los precios del crudo son más bajos que antes del recorte anunciado, lo que coloca a la OPEP en una posición delicada.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
     
  • ¿Estamos en la guerra del petróleo?

    Es solamente cuestión de tiempo para que Estados Unidos reduzca su dependencia del petróleo extranjero a menos del 25 por ciento (frente al 61 por ciento en el 2006).

    La mayoría de la gente piensa que una verdadera guerra de petróleo se realiza con tanques M1A1 Abrams, barriendo fuego a través del desierto. Pero las guerras reales de la energía se libran en diferentes frentes. Una de ellas es la que ya tiene lugar dentro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep). Otra, no menos encarnizada, se lleva a cabo entre Arabia Saudí y Estados Unidos.

    Por una parte, el cártel petrolero se ha dividido por la mitad sobre las decisiones de oferta. Y eso ha creado una grieta estructural en la cubierta exterior de acero del cartel. Más que la caracterización de sus miembros en ‘halcones’ como Irán y Venezuela, por un lado, y ‘palomas’, por otro, liderados por Arabia Saudita, Kuwait y Emiratos Árabes Unidos, lo que observamos es la transición de un cártel a una asociación de compadres o simple club de productores.

    La producción de la Opep hoy es de 30,4 millones de barriles por día. Entre julio del 2014 y julio de 2015, los ingresos netos de la Opep de exportación de petróleo crudo superaron 1.400 millones de dólares. Para el mismo periodo, los menores precios del petróleo empujarán hacia abajo este valor de las exportaciones de crudo de la Opep a alrededor de 900 mil millones de dólares; una caída de alrededor de 500 mil millones de dólares.

    La Agencia Internacional de Energía (AIE) piensa que la Opep no reducirá la producción como parte de su predicción de guerra de precios con Occidente. Por lo tanto, dos cosas amenazan y están causando la crisis de la Opep: que a países como Arabia Saudí les resulte más benéfico actuar por fuera que por dentro del cartel y que su mayor competidor sea –ahora– su mejor aliado: Estados Unidos. El Ministro de Petróleo de Arabia no estaba bromeando cuando dijo que el auge de shale gas (gas de esquisto) es una grave amenaza para la economía saudí.

    Las empresas estadounidenses están extrayendo alrededor de 8,5 millones de barriles de petróleo por día y se prevé que aumentara a 9,5 millones de barriles el próximo año (según el último informe de Energy Outlook de la Energy Information Agency de Estados Unidos).

    Es solamente cuestión de tiempo para que Estados Unidos reduzca su dependencia del petróleo extranjero a menos del 25 por ciento (frente al 61 por ciento del 2006).

    En el sector de la energía, las importaciones netas ya solo representan alrededor del 10 por ciento del consumo total de energía de Estados Unidos (Como se puede observar en el gráfico).

    Por el lado de la demanda, la EIA pronostica que el consumo total declinó en el 2014 y que aumentará en menos del 1 por ciento en el 2015. Como era de esperar, esto pone una presión a la baja sobre los precios del WTI, que se cotiza actualmente en un promedio de 54,58 dólares por barril. A todo este fenómeno se refería, recientemente, el presidente de ExxonMobil cuando dijo que Estados Unidos estaba en un “momento de transformación en la historia de la energía”.

    Como siempre, hay inconvenientes que acompañan las buenas noticias. Cualquier caída sostenida de los precios dará lugar a una considerable desaceleración de la actividad por parte de los perforadores de shale gas en Estados Unidos.

    De hecho, los analistas del Banco Deutsch aseguran que si la Opep no logra reducir la producción (y continúa su guerra de precios contra Occidente), alrededor del 9 por ciento de la producción de petróleo de Estados Unidos se detendría por no económica. Si los precios caen por debajo de 30 dólares, esa cantidad se podría elevar a 40 por ciento. Como en cualquier duelo de Texas, bajo el sol del mediodía, todo se reducirá entre Estados Unidos y Arabia Saudí, en quién parpadee primero.

    Rodrigo Villamizar

    Profesor, University of San Diego y de IEB/Complutense/LSE de Madrid

    Fuente: Portafolio.co

     

  • ¿Están los precios del petróleo fijados para un repunte?

    Más de un millón de barriles diarios en recortes de producción adicionales de la OPEP+. Récord de importaciones de crudo desde China. Una perspectiva alcista para los viajes aéreos, por lo tanto, la demanda de combustible para aviones, este año. Sin embargo, nada parece ser capaz de mover los precios del petróleo mucho más allá de donde están estancados en este momento: entre $ 70 y $ 75 por barril.
    Los factores bajistas son claros y, de hecho, significativos: incertidumbre sobre el ritmo de la recuperación económica de China de la pandemia, a pesar de la tasa récord de importaciones de petróleo; y los temores de inflación y recesión que parecen haberse vuelto epidémicos entre los comerciantes de productos básicos.
    También hay un tercer factor bajista en juego, un factor nuevo que no existía en ciclos industriales anteriores. Esa es la transición energética y las docenas de pronósticos que dicen que el cambio a energía eólica, solar y EV acabará con la demanda de petróleo.
     
    El  último  de ese grupo de pronósticos provino del Regulador de Energía de Canadá, nada menos. El CER usó modelos informáticos para predecir la demanda de petróleo a largo plazo y descubrió que una transición exitosa a un estado neto cero del sistema energético global reduciría la demanda de petróleo en un 65% para 2050.
     
    Esa es una reducción bastante significativa, incluso si no es una "muerte" completa de la demanda. Mientras tanto, sin embargo, la Agencia Internacional de Energía dijo este mes que esperaba que el crecimiento de la demanda de petróleo alcanzara su punto máximo antes de 2030, nuevamente debido a la transición.
     
    “El cambio hacia una economía de energía limpia está acelerando, con un pico en la demanda mundial de petróleo a la vista antes del final de esta década a medida que avanzan los vehículos eléctricos, la eficiencia energética y otras tecnologías”, dijo el jefe de la AIE, Fatih  Birol . “Los productores de petróleo deben prestar mucha atención al ritmo creciente del cambio y calibrar sus decisiones de inversión para garantizar una transición ordenada”.
     
    Con tal grado de certeza proveniente de organizaciones como la IEA y el CER, muchos productores pensarían dos veces antes de sus planes de crecimiento. Y esto es lo que nos lleva al mayor riesgo de la situación actual con los precios del petróleo: un aumento en el futuro, como resultado de que el mercado entre en déficit.
     
    Este no es un escenario nuevo. De hecho, los analistas llevan tiempo advirtiendo al respecto. Según datos recientes de  Rystad Energy , ese déficit podría alcanzar los 2,4 millones de bpd durante la segunda mitad del año. La demanda, por su parte, crecerá en 1,7 millones de bpd. ¿Hacia dónde pueden ir razonablemente los precios del petróleo en tal contexto? Arriba.
     
    Y subirán tan pronto como los comerciantes descubran la brecha entre la oferta y la demanda, y recuerden el hecho de que la demanda de petróleo es bastante inelástica debido a la naturaleza fundamental de la materia prima. El petróleo se usa en casi todo, de una forma u otra. Esto significa que cualquiera que sea el precio, la demanda cambiará poco.
     
    Por ahora, los comerciantes parecen preocupados por el regreso de China a la normalidad, la recesión de Europa y la inflación de EE. UU., y parecen haber olvidado este último hecho. Pero al mismo tiempo, están viendo exportaciones de petróleo estables de Rusia a pesar de su promesa de reducir la producción en medio millón de barriles diarios,  mayores  exportaciones de petróleo de Irán y recortes de producción menores de lo previsto de la OPEP+.
    En otras palabras, hay mucha oferta en este momento, en lo que respecta a los comerciantes. Y no parece que la demanda se recupere con fuerza en ningún lugar en el corto plazo, al menos según los datos de movilidad.
     
    El tráfico vial mundial, informa Rystad, ha caído recientemente por debajo de los niveles de 2019 en las últimas semanas. Sin embargo, durante los tres meses anteriores a eso, estuvo por encima de esos niveles.
     
    Pero aquí hay un informe interesante de la AIE del año pasado. A mediados de junio de 2022, la AIE  pronosticó  que la oferta de crudo tendría que alcanzar la demanda este año.
     
    “El suministro mundial de petróleo puede tener dificultades para mantener el ritmo de la demanda el próximo año, ya que las sanciones más estrictas obligan a Rusia a cerrar más pozos y varios productores se enfrentan a limitaciones de capacidad”, dijo la AIE en su informe de mercado de junio de 2022.
     
    Todos vimos cómo resultó eso, y las exportaciones rusas se están convirtiendo en un misterio porque, señala nuevamente Rystad, Rusia de hecho ha reducido la producción en alrededor de 400,000 bpd. Esto es más bajo de lo prometido, pero no es poco. Sin embargo, las exportaciones siguen siendo más fuertes de lo que prácticamente todos esperaban.
     
    Esto, y el ritmo aparentemente insatisfactorio del crecimiento económico de China, son los dos factores que mantienen bajo control las preocupaciones sobre la oferta. Por ahora. Porque tarde o temprano, los recortes adicionales de la OPEP+ comenzarán a sentirse. Hay una razón simple para eso: la demanda no caerá en ningún grado proporcional a los cortes de suministro.
     
    Todo esto significa que los toros del petróleo aún podrían tener su día a finales de este año, especialmente a medida que el hemisferio norte se acerca al invierno y la demanda de calefacción aumenta la demanda de petróleo. La temporada de conducción en verano puede ser un buen indicador de las tendencias de la demanda de petróleo, pero la temporada de calefacción en invierno es mejor. Viajar en verano es una cuestión de preferencias y medios. Mantenerse abrigado en el invierno es una necesidad.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • ¿Habrá acuerdo entre países productores de petróleo este domingo?

    Las naciones decidirán si congelan su bombeo. Aunque delegados de la Opep  se muestran optimistas, declaraciones de Irán y Arabia generan dudas. Foto RosneftLas naciones decidirán si congelan su bombeo. Aunque delegados de la Opep se muestran optimistas, declaraciones de Irán y Arabia generan dudas. Foto RosneftEste sábado se conoció un borrador de acuerdo preparado para la reunión entre países de dentro y fuera de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) este domingo en Qatar, el cual prevé un congelamiento de la producción de crudo en los niveles de enero hasta octubre.
     
    El borrador lo dio a conocer este sábado la agencia de noticias rusa TASS citando al ministro de Energía azerí. El ministro, Natig Aliyev, describió el pacto como un acuerdo entre "caballeros".
     
    Sin embargo, las posiciones de Irán y Arabia Saudita generan escepticismo.
     
    El máximo funcionario del petróleo en Arabia Saudita, el vice príncipe heredero Mohammed bin Salman, dijo que Riad podría impulsar su producción de inmediato y casi duplicarla en el largo plazo, un comentario que podría poner en peligro la firma del acuerdo. 
     
    El segundo en la línea de sucesión del trono del mayor exportador de petróleo del mundo agregó en declaraciones a Bloomberg que solo reducirá su producción si los demás productores grandes, incluido Irán, hacen lo mismo. 
     
    Sus palabras parecieron poner en duda el acuerdo, si se tiene en cuenta que. Irán, integrante del cártel pero gran rival regional de Arabia Saudita, ya ha dicho que no secundará la medida, pues busca elevar su producción y su cuota de mercado hasta los niveles previos a las sanciones internacionales que sufrió. 
     
    Irán dijo que boicoteará la reunión, ya que no está de acuerdo con un plan para congelar los niveles de producción de crudo en los niveles de enero. 
     
    "Hemos dicho a algunos países de dentro y fuera de la Opep como Rusia que deberían aceptar la realidad del regreso de Irán al mercado petrolero. Si Irán congela su producción petrolera en el nivel de febrero, significaría que no podría beneficiarse del levantamiento de las sanciones", comentó el ministro del Petróleo, Bijan Namdar Zanganeh, citado por la agencia de noticias de su cartera, Shana. 
     
    Este sábado en la noche se conoció que el país no enviará ningún representante a la reunión.
     
    Teherán ha dicho que respalda esa medida pero que no la aplicará hasta que aumente su bombeo y participación en el mercado a los niveles que tenía antes de las sanciones internacionales en su contra. 
     
    Las sanciones impuestas para frenar su programa nuclear fueron levantadas en enero. Un aumento en la producción de crudo iraní socavará los esfuerzos para equilibrar el mercado en el 2016, mostró un sondeo de Reuters entre analistas esta semana. 
     
    La producción iraní ya ha superado los 3,5 millones de barriles por día (bpd) y las exportaciones alcanzarán los 2 millones de bpd el próximo mes, dijo el viceministro de petróleo del país citado por la agencia de noticias Irna el sábado. 
     
    Los productores enfrentan una época de precios bajos del crudo y un mercado sobreabastecido, pero se han resistido a una medida de recortar la producción para no perder participación en los mercados. 
     
    Pese a todo, delegados de la Opep dijeron que hay posibilidades de lograr un acuerdo si los participantes logran hallar un compromiso y evitan repetir lo ocurrido en el encuentro del cártel de diciembre, cuando Irán y Arabia Saudita se enfrentaron sobre la política de producción. 
     
    "Soy optimista", dijo el sábado el ministro en funciones del Petróleo de Kuwait, Anas Khalid al-Saleh, en referencia a las perspectivas de acuerdo. 
     
    Varias fuentes dijeron que hay respaldo entre los productores, incluido otro delegado de la Opep que indicó: "sigo creyendo que habrá un acuerdo". 
     
    Delegados dijeron que se están discutiendo varias aproximaciones y que se está hablando sobre la puesta en marcha de un comité que supervise el cumplimiento. 
     
    "Tenemos un acuerdo", dijo una importante fuente petrolera, en referencia a una propuesta respaldada por varios productores de una congelación del bombeo a los niveles de enero que duraría hasta octubre.
     
    Reuters -Portafolio.co
     
     
     
     
  • ¿Habrá futuro para el petróleo en Colombia?

    Los hidrocarburos en Colombia aportan 5% del PIB, 25% de la inversión extranjera y 40% de los ingresos por exportaciones. ¿Se mantendrá su importancia en el futuro?
     
    Fransisco Lloreda - Presidente de la Asociación Colombiana de PetróleosFransisco Lloreda - Presidente de la Asociación Colombiana de PetróleosLa caída de los precios de los hidrocarburos desde 2014 disminuyó los ingresos por exportaciones, desmejoró la cuenta corriente, deterioró los términos de intercambio, redujo los ingresos públicos y desaceleró el ingreso nacional en los países que los exportan. Debido a ello forzó un ajuste con implicaciones desfavorables para la actividad económica y la inflación.
     
    Los menores precios también comprimieron la rentabilidad del sector, por lo cual sus firmas recortaron 22% la inversión alrededor del mundo en 2015. La menor inversión en el sector disminuye la capacidad de crecimiento de las economías en el mediano plazo, porque frena la acumulación de capital. Además, obstaculiza su expansión en el corto plazo, porque reduce la demanda.
     
    El descenso de la rentabilidad también dificulta atraer capital extranjero. Por este motivo el año pasado el flujo de recursos externos a esta rama en Colombia (US$3.063 millones) se redujo 35,3%, con lo cual causó dos quintos de la caída de 26% en la inversión extranjera directa.
     
    Este descenso preocupa porque el país requiere ahorro externo para financiar su déficit en la cuenta corriente y su tasa de inversión. También necesita inversión extranjera para sostener la producción de hidrocarburos, cuyo estancamiento no aporta al crecimiento. La contribución del capital extranjero ayuda a prolongar la autosuficiencia petrolera, que solo durará 6,4 años.
     
    Para enfrentar los bajos precios, ampliar las reservas y la producción de los hidrocarburos, el Gobierno tomó algunas medidas: autorizó a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) a ajustar los contratos de exploración y explotación; extendió los beneficios de la tabla de regalías variables por volumen de extracción a los contratos de producción incremental que incorporen reservas, y estableció la posibilidad de pactar ampliaciones de los términos y extensiones de los plazos de exploración.
     
    Además, dispuso la oportunidad de trasladar inversiones de exploración no realizadas a otra área de interés de los contratistas. Permitió equiparar la duración de la exploración y la producción de los contratos costa afuera anteriores a 2014 con la estipulada en los de la Ronda Colombia. Por último, con el objeto de promover los contratos de evaluación técnica, introdujo la factibilidad de que las actividades adicionales al programa exploratorio sean acreditadas al cumplimiento de los compromisos de la primera fase del contrato de exploración y producción.
     
    Pero en opinión del sector privado aún faltan acciones audaces para mejorar la rentabilidad del sector. La primordial es brindar estabilidad jurídica y tributaria a los inversionistas, cuya confianza peligra con la revocatoria de la licencia ambiental para exploración del bloque Serranía, en La Macarena.
     
    Se requiere también agilizar las licencias ambientales. Como propuso el exministro Guillermo Perry, hay que coordinar a la ANH con las autoridades ambientales para que los inversionistas tengan certeza de dónde se puede o no explorar y extraer hidrocarburos.
     
    Otra necesidad expresada por el sector privado es mejorar la infraestructura de transporte y reducir sus costos.
     
    Se deben ordenar las consultas previas con las comunidades, con el fin de que no constituyan un obstáculo para la exploración y explotación de los hidrocarburos, ni un mecanismo de chantaje para reclamar obras y recursos que deben estar en cabeza del Estado,.
     
    Por último, hay que replantear la participación del Gobierno en el ingreso del sector (government take), que en Colombia es alta.
     
    Existen varias maneras de obtener ingresos públicos de la producción de hidrocarburos. Una de ellas es imponer un tributo con una tasa determinada sobre las utilidades. Con el supuesto de costos constantes, la magnitud del tributo depende del precio, que determina los ingresos y las utilidades de las compañías. Otra forma son las regalías. En este caso, los incrementos del precio disminuyen en términos relativos el importe de las regalías para las compañías, mientras que las disminuciones lo aumentan.
     
    También se pueden obtener recursos públicos por medio de la participación del Estado en la producción. En la práctica, el Gobierno obtiene ingresos mediante una combinación de estas modalidades.
     
    En la coyuntura actual, los bajos precios reducen los ingresos, las utilidades y la rentabilidad del sector e incrementan la carga de las participaciones fijas del Estado, como las regalías y los tributos que gravan los acervos. Estas participaciones fijas son más onerosas ahora, de modo que desalientan la inversión en el sector.
     
    Por estas razones, es urgente repensar el esquema de participación del Estado colombiano en los ingresos del sector. Este tema se debe incluir en las discusiones de la reforma tributaria. La tributación en Colombia está recargada en las firmas, que son gravadas con tasas elevadas para los estándares internacionales y con algunos tributos poco técnicos. Esta mezcla hace demasiado pesada su carga tributaria, desestimula la inversión y deteriora la competitividad de la economía.
     
    También contribuye a que la producción de hidrocarburos en el país sea costosa. Además, comprime la rentabilidad de la inversión en el sector en la coyuntura actual de bajos precios, justo cuando se requiere lo contrario para incrementar la exploración en el corto plazo y las reservas, la producción y los ingresos por exportaciones en el mediano plazo. Por tanto, la viabilidad de la industria petrolera en Colombia depende de manera crucial de la modificación del government take.
     
    Dinero.com
  • ¿Hasta cuándo habrá petróleo barato?

    Predecir el precio del petróleo es un ejercicio un poco fútil. Existen simplemente demasiadas variables en juego para hacer una estimación significativa.
     
    Lo que sí sabemos es que, a pesar de un reciente incremento, el precio del crudo se desplomó casi en un 50% en los últimos seis meses tras el declive más prolongado en 20 años.
     
    Y sabemos cuáles son las causas. El petróleo de esquisto de Estados Unidos y en menor medida la reanudación de las exportaciones libias aumentaron la oferta, mientras que las economías de China y Europa redujeron la demanda.
     
    Si agregamos a esto que un dólar fuerte encarece el crudo, afectando aún más la demanda, tenemos todos los ingredientes para un colapso de los precios.
     
    Pero lo que suceda de ahora en adelante es más difícil de desentrañar.
     
    El actual auge del esquisto en EE.UU. no da señales de disminuir y existen dudas sobre la fortaleza de la economía global. Estos factores son dos buenos motivos para creer que los bajos precios del crudo continuarán por algún tiempo.
     
    Las condiciones actuales son precisamente aquellas en las que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) solía intervenir reduciendo la producción para apuntalar los precios.
     
    Pero en esta ocasión la OPEP no actuó. En una decisión histórica, la organización dijo a fines del año pasado que no sólo no intervendría para reducir su actual producción de 30 millones de barriles al día, sino que no tenía intenciones de hacerlo ni siquiera si el precio caía a US$20 por barril.
     
    Y no se trató de palabras al viento. A pesar de una furiosa oposición por parte de Venezuela, Irán y Argelia, el "zar" de la OPEP, Arabia Saudita, simplemente se negó a rescatar a sus socios más vulnerables.
     
    Muchos miembros de OPEP necesitan un precio de US$100 o más por barril para mantener el equilibrio fiscal en sus economías.
     
    Arabia Saudita, en cambio, tiene reservas estimadas de crudo de US$900.000 millones y puede darse el lujo de esperar y observar las condiciones del mercado.
     
    Poco más del 30% del crudo mundial viene de los países de la OPEP. El porcentaje era de casi 50% en la década del 70, pero los productores de petróleo de esquisto de EE.UU. han inundado el mercado con una producción cercana a los cuatro millones de barriles diarios.
     
    En estas condiciones, "¿cómo puede esperarse que alguien deliberadamente reduzca la producción para apuntalar los precios?", argumentó recientemente la OPEP.
     
    Arabia Saudita tampoco está dispuesta a reducir su dominio en el mercado mientras sus competidores, especialmente los productores de esquisto en EE.UU., prosperan.
     
    Las implicaciones de la decisión de la OPEP de no intervenir van mucho más allá del impacto en los precios.
     
    "Hemos entrado a un nuevo capítulo en la historia de los mercados de crudo, que está comenzando a operar más como un mercado de commodities y no como un cartel", aseguró Stuart Elliott, especialista en temas energéticos de la consultora Platts.
     
    El cambio se ha hecho sentir en muchas partes de la industria y podría tener consecuencias importantes durante años.
     
    "Serios riesgos"
     
    Es probable que el precio del petróleo se mantenga por debajo de US$100 durante varios años, debido tanto a la negativa de la OPEP a intervenir como a reducción en la demanda por la ralentización de la economía global.
     
    El mercado de futuros indica que el precio podría recuperarse levemente y llegar a US$70 en 2019. Pero la mayoría de los expertos coincide en un precio probable de entre US$40 y US$80 en los próximos años. Intentar hacer una predicción más exacta es una pérdida de tiempo.
     
    Con estos precios, muchas explotaciones dejan de ser rentables. Las operaciones más afectadas son aquellas de reservas de acceso difícil y costoso, como los pozos de gran profundidad en el mar.
     
    La explotación de crudo en el Ártico, por ejemplo, no es rentable a menos de US$100 el barril, según Brendan Cronin, de la consultora Poyry Managing Consultants, por lo que los planes de perforaciones en zonas polares podrían ser postergados.
     
    La producción del Mar del Norte también corre riesgo. Nuevas perforaciones requieren un precio de al menos US$70 a US$89 para ser rentables.
     
    En una entrevista reciente con Platts, el jefe de Oil & Gas UK, la asociación que reúne varias empresas de explotación de gas y crudo, dijo que a un precio de US$50 el barril la producción del Mar del Norte podría caer un 20%. Esto afectará no sólo a las petroleras sino también a la economía escocesa.
     
    La exploración en sitios de reservas no confirmadas en el sur y oeste de África también se verá paralizada.
     
    ¿Y qué sucederá con las operaciones de fracking, la controvertida técnica utilizada para obtener gas y petróleo de esquisto?
     
    Los costos varían, pero según Scotiabank los productores de EE.UU. requieren un precio de cerca de US$60 para que sus explotaciones sean rentables.
     
    Las grandes empresas ya están sufriendo el impacto de la caída en los precios. Las acciones de BP, Total y Chevron cayeron un 15% en los últimos seis meses.
     
    Y hay cientos de compañías más pequeñas con un futuro incierto, incluso en EE.UU, donde las empresas de esquisto obtuvieron préstamos por US$160.000 millones en los últimos cinco años, esperando precios más altos que los existentes hoy en día.
     
    Las compañías de servicios en el sector petrolero también están sintiendo las consecuencias. El mes pasado, Schlumberger, la mayor empresa del mundo de servicios a yacimientos petroleros, anunció el despido de 9.000 trabajadores de un total de más 120.000 en unos ochenta países.
     
    El sector de renovables también se ha visto afectado. En Medio Oriente y partes de América del Sur y América Central, el petróleo compite directamente con energías renovables para la generación de electricidad. Si el crudo es barato, habrá menos inversion especialmente en paneles solares.
     
    La caída en el precio del petróleo ha llevado a una reducción en el precio del gas, un competidor directo del sector de renovables que podrían requerir nuevos subsidios.
     
    La disminución en el precio del crudo y el gas hace mella en uno de los principales argumentos para invertir en renovables: que el precio de los combustibles fosiles seguirá en aumento.
     
    El impacto ya es palpable. Las acciones de Vestas, la principal productora de turbinas eólicas, cayeron un 15% en los últimos seis meses. Y las acciones del gigante chino de producción de paneles solares JA Solar se desplomaron un 20%.
     
    Los bajos precios del petróleo también son un dolor de cabeza para los fabricantes de autos eléctricos. En Estados Unidos, la venta de automóviles híbridos está cayendo mientras que se ha disparado la de vehículos todoterreno.
     
    "Impacto profundo"
     
    Los efectos dominó de una caída sostenida en los precios del petróleo son extensos y profundos.
     
    Pero mientras que la decisión de Arabia Saudita de no intervenir puede ser histórica, los mecanismos autoregulatorios del mercado siguen intactos: si los precios bajan la producción cae, si la demanda baja los precios suben.
     
    Como una consecuencia directa de la caída en los precios la exploración y producción disminuirán y aunque sea un proceso que lleve años, eventualmente esta reducción en la oferta hará que los precios suban.
     
    Después de todo, a pesar de la entrada de cientos de pequeñas empresas al mercado, las grandes compañías que pueden controlar la oferta aún son muy pocas como para hablar de un mercado libre.
     
    Pero soplan verdaderos vientos de cambio. Existe un consenso creciente de que los combustibles fósiles deben permanecer en la tierra y no ser explotados si el mundo espera cumplir sus metas en torno al cambio climático y evitar niveles peligrosos de calentamiento global.
     
    Es solo cuestión de tiempo hasta que se introduzca precios del carbono, sancionando económicamente a las empresas que más contaminen. Y estas medidas tendrán un impacto profundo en el mercado global de petróleo.
     
    Por otra parte, por primera vez el crudo enfrenta a un verdadero competidor en el sector de transporte, que representa más de la mitad del consumo global de petróleo.
     
    Los autos eléctricos son por ahora un sector reducido, pero a medida que avance la tecnología y haya baterías más eficaces y duraderas, estos vehículos serán mucho más comunes, lo que reducirá significativamente la demanda de crudo.
     
    El mercado de petróleo está sufriendo grandes transformaciones, pero se avecinan cambios aún más profundos.
     
    Fuente: Dinero.com
  • ¿La OPEP repetirá la historia?

    Es inevitable que la reunión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) de este viernes traiga a la mente los recuerdos del anterior encuentro en noviembre de 2014: Si bien los precios del crudo venían cayendo desde finales de agosto del año pasado, la inacción de este organismo al mantener su producción inalterada en medio de la coyuntura de los excesos de oferta, provocado por el fracking estadounidense, llevó a los precios del petróleo de US$80 a US$60 en menos de dos meses.
     
    Puede que en esta oportunidad sea diferente. Varios ministros de energía y de petróleo de los países miembros de la Opep han manifestado que lo más probable, y lo mejor para su grupo, sería mantener la producción inalterada. De manera que aún si esta organización toma la misma decisión que en noviembre de 2014, este resultado no debería impactar de la misma forma porque es lo que espera el mercado. 
     
    La gobernadora de Kuwait, Nawal Al-Fuzaia, durante su primer comentario público sobre la reunión, donde indicó que “la Organización de Países Exportadores de Petróleo mantendría su actual política de producción en la reunión que sostendrán en junio”.
     
    Y aunque varias naciones de este selecto grupo cuentan con el musculo financiero suficiente para soportar bajonazos en la cotización del crudo aún mayores que podría implicar otro round en la guerra de precios entre Arabia Saudita y Estados Unidos, existen declaraciones de algunos funcionarios que defienden al petróleo esquisto.
     
    De acuerdo con la agencia de noticias EFE el ministro emiratí de Energía, Suhail al Mazrouei comentó este miércoles en Viena: "Nosotros no estamos pensando, ni imaginando ni soñando que los productores de petróleo de esquisto no vayan a estar más ahí. Queremos que estén, y son un factor de equilibrio muy bueno para el mercado”.
     
    Por su parte y con un cierto tono de resignación el secretario general del cártel, Abdallah el Badri, afirmó que "el petróleo de esquisto es un fenómeno que va a seguir con nosotros, con el que hay que convivir y encontrar un equilibrio". 
     
    El problema es que hay más de un motivo para pensar que Arabia Saudita, principal productor de la OPEP y miembro más influyente, no estaría muy contento con el estado actual del sector. Sobre todo porque la guerra de precios que le declaró al fracking estadounidense no está dando frutos, y podría tomar medidas aún más agudas para ganar el pleito. Y estaría dispuesto a hacerlo por su propia cuenta al bajar el precio al que vende su material o al incrementar su producción. 
     
    “No hay certeza sobre las medidas que podría tomar la OPEP al ver que el fracking estadounidense sigue en pie. Aunque los inventarios de petróleo han comenzado a bajar en las últimas semanas, la producción dentro de la potencia norteamericana sigue casi igual. Además, el reciente repunte de la cotización del crudo por encima de los US$60 le da más margen de maniobra a la industria de hidrocarburos de este país”, explicó Juan David Ballén, analistas de Casa de Bolsa.
     
    El precio del petróleo ha venido registrando retrocesos en los últimos días a pesar de que el sondeo realizado por el portal de noticias Bloomberg indique que la mayoría de los analistas e inversionistas de varias partes del mundo esperan que la Opep mantenga su producción inalterada. Lo cual podría ser señal de que existe todavía incertidumbre en torno a la reunión de este viernes. Lo que a su vez ha llevado a la tasa de cambio colombiana a tener tendencia al alza y de acercarse una vez más a los $2.600.
     
    Por: Camilo Vega Barbosa
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • ¿La OPEP+ sorprenderá al mercado con otro recorte de producción?

    A los vendedores en corto de petróleo se les ha emitido una advertencia: cuidado con más "toques". El ministro de energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman, emitió la amenaza a principios de esta semana en su último ataque a los vendedores en corto de petróleo.
    Podría decirse que el ministro de energía de Arabia Saudita está tomando las riendas de la OPEP, que podría decidir recortar la producción de petróleo crudo nuevamente, elevando los precios en lo que seguramente sería un resultado doloroso para muchos especuladores y vendedores en corto.
    “Les sigo avisando (refiriéndose a los especuladores petroleros) que van a tocar, lo hicieron en abril, no tengo que mostrar mis cartas. No soy un jugador de póquer… pero les diría que tengan cuidado”, advirtió el Príncipe.
     
    Las posiciones cortas de petróleo son considerables, con 184 millones de barriles al 16 de mayo. Este es un aumento del 140 % con respecto al número de posiciones cortas en juego apenas un mes antes.
     
    Que empiecen los juegos
     
    El resultado de una amenaza tan audaz no está claro. Por un lado, las promesas de recortes en la producción seguramente traerán alcistas, lo que hemos visto en los últimos días a medida que suben los futuros del Brent. Pero también significa que el mercado está comenzando a valorar la posibilidad de otro recorte de producción cuando la OPEP se reúna la próxima semana. Esto podría desinflar algunos de los aumentos de precios inducidos por el valor de shock si la OPEP realmente redujera la producción, lo que significa que esos vendedores en corto podrían no estar afectando tanto como le gustaría al ministro de energía de Arabia Saudita.
     
    Ahora todo está en juego para la OPEP. La OPEP se ha convertido una vez más en la fuerza del mercado que tiene la capacidad de reducir o aumentar su producción, haciendo subir o bajar los precios, ya no obstaculizada por la industria del esquisto estadounidense que solía contrarrestar los movimientos de la OPEP ojo por ojo. Pero las amenazas vacías si la OPEP decide no recortar la producción podrían disminuir el poder del organismo para al menos subir o bajar los precios de la mandíbula, una herramienta que el grupo solía tener lista.
    Si la OPEP decide no recortar, los precios deberían hundirse al menos temporalmente, dando una victoria a los cortos. La próxima semana, el vencedor será revelado.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
     
  • ¿Las consultas contra minería y petróleo amenazan la economía?

    La consulta popular del pasado fin de semana en Cumaral, Meta, o la que se realizó el 26 de marzo en el municipio de Cajamarca, Tolima, donde la ciudadanía rechazó el desarrollo de proyectos minero-energéticos, prendió las alarmas en el país por el alcance que se le está dando a este mecanismo de participación, contemplado en la Constitución Política.
     
    Pero más allá de los resultados obtenidos en las más de quince consultas realizadas desde el año pasado para defender el medioambiente en varios municipios del país, la mayor preocupación de la industria y del Gobierno Nacional son las más de 20 iniciativas similares que se podrían dar en el transcurso del año para frenar la exploración y explotación del subsuelo.
     
    Uno de los primeros en prender las alarmas frente al tema fue la Asociación Colombiana de Minería, que en marzo pasado, tras la decisión de Cajamarca, aseguró que si no se regulan las consultas de las comunidades, no solo se van a afectar los proyectos mineros, sino también los de vías, los de petróleo, los rellenos sanitarios e incluso los energéticos.
     
    Esta semana, tras la decisión de Cumaral, el sector de hidrocarburos, a través de la Asociación Colombiana de Petróleo, mostró su descontento por el aumento de este mecanismo de participación, más que todo por el alcance que están logrando para frenar de tajo los proyectos de exploración y explotación, que podrían llegar a tener un efecto sobre la economía.
     
    A la polémica se sumó esta semana el Consejo de Estado, con un fallo de la Sección Cuarta, donde la magistrada Stella Jeannette Carvajal estudió una tutela de la empresa Masarovar Energy, parte interesada en la explotación de hidrocarburos en Cumaral, donde pedía que se suspendiera la consulta popular en ese municipio por no cumplir con algunos requisitos.
     
    Pero el alto tribunal falló en contra y dejó dos aspectos fundamentales sobre la discusión: el primero, que el resultado de las votaciones que se convocan por el pueblo son definitivos y de obligatorio cumplimiento; y, segundo, que esta decisión democrática de la gente solo podrá tener efectos a futuro.
     
    El expresidente de la Corte Constitucional Alfredo Beltrán,explicó que tal como lo definió la corporación, la decisión que toma la ciudadanía en una consulta popular es vinculante y obligatoria, y las autoridades municipales están obligadas a tomar las medidas que requieren para hacer efectiva la decisión del pueblo, tal como lo expresa el Consejo de Estado.
     
    “La decisión de la corte fue con relación a la consulta en Cajamarca, pero como donde existen las mismas razones de hecho, se deben dar las mismas soluciones en derecho, eso es lo que explica que se hayan hecho más solicitudes en otros municipios de Colombia. Ahora hay que cumplir la decisión que se adopte popularmente, sino para qué se permitió hacer la consulta”, señaló Beltrán.
     
     
    Esto también pone en duda lo que ha venido reiterando el Gobierno Nacional, en cabeza del Ministerio de Minas y Energía, acerca de que este tipo de consultas solo representan una decisión política y que, aunque se manifiesta la voluntad popular de los habitantes de una zona determinada, no tienen capacidad para cambiar la ley.
     
    Ahora bien, la duda de la consulta popular queda en la segunda decisión del alto tribunal, donde se abre la posibilidad de que los proyectos que actualmente se desarrollan puedan continuar: “La decisión que adopte el pueblo no puede detener, frenar, ni limitar los proyectos y actividades de hidrocarburos que actualmente se estén desarrollando en el municipio de Cumaral”, dice la sentencia.
     
     
    Los problemas
     
    Mientras la Corte Constitucional revisa la sentencia del Consejo de Estado para definir en efecto qué pasa tras el mecanismo de participación, vale la pena entrar a mirar por qué el país está viviendo un aumento en el número de iniciativas de consultas populares y qué tan cierto es que estas puedan llegar a frenar el empleo, la inversión y el desarrollo del país.
     
    Para la investigadora principal y coordinadora de la línea ambiental en Dejusticia, Diana Rodríguez, el principal problema está en la creciente concentración de la toma de decisiones en materia de minería y grandes proyectos de manera centralizada desde Bogotá, sin contar con la participación de las entidades territoriales o los ciudadanos.
     
    “Los municipios entendieron que había un mecanismo institucional que no requería el uso de la violencia ni la protesta, ni la tomas de carreteras, para participar de las decisiones que los afectan y los benefician en su territorio. Infortunadamente el Gobierno lo que ha hecho es centralizar cada vez más la toma de decisiones en este campo de la minería, sin tomar en cuenta a los ciudadanos”, afirma Rodríguez.
     
     
    A esto se suma que los diferentes municipios del país están haciendo una apuesta a unos modelos distintos de desarrollo, demostrando que la minería no es tan buena como se ha querido hacer ver y que quieren diversificar los modelos de desarrollo, teniendo en cuenta aspectos como la agricultura para nuevos proyectos en sus comunidades.
    “Los municipios mineros de este país, con excepción de algunos municipios antioqueños, tienen un Índice de Necesidades Básicas Insatisfechas peor que la media nacional, eso significa que hay mayor pobreza, por lo que la minería no es la panacea. Los ciudadanos están viendo que los proyectos no se está traduciendo en mejores condiciones de necesidades básicas”, explicó la experta de Dejusticia.
     
    Para el presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), Francisco Lloreda, las consultas populares no son el problema de fondo, que finalmente se explica en tres aspectos fundamentales: las regalías, las inquietudes de carácter ambiental y el aprovechamiento de las mismas para fines políticos en vísperas de las elecciones de 2018.
    Recuerde: Támesis, primer municipio de Antioquia que dijo no a la minería
     
    Según Lloreda, en los departamentos y municipios productores existe un profundo malestar porque sienten que en los últimos años se les ha despojado de unos recursos que para ellos eran importantes y eran la compensación de la presencia de la actividad petrolera, que se dio a partir del actual Sistema General de Regalías, que pasó de asignarles el 80 % a menos del 20 %.
     
    “Existe entonces un profundo malestar que desde el gremio entendemos, no solo porque se le fue la mano a este proyecto sino que se hizo en un tiempo excesivamente corto, aprovechando el boom petrolero de la época y a sabiendas que en algunas regiones se las estaban robando”, aseguró Francisco Lloreda sobre el primer punto.
     
    Frente al tema ambiental, el directivo explicó que en muchos municipios los ciudadanos han votado influenciados con argumentos falsos sobre las afectaciones de la industria petrolera, estigmatizando el sector y generando un ambiente enrarecido ante lo que realmente pueden llegar a aportar estos proyectos de exploración y explotación de petróleo.
     
    “Me parece que por el bien de la industria y el país se va a necesitar una pedagogía audaz que les explique a los colombianos que no deben escoger entre agua y petróleo, porque esta industria no solo puede convivir con el agua sino que ha sido una de sus principales defensora. La industria petrolera gasta el 1,6 % del recurso hídrico en Colombia”, señaló Lloreda.
     
    Las soluciones
     
    Desde la Asociación Colombiana de Minería y la Asociación Colombiana de Petróleo, las consultas populares, además de generar inseguridad jurídica, podrían generar grandes afectaciones al empleo, la inversión y el desarrollo del país, pues entre ambos sectores aportan cerca del 11 % de participación en el Producto Interno Bruto (PIB).
     
    El sector minero genera 175 mil empleos directos y aporta 2 % del PIB, el 8 % de la renta extractiva y el 20 % de las regalías; mientras que el sector de hidrocarburos participa con casi el 9 % del PIB, aporta el 23 % de todos los impuestos que se pagan al gobierno, dividendos de 
    Ecopetrol, además de los derechos contractuales suscritos con la Agencia Nacional de Hidrocarburos y las regalías.
     
    “Los recursos que la industria petrolera no le aporten al país los terminamos pagando todos los colombianos en impuestos, prueba de ellos las dos reformas tributarias (2014 y 2016), por eso sostengo que el mejor negocio desde el punto de vista tributario, para el bolsillo de los colombianos, es que a la industria petrolera le vaya bien”, señaló Lloreda.
     
     
    Por eso, para que este tipo de proyectos no se frenen y para que las consultas populares no resulten siendo la piedra en el zapato, desde diferentes sectores se han venido haciendo una serie de recomendaciones para que el Gobierno Nacional, como principal actor, acabe con la incertidumbre jurídica que existe actualmente en el país.
    Desde Dejusticia se proponen dos aspectos fundamentales: en primera instancia, la Agencia Nacional de Minería o la Agencia Nacional de Hidrocarburos deben decir cuáles son esas áreas estratégicas ricas en minerales y petróleo donde se deberían ofertar títulos, contrastarla con las zonas donde está prohibida la minería y luego concertar con las autoridades municipales, para que estos puedan opinar.
     
    “Mediante audiencias los municipios pueden contarle al gobierno por qué si o por qué no es importante hacer o no minería. Ahí harían la concertación y luego saldrían a ofertar los títulos, teniendo en cuenta dos factores esenciales: las zonas donde se puede o no se puede hacer minería y luego, ofertar los títulos aplicando el principio de mejor postor”, dijo Rodríguez.
     
    La especialista de Dejusticia hizo énfasis en este segundo punto, ya que en muchas ocasiones el Gobierno Nacional entrega los títulos mineros al primero que llega con una oferta. “Con esto garantizamos seguridad jurídica para los inversionistas, porque ya salen a ofertar cuando se concilió, y automáticamente las consultas populares o cualquier otro mecanismo tienen que acabar”, resaltó.
     
    Francisco Lloreda afirma que la industria petrolera está seriamente amenazada, porque si se llevan a cabo las 22 consultas que están en camino y se llega a prohibir la exploración de petróleo y gas, “se terminaría afectando alrededor de 100 mil barriles de crudo a la producción actual y se estaría cerrando las puertas a una actividad exploratoria que Colombia necesita con urgencia, ante las reservas probadas de cinco y dos años, respectivamente”.
    Por eso, le solicitaron al Gobierno, “de manera respetuosa, pero enfática”, que adelante un diálogo del más alto nivel con las altas cortes y el Congreso de la República para definir de manera clara cuáles son las competencias de la Nación, los departamentos y los municipios en materia minero-energética.
     
    “Qué le corresponde a cada uno, es fundamental porque hoy en día hay distintas interpretaciones que están contribuyendo a la incertidumbre jurídica que existe”, dijo Lloreda.
     
    Un segundo aspecto es que se adelante un diálogo con los gobernadores y alcaldes de municipios productores, para que estos sean escuchados y se adopte una agenda y unos compromisos que permitan a estas regiones volver a contar con unos recursos que compensen la presencia de la actividad petrolera, “aunque no se trata de volver al régimen de regalías anterior”, dijo.
     
    Y finalmente, definir el alcance de las consultas populares. “Las consultas son instrumentos que están en la Constitución, el problema no es el instrumento sino que debemos definir para qué se utilizan y en qué momento”, señaló el líder gremial.
     
    La directora del programa de Economía y Finanzas de la Universidad de La Sabana, Ana María Olaya, aseguró que “con el nivel de corrupción en el Gobierno, no sabemos en realidad qué es lo más adecuado, pues ya no confiamos en las decisiones de nuestros dirigentes, ya que el despilfarro y robo es de alta magnitud. Cuando no hay transparencia y la información es asimétrica, no funcionan las consultas, pero tampoco podemos confiar en quienes manejan nuestros recursos”.
     
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  • ¿Las consultas populares están usurpando el subsuelo de la Nación?

    Francisco Lloreda califica las consultas populares como una grave amenaza para el sector minero.
     
    Doctor Lloreda, explíquenos a los colombianos, en palabras muy simples, si es cierto que nos vamos a quedar sin petróleo y sin gas en cinco años en Colombia.
     
    Si no hacemos algo extraordinario, nos vamos a quedar sin petróleo y sin gas. Hay que impulsar la actividad exploratoria con audacia, para lo cual es fundamental que se supere la incertidumbre jurídica que existe, y que las empresas puedan operar en territorio, porque se ha vuelto muy difícil hacerlo.
     
    Las consultas populares no han aumentado la incertidumbre jurídica sobre muchas oportunidades de exploración y explotación minero-energética?
     
    Las consultas populares son una de las amenazas de la industria, porque a través de ellas han encontrado la forma de poner en jaque al sector. Está amenazada la producción o parte de la producción actual, y también los programas exploratorios que el país tenía previstos.
     
    Pero hasta ahora las comunidades han ganado todas las consultas populares que se han hecho. ¡Y vienen varias más en chorrera!...
     
    Las consultas tienen detrás una serie de factores. El primero: sí existen algunos ambientalistas que parten de una premisa y es que no debe existir industria extractiva en Colombia. Respetable, pero no lo comparto. El segundo: hay quienes están aprovechando la circunstancia para apalancarse o reencaucharse políticamente. Y el tercero: hay quienes tienen un propósito claro y es la estatización de la industria petrolera en Colombia, es decir, que las empresas multinacionales y la inversión extranjera en este sector se vayan. Y terminan aprovechándose del desconocimiento de la gente sobre la actividad petrolera, indicándoles que deben escoger entre petróleo o agua. Cuando ese es un falso dilema.
     
    ¿Es realmente un falso dilema? Si yo vivo en un municipio bonito, lleno de árboles y rodeado de montañas, lo peor que puedo imaginar es que llegue una industria extractora de cielo abierto o subterránea que lo vuelva un desierto...
     
    Es que no lo va a convertir en un desierto ni tampoco va a acabar con las fuentes hídricas. Esa es una mentira. Le doy unos datos: los principales usuarios del recurso hídrico en Colombia son la agricultura y la ganadería, que consumen el 57 por ciento del recurso. Les siguen las hidroeléctricas, con el 15 por ciento; el consumo humano, con el 9 por ciento, y la industria petrolera, con el 1,6 por ciento de utilización del recurso hídrico. Es decir, la industria no solo es de las que menos recurso hídrico consume, sino que también es de las pocas actividades económicas que tienen por obligación adelantar inversiones en lo ambiental, y sin perjuicio de no ser una industria infalible, pues en términos generales procuran trabajar bajo unos estándares internacionales.
     
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    Pero infortunadamente la gente sí cree que tiene que escoger entre petróleo y agua…
     
    Y si a uno le ponen a escoger, pues es evidente que uno no escoge el petróleo. Pero repito, ese es un dilema que parte de una premisa que es mentirosa, que es engañosa, y que lo que termina es aprovechándose del desconocimiento de la gente.
     
    La consulta popular de Cajamarca es un tema emblemático. A la gente la convencieron de ese dilema: mina de oro o contaminación y destrucción. Y la mayoría dijo no a la mina de oro. Pero un mes después, la realidad indica que se fueron los inversionistas, no hay empleo ni perspectivas de desarrollo. En cambio, llega la minería ilegal. Esas son consecuencias de no explotar racional y legalmente el suelo y el subsuelo de donde uno vive...
     
    La mayoría de los colombianos no tiene claro lo que significaría para el país sacar a patadas al sector minero-energético, y en particular a la industria petrolera. Y aunque esta industria representa alrededor del 6 o 7 por ciento del PIB, durante más de una década ha sido la actividad económica que más ingreso le proporciona al Estado colombiano. En el 2013, los aportes de esta industria terminaron siendo equivalentes al 23 por ciento de todos los impuestos que se pagan a la Nación, sin perjuicio de regalías y sin contar los dividendos de Ecopetrol. 
     
    Entonces, ¿qué pasa si sacamos a la industria petrolera a patadas? 
     
    Que es lo que algunos se han propuesto... Eso se termina traduciendo en menos recursos de inversión, en una balanza comercial difícil de volver a equilibrar y, necesariamente, en más impuestos para todos los colombianos. Lo que esta industria no paga en impuestos lo terminamos pagando los colombianos de nuestro bolsillo. 
     
    Pues ya lo estamos haciendo…
     
    Sí. Prueba de ello son las dos últimas reformas tributarias, mediante las cuales el Gobierno buscó compensar la caída en la renta petrolera. Entonces, el dilema no es entre agua y petróleo, el dilema es si nosotros queremos más desarrollo o más pobreza; si queremos más impuestos o menos impuestos. Es decir, es una definición que toca directamente con la calidad de vida de los colombianos.
     
    Pero hay una cosa que no entiendo. Desde la ley 620 del 69, bajo el gobierno de Carlos Lleras Restrepo, el subsuelo es propiedad de la Nación. ¿Cómo pueden los habitantes de un municipio decidir si se explota un subsuelo que le pertenece a todo el país?
     
    Así es. Los recursos del subsuelo son de todos los colombianos y las formaciones geológicas no coinciden con divisiones político-administrativas de los municipios o los departamentos. Por eso, hay bloques petroleros que abarcan varios municipios o dos departamentos. Entonces debemos entender que un municipio –por más que sea copropietario del subsuelo, porque el dueño del subsuelo es el Estado colombiano– no debe poder de manera autónoma y excluyente decir qué pasa con ese subsuelo. Además, porque el costo que implica para la Nación y para todos los colombianos bloquear la actividad en esa área, el municipio no tiene cómo compensarlo. Dicho de otra manera, con petróleo a Colombia le va bien, pero sin petróleo a Colombia le va mal y todos perdemos.
     
    Hay gente que quiere estatizar la industria petrolera. ¿Por qué sería malo para el país? 
     
    La industria petrolera requiere no solo de mucho conocimiento y experiencia, sino de mucho capital. Porque son inversiones muy cuantiosas. Le doy un ejemplo, un pozo exploratorio en tierra cuesta entre 6 y 10 millones de dólares, uno afuera cuesta 250 millones de dólares, y todavía no está usted invirtiendo para producir. Nosotros tenemos una empresa que ha ido madurando y se ha ido consolidando y adquiriendo conocimiento, como es Ecopetrol. Pero si no hubiese sido por la inversión extranjera y por las empresas extranjeras, la industria petrolera en Colombia nunca se habría desarrollado. 
     
    O sea, la vieja tesis del Eln ha quedado desvirtuada por los hechos…
     
    Voy para allá. En estos 100 años, los grandes descubrimientos, La Cira Infantas, Caño Limón, Cusiana- Cupiagua, todos se dieron gracias a empresas privadas. Y en los últimos 15 años, para no ir más lejos, cuando Colombia logra doblar su producción, pasar de un poco más de 500.000 barriles diarios a más de un millón de barriles, eso se hizo por unas reformas que se introdujeron en el país y que permitieron no solo la llegada de capital extranjero, sino además que Ecopetrol entrara a competir con estas empresas, e incluso asociarse con empresas extranjeras. Eso no se hubiese podido lograr sin contar con el conocimiento y el capital extranjero.
     
    ¿Quién puede oponerse a esa realidad?
     
    Sí hay quienes están detrás de un cambio en el modelo económico, no solo de la industria extractiva, sino del país, y la punta de lanza de ese objetivo es aburrir a las empresas extranjeras. Lo oímos en la consulta popular de Cumaral y lo estamos apreciando en distintos movimientos que hay en Putumayo y en otras regiones, bajo el estribillo de ‘Queremos chicha, queremos maíz, multinacionales fuera del país’. Y ahí coinciden entonces grupos de izquierda, totalmente alineados con el discurso estatista del Eln, y con lo que yo llamo el nuevo corazón de las Farc. Es decir, ahí existe un propósito deliberado que lo que busca, básicamente, es un cambio en el modelo y eso sería una profunda equivocación. 
     
    ¿Cuál es la comparación de Colombia con Venezuela en toda esta historia? Es bueno que el Eln la sepa, ya que se la pasa volando nuestros oleoductos y derramando el petróleo...
     
    Colombia y Venezuela comparten en términos generales la misma formación geológica. Pero en el caso de Venezuela, el petróleo y el gas lograron migrar de las rocas productoras de hidrocarburos y ubicarse en un nivel más accesible para poderlos explotar.
     
    ¿Y eso por qué pasó? O sea, es como si el petróleo se hubiera chorreado para allá…
     
    Más o menos. En el caso de Colombia pareciera que tenemos una perspectiva muy interesante de petróleo y gas en la misma formación geológica, pero que terminó siendo una roca totalmente no porosa y no permeable y, por lo tanto, ahí hay un recurso que está atrapado. La única forma de sacarlo es mediante el ‘fracking’, pero eso será motivo de otra entrevista. En el caso de Venezuela, ellos tienen reservas probadas, que son aquellas que pueden, de la noche a la mañana, convertir en producción, de alrededor 240.000 millones de barriles. Eso les da para producir 100 años, si quieren. En el caso de Colombia, tenemos 1.665 millones de barriles, que nos dan, si nos va bien, para 4 o 5 años de producción.
     
    ¿Cuánto petróleo aporta Colombia al comercio mundial, y cuánto Venezuela?
     
    Venezuela está produciendo alrededor de 2 millones y medio de barriles diarios, nosotros estamos por lo pronto en un promedio de 840.000 barriles, de un mercado de 95 millones de barriles diarios, que es lo en este momento se está ofreciendo y que tiene demanda.
     
    ¿Qué propone como presidente de su gremio, para que nosotros nos desestanquemos? 
     
    Entender la importancia de esta industria y darle la prioridad que requiere. Nosotros no somos un país petrolero, pero tenemos petróleo y tenemos gas. Y tenemos suficiente para abastecer nuestras necesidades y para exportar. Pero existe un riesgo de perder esa autosuficiencia y, al paso que vamos, a partir del 2021 vamos a tener que importar petróleo y gas. Ese es un escenario que puede ser catastrófico para el país. Debemos volver a ser competitivos. Esta industria ha perdido competitividad. 
     
    ¿Cómo recuperarla?
     
    Con tres decisiones: la primera es tener un régimen fiscal más competitivo. Mientras en el golfo de México la carga fiscal sea del 52 por ciento y en Perú del 45 por ciento, nosotros no podemos seguir teniendo una carga fiscal para esta industria del 70 por ciento. Lo segundo, superar la inseguridad jurídica que en este momento existe por cuenta de fallos de las cortes, por cuenta de consultas populares y por cuenta de no precisar cuáles son las competencias de la Nación y los territorios frente a una industria que es estratégica. Y lo tercero, aplicar la ley en territorio. Infortunadamente, los paros, los bloqueos y las denominadas vías de hecho se han convertido en un mecanismo permanente de extorsión de esta industria. Y en la medida en que las empresas no puedan operar en territorio, pues va a ser muy difícil que recuperemos la competitividad. 
     
    La baja del precio del petróleo fue uno de los factores que encaramó el dólar a más de 3.000 pesos. ¿Por el factor petróleo, lo ve subiendo más?
     
    Sí, cayó el petróleo. Una de las razones por las cuales estamos produciendo un promedio de 840.000 barriles diarios y no más de 1 millón es porque hay un volumen importante de barriles que son muy costosos de producir en Colombia, con los actuales precios internacionales. Si estos vuelven a caer en lugar de repuntar, tendremos una producción que está en riesgo, con sus consecuencias. 
     
    Pero la semana pasada acaban de volver a caer...
     
    Sí, es muy preocupante porque estamos entre 42 y 45 dólares el barril. 
     
    A eso súmele los fenómenos sociales, el populismo político...
     
    Por todo eso y por el régimen fiscal, llevar un barril a puerto es una odisea. Entonces, ¿cuál es el desafío? No ser tan dependientes de lo que ocurra con los precios internacionales. Hoy día estamos casi a diario pegados del techo por lo que ocurra con ellos.
     
    ¿Y cómo hacemos para despegarnos de los precios internacionales?
     
    La manera de no ser dependientes es reducir los costos de producción en Colombia, y eso se hace, básicamente, si tenemos un régimen fiscal más competitivo, si hay infraestructura, si se aplica la ley en territorio y si además hay seguridad jurídica. Porque todos estos factores hacen que se traduzca en costos para las empresas y nos restan competitividad.
     
     
    Fuente: Eltiempo.com / María Isabel Rueda
     
  • ¿Llegarán los precios del petróleo a 100 dólares a finales de año?

    La OPEP está produciendo menos petróleo gracias a los recortes voluntarios de Arabia Saudita y la suspensión de las cargas de crudo en la terminal Forcados de Nigeria debido al riesgo de fuga.
    Las cifras varían según la fuente, pero una  encuesta de Reuters  sugirió que el grupo bombeó 840.000 bpd menos en julio que en junio. Y no muestran signos de reconsideración.
     
    Los resultados ya son  visibles : los precios del petróleo están subiendo y subiendo, con el Brent superando los 85 dólares por barril a principios de esta semana, mientras que el WTI se acercó a los 82 dólares por barril. La pregunta ahora es qué tan alto llegarán antes de que la OPEP comience a revertir los recortes. La otra pregunta: ¿será capaz de impulsar la producción lo suficientemente rápido si es necesario?
     
    Los analistas dijeron anteriormente que Arabia Saudita necesita petróleo a $ 90 por barril para continuar con sus ambiciosos planes de gasto público que conforman el programa de diversificación Vision 2030.
     
    Sin embargo, si se deja que los precios suban demasiado, comenzaría a socavar la demanda y tendría un efecto boomerang que ni los saudíes ni sus compañeros miembros de la OPEP querrían experimentar.
     
    Aún así, esto podría ser solo el comienzo de un repunte porque mientras Arabia Saudita ha estado recortando la producción deliberadamente, Nigeria y Angola no han podido producir tanto como sus estados de cuota de la OPEP. Y la producción de Libia se ha visto interrumpida una vez más, mientras que el crecimiento de la producción en el parche de esquisto de EE. UU. se ralentiza.
     
    Si se materializan todas las proyecciones de demanda que han sido fundamentales para impulsar este último repunte, esto significa que el petróleo podría alcanzar los $100 nuevamente antes de fin de año. Esa perspectiva se vuelve especialmente plausible a la luz de  los informes  de que los inventarios de petróleo crudo en algunas partes del mundo están disminuyendo.
     
    Antes, los niveles globales de inventario de petróleo y combustible no tenían mucho impacto en los precios internacionales del petróleo, pero ahora esto ha cambiado debido a las sanciones occidentales a Rusia, dijeron analistas de JP Morgan esta semana. La razón: más petróleo y combustibles se comercializan en monedas distintas al dólar estadounidense.
     
    Con esa diversificación de monedas, el nivel de oferta física real de los productos comercializados ha cobrado importancia como factor que afecta sus precios. Y la demanda ahora ha vuelto al centro de atención de los comerciantes.
    Tanto la OPEP como la Agencia Internacional de Energía estiman el ritmo de crecimiento de la demanda anual para 2023 en más de 2 millones de barriles diarios. La OPEP lo ve en 2,4 millones de bpd. La AIE prevé un crecimiento de la demanda de 2,2 millones de bpd, aunque ha  advertido que  el crecimiento de la demanda de petróleo se desacelerará "significativamente" a medio plazo.
     
    Las últimas cifras de importación e inventario de China  confirman  la sensación de una sólida demanda de petróleo, con el país visto por prácticamente todos como el mayor impulsor de la demanda de petróleo a nivel mundial. Las importaciones están funcionando a niveles casi récord y el petróleo almacenado está aumentando rápidamente. Esto también le daría a China influencia sobre los precios si suben demasiado, y los analistas sugieren que una vez que Beijing se sienta incómodo con los precios, comenzaría a vender crudo almacenado en lo que básicamente sería una repetición de la publicación SPR del presidente Biden el año pasado.
     
    Todo dependería de cuánto tiempo esté dispuesta Arabia Saudita a apegarse a sus recortes voluntarios. Las últimas cifras del PIB sugieren que su economía  se desaceleró  en el segundo trimestre debido a la caída de los precios del petróleo. Ahora que los precios están repuntando, probablemente también lo hará la economía saudita, lo que le da a Riyadh una buena razón para continuar limitando la producción de petróleo.
     
    Mientras tanto, Rusia está  perforando  en busca de petróleo a niveles récord, según datos informados por Bloomberg. La cantidad de nuevos pozos de producción perforados en la primera mitad del año fue un 6,6% superior a lo planificado y un 8,6% a la cantidad perforada durante la primera mitad de 2022.
     
    Esto significa un potencial suministro adicional que podría servir para moderar los precios de la misma forma en que las exportaciones récord de petróleo ruso a China ayudaron a moderarlos a principios de este año. Sin embargo, con Rusia y Arabia Saudita firmemente en un campo, este suministro bien puede seguir siendo potencial durante el tiempo que los dos líderes de la OPEP+ lo consideren oportuno.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com 
  • ¿Nos estamos acercando a un punto de inflexión para el petróleo?

    Los fundamentos actuales del mercado petrolero están bajo presión, y si está escuchando a economistas, fondos de cobertura o gobiernos occidentales, puede concluir que el sentimiento es decididamente bajista. La baja volatilidad actual de los precios del petróleo es una señal de una posible recesión económica. El debate en curso sobre el techo de la deuda agrega otro factor a la incertidumbre en los mercados petroleros, justo después de que se disiparan los temores de la crisis bancaria de EE. UU. Si bien los osos actualmente están haciendo mucho ruido, la realidad podría ser la opuesta. Hay indicios de que un mercado alcista potencial está en el horizonte, especialmente si se consideran las últimas cifras de demanda de petróleo presentadas por la AIE en París y la OPEP. 
    Los informes de los principales medios de comunicación destacan que los continuos retrasos y el obstruccionismo de los dos partidos políticos estadounidenses, demócratas y republicanos, en las conversaciones sobre el techo de la deuda están ejerciendo una presión negativa sobre los precios mundiales del petróleo. Esto ha dado lugar a un análisis emocional entre los actores del mercado petrolero y las instituciones financieras, lo que ha frenado el creciente optimismo en torno al crecimiento esperado de la demanda en la segunda mitad de 2023 y más allá. El mercado ya ha valorado cifras de crecimiento económico chino inferiores a las esperadas, y se prevé que la combinación de una producción reducida de la OPEP y una desaceleración en la producción de petróleo canadiense respalde los precios del crudo en los próximos meses.
    El contrato del WTI de junio, que se renueva hoy, refleja el miedo. Miedo a una posible desaceleración económica de EE. UU., debido a un posible incumplimiento, lo que posiblemente podría traducirse en una menor demanda. Sin embargo, los mercados pueden estar malinterpretando la situación, ya que es poco probable que el resultado final del juego de poder actual en el Senado y el Congreso de los EE. UU. sea una crisis económica por defecto o a gran escala. Ambas partes son conscientes de los riesgos involucrados y las consecuencias, como lo demuestran las experiencias pasadas. El foco de atención de los medios y la resistencia de los partidos a sucumbir a la presión en un año electoral están alimentando el impulso para un enfrentamiento dramático. Sin embargo, se entiende ampliamente que finalmente se alcanzará un nuevo acuerdo sobre el techo de la deuda y la vida continuará como de costumbre. Además, no se espera una recesión económica, ya que la economía mundial sigue siendo en gran medida positiva, y los precios de la energía, así como los precios de las principales materias primas, han disminuido. La posibilidad de una recesión económica en Europa tampoco está en el horizonte, ya que las economías europeas demuestran solidez, con una gran demanda de mano de obra disponible incluso para cubrir puestos vacantes. Fuera de la OCDE, los mercados emergentes como el Medio Oriente y la India continúan mostrando fortaleza.
     
    A pesar de esta perspectiva macroeconómica, el sentimiento negativo gobierna el día, como se ve en las posiciones cortas de los fondos de cobertura. Como informó Bloomberg la semana pasada, los fondos de cobertura son ultra pesimistas con respecto al petróleo. En la actualidad, las posiciones no comerciales se acercan a los mínimos de 2011. Según Bloomberg, la mayoría de los administradores de dinero se están preparando para una recesión inminente. El medio de noticias también informó que los fondos de cobertura han expresado opiniones extremadamente pesimistas sobre el diésel y el gasóleo, lo que refleja niveles de pesimismo que no se habían visto desde las primeras etapas de la pandemia de Covid-19. Estas preocupaciones surgen de una combinación de factores, que incluyen posibles aumentos de la tasa de interés por parte de la Reserva Federal, un crecimiento económico más lento de lo anticipado en China y la posibilidad inminente de un incumplimiento de pago de EE. UU. Además,
     
    Curiosamente, el mercado físico del petróleo presenta una imagen diferente, ya que no muestra el mismo nivel de sentimiento bajista. Se espera que aumente la demanda, evidente en el aumento de los viajes aéreos, la sólida utilización de las refinerías y la fuerte demanda de gasolina y diésel en los EE. UU. También se pueden observar signos similares en Europa y otras regiones. Los analistas han advertido que los niveles de almacenamiento de combustible, en general, están por debajo de las normas estacionales. Además, los productores de petróleo y otros participantes de la industria han demostrado su voluntad de abstenerse de protegerse contra una posible caída de precios.
     
    En las próximas semanas, existe la posibilidad de un cambio significativo en el sentimiento del mercado hacia una perspectiva más alcista. Es probable que la disminución continua de los inventarios despierte a la mayoría de los participantes del mercado. Los productores, con sus estrategias actuales, pueden incluso considerar más recortes de producción si los precios caen por debajo de $75 por barril, lo que indica una fuerte señal alcista. Además, una resolución a la farsa política que rodea el techo de la deuda de Washington, junto con una sólida demanda durante la temporada navideña en todo el mundo, podría reforzar aún más el sentimiento alcista.
     
    La inversión insuficiente sigue siendo una preocupación crítica, como lo enfatizó el secretario general de la OPEP, Haitham Al Ghais. Reiteró que la inversión insuficiente en el sector del petróleo y el gas podría conducir a la volatilidad del mercado a largo plazo y obstaculizar el crecimiento. En la Conferencia de Gas y Petróleo de Oriente Medio (MEPGC) en Dubai, Al Ghais destacó la importancia de centrarse en reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en lugar de simplemente reemplazar una fuente de energía por otra. Se necesitan con urgencia grandes inversiones en todos los sectores energéticos. La OPEP ha enfatizado constantemente el requisito de $ 12,1 billones en inversiones globales para satisfacer el aumento a largo plazo de la demanda de petróleo.
    La restricción en curso de la producción de petróleo rusa debido a las sanciones occidentales plantea riesgos significativos para el mercado. Los analistas estiman que entre 2 y 2,5 millones de barriles por día (bpd) de la producción de petróleo de Rusia, de los 11 millones de bpd actuales, podrían estar en riesgo. El último informe mensual de la AIE sugiere una posible escasez de 2 millones de bpd en el suministro de crudo en la segunda mitad de 2023. Sin embargo, esta estimación ya puede ser optimista considerando las declaraciones realizadas por el G7 durante el fin de semana, indicando su intención de fortalecer esfuerzos para contrarrestar la evasión de Rusia de los topes de precios en sus exportaciones de petróleo y combustible.
     
    Tan pronto como los fondos de cobertura hayan recuperado su equilibrio, se espera un gran resurgimiento de las posiciones largas. Solo se necesita un gran jugador de Wall Street para volverse alcista, y las otras ovejas lo seguirán. 
     
    Por Cyril Widdershoven para Oilprice.com
  • ¿Oferta o demanda? El FMI analiza las causas del colapso del petróleo

    Una de las preguntas más importantes que se hacen los economistas sobre el colapso de los precios del petróleo es si fue impulsado por la oferta o la demanda.
     
    Perforación: BPPerforación: BPSi la caída del precio fue causada por una mayor oferta, entonces son buenas noticias para la economía ya que los precios cayeron simplemente porque el petróleo está disponible en cantidades más abundantes. Si los precios cayeron porque la demanda era débil, serían malas noticias, que darían señales de que los pilares de la economía se están deteriorando.
     
    En su Perspectiva Económica Mundial más reciente, economistas del Fondo Monetario Internacional abordaron la pregunta. Su conclusión: comenzó como una historia de malas noticias debido a la demanda, pero se convirtió en una historia de buenas noticias por la oferta.
     
    Hace mucho que está claro para la mayoría de los economistas que tanto oferta como demanda tuvieron algún rol en el bajón de los precios. Las estimaciones de crecimiento económico mundial se desaceleraban mientras la producción petrolera en Estados Unidos tocaba nuevos máximos.
     
    Para desentrañar qué factor fue más importante, el FMI analizó el cambio del precio global de las acciones y del petróleo cada día, e hizo varias asunciones interesantes: si tanto los precios de las acciones como los del petróleo caen, esto sugiere que algo no saludable sucede en la economía, o que la demanda es débil. Si los precios del petróleo caen, pero los precios de las acciones suben, eso sugiere que se ha producido un desarrollo positivo: una mayor oferta de crudo.
     
    El cuadro del FMI, arriba, separa el cambio porcentual acumulativo en los precios del petróleo (usando una escala logarítmica), dependiendo de si la caída fue impulsada por la oferta o la demanda.
     
    Desde fines de julio a mediados de octubre de 2014, el enfoque del FMI sugiere que la mayor parte de la caída podría ser atribuida a la demanda. El precio del crudo West Texas Intermediate (WTI, precio de referencia en EE.UU.) cayó desde alrededor de US$105 a unos US$82 en este período. El modelo del FMI dice que este descenso inicial se debió en un 96% a una demanda global más débil.
     
    Cuadro 2
     
    Octubre 2014 – Enero 2015
     
    Pero desde mediados de octubre hasta comienzos de enero, la historia cambió. Los precios del petróleo cayeron desde US$82 a US$50 en este período. En estos meses, la caída fue principalmente impulsada por una mayor oferta. El FMI atribuye 58% de la caída a fines del año pasado a la oferta y sólo 42% a la demanda.
     
    La caída de los precios del petróleo no ha impulsado la actividad económica en la forma en que muchos habían esperado. Pero si el FMI tiene razón, eso podría deberse a que el colapso de los precios del petróleo comenzó siendo una mala noticia, y sólo se convirtió en una buena noticia hacia fin de año.
     
    Por JOSH ZUMBRUN
     
    Fuente; WSJournal.com
  • ¿Para qué se acumulan millones de barriles de petróleo en depósitos flotantes?

    En este momento, decenas de millones de barriles de petróleo son almacenados en enormes buques tanqueros fondeados en puertos de todo el mundo.

    Son navíos que no van a ninguna parte. Apenas sirven de bodegas para guardar crudo como parte de una compleja jugada financiera.

    La razón: en medio de la impresionante bajada de los precios internacionales del crudo, que en menos de un año cayó de más de US$100 el barril a alrededor de US$50, algunos de los grandes comerciantes de crudo en el mundo han decidido guardar enormes reservas de petróleo a la espera de que los mercados globales del petróleo se recuperen.

    Y en momentos en que las capacidades de almacenamiento terrestre se ven copadas por el aumento de la producción, los comerciantes han acudido a reservas flotantes.

    Algunos de los buques más grandes jamás construidos son usados por estos magnates petroleros para llevar a cabo esta operación comercial.

    Exceso de oferta

    Detrás de la jugada yace un razonamiento relativamente simple.

    “Cuando hay un exceso temporal de oferta de un bien y se espera que la demanda aumente luego, tiene sentido guardar el bien hasta que aumente la demanda”, le dice a BBC Mundo Craig Pirrong, profesor de finanzas de la Universidad de Houston en Estados Unidos.


    El aumento de la producción en Estados Unidos ha contribuido a las caídas en el precio.
    Sin embargo, sólo un puñado de actores económicos tienen la capacidad financiera y operativa de llevar a cabo estas operaciones, le señala el académico a BBC Mundo.

    Entre ellos cita a las empresas comercializadoras de petróleo Trafigura, Glencore y Vitol entre otros, así como a algunas empresas financieras como Goldman Sachs.

    Uno de los buques empleados para guardar el crudo es el superpetrolero TI Oceania, indica el diario estadounidense The Wall Street Journal. Con una capacidad de 3 millones de barriles, es uno de los más grandes en su categoría.

    Pero ahora permanecerá buena parte de este año anclado en Singapur, contratado por la firma de comerciantes de petróleo Vitol para almacenar crudo mientras pasa el temporal de los bajos precios.

    El canal de televisión estadounidense CNBC cita a Francisco Blanch, analista de Bank of America, calculando que a mediados de 2015 habría entre 50 y 100 millones de barriles de petróleo guardados en almacenamiento flotante.

    Para hacerse una idea de la magnitud de este fenómeno, basta recordar que Venezuela, el mayor productor de petróleo de América Latina, extrae cerca de 2,7 millones de barriles diarios, de acuerdo a información de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo).

    Por lo que esta flotilla de buques podría tener almacenado el equivalente de más de un mes de la producción petrolera de Venezuela.

    Impacto sobre el precio

    Se cree que la maniobra de estos comerciantes tiene algún efecto, aunque no muy sustancial, sobre los precios internacionales del petróleo.

    “El efecto sobre el precio, es que hace que el precio hoy sea ligeramente mayor de lo que sería de otra manera y hace que el precio futuro sea ligeramente menor porque estamos sacando producción del mercado hoy y volviendo a traerlo en el futuro”, le dice Pirrong a BBC Mundo.

    Almacenar petróleo en buques es más caro que guardarlo en instalaciones terrestres, agrega el experto, por lo que la operación es muy sensible a fluctuaciones en los precios.


    Los precios del crudo han caído fuertemente en el último año.
    Pirrong indica que la demanda por el petróleo está empezando a aumentar, por lo que cree que podría empezar a vender parte del petróleo que han guardado en buques.

    En cualquier caso, no es la primera vez que una situación como ésta ocurre en el mercado mundial del petróleo.

    En 2009, cuando el comienzo de la Gran Recesión mundial deprimió el precio del petróleo a cerca de US$40, los comerciantes también guardaron decenas de millones de barriles en almacenamiento flotante.

    Eventualmente, el precio del crudo se recuperó lo suficiente para que se justificara vender esas reservas, y presumiblemente lo mismo ocurrirá cuando los precios vuelvan a subir en el actual ciclo que experimenta la industria petrolera.

    Entre tanto, muchos buques repletos del “oro negro” permanecerán en puerto a la espera de un cambio de fortuna en los mercados del crudo.

    BBCMundo.com

     

  • ¿Petróleo a 20 dólares? La profecía del ministro de Arabia Saudita Alí al Naimi

    No se verá el repunte del petróleo en muchos meses. Más leña para la hoguera de la devaluación en Colombia

     
    Ali al Naimi, Ministro de Petróleo de Arabia SauditaAli al Naimi, Ministro de Petróleo de Arabia SauditaEl 23 de diciembre pasado, un mes después de la dramática reunión de Opep en Viena donde el cartel decidió dejar que los precios cayeran, el influyente ministro de Arabia Saudita, Alí al Naimi, dijo sin inmutarse al Middle East Economic Survey: “Ya sea que el petróleo baje a 20 dólares por barril, a 40, 50, o 60, es irrelevante”. ¿Veinte dólares? Una exageración, quizás, del pequeño pero poderoso ministro. El mundo se ríe hoy de los incrédulos. Mientras se registran cotizaciones menores a 40 dólares por barril, la exageración está a punto de convertirse en profecía. Algunos grados del petróleo ya están a alrededor de 20 dólares. Más aún, petróleo a 15 dólares puede sonar loco, pero allí se ha llegado. Por ejemplo, el crudo Western Canadian, muy pesado y difícil de refinar, se cotiza en ese rango.
     
    Los precios han caído en picada. De 104 dólares en agosto del año pasado, a 70 al finalizar el 2014, a los 39 del WTI y 44 del Brent a comienzos de esta semana. Un brutal 60 % en doce meses.  Y lo peor es que la tendencia a la baja está para quedarse. Ningún analista del mercado petrolero se arriesga a ponerle corto plazo a la caída de los precios. Razones hay a porrillos. Para empezar, la Agencia Internacional de Energía calcula que al mundo le sobran tres millones de barriles diarios. Y ningún productor ha hecho la más mínima señal de querer recortar producción para que bajen los excedentes. Al contrario, todos bombean sin pausa para no perder su cuota del mercado.
     
    La batalla del petróleo no da tregua. Los precios bajos están para quedarse. Arabia Saudita ha hecho lo impensable, abrir su grifo de los 9,6 millones de barriles diarios de la reunión de Viena a 10,4 millones el mes pasado. Para mantener sus clientes de Asia, donde se ha refugiado tras la disminución de sus ventas a Estados Unidos, y para mantener a raya a Irán, su rival político, que ahora volverá al mercado tras el levantamiento del embargo estadounidense. El año entrante, tras la aprobación de la medida por parte del Congreso de Estados Unidos, Irán podrá producir casi un millón de barriles por día que significarán una caída adicional de los precios en 10 dólares, según estimaciones del Banco Mundial dadas a conocer recientemente. Por su parte, Irak aumentó de 3,4 millones a 4,1 millones su producción, de tal manera que los 30 millones de barriles diarios que la Opep tiene de meta son, en la práctica, un barril sin fondo.
     
    Ahora los no Opep. Rusia, en medio de sus problemas, tiene hoy su producción en máximos históricos. Y Estados Unidos, en el ojo del huracán porque Arabia Saudita inició el pulso para tratar de darle un batatazo a los productores con fracturación hidráulica de alto costo, que permitieron en seis años aumentar la producción estadounidense a nueve millones de barriles diarios peleando el primer puesto como productor mundial. El plan saudita de Alí al Naimi no ha tenido los resultados rápidos  esperados. Al primer y duro golpe con despidos masivos, con aplazamientos o suspensión de proyectos, siguió un reacomodamiento basado en la estrategia de reducción de costos facilitado, entre otras cosas, porque los prestadores de servicios prefirieron tarifas baratas a tener que parar los equipos. A tal punto, que los expertos de la consultora IHS creen que las compañías estadounidenses podrán reducir los costos un 45 % este año. Y no han dejado de bombear por una razón adicional: pagarle las deudas a los bancos.
     
    Si por la oferta llueve, por la demanda no escampa. El factor de mayor desequilibrio en el mercado petrolero se llama hoy China. La desaceleración económica del gigante asiático que en los últimos años ha contribuido a la mitad de crecimiento del mundo, está creando un verdadero terremoto económico. Las bolsas caen, las materias primas se desploman, y el petróleo no es excepción dado que China que es el segundo mayor consumidor mundial. La actividad en el sector manufacturero de China se contrajo a su ritmo más acelerado en casi seis años y medio en agosto por la debilidad de la demanda doméstica y las exportaciones, que se traduce en un consumo más bajo de crudo.
     
    Con este panorama, no es difícil esperar nuevos mínimos de precios por tocar. La cautela impera. Ecuador, por ejemplo, apuesta en sus presupuestos para el año que viene que el barril no superará 40 dólares, según  informó la semana pasada el ministro de Finanzas, Fausto Herrera, quien dijo además que “el valor definitivo de este indicador, para la Proforma 2016, se fijará a finales del mes de octubre de 2015″. Citigroup va más allá y habla de un 90 % de probabilidades de que baje hasta los 30 dólares. La previsión del Banco Mundial sobre el ingreso de Irán llevaría las cotizaciones aún más abajo.
     
    Una dramática situación para los exportadores con alta dependencia del petróleo en sus ingresos. Los menos golpeados en Opep son Kuwait, que necesita un precio de equilibrio  para sus finanzas de US$75, Qatar (US$71) y Emiratos Árabes Unidos (US$80). Pero Venezuela que necesita un exorbitante US$162, contraerá otro exorbitante 7 % su economía este año según el FMI. Rusia necesita petróleo a US $100, y Colombia, que empezó año con presupuesto de US$97 y un millón de barriles por día, ha tenido que afrontar una pérdida de ingresos de 350.000 millones de pesos por cada dólar de disminución en los precios. El economista Salomón Kalmanovitz señala que con el colapso de la renta petrolera, los huecos preexistentes en el recaudo quedaron expuestos y  si no se hace nada, hacia 2020 el déficit fiscal superará los $38 billones, casi 5 % del PIB.
     
    El bolsillo de los colombianos está pagando los platos rotos. Por lo pronto la factura está llegando vía reforma tributaria y la devaluación del peso, que va por 62,2 % en un año. Las últimas cotizaciones superan los 3.100 pesos por dólar. Y la devaluación continuará al ritmo de la caída del petróleo, del posible aumento de las tasas de interés en Estados Unidos –cosa que ya no es tan segura después del tsunami bursátil de ayer- la caída de 6 % de la bolsa de China y la masiva devaluación del yuan.
     

     

    Por lo cual al hacer el presupuesto de las vacaciones, el pago de la deuda de Icetex, las boletas de Disney con la tarjeta de crédito, o al comprar la mermelada importada en el supermercado, más de un colombiano se preguntará que tan “irrelevante” era tener petróleo a 20 dólares.
     
    Por: Elisa Pastrana
     
    Fuente:  las2Orillas.co
  • ¿Petróleo a US$34,7 implica un riesgo fiscal?

    La renta petrolera será este año de menos de $2 billones y podría ser cero en 2017. El Gobierno dice que no hay descuadre presupuestal. ¿Se logró la independencia tributaria de las ganancias del crudo?
     
    El precio del petróleo ha sido una variable imposible de predecir durante el último año y medio. Pocos pueden decir que a mediados de 2014, cuando la cotización se encontraba por encima de los US$110, esperaban que para esta fecha el precio rondaría los US$30. Y entre los que se han visto en aprietos por no lograr predecir el comportamiento de este activo se encuentra el Gobierno colombiano, pues tan solo en los últimos cuatro meses ha tenido que ajustar dos veces sus proyecciones.
     
    El presupuesto general de la nación fue aprobado por el Congreso en octubre pasado bajo el supuesto de que el precio del petróleo Brent promediaría los US$64,7 durante el 2016. Sin embargo, en diciembre de 2015 este supuesto tuvo que ser bajado a US$50 por el Gobierno durante la presentación del plan financiero de este año. Y este lunes el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, indicó que el consenso al que se llegó durante el último Foro Económico Mundial era que la cotización de este activo rondaría los US$34. Por esto el jefe de la cartera decidió actualizar el nivel de referencia a US$34,7.
     
    Con la última actualización ya hay US$30 de diferencia con respecto a la primera proyección y la pregunta que queda es: ¿hay descuadres presupuestales?
     
    El Espectador habló con el viceministro técnico de Hacienda, Andrés Escobar, quien señaló que “la actualización del precio del petróleo para el 2016 no afecta el presupuesto en gran medida, pues los ingresos fiscales de este año dependen de los precios del petróleo de 2015. Y durante el plan financiero, que se presentó en diciembre, anunciamos unas medidas para controlar el gasto. Sin embargo, lo que sí podría llegar a afectar son los anticipos de impuestos que las petroleras paguen este año, lo cual no tendrá un impacto sustancial”.
     
    Aunque el supuesto del petróleo a US$34,7 no afecta el presupuesto actual, y que el menor ingreso petrolero ya está contemplado en los recientes ajustes fiscales, no se puede desconocer que el cierre financiero de 2015 muestra un importante deterioro en las finanzas. Según el plan financiero, el Gobierno espera recibir en impuestos del sector petrolero cerca de $220.000 millones en 2016, lo que representa una disminución de 95 % con respecto a lo recaudado en 2015.
     
    En cuanto a los dividendos de Ecopetrol, la nación recibirá $1,7 billones este año, “pero hay que recordar que de este monto, $700.000 millones son recursos que la estatal nos debía del año pasado. De las utilidades de este año solo cobraríamos un billón de pesos. Pero todavía no sabemos cómo le fue a la Iguana en la última parte del 2015”, señaló Escobar.
     
    Para resumir, Escobar indicó que “aunque se recolecte menos de lo esperado del sector petrolero en 2016, esto tendría solo un efecto marginal para el presupuesto. Ya hemos realizado varios ajustes fiscales, pues desde hace tiempo sabíamos que la renta iba a caer en más de $20 billones”.
     
    La pregunta que queda ahora es cómo será el escenario fiscal de Colombia para el próximo año. Para empezar, el nivel de 30 dólares al que se encuentra el petróleo bordea los costos de producción de la mayoría de las petroleras del mundo. De hecho, la misma Ecopetrol le contó a El Espectador en una publicación de días pasados que bajo el nivel actual del crudo no tendría ni pérdidas ni ganancias. Lo que implica que exista la posibilidad de que la Iguana no registre utilidades en 2016, y por ende no reparta dividendos en 2017. Una situación que llevaría a la renta petrolera a niveles de casi cero.
     
    Para Camila Pérez, directora de investigaciones económicas de Fedesarrollo, “el país fue forzado a independizarse en materia tributaria del petróleo. Se espera que el próximo año el recaudo de este sector sea cercano a cero y seguirá así por varios años o para siempre, porque los precios seguirán bajos y la producción está cayendo. Por esto ahora la tarea que tiene el Gobierno es encontrar los demás impuestos para cubrir el ingreso que se ha perdido, y como insumo tiene el documento de recomendaciones de la comisión de expertos”.
     
    * * *
     
    Y afuera, ¿qué?
     
    Alemania
    El litro de diésel cuesta 94 centavos de euro y la gasolina súper 1,18 euros por litro. Las distribuidoras dicen que no pueden bajar más el precio por los impuestos, en los cuales es el 71% del precio. El Estado alemán se embolsa al año 40.000 millones de euros por ello.
     
    Portugal
    En este país el litro de gasolina está en 1,37 euros. Los impuestos son más del 50% del precio de los hidrocarburos.
     
    Rusia
    La moneda rusa está en su mínimo histórico: 86 unidades por un dólar y 90 por un euro. La bolsa de Moscú cae. La exportación de crudo constituye la principal fuente de ingresos de Rusia, cuya economía está golpeada por las sanciones impuestas por la anexión de Crimea. Rusia entró en recesión hace un año. Vladimir Putin dice que puede compensar las pérdidas con actividades en otros sectores económicos. Se proyecta un crecimiento por debajo del 1% este año.
     
    Estados Unidos
    El desplome tiene un efecto directo en las gasolineras. Hoy se consigue el litro a 0,46 euros. Los precios fluctúan en función del estado. Así, Alabama y Arkansas, situados cerca de grandes refinerías, consiguen la gasolina a 0,39 euros. Un precio que no se veía desde los años 60.
     
    Venezuela
    El número dos del chavismo, Diosdado Cabello, lo dijo: ya no cubrimos el precio de producción de barril. Una catástrofe en un país que basa su economía en la exportación de crudo. Los planes sociales están basados en los ingresos petroleros. Se avecinan ajustes fuertes. El Gobierno incluso estaría contemplando aumentar el precio de la gasolina.
     
    Brasil
     
    Con el escándalo de Petrobras, la acción hoy sólo vale 4 reales. La empresa es responsable de la crisis financiera que vive el país, pues representa el 18% del PIB. La reducción del precio ha afectado su crecimiento económico.
     
    Por: Camilo Vega Barbosa
     
    ElEspectador.com
  • ¿Por qué a China le conviene la caída del precio del petróleo?

    La caída del precio internacional de petróleo, que se situó por debajo de los US$65 el barril esta semana, está cambiando la ecuación económica internacional.
     
    Primer importador del planeta, China aparece como uno de los principales beneficiarios de esta nueva situación.
     
    China importa unos cinco millones de barriles al día.
     
    De la mano de la caída del precio, registró en noviembre un superávit comercial de US$54.700 millones.
     
    Según indicó a la agencia económica Bloomberg Lu Ting, jefe del departamento de China del Bank of America en Hong Kong, el gobierno podrá disfrutar de este estímulo durante bastante tiempo. "Dada la tendencia actual del precio petrolero, este superávit comercial de China va a continuar durante meses", señaló Lu Ting.
     
    Desde junio el precio del petróleo ha caído más del 40%, unos US$50 dólares el barril: hoy nadie puede asegurar que haya tocado fondo.
     
    Impacto en China
     
    La noticia cae como anillo al dedo para la dirigencia china que realizó esta semana su congreso económico anual.
     
    En el comunicado final del congreso se repitió el mantra de la "estabilidad" como principal objetivo de la política económica y se descartaron grandes virajes.
     
    En noviembre, China registró un superávit comercial de $US54.700 millones.
     
    Según John Ross, economista senior del Instituto Chongyang de la Universidad Renmin de Pekín, el impacto de la caída petrolera se limitará fundamentalmente al sector externo.
     
    "Si este superávit continúa puede generar tensiones a nivel internacional, pero a nivel interno no habrá grandes diferencias. No afectará la inflación que ya de por sí es baja. En este sentido no creo que el beneficio se extienda a la población o que haya cambios en la política económica", indicó Ross a BBC Mundo.
     
    La "estabilidad" que pregona el gobierno de Xi Jinping implica continuidad respecto del cambio de rumbo iniciado tras el  estallido financiero global de 2008 cuando se comenzó la transición de un modelo exportador a otro en que el crecimiento dependa tanto del consumo interno como de las ventas al exterior. Esto ha llevado a un aumento de los salarios y una reforma de la salud y la jubilación para incrementar el poder del mercado interno.
     
    Según algunos analistas estas medidas eran una muestra de nerviosismo del gobierno chino ante el peligro de un "aterrizaje forzoso" de su economía.
     
    Los perdedores
     
    China es el cuarto productor de petróleo del mundo.
     
    Este tipo de pronósticos sobre una abrupta caída china tiene varios años de existencia y hasta ahora no se ha cumplido.
     
    La estimación es que China crecerá este 2014 en torno al 7,3%, meta envidiable para la mayor parte del mundo, aunque por debajo de las faraónicas tasas de dos dígitos que tuvo durante la mayor parte de las dos últimas décadas. En este sentido John Ross indicó a BBC Mundo que los temores que se expresan en muchos medios occidentales sobre China son exagerados.
     
    Los analistas esperan más crecimiento económico en China en 2015. "El crecimiento que ha tenido y tiene China es notable. Y lo seguirá siendo. El año pasado el PIB de China creció casi el doble que el de Estados Unidos y el ingreso promedio de la población ha subido el 7,7% anual. ¿Es esto una crisis?", señala Ross.
     
    Esto no quiere decir que no haya perdedores del actual río revuelto petrolero. "Pero este impacto no es diferente al que tendrán otras compañías petroleras. Igual no hay que exagerar. El negocio petrolero sigue siendo rentable para todos. Ganarán menos, pero seguirán ganando", subrayó Ross.
     
    Por; Marcelo Justo
     
    BBCMundo
  • ¿Por qué China no para de aumentar sus reservas de petróleo?

    En septiembre de este año, las importaciones de crudo en China se han incrementado en un 18% en comparación con el mismo mes del año pasado. - Foto speuis.orgEn septiembre de este año, las importaciones de crudo en China se han incrementado en un 18% en comparación con el mismo mes del año pasado. - Foto speuis.orgLas exportaciones de China en septiembre han caído en un 10% en dólares, y sus importaciones bajaron en un 1,9%, debido, en primer lugar, a una débil demanda de productos chinos tanto dentro del país como en el extranjero. Este hecho causa una preocupación justificada en el mercado sobre el "aterrizaje forzoso" de la economía china, sostiene un nuevo artículo analítico del portal Expert.
     
    Por otro lado, la publicación hace hincapié en que Pekín aumentó sus importaciones de petróleo en casi un 9% en 2015. En septiembre de este año, se han incrementado en un 18% en comparación con el mismo mes del año pasado.
     
    Según el experto Serguéi Zvenigorodski, consultado por el portal, la economía china, que durante casi una década sirvió como la locomotora del desarrollo del comercio mundial, ahora se está derrumbando rápidamente.
     
    A principios de esta semana, el primer ministro chino, Li Keqiang, anunció un avance significativo en el tercer trimestre de este año, gracias al cual el crecimiento anual del PIB del país puede llegar al nivel esperado de entre un 6,5% y un 7%.
     
    No obstante, Zvenigorodski señala que, aunque parezca mucho, la economía china en gran medida se ha agotado y continúa mostrando un crecimiento positivo simplemente por inercia. Por lo tanto, el experto estima como poco probable que China alcance el crecimiento del PIB previsto este año.
     
    Pekín, al tanto de la dinámica del mercado
     
    Por otro lado, el crecimiento de las importaciones de petróleo se debe a un aumento de precios de la energía en el mercado externo, mientras que la demanda interna se reduce.
     
    En este sentido, el analista Kirill Yakovenko opina que el crecimiento del volumen de las importaciones de petróleo en septiembre en un 18% se debe a que Pekín está aumentando activamente sus reservas porque está al tanto de la dinámica del mercado.
     
    Así, los factores como el acuerdo preliminar de la OPEP sobre la reducción de la producción, una reunión de la dirección del cártel con la parte rusa en Estambul, y las perspectivas de firmar un acuerdo con los exportadores en noviembre ya han comenzado a estimular el crecimiento del mercado.
     
    Sin embargo, lo que es una gran victoria para los exportadores, para China, un país consumidor del petróleo, supone gastos adicionales.
     
    De esta manera, el crecimiento del volumen de las importaciones es una reacción comprensible de los consumidores al aumento de los precios: China compra petróleo a precios más favorables porque evalúa de manera objetiva la situación en el mercado de la energía, concluye Yakovenko.  
     
     
  • ¿Por qué los saudíes están dispuestos a bajar los precios?

    EEUU produce 10.7 millones de barriles diarios de 35.699 pozos;  Rusia bombea 10.9 millones diarios de 8.688 pozos,  y  Arabia Saudita extrae 11.4 millones de barriles diarios de sólo 399 pozos. Mientras las compañías petroleras estadounidenses han invertido 285.000 millones de dólares en la actual producción, los sauditas sólo tuvieron que desembolsar 3.000 millones de dólares.

     
    La credencial internacional de Arabia Saudita es la de ser el mayor productor mundial de petróleo, ostentando el primer lugar del “club de los Tres” —Arabia Saudita, Rusia y Estados Unidos—, los cuales suministran más de la tercera parte del petróleo que se consume en el mundo.
     
    Pero además, Arabia Saudita, es el protector de los sitios sagrados de Mahoma, una de las religiones que tiene más seguidores que el cristianismo, y es algo así como el Papa.
     
    Pero en los últimos años se ha convertido en un reino beligerante.
     
    Arabia Saudita están liderando una coalición militar contra los rebeldes chiíes en Yemen;  financia armas, equipos y combatientes sunitas sirios que intentan derrocar al presidente Bashar al-Assad, un aliado de Irán. Un tercer frente no petrolero de los sauditas es enfrentarse también al Estado islámico, que estableció su califato extremista en la frontera entre Siria e Irak hace un año.
     
    Otro frente no petrolero es financiar a los grupos sunitas que están combatiendo a los grupos respaldados por Irán, que crean disturbios en Bahrein, un rico enclave petrolero.
     
    Durante varias décadas Arabia Saudita era el “productor de equilibrio” de la Opep, hasta que decidió en noviembre de 2014,  renunciar a ese título. Eso explica también que no le tiembla el pulso que los precios del petróleo caigan a 30 dólares. Irónicamente los conductores de vehículos de EEUU y Europa están felices, porque la gasolina del auto y la calefacción de los hogares es más barata.
     
    Los estadounidenses tienen que recurrir a la tecnología para bajar los precios, pero los sauditas tienen a su favor a Alá,  que les ha bendecido con sus campos petroleros.
     
    Toda esa actividad la hace Arabia Saudita sin tener el mayor ejército, las armas más sofisticadas y ni siquiera ha ubicado una nave en el espacio, que en estos tiempos es parte del ranking mundial, ni es miembro del “club atómico” al que pertenecen India y Pakistán.
     
    El secreto es que Estados Unidos para producir 10.4 millones de barriles diarios necesita bombear petróleo de 35.699 pozos, y Rusia para producir 10.9 millones de barriles diarios requiere extraer petróleo de 8.688 pozos. Pero Arabia Saudita para producir 11.4 millones de barriles diarios, extrae el crudo de sólo 399 pozos. Además, tiene un campo que bombea 4,4 millones de barriles diarios.
     
    Llevado a cifras más espectaculares, tomando datos de la firma de servicios petroleros Schlumberger Limited, en una reciente presentación a futuros inversionistas (empresas petroleras mundiales y gobiernos con petróleo), reveló que perforar un pozo de esquisto cuesta como promedio 8 millones de dólares en Estados Unidos.
     
    Con esos números, la perforación de los más de 35 mil pozos estadounidenses han costado 285.000 millones de dólares y Arabia Saudita sólo gastó 3.000 millones de dólares en perforar 399 pozos. Una brutal diferencia económica, a lo que también se agrega la necesidad del mantenimiento de los pozos. Los costos de Rusia, habitualmente como era en la Unión Soviética, son difíciles de conseguir.
     
    Eso explica lo que en el lenguaje vernáculo se dice “abrir los grifos de la producción”, es bastante fácil para los sauditas que en varias semanas pueden subir o bajar producción, según el ritmo del mercado.
     
    Eso también es un problema para los países de la Opep, cuando la organización les indica que tienen que bajar producción. Eso es terrible para los perforadores, y más aún  cuando les dicen “levanta” la producción. En Venezuela es un problema, porque el promedio de producción es de 277 barriles diarios por pozo, pero más grave aún sería para EEUU, ya que el promedio de producción  es de 9 barriles diarios por pozo.
     
    Cuando se trata del mantenimiento, mientras los sauditas hacen mantenimiento de un pozo, que produce varios miles de barriles diarios, Venezuela tiene que hacerlo en 20 o 30 pozos, lo que equivale a un costo impresionante. Claro, los estadounidenses no tienen que seguir las órdenes de la Opep.
     
    En medio de esas guerras y egresos multimillonarios, y en medio de la caída de los precios, los saudíes lanzaron un programa de obras públicas de más de 50.000 millones de dólares.
     
    Y tienen reservas suficientes, “porque ese es otro asunto”, que nada tiene que ver con la contabilidad de sus pozos.
     
    Por José Suarez N
     

    Fuente: Inteligenciapetrolera.com.co

     

  • ¿Por qué países productores de petróleo están más preocupados que otros?

    Plataforma Gullfalk de StatOilPlataforma Gullfalk de StatOilEl precio del petróleo alcanzó un máximo de US$115 por barril en junio de 2014, a mediados de enero de este año se negociaba a menos de US$50, un nivel que no ha repuntado. Pese a que esta caída de precios es la misma para todos los países productores es más llevadera para unos que para otros.
     
    Mientras que los recientes precios bajos precios del crudo son buenas noticias para los grandes importadores como Estados Unidos y China, es una muy mala noticia para los países exportadores, sobre todo para las economías en donde la producción del petróleo sostiene en gran medida los ingresos nacionales y además el sector tiene gran participación en el Producto Interno Bruto (PIB). 
     
     
     
     
     
    Fuente: The EconomistFuente: The Economist
     
    Las exportaciones de petróleo de Venezuela representan aproximadamente el 20% del Producto Interno Bruto (PIB), mientras que en Arabia Saudita, representan el 43, 2%. En ese orden de ideas, la economía del país árabe es más dependiente del petróleo que Venezuela y Rusia  por ejemplo, en donde las exportaciones del crudo están por encima del 10% del Producto Interno bruto (PIB), de acuerdo con un mapa construido por The Economist. 
     
    A su vez, los ingresos que generan las exportaciones de petróleo tienen un impacto en la mayoría de las cuentas nacionales, como en Arabia Saudita en donde el 89% los ingresos del estado provienen de las exportaciones de crudo, en Rusia son el 30%, en Venezuela el 45%. En contraste, en Colombia no supera el 25%. 
     
     
     
     
    Fuente: StratforFuente: StratforSin embargo, Arabia Saudita tiene la capacidad de sobrellevar de mejor manera la caída de los precios por la acumulación de reservas que por ejemplo Venezuela y no necesita ajustes fiscales para mantener la estabilidad económica como en Colombia. 
     
    ¿Por qué unos países llevan mejor la caída del precio petróleo? 
     
    Los países productores de crudo no experimentan el mismo riesgo cuando los precios se derrumban pues, de acuerdo con The Economist, algunos países exportadores administran mejor las ganancias en la temporada de vacas gordas que otros. 
     
    Este es el caso de Arabia Saudita, quien ha acumulado más de US$700.000 millones en efectivo, por lo que tienen mayor capacidad financiera de soportar precios bajos de petróleo aun cuando el 89% de los ingresos del Gobierno provienen de esta industria; US$257.000 millones más que las de Rusia y 37 veces más que las reservas de Venezuela.
     
     
    Fuente: StratforFuente: StratforLos exportadores más grandes del mundo además de Arabia Saudita, como Emiratos Árabes Unidos y Kuwait están muy expuestos a las pérdidas de la caída de precios del crudo en términos de dólares, sin embargo, conjuntamente acumulan más de US$ 2 billones en sus fondos soberanos. Esto refleja mayor disciplina en la bonanza y por lo tanto más resistencia en las vacas flacas. 
     
    La situación del petróleo preocupa en Colombia pero no tanto como al vecino 
     
    De acuerdo con el informe de coyuntura petrolera publicado en julio por Fedesarrollo, en el 2014 la producción del petróleo tuvo una participación en el Producto Interno Bruto (PIB) de entre el 5% y 6%, lo cual indica que la economía colombiana no depende en gran medida del petróleo como otros países mencionados anteriormente. 
     
    Sin embargo, la importancia de este sector en las cuentas del Gobierno creció rápidamente durante los últimos 13 años, pues la participación de la renta derivada del petróleo en los ingresos nacionales, pasó  de ser el 10% en el 2001 a cerca del 23% en el 2013. Convirtiéndose en uno de los sectores más relevantes de la economía colombiana.
     
    Por este aumento en la participación de las rentas del sector en los ingresos nacionales, la situación es compleja pues con precios promedio del petróleo de US$55 por barril, el impacto sobre los ingresos del Gobierno Nacional, estarían cercanos a los $18 billones. 
     
    El director ejecutivo de Fedesarrollo, Leonardo Villar, quien también pertenece a la comisión tributaria, le explicó a Dinero “que en el país no supimos ahorrar en los momentos de vacas gordas que nos proporcionaron los precios altos del petróleo”, lo que ha dejado al país con un hueco fiscal por llenar.  
     
    Frente a este panorama, el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, aseguró que el petróleo fue una sorpresa positiva para la economía colombiana, pues trajo capacidad fiscal, que agregó ingresos al Gobierno, pero que “el Producto Interno Bruto (PIB) colombiano no depende del petróleo más del 5% y , por lo que la situación es mucho más llevadera que por ejemplo la de Venezuela”, además porque el país conserva más de US$47.000 millones en reservas; más del doble que Venezuela. 
     
    El país vecino tiene comprometido el 43% de los ingresos del Estado al petróleo y tiene solo US$20.000 millones de reservas, mientras que Rusia, que es menos dependiente al petróleo con un 30% de los ingresos del Gobierno atados a la industria petrolera conserva US$443.000 en reservas. 
     
    Fuente: Dinero.com
     
  • ¿Por qué venta de Pacific Rubiales se 'desenreda'?

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

    BP alcanzó un acuerdo de US$18.700 millones con el Gobierno federal y cinco estados de Estados Unidos para resolver un litigio por la explosión de una plataforma del Golfo de México que generó el peor derrame de petróleo en la historia de EE.UU
     
    Houston. BP alcanzó un acuerdo de US$18.700 millones con el Gobierno federal y cinco estados de Estados Unidos para resolver un litigio por la explosión de una plataforma del Golfo de México que causó la muerte de 11 personas y generó el peor derrame de petróleo en la historia del país norteamericano.
     
    El acuerdo, sujeto a la aprobación final del juez distrital Carl Babier en Nueva Orleans, busca cerrar acusaciones de violación de la ley de Aguas Limpias y daños de recursos naturales presentados por el Departamento de Justicia estadounidense.
     
    También busca resolver las denuncias de daños medioambientales y económicos presentadas por los estados de Luisiana, Misisipi, Alabama, Florida y Texas.
     
    BP Plc prevé que el acuerdo aumentará el cargo antes de impuestos de la compañía por el desastre de la plataforma Deepwater Horizon en 22%, o US$10.000 millones, a un total de US$53.800 millones.
     
    La cifra incluye US$4.500 millones en penas civiles y militares del Departamento de Justicia y de la Comisión de Valores, y US$14.000 millones en costos por operaciones de limpieza.
     
    Los pagos, tal como indica el acuerdo, se realizarán en un plazo de 15 a 18 años. El Departamento de Justicia y los estados de la costa estadounidense del Golfo pueden decidir en conjunto acelerar los pagos si BP cae en bancarrota o sufre un cambio en su directiva, generada por una eventual adquisición.
     
    El acuerdo incluye:
     
    - Un pago a 15 años de US$5.500 millones por violación de la ley de Aguas Limpias.
     
    - Un pago a 15 años de US$7.100 millones al gobierno estadounidense y cinco estados del país por daños a los recursos naturales. BP apartó US$232 millones para el pago de intereses al final del periodo de 15 años, a fin de cubrir los costos de más daños a recursos naturales que actualmente se desconocen.
     
    - Un pago a 18 años de US$4.900 millones para resolver demandas por daños económicos de los cinco estados del país.
     
    - Hasta US$1.000 millones para resolver acusaciones de más de 400 gobiernos locales.
     
    El acuerdo no incluye:
     
    - Al menos US$8.500 millones en acuerdos extrajudiciales por una demanda colectiva del 2012 bajo acusaciones de daños de propiedad, médicos, económicos a individuos y empresas.
     
    - Demandas de individuos y empresas que no aceptaron el acuerdo del 2012.
     
    - Un litigio por activos privados que está pendiente en una corte federal de Houston.
     
    Reuters
  • ¿Qué debe hacer Pacific sin Campo Rubiales?

    La petrolera canadienses recibió un no de parte de Ecopetrol para la renovación del contrato de Campo Rubiales. ¿Cuál debe ser el rumbo que tome la petrolera ante su nuevo panorama?

    El viernes pasado Ecopetrol confirmó los rumores que se venían manejando en el mercado. No le renovó el contrato de operación de Campo Rubiales a Pacific. Desde el primero de junio de 2016, la estatal colombiana asumirá la operación del campo a menos de que decida buscar un socio para su operación.

    Con la negativa de la renovación, Pacific Rubiales se queda sin su campo más importante, no obstante el mercado daba por descontado que esto sucedería. Pese a todo, su acción en la Bolsa de Valores de Colombia se redujo más del 11% en la jornada siguiente de conocerse la noticia.

    Surge entonces el interrogante de cuál debe ser la estrategia de la canadiense ahora que se queda sin Rubiales. Dinero consultó a analistas del mercado para conocer cuáles son sus impresiones y lo que esperan de la compañía.

    Wilson Tovar, Director de Investigaciones Económicas de Acciones y Valores, señala que lo primero a lo que la empresa canadiense debe apostarle es a reducir costos. Esto no sólo por la pérdida del campo, sino por la situación actual del sector, sostiene que todas las empresas de petróleo están en ese proceso dada la coyuntura con los precios.

    Así mismo afirma que si la posición de caja lo permite, la petrolera debe disminuir su producción e incorporar nuevas reservas, al menos mientras los precios del petróleo recuperan parte del terreno perdido en los últimos seis meses.

    Otro de los aspectos que puede resultar atractivo para Pacific Rubiales en la coyuntura actual es el de buscar activos en Colombia que no son solventes, con esto la petrolera podrá incorporar nuevas reservas y suplir parte de la producción que perderá con Campo Rubiales.

    Tovar añade que en la medida en que los acuerdos de paz den sus frutos, se facilitará el acceso a zonas en las que actualmente la exploración petrolera no es muy grande, lugares como el Putumayo pueden ofrecer alternativas interesantes para las empresas del sector, eso sí, el acceso a estas dependerá en gran medida a los avances que se produzcan entre el Gobierno y la guerrilla de las Farc.

    Ante la actual crisis del sector petrolero se podría pensar que a Grupo Alfa, que durante el año anterior aumentó su participación en la canadiense hasta el 19,5% le podría interesar adquirir el resto de la compañía, no obstante advierte Tovar que, con los precios actuales de las empresas del sector, las grandes compañías pueden ver muchas oportunidades interesantes para adquirir y no sólo Pacific.

    Fuente: Dinero.com

  • ¿Qué es lo que implicaría hacer un nuevo informe de reservas para petróleo y gas?

    Un nuevo informe permitirá decisiones respecto a la firma de nuevos contratos de exploración y tendría efectos en el Marco Fiscal de Mediano Plazo.
    Ante la petición del Gobierno Nacional, representado por el ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, sobre construir otro informe de reservas de petróleo y gas dentro de seis meses, el panorama de la firma de contratos de exploración se mantiene en un área gris, pues aunque se ha dicho que esa posibilidad se va a revisar, por el momento la política pública se mantiene en la no firma de nuevos contratos.
     
    Entonces, ¿qué tanto puede cambiar el panorama del sector minero energético con un nuevo informe? para empezar, hay que resaltar que la normatividad internacional en esta materia se rige por un informe anual de reservas, las compañías que cotizan en bolsa deben cumplir con este elemento.
     
    El informe publicado el pasado 24 de mayo por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que recoge la información hasta el 31 de diciembre de 2022, calcula que país tiene reservas probadas de petróleo y gas para 7,5 y 7,2 años, respectivamente.
     
    El ministro Bonilla dijo que en seis meses se recibirá ese nuevo estudio que permitirá determinar si firmar o no nuevos contratos y serán expertos quienes tomen la decisión. “Si la valoración da buenos resultados, se especula que las reservas subirán a 10 o 20 años, pero no quiero especular. Vamos a recibir el informe en seis meses y los expertos dirán”, comentó el jefe de la cartera.
     
    Juan Felipe Neira, docente de la Universidad Externado, explica que las reservas pueden aumentar “si algunos de los recursos contingentes superan los elementos que permiten llegar a un desarrollo comercial real, pero hay muchos retos de seguridad, relacionamiento con las comunidades y viabilidad de inversión”.
     
    Lo que sigue, entonces, es cómo se hará. Por el momento, la ANH no ha anunciado si algo en la metodología cambiará. Por parte del Ministerio de Hacienda lo que se espera es una actualización, pero esto puede implicar un esfuerzo por parte de las empresas minero energéticas.
     
    Según indica Julio César Vera, presidente de la Fundación Xua Energy y experto en el sector, que las reservas crezcan dependerá de la producción y el agotamiento que por este efecto van teniendo las reservas existentes.
     
    “Además de las incorporaciones que se den en el periodo, bien sea por declaraciones de comercializaciones, proyectos de recobro secundario o mejorado, pero solo hasta el próximo informe serían certificadas y más si no se reglamenta un nuevo procedimiento”, agrega.
     
    Y es posible que se generen costos adicionales para las empresas, “por efecto de la contratación de las firmas certificadas en auditorías de reservas que, en un escenario de tan corto tiempo, no es costo eficiente, ni genera un valor agregado adicional a nivel operativo”, advierte Vera.
     
    Sin embargo, esto no sucedería en un escenario en el que la ANH haga un nuevo análisis a partir de la información que tenga disponible y que ajusten en materia de producción, agotamiento e incorporación de nuevas reservas.
     
    El informe también tendrá incidencia en el Marco Fiscal de Mediano Plazo
     
    Según explica Neira, el informe puede ser bastante influyente para la toma de decisiones fiscales. “El Marco Fiscal de Mediano Plazo se va a decidir y uno de los puntos esenciales es entender el valor que se le pondrá al precio proyectado del petróleo”, indica. Inicialmente se había hecho con un precio de US$90 y ahora será en US$77. También resalta que hay riesgos como el cambio del mercado internacional, “puede que haya un nuevo informe con nuevas reservas, pero si los precios caen es como si no hubiéramos hecho nada”, señala.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • ¿Qué está pasando con los precios del petróleo?

    Los futuros del Brent han subido casi un 20 por ciento desde el final de marzo, mientras que los de crudo estadounidense han avanzado alrededor de un 30 por ciento.
     
    Foto de Estación de Servicio BPFoto de Estación de Servicio BPEl petróleo Brent rebotó el viernes tras abrir en baja mientras que el crudo referencial estadounidense terminó con una caída, en medio de las dudas de operadores e inversores sobre la continuidad del repunte reciente de los precios ante la persistente abundancia de suministros.
     
    Mientras tanto, los inventarios de crudo en Estados Unidos se mantienen cerca de máximos de 80 años.
     
    Para algunos, eso sugiere que el mercado ha ido demasiado lejos y probablemente esté cerca de una corrección. * "Hay un cambio de humor en el aire", dijo Eugen Weinberg, jefe de investigación de mercado para petróleo en Commerzbank, en el Foro Global de Petróleo de Reuters.
     
    "El repunte del precio del petróleo parece que lentamente se estaría quedando sin fuerza", agregó.
     
    El petróleo referencial estadounidense para junio perdió 19 centavos, a 59,69 dólares por barril, tras bajar más de un dólar durante la sesión, porque un dólar más fuerte hizo caer a las materias primas nominadas en esa moneda.
     
    Pero en términos semanales el mercado subió por novena semana consecutiva.
     
    El petróleo Brent para julio subió 11 centavos, a 66,81 dólares por barril.
     
    La ganancia semanal fue la quinta en las últimas seis semanas.
     
    Las voces que dudan sobre la sostenibilidad del repunte de los precios destacaron un mercado que sigue estando sobreabastecido casi un año después de la ola de ventas que comenzó en junio del 2014 e hizo retroceder los valores desde máximos por encima de 100 dólares el barril.
     
    La Agencia Internacional de Energía (AIE) dijo esta semana que los grandes productores de crudo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) están bombeando al menos 2 millones de barriles por día (bpd) más que los requeridos, inundando los inventarios desde Europa hasta China.
     
    La gubernamental Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA) sostiene que las existencias mundiales de crudo han estado creciendo, hasta 1,95 millones de bpd, este trimestre y que seguirán incrementándose al menos hasta fines del 2016.
     
    Reuters
     
    Fuente:portafolio.co
  • ¿Qué hay detrás del aumento de la inversión en petróleo y gas del Mar del Norte?

    Se espera que las inversiones en la industria del petróleo y el gas de Noruega alcancen un récord de alrededor de 21 mil millones de dólares en 2023.
    Noruega y el Reino Unido han superado desafíos recientes y están en camino de lograr hitos importantes debido a aumentos notables en las inversiones, el éxito de la exploración y la producción. La producción sólida de petróleo y gas de la región también está proporcionando recursos indispensables para que Europa y el resto del mundo naveguen por la transición energética.
     
    Se espera que las inversiones en la industria del petróleo y el gas de Noruega alcancen un nivel récord de aproximadamente 225 mil millones de coronas noruegas (21 mil millones de dólares) en 2023. Esto se produce cuando en los últimos años se han aprobado varios proyectos clave, impulsados ​​por el régimen fiscal temporal del país, que fue introducido para incentivar el gasto en la plataforma continental noruega.
     
    “Con una tasa de crecimiento impresionante este año, se prevé que las inversiones totales en la industria noruega del petróleo y el gas superen el récord establecido en 2013, cuando las inversiones totales alcanzaron aproximadamente NOK 205 mil millones ($19 mil millones). Se espera que las inversiones en 2023 alcancen un nuevo máximo histórico, y este aumento significativo de la inversión marcaría un nuevo hito en el sector del petróleo y el gas en Noruega”, afirma Emil Varre Sandoy, vicepresidente de Upstream de Rystad Energy.
     
    Este aumento de la inversión es un avance positivo después de varios años de escasez en la industria y será particularmente bienvenido por el sector de servicios petroleros. Esta inversión en el sector es esencial para mantener una industria de servicios fuerte mientras se realiza una transición gradual hacia fuentes de energía alternativas.
     
    A pesar de una disminución de casi el 15%, desde un máximo de casi 4,6 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boepd) en 2004, la producción noruega de petróleo y gas aumentará nuevamente. Para 2025, la producción podría volver a alcanzar niveles máximos como resultado de un mayor enfoque en la producción de gas y nuevos proyectos en trámite. Estos volúmenes se producirán con una de las huellas de CO 2 más bajas del mundo y reducirán la dependencia de Europa de los hidrocarburos rusos.
     
    Las inversiones en petróleo y gas en el Reino Unido no se han recuperado de la misma manera que en Noruega. Se espera que las inversiones en 2023 sean alrededor de un 75% inferiores a las de 2013, cuando la inversión alcanzó un máximo de casi £18 mil millones ($22,7 mil millones). Sin embargo, con muchos avances en trámite, el próximo año podría ver el mayor número de proyectos sancionados en una década. Si bien en el Reino Unido se aprueban, en promedio, de tres a cinco proyectos cada año, en 2024 se podrían dar luz verde a hasta 14 nuevos campos de petróleo y gas.
     
    "Los tres proyectos más grandes son Rosebank, Cambo y Clair Fase 3. Si estos proyectos importantes se aprueban, 2024 podría marcar la actividad sancionadora más alta desde 2013, con alrededor de £9,5 mil millones ($12 mil millones) en inversiones futuras", dice Sonya Boodoo, Upstream. Analista senior en Rystad Energy.
     
    Pocas medidas de actividad son más cíclicas que la actividad de exploración. En 2014 se perforaron en Noruega 57 nuevos pozos de exploración de petróleo y gas. Solo dos años después, el recuento cayó a 27 cuando el precio del petróleo se desplomó en 2015 y 2016. La actividad aumentó en 2018 y 2019, antes de volver a caer en 2020 debido al Covid-19 y los bajos precios del petróleo.
     
    Este año, se espera que el número de pozos de exploración llegue a 35 y se prevé que aumente a 36 el próximo año. También ha sido un buen año para nuevos descubrimientos, con volúmenes similares a los del año pasado ya descubiertos, a pesar de que hasta la fecha solo se han completado alrededor de la mitad de los pozos planificados para 2023.
     
    Por Rystad Energía
     
  • ¿Qué importancia tiene la industria del esquisto estadounidense?

    En 2022, se produjeron casi 7,8 millones de barriles diarios de petróleo crudo a partir de los llamados recursos de petróleo compacto. El otro nombre para estos es recursos no convencionales. Sin embargo, un tercer nombre, mucho más popular, es esquisto.
    El esquisto es una roca porosa que atrapa moléculas de hidrocarburos en sus poros y dificulta su liberación. O solía ser complicado. A principios del siglo XX , se desarrolló una tecnología llamada fracturación hidráulica que permitió la extracción de esas moléculas de hidrocarburos de los poros de la roca de esquisto.
    Algunos remontan los orígenes del fracking al siglo XIX , cuando algunos productores utilizaron nitroglicerina líquida y sólida para estimular el rendimiento de los pozos de petróleo en varios estados de EE. UU. El fracking moderno, afortunadamente para todos los involucrados, no usa nitroglicerina. Utiliza agua, productos químicos y arena.
     
    Aunque se conoce desde hace décadas, la fracturación hidráulica solo se aceleró a principios de la década de 2000 después de un estudio histórico realizado por la Agencia de Protección Ambiental, que concluyó que la fracturación hidráulica no representa una amenaza de contaminación para los recursos de agua potable. Lo que siguió a este estudio se denominó acertadamente una revolución.
     
    Un gráfico histórico de producción de petróleo de EE. UU. elaborado por la Administración de Información Energética revela una historia fascinante. Hasta finales de 2010, la producción crece de manera gradual y constante, con algunas caídas aquí y allá siguiendo los ciclos de auge y caída de la industria.
     
    A partir de 2011, el crecimiento ya no es uniforme ni gradual: es un aumento literal de alrededor de 5,6 millones de barriles diarios a fines de 2010 a 13 millones de barriles diarios a fines de 2019. Todo gracias al fracking.
     
    El fracking, que no le gusta a todo el mundo en la industria del petróleo y el gas, por cierto, porque se usó como un eufemismo para una palabrota en Battlestar Galactica, convirtió a Estados Unidos en el mayor productor de petróleo del mundo y también en el mayor productor de gas del mundo. La fracturación hidráulica se utilizó por primera vez para la producción de gas, y solo más tarde se expandió al petróleo.
     
    Hasta la fecha, a pesar de la desaceleración del crecimiento de la producción y las previsiones de algunos analistas de que la revolución ha terminado definitivamente, la fracturación hidráulica sigue contribuyendo con la mayor parte de la producción total de petróleo y gas de EE. .
     
    El proceso de fracturación hidráulica es simple, a primera vista. Se trata de perforar un pozo en la roca de esquisto e inyectarle una mezcla de agua, productos químicos y lo que la industria llama apuntalante, o un tipo especial de arena, que se aloja en la roca porosa y mantiene los poros abiertos para que el petróleo y el gas puede rezumar y recogerse del pozo.
     
    Sin embargo, simple no significa fácil. El fracking requiere cantidades masivas de los materiales antes mencionados: cuanto más largos y profundos se vuelven los pozos, más agua, productos químicos y arena se requieren para fracturarlos. Luego está el problema de las aguas residuales.
    Hace unos años, Oklahoma atrajo la atención de los medios debido al aumento significativo de la frecuencia de los terremotos desde el comienzo del auge del esquisto. El estado, uno de los grandes productores de petróleo de EE. UU., tenía una actividad sísmica insignificante antes de 2009, cuando el fracking realmente despegó. Para 2016, Oklahoma estaba registrando un promedio de dos terremotos por día, lo que antes era el promedio de un año. Hasta la fecha, los terremotos son igual de frecuentes.
     
    Algunos culpan a la fracturación hidráulica por desestabilizar la roca y estimular la actividad sísmica. El Servicio Geológico de EE. UU. realizó un estudio y descubrió que el problema no es el fracking en sí mismo. El problema eran las enormes cantidades de aguas residuales que se desechaban en depósitos subterráneos después de que se completaba el proceso de fracturamiento.
     
    Los pozos de aguas residuales, dijo el USGS en su estudio, operan más tiempo del que se necesita para fracturar un pozo de producción y absorben mayores cantidades de fluido. Esto es lo que causa el aumento de la actividad sísmica, según el USGS, que solo encontró un vínculo causal entre el fracking y los terremotos en solo el 2% de los terremotos en Oklahoma.
     
    Se espera que las regulaciones de eliminación de aguas residuales se hayan endurecido desde que se publicó ese estudio, pero la oposición a la fracturación hidráulica no ha disminuido, al menos fuera de los Estados Unidos.
     
    En medio de la crisis energética del año pasado en Europa, algunos miembros de la industria pidieron a los gobiernos europeos que comenzaran a explotar sus propios recursos, a veces considerables, de petróleo y gas de esquisto. La reacción violenta fue inmediata y poderosa, tal como lo fue años antes cuando condujo a la prohibición del fracking en Francia, Bulgaria, Dinamarca y los Países Bajos.
     
    En algunos casos, sin embargo, es una cuestión de viabilidad económica. Polonia, por ejemplo, tiene amplios recursos de esquisto, pero la exploración extensa no logró encontrar una manera de extraerlos económicamente. Noruega también declaró que sus recursos de esquisto no son rentables y se centró en la perforación convencional en alta mar.
     
    Si la fracturación hidráulica ha sido una bendición o una ruina depende de la perspectiva. Desde una perspectiva de seguridad energética, sin duda ha sido una bendición, y no solo para los Estados Unidos.
     
    Argentina ahora está aprovechando la experiencia de los productores estadounidenses para desarrollar su propia riqueza de petróleo y gas de esquisto en la formación Vaca Muerta, y Europa ha disfrutado de un flujo constante de petróleo y gas estadounidense, la mayoría de ellos extraídos de las mismas formaciones de esquisto que explotan el esquisto de Europa. -Los países ricos lo han prohibido.
     
    Sin embargo, como un recordatorio de que siempre hay una compensación, Oklahoma todavía experimenta temblores de tierra con mucha más frecuencia que antes de que comenzara la revolución del esquisto. También existe una presión creciente sobre la industria para que reduzca sus emisiones de metano, que son considerables. La industria está trabajando en eso. Después de todo, el metano es un producto comercializable, otro fruto de la roca de esquisto.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • ¿Qué le espera al petróleo tras el desplome de su precio?

    Baja cotización pararía algunos proyectos. Gobierno reitera que obras y gasto social no se afectan.

    El petróleo tocó el nivel crítico por debajo de los 30 dólares, tras el anuncio de que cesarán las sanciones a las exportaciones de Irán. (Lea: Precio del petróleo vuelve a caer).
     
    La destorcida, como es habitual, causó en Colombia un aumento en el precio del dólar, por la probable desmejora en el ingreso de divisas.
     
    El precio del dólar subió de 3.241 pesos a 3.294 pesos en promedio.
     
    Aunque hubo señales de que la economía china no se estaría debilitando tan rápido como pensaban algunos analistas, también reinó el pesimismo en los mercados de acciones. 
     
    Wall Street cerró la semana con fuertes pérdidas y el Dow Jones de Industriales, su principal indicador, cayó un 2,39 por ciento y perdió la barrera de los 16.000 puntos, de la que no caía desde agosto.
     
    Entre tanto, la Bolsa de Valores de Colombia (BVC) bajó un 2,25 por ciento.
     
    El barril de crudo Brent para entrega en marzo cerró en el mercado de futuros de Londres en 28,94 dólares, un 6,7 por ciento menos que al cierre de la sesión anterior.
     
    El petróleo europeo también cerró por debajo de los 30 dólares el barril por primera vez desde febrero del 2004.
    El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda, dijo que ojalá la situación sea coyuntural, pues es un precio que no soporta los costos de la industria en el país y el mundo. (Lea: ¿Hasta cuánto caerá la acción de Ecopetrol?).
     
    “Mientras unos proyectos seguirán siendo viables otros no lo serán”, explicó.
     
    De acuerdo con el dirigente gremial, el panorama financiero del Gobierno cambiaría, pues si se tiene en cuenta que el año pasado dejó de percibir 22 billones de pesos, en el 2016, con una eventual cotización inferior del crudo, debe haber una enorme preocupación por el costo fiscal.
     
    El presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, dijo en reciente entrevista con EL TIEMPO que si bien una cotización de entre 20 y 30 dólares da flujo de caja y pueden seguir operando, el nivel en el cual arrojan utilidades es entre 30 y 40 dólares por barril. (Lea también: Coletazo chino en Colombia, a través de crudo, dólar y acciones).
     
    A la espera
     
    Las sanciones internacionales a Irán, por su programa nuclear, finalizarán previsiblemente los próximos días, lo que dará luz verde a la república islámica, que posee las cuartas mayores reservas del mundo, para exportar de nuevo su crudo de manera normal.
     
    La Agencia Internacional de Energía Atómica (Iaea) podría emitir un reporte el próximo viernes durante su reunión en Viena (Austria) para indicar si Irán ha estado cumpliendo con parte del acuerdo para restringir su programa nuclear, lo que podría dar pie a que las potencias de Occidente levanten las sanciones contra su gobierno.
     
    Aunque expertos han advertido que no todas las sanciones contra Irán serían removidas de inmediato una vez entre en vigencia el acuerdo sobre el programa atómico, el suministro adicional exacerbaría el exceso de oferta del crudo.
    Los analistas calculan que Irán está listo para bombear 500.000 barriles diarios adicionales en cuanto se levante el veto, una cifra que podría llegar hasta un millón de barriles diarios en pocos meses.
     
    Por otra parte, las continuas muestras de desaceleración de la economía china, segundo consumidor mundial de crudo, avivaron asimismo los temores de que la diferencia entre la demanda y la oferta globales se continué agrandando, lo que favorece la caída de los precios.
     
    La situación perjudica a los productores, pero beneficia a los consumidores, los países importadores y compañías con un alto consumo de combustible, como las aerolíneas.
     
    El levantamiento de las sanciones (contra Irán) no podría llegar en peor momento para el mercado petrolero y puede hacer bajar los precios todavía más, consideraron expertos de Commerzbank.
     
    La producción diaria aumentó en el país
     
    En medio de la destorcida de precios, el Ministerio de Minas y Energía informó que Colombia alcanzó una producción promedio anual de 1’005.400 barriles de crudo por día en el 2015, contra 988.110 en el 2014, con un aumento de 1,75 por ciento. 
     
    “Ante las coyunturas que vivimos el año pasado, el sector nos demostró el valor y el impacto positivo que tiene para nuestro país. El sector trabajó para mantener la producción lo más cercana al millón de barriles y es sobre esta meta con la que podemos asegurar los recursos que se necesitan para financiar programas de infraestructura y de desarrollo social que tanto necesita nuestro país”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Tomás González.
     
    En diciembre, el promedio de producción de crudo mensual se ubicó en 993.800 barriles días, lo cual significa un 0,48 por ciento más que el registrado en noviembre del mismo año, cuando se produjeron 989.000 barriles diarios.
     
    “Recordemos que un millón de barriles promedio mes es un billón de pesos para el país”, dijo González, quien agregó que los recursos provenientes del sector durante los últimos cuatro años son los equivalentes a la financiación de 2,5 veces la primera etapa del programa de vías de cuarta generación o a la construcción de 1,5 millones de viviendas de interés social.
     
    El petróleo es la principal fuente de ingresos por exportaciones, impuestos y regalías de Colombia.
     
    El país tiene 2.308 millones de barriles de reservas probadas de crudo y busca incrementarlas con nuevos hallazgos y el mejoramiento de la recuperación con modernas tecnologías en los campos.
     
    “Con precios inferiores a 30 dólares se espera una menor producción de petróleo por la reducción de inversión y un menor ingreso de dólares a la economía, así como menores ingresos para el Gobierno Nacional”, dijeron analistas del Banco de Bogotá.
     
    ECONOMÍA Y NEGOCIOS
     
    Fuente:  ElTiempo.com
  • ¿Qué le espera al precio del petróleo y otros commodities en 2017 y 2018?

    Días antes de la reunión  de la Opep, se dieron a conocer algunos pronósticos sobre el precio del petróleo y otras materias primas. ¿Qué le espera a los commodities este 2017 y el próximo año?

    la proyección para 2018, es que el precio del barril se ubique en US$60.la proyección para 2018, es que el precio del barril se ubique en US$60.En la última edición de Commodity Markets Outlook (Perspectivas de los mercados de productos básicos), el Banco Mundial mantuvo su pronóstico para este año sobre el precio del petróleo crudo, de US$55 por barril.

    Además, la proyección para 2018, es que el precio del barril se ubique en US$60.

    El Banco señaló que el alza de los precios del petróleo, impulsada por los recortes de producción de estados pertenecientes y no pertenecientes a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep), permitirá que los mercados se reequilibren gradualmente.

    Según el portal PrecioPetróleo.net, los inversores petroleros siguen vigilando el cumplimiento por parte de los países productores del pacto sellado a finales de 2016 para reducir su extracción en cerca de 1,8 millones de barriles por día (bpd) en el primer semestre de 2017, tratando de disminuir la sobreoferta global.

    Ahora, dichos inversores se están enfocando en si la Opep y otros productores acordarán una extensión de los recortes para la segunda mitad del año. El asunto se debatirá entre miembros y productores externos, en el marco de la cumbre de la Opep el próximo 25 de mayo.

    Pese a las proyecciones del Banco, se observa que el precio del crudo ha caído considerablemente en lo corrido del año, teniendo en cuenta que a comienzos de enero el barril alcanzó precios superiores a US$56 y para comienzos de mayo el barril alcanzó precios mínimos de US$45.

    Variación petróleo crudo (1 enero a 15 mayo 2017)

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    Fuente: Yahoo Finance

    En concordancia con los pronósticos sobre el precio del petróleo, se prevé para este año un aumento del precio del gas natural del 15%, impulsado por el alza de precios en Estados Unidos.

    Por su parte, se espera que el precio del carbón aumente un 6% en 2017 debido a las restricciones a la producción que había impuesto China, (país donde se consume la mitad de lo producido a nivel mundial).

    Se prevé que los precios de los productos básicos no energéticos, como la agricultura, los fertilizantes, los metales y los minerales, aumentarán en 2017; este sería el primer incremento de los últimos cinco años.

    Las proyecciones indican que los precios de los metales subirán un 16% este año como consecuencia de la fuerte demanda, especialmente de China, y las limitaciones de oferta, por las interrupciones de la actividad minera en Chile, Indonesia y Perú.

    Por otro lado, se espera que el precio de los metales preciosos caiga un 1% este año y otro 1% el año próximo.

    Dentro del grupo de los productos básicos no energéticos, se prevé que el índice de precios agrícolas se mantendrá estable este año, ya que la caída del precio de los cereales debería verse compensada por el aumento del precio de los aceites y harinas.

    “Las condiciones favorables han llevado la proporción entre reservas y utilización al nivel más alto de los últimos 15 años en el caso del trigo, el maíz y el arroz”, dijo John Baffes, economista superior y autor principal de Commodity Markets Outlook. “Las evaluaciones pronostican un superávit en la oferta mundial de los principales cereales durante este año y el próximo”.

    En contraste, se pronostica una caída de los precios de las bebidas (café, el cacao y té), de más del 6% en 2017, debido a que la oferta resultó ser mayor de lo previsto, pero se espera que las materias primas agrícolas aumenten un 4%. “El final del ciclo de El Niño/La Niña limita el riesgo de aumento de precios en las previsiones sobre productos básicos agrícolas para 2017 y 2018”.

    Índices de precios y crecimiento de las materias primas

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    Fuente: Banco Mundial

     

  • ¿Qué persigue Ecopetrol en México?

    Los yacimientos ofrecidos en la primera etapa no convencieron a la petrolera colombiana. Pero el interés en el Golfo se mantiene.
     
    La noticia sobre el retiro de Ecopetrol de la primera subasta abierta de bloques petroleros de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, CNH, de México dejó desconcertados a algunos inversionistas.
     
    La razón: la estrategia planteada por la petrolera a 2020 tiene como foco de sus inversiones internacionales al país azteca.
     
    “Si dicen que se concentrarán en México, y luego se publica que ya no están interesados en participar en la ronda, no queda claro entonces hacia dónde va la compañía”, señaló Camilo Silva, socio fundador de la firma Valora Inversiones.
     
    Sin embargo, extraoficialmente, fuentes de Ecopetrol explican que la razón por la cual no participarán en la subasta tiene que ver con que estos catorce bloques puntuales que se ofrecen en esta etapa de la ronda mexicana, no son del interés de la compañía.
     
    “La empresa está buscando yacimientos con mejor potencial”, señaló la fuente, que aseguró que lo más probable es que en la subasta del segundo semestre del año sí se presente por bloques de aguas profundas, en los que tienen mayor interés.
     
    Según lo planteado en la estrategia, explicada por el presidente de la compañía, Juan Carlos Echeverry, la idea es entrar con operadores que tengan experiencia en aguas profundas. Por lo que lo más probable es que para una nueva etapa de la ronda, la petrolera busque nuevamente alianzas con compañías de la talla de Murphy Worldwide.
     
    Hay que decir que a Ecopetrol no fue a la única compañía a la que no le convenció la oferta de la primera ronda mexicana. El consorcio de la italiana Eni Internacional y la estadounidense Casa Internacional también se retiraron, junto con Glencore, que hacía parte de un conglomerado y Premier Oil, que participaba individualmente.
     
    Los resultados de esta primera etapa se conocerán el próximo 15 de julio.
     
    ¿IMPACTO EN LA ACCIÓN?
     
    Para Silva, la noticia sobre la salida de Ecopetrol del golfo de México pudo haber tenido un impacto en la acción de la petrolera, que ayer en la mañana alcanzó a tocar su punto más bajo desde que está en la bolsa y se llegó a cotizar en 1.565 pesos.
     
    No obstante, para el analista de renta variable de Alianza Valores, Omar Suárez, el comportamiento de Ecopetrol ayer está justificado por la dinámica internacional que “tocó fondo”.
     
    “Hay mucha aversión en este momento en los mercados y Ecopetrol no es ajena en la situación. De hecho, al final de la jornada la acción alcanzó a recuperarse”.
     
    En efecto, ayer la acción de Ecopetrol cerró en 1.650 pesos, un leve repunte de 0,92 por ciento con respecto al cierre anterior.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ¿Qué pretende Obama con su nuevo impuesto petrolero?

    Aunque el presidente califique su nueva propuesta como “cuota”, la realidad es que se trata de un impuesto regresivo que podría tener severos efectos en la industria. En este momento, señor presidente, no puede pegarle a las grandes compañías petroleras sin pegarle también al ciudadano de a pie.
     
    Foto de shalom.clFoto de shalom.clDe acuerdo con un documento de la Casa Blanca, la propuesta de presupuesto federal del presidente Obama incluirá una “cuota” de 10 dólares por barril de petróleo. Los fondos recaudados, unos 40,000 millones de dólares (mdd) al año, serían dirigidos hacia un “Sistema de Transporte Limpio del siglo XXI” que reforzará el fondo federal para carreteras, permitirá la construcción de trenes de levitación magnética, estaciones de recarga para vehículos eléctricos, la investigación de vehículos autónomos y otros medios de transporte con bajas emisiones de carbono.
     
    Los líderes del Congreso han declarado que la iniciativa nació muerta. No obstante, el plan, revelado el jueves, generó perturbaciones en toda la industria del petróleo. La denominada “cuota”, un eufemismo para “impuesto”, por lo menos aplicaría por igual al suministro de crudo nacional y extranjero, con el fin de “garantizar la igualdad de condiciones”, según un funcionario de la Casa Blanca. En un mundo racional, la Casa Blanca se esforzaría por inclinar la balanza a favor de las empresas estadounidenses, pero en este caso las compañías locales pueden sentirse aliviados por que al menos sea un cuota equitativa.
     
    Parece un buen momento para crear un impuesto sobre el petróleo, ¿no? El barril cotiza a 30 dólares. La gasolina ronda 1.50 dólares por galón y no ha habido un aumento al impuesto federal a la gasolina de 18 centavos por galón en casi 35 años. Naturalmente, a la Casa Blanca nunca se le ocurriría etiquetar esto como un impuesto adicional de gas. Esos impuestos son regresivos, impactan más al usuario de a pie que a los grandes corporativos. Así que, por supuesto, esta “cuota” afectaría más a las malignas compañías petroleras. No importa que las grandes compañías petroleras acaben de trasladar a los automovilistas el impuesto de alrededor de 25 centavos por galón.
     
    Y tampoco hay que esperar que Bernie Sanders se preocupe por los pobres automovilistas. Él quiere prohibir el fracking en Estados Unidos. Considerando que casi todo el petróleo y gas de EU se extrae a través de esa técnica, eso significa que el candidato está a favor de echar por la borda toda la industria petrolera estadounidense, la más grande en el mundo. Las consecuencias de una medida así serían mucho más costosas que 10 dólares por barril.
     
    Tiene sentido que los fondos federales sean destinados a la manutención de las carreteras interestatales. Y no es indignante pensar que Estados  Unidos podría emular a Europa y Japón y construir una red de trenes de alta velocidad (aunque tal vez primero habría que mejorar las condiciones de Amtrak).
     
    Lo que sea. La propuesta nunca se convertirá en ley. Pero es triste que Obama piense que los estadounidenses son tan estúpidos como para no ver su “cuota” como el impuesto que es. También es lamentable que en el país con los mercados de capitales más amplios del mundo, los líderes políticos piensen que necesitamos impuestos regresivos para financiar el desarrollo de autos sin conductor y estaciones de carga. Al presidente le gusta juntarse con sus amigos de Tesla y Google, pero ¿no podrían pagarlo ellos mismos en vez de sacar esos recursos de los bolsillos de los contribuyentes?
     
     
    Por Christopher Helman / Forbes México 
  • ¿Qué significa que hayan aumentado las reservas de petróleo, pero reducido las de gas?

    En el último informe de reservas de petróleo y gas natural se dio a conocer que estas variaron en 1,7% y -11% respectivamente.
    Hoy se dio a conocer el informe anual de reservas de petróleo y gas. Según el reporte, con corte al 31 de diciembre de 2022, el país tiene reservas probadas de petróleo y gas para 7,5 y 7,2 años, respectivamente.
     
    De acuerdo al informa, las reservas probadas de petróleo pasaron de 2.039 millones de barriles reportados en 2021 a 2.074 millones de barriles en 2022. Es decir, crecieron en 1,7%. Mientras que las reservas probadas de gas se situaron en 2.82 terapies cúbicos (Tpc), con una diferencia de -0,35 con respecto a 2021. La producción de gas comercializado fue de 0,39 terapies cúbicos.
     
    Francisco Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), dio su análisis sobre qué significa que suban las reservas de petróleo, pero se presente una reducción en las de gas natural.
     
    Lloreda explicó que "con un precio promedio de US$105 barril en 2022 era de esperar un mayor incremento en las reservas probadas de petróleo y gas. Si se recuerda que el precio en 2021 fue US$70, amerita un mayor análisis; si este hubiese sido el precio en 2022, las reservas se habrían desplomado".
     
    En contraste está la caída en las reservas de gas natural, lo cual, señala, debería ser una advertencia para el Gobierno sobre si se está listo para iniciar la transición energética. "Este informe, que el Gobierno y el país aguardaba, debe conducir a una profunda reflexión respecto a si están dadas las condiciones para garantizar la autosuficiencia, la seguridad energética, y la triple transición que requiere Colombia: exportadora, fiscal y energética", dijo.
     
    Sin embargo, recomendó seguirse alineando a lo establecido en el Plan Nacional de Desarrollo, y revisar la política de hidrocarburos a futuro. "No es tarde para darle un impulso decidido a los contratos existentes de petróleo y gas, como lo hace el Gobierno; para hacer viables los recursos contingentes, y revisar, cómo lo dice el Plan de Desarrollo, la política de hidrocarburos a futuro", comentó.
     
    Por Juliana Trujillo para LaRepública.com
  • ¿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
  • ¿Quién le teme al fracking?

    La solución energética para Estados Unidos está a punto de entrar en Colombia. Un experto de ese país explica los riesgos y las posibilidades.
     
    El mercado mundial del petróleo dio un giro de 180 grados por cuenta del fracking. Para Colombia, el asunto será central en su agenda sobre el futuro energético. El próximo 1o de diciembre, Publicaciones Semana organiza el Foro Preguntas y respuestas sobre el fracking. David Yoxtheimer, investigador asociado del Centro Marsellus de divulgación e investigación de Pensilvania, Estados Unidos, es uno de los especialistas que estará en el evento. Yostheimer respondió a Revista Dinero preguntas clave sobre el tema. 
     
    ¿Cuáles son los impactos del fracking en el agua?
     
    Realmente tiene un potencial mínimo de contaminar las aguas subterráneas. Simplemente, la presión usada no es suficiente para crear fracturas que se extiendan más allá de 500 metros; por lo tanto, si se está desarrollando una fuente a profundidades de 2.000 metros y hay aguas subterráneas a 300 metros, aún queda una gran distancia de roca sin fracturar en el medio. El verdadero riesgo del desarrollo de un proyecto shale está relacionado con cualquier derrame en la superficie de químicos, combustibles o fluídos producidos que podrían filtrarse hacia abajo por la fuerza de la gravedad. Por lo tanto, manejar y almacenar apropiadamente los fluidos en la superficie es esencial, incluyendo el uso de revestimiento en las plataformas y un apropiado entrenamiento para el personal en sitio. Otro asunto clave es la integridad del pozo y garantizar que esté apropiadamente diseñado y construido para impedir cualquier fuga de metano o fluido.
     
    ¿Cuánta agua es necesaria para hacer fracking?
     
    Un típico pozo de shale en los Estados Unidos requiere entre 10 y 30 millones de litros de agua para fracturar, con un promedio de 20 millones de litros. Si los ‘laterales’ (tubos que taladran horizontalmente la tierra, a grandes profundidades, para llegar a los hidrocarburos atrapados en rocas) son más largos, será necesario utilizar más agua, cerca de 4 millones de litros por cada 300 metros.
     
    El Servicio Geológico de los Estados Unidos ha advertido sobre el incremento de la sismicidad en las zonas de fracking. ¿Qué piensa usted del tema?
     
    El fracking de pozos de shale ha causado solo pequeños eventos sísmicos a lo largo del planeta, ninguno de los cuales ha ocasionado daños significativos porque la naturaleza de tensión del fracking no causa sismicidad significativa.
     
    ¿De qué manera la regulación puede evitar los impactos negativos?
     
    Una apropiada planeación y colocación de plataformas lejos de áreas ambientalmente sensibles, vigilancia de la perforación y cementación, uso de terminaciones verdes y monitoreo de calidad del aire, son claves para minimizar los impactos ambientales. 
     
    ¿Cómo funciona la regulación de fracking en Estados Unidos?
     
    Cada Estado tiene el control de las regulaciones de petróleo y gas. También, cada uno de ellos tiene su entidad regulatoria en petróleo y gas que supervisa permisos y actividades de campo.
     
    ¿Cómo opera el control y sanción en EE.UU.?
     
    Si una compañía de energía no sigue las regulaciones y esto resulta en derrame de fluidos en aguas someras o que contaminen aguas subterráneas, entonces es emitida una novedad de violación, son impuestas multas y la compañía debe remediar la contaminación hasta limpiarla completamente.
     
    Fuente: Dinero.com
  • ¿Quién se beneficia con la caída de los precios del petróleo?

    La abrupta y sostenida caída de los precios del petróleo desde 2014 ha afectado principalmente a las economías de países productores.

    Estados unidos ha sido el principal beneficiario con la caída de los precios del petróleo. En su condición de importador, sólo en el segundo semestre de 2015, ahorró 110 mil millones de dólares en comparación con el gasto incurrido por ese mismo concepto en los primeros seis meses de ese año.
     
    En su condición de productor, Estados Unidos inundó el mercado petrolero con una producción diaria cercana a los cuatro millones de barriles de esquisto. El costo de producción de un barril de este tipo es más bajo, razón por la cual estas empresas pueden mantener su producción pese al colapso de los precios.
     
    De acuerdo con el departamento del tesoro de Estados Unidos, en el segundo semestre de 2015, los países asiáticos ahorraron 340 mil millones de dólares por concepto de partida petrolera.
     
    China gastó 120 mil millones menos que en la primera mitad de ese año; Japón ahorró 76 mil millones de dólares; India y Corea del Sur, 44 y 36 mil millones de dólares, respectivamente. 
     
    Los países de la Unión Europea gastaron 142 mil millones de dólares menos que el año pasado; Alemania economizó 50 mil millones de dólares; España ahorró 20 mil millones; Italia y Francia 16 y 12 mil millones de dólares, respectivamente.
     
    Mediante la inundación del mercado petrolero con esquisto y el consecuente colapso de los precios del petróleo, Estados Unidos, además de beneficiar sus finanzas, agrede a grandes productores de crudo como Rusia y Venezuela, países cuyos gobiernos hacen uso soberano de los recursos.
     
    Los países que integran la OPEP acordaron la reducción de 1,2 millones de barriles diarios para alcanzar el tope de 32,5 de barriles. Lea un resumen:
     
    Volatilidad
     
    Más allá del impacto que tienen en el precio del petróleo factores de corte económico, existen otras variables como catástrofes naturales o conflictos bélicos que involucran a países productores de petróleo y terminan por alterar, en ocasiones de manera dramática, la cotización del crudo.   
     
    Debido a la cantidad de factores que inciden en el precio del petróleo, éste es uno de los commodities de mayor volatilidad en la economía mundial. Las catástrofes naturales son las únicas imponderables en el mercado petrolero, el resto está vinculado a acciones políticas, cuyas consecuencias suelen ser un abrupto incremento del precio del crudo, causando estragos en la economía mundial.
     
    En 2004 el precio del barril se disparó cerca de 100 por ciento, en un contexto geopolítico de tensiones producto de la segunda intifada, consecuencia de la ocupación de Israel en Palestina.
     
    A ese escenario se sumaron los peores atentados en Iraq, después del asesinato de Sadam Hussein, que dejaron más de 2 millones 800 mil muertos y heridos, y los disturbios sociales que la derecha orquestó en Venezuela, el país con las mayores reservas de petróleo en el mundo
     
    Producto de esos hechos, en octubre de 2004, el barril casi duplicó su precio al pasar de 30 dólares en enero de ese año a más de 50 dólares. A esa coyuntura se le sumó al año siguiente el paso del huracán Katrina, que en 2005 afectó instalaciones petroleras del Golfo de México.
     
    Debido a esa catástrofe natural, aunado a los referidos conflictos políticos, se generó una crisis petrolera mundial y la cotización del crudo se ubicó en más de 70 dólares, 130 por ciento más que el año anterior 
     
    En enero de 2008  el barril superó por primera vez la barrera psicológica de los 100 dólares. Como consecuencia de la reducción de los inventarios estadounidenses y el debilitamiento del dólar ante la expansión de la economía china, la cotización del petróleo llegó el 11 de julio de ese año a un tope histórico de 147 dólares
     
    Entre los años 2014 y 2016 el precio del barril se depreció un 70 por ciento y en año y medio cayó de 110 dólares a menos de 30 dólares. La caída se debió en buena parte a la producción de petróleo y gas de esquisto en Estados Unidos. En la actualidad la Organización de Países Exportadores de Petróleo y países no OPEP, como Rusia, coinciden en la necesidad de adoptar medidas conjuntas para recuperar el precio del crudo, que en la actualidad ronda los 40 dólares, en torno a los 60 dólares.
     
     
    Telesur.tv
     
  • ¿Quién será el reemplazo de Reyes Reinoso?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Refinería está enfocada en la demanda

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

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

     

    La opinión

    Juan Carlos Echeverry

    Presidente de Ecopetrol

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

     

    Fuente: Larepublica.co 

  • ¿Se prepara Exxon para salir de cacería?

    Hace cinco años, un derrumbe energético más pronunciado que el actual hizo que los precios del gas natural cayeran 70% en un año. Fue la oportunidad que aprovechó Exxon Mobil Corp. para comprar XTO Energy Inc., uno de los mayores productores gasíferos de Estados Unidos, por US$ 25.000 millones en acciones.
     
    El actual desplome en la cotización del petróleo ha vuelto a crear las condiciones propicias para que Exxon salga de caza, en momentos en que las compañías con menos reservas de efectivo se ven golpeadas por la reducción de su flujo de caja.
     
    Exxon tiene la capacidad de endeudarse a tasas de interés muy bajas, gracias a una calificación de crédito superior a la del gobierno estadounidense, y los analistas estiman que la empresa puede digerir cualquier rival, más allá de los obstáculos regulatorios. La petrolera también ha acumulado una buena cantidad de sus propias acciones, lo que refuerza su poder adquisitivo.
     
    Un acuerdo a gran escala dista mucho de estar garantizado. Una empresa de la envergadura de Exxon tendría que ir a la caza de un blanco grande para aumentar de manera significativa sus reservas de crudo y gas, los combustibles que puede traducir en ganancias.
     
    La adquisición de otra de las mayores petroleras mundiales que cotizan en bolsa, como BP PLC, crearía un gigante cuyo tamaño no tendría un precedente moderno. Además, los conglomerados energéticos ya tienen problemas a la hora de gestionar la logística de sus proyectos más grandes, desde el desarrollo de las arenas bituminosas en Canadá hasta las plantas de gas natural licuado.
     
    "No creo que la idea de 'más grande es mejor' tenga mucho sentido", sostiene Amy Myers Jaffe, directora ejecutiva de energía y sostenibilidad en la Universidad de California en Davis. "Los megaproyectos no han brindado los resultados esperados a los accionistas".
     
    De todos modos, Wall Street ya comenzó a especular acerca de qué empresas le interesarían a Exxon. BP "obviamente encaja bien", escribió Paul Sankey, analista sénior de Wolfe Research, en un informe publicado hace poco. La compra de la petrolera británica, que todavía no deja atrás los coletazos del derrame de crudo de la plataforma Deepwater Horizon en 2010, pondría fin a "una marca dañada a un precio espléndido" y fortalecería la capacidad de Exxon de hallar nuevas fuentes de crudo y gas, agregó el analista.
     
    Otros blancos atractivos mencionados por los analistas incluyen una serie de compañías de menor envergadura que han encontrado gigantescos depósitos de hidrocarburos pero podrían carecer de los recursos necesarios para desarrollarlos rápidamente.
     
    Una de ellas es la estadounidense Anadarko Petroleum Corp. La firma, cuyo valor de mercado ronda los US$ 44.000 millones, opera yacimientos en formaciones de esquisto en EE.UU. y está en las etapas preliminares de construcción de una inmensa planta para exportar gas a Mozambique.
     
    Otro candidato es BG Group PLC. La empresa británica, cuya capitalización bursátil asciende a US$ 32.000 millones, exporta gas natural a nivel global y explora en busca de gas en aguas profundas de Brasil. BP y BG no quisieron comentar al respecto. Un portavoz indicó que Anadarko no comenta sobre rumores. Exxon no se pronunció sobre posibles compras.
     
    Jeff Woodbury, director de relaciones con los inversionistas de Exxon, manifestó ante un grupo de analistas hace un par de semanas que la petrolera sólo buscará las adquisiciones que, en su opinión, "ofrezcan un valor estratégico fundamental y aporten a los retornos a largo plazo".
     
    Exxon tiene antecedentes de aprovechar los bajones de la industria para realizar compras que transforman su negocio. Adquirió Mobil Corp. por unos US$ 82.000 millones en acciones en 1999 durante un prolongado período de precios bajos del petróleo.
     
    No obstante, el gigante estadounidense podría ser reacio a hacer otra operación como la de XTO, que ha mermado sus ganancias puesto que los precios del gas natural en EE.UU. han permanecido bajos.
     
    Exxon produce 2,3% del petróleo del mundo y refina 11,5% de la gasolina y otros combustibles consumidos en EE.UU. Una fusión con Chevron Corp., la segunda petrolera occidental por valor de mercado después de Exxon, proveería 4% del crudo mundial y 17% de la producción refinada en EE.UU. Una combinación de tales características, que reuniría a las dos mayores piezas del antiguo imperio de Standard Oil, podría ser rechazada por los reguladores estadounidenses, según algunos analistas.
     
    Exxon se ha mantenido fiel a la tradición de recomprar acciones. Desde 2005, ha destinado unos US$ 197.000 millones a la recompra de títulos.
     
    Fuente:economiynegocios.com
     
     
  • ¿Tocó fondo el precio del petróleo? analistas responden

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    ¿De qué depende que suba?

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

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

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

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

    ¿Por qué el altibajo?

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

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

    Por: Sharon Henrnández

    Fuente: Colprensa -elpais.com

  • ¿Veremos petróleo a 100 dólares en octubre?

    Después de subir a más de 97 dólares por barril el miércoles, el crudo Brent se tomó un respiro el jueves cuando los operadores comenzaron a tomar ganancias y la atención macroeconómica en los mercados se centró en el aumento de las tasas de interés.
    Los alcistas pueden agradecer que un ajuste fundamental sostenido ayude a compensar las preocupaciones sobre un ciclo de tasas más altas durante más tiempo. La semana pasada, el banco central de Estados Unidos  dejó las tasas de interés sin cambios  , pero reforzó su postura dura con un nuevo aumento de tasas proyectado para fin de año. Históricamente, las tasas de interés más altas han sido bajistas para los precios del petróleo porque generalmente se traducen en una menor demanda de petróleo a medida que la actividad disminuye con costos más altos. Curiosamente, los analistas de materias primas de Standard Chartered han sugerido que una Fed de línea dura podría resultar esta vez una bendición disfrazada, ya que es probable que haga que los productores de la OPEP sean más cautelosos durante más tiempo. 
    Mientras tanto, el dólar estadounidense se ha fortalecido considerablemente en los últimos tres meses después de que la economía estadounidense demostró ser más resistente de lo esperado, alimentando así el apetito por los activos financieros estadounidenses.
     
    StanChart ha pronosticado una caída adicional de 1,3 millones de barriles por día (mb/d) en los inventarios mundiales de crudo en el cuarto trimestre, luego de una reducción de 2,1 millones de barriles por día en el tercer trimestre. Los analistas han observado que, si bien tardaron en unirse al repunte, los fondos especulativos ahora se han movido hacia el lado largo del mercado de futuros del petróleo. El índice de posicionamiento de administrador de dinero de petróleo crudo patentado de StanChart se encuentra ahora en un máximo de 44 meses de +16,7.
     
    Aún mejor para los alcistas: el repunte del precio del petróleo todavía tiene camino por recorrer. 
     
    StanChart ha lanzado SCORPIO (Standard Chartered Oil Research Price Indicator), un modelo de aprendizaje automático para la predicción del precio del petróleo. SCORPIO es un modelo patentado basado en árboles diseñado para generar un pronóstico de los precios al contado del crudo Brent en un período de una semana utilizando parámetros como datos fundamentales de EE. UU., datos de posicionamiento, existencias físicas mundiales de petróleo, márgenes de refinería/precios de productos, indicadores financieros, indicadores técnicos. indicadores e indicadores no específicos del petróleo.
     
    Los analistas probaron esta herramienta y descubrieron que mejora significativamente todas las métricas logradas por el modelo de referencia, que es un pronóstico de caminata aleatoria (es decir, el cambio de precio para la próxima semana será el mismo que el de la semana anterior).
     
    SCORPIO ha pronosticado un aumento del precio w/w de USD 2,1/bbl para el Brent del próximo mes a
     
    liquidación el 2 de octubre. StanChart dice que el pronóstico alcista habría sido mayor si no fuera por el posicionamiento especulativo con el índice de posicionamiento de administradores de dinero como indicador de punto de pivote. ESCORPIO también considera que la fortaleza del dólar pesa sobre el repunte del precio del petróleo.
     
    StanChart no es el único toro aquí. JP Morgan dice que mantendrá su estrategia de "mantenerse a la defensiva y recortar la duración de la cartera". JPM califica el sector energético como sobreponderado a pesar de un dólar más fuerte, una Fed agresiva y los acontecimientos geopolíticos y cree que la Fed mantendrá tasas más altas hasta el tercer trimestre de 2024.
     
    " En el entorno actual, se supone que una desinflación adicional inmaculada permitiría un recorte de tasas sin que el riesgo de crecimiento sea el motor de la desinversión de la curva de rendimiento", dijeron economistas de  JP Morgan en el informe.
     
    En general, Wall Street sigue siendo optimista en el sector energético a pesar de que las acciones petroleras están por detrás de los precios del petróleo. FactSet ha informado que en general, Wall Street tiene 11.062 calificaciones de acciones en el S&P 500, de las cuales el 54,4% son calificaciones de Compra, el 40,0% son calificaciones de Mantener y el 5,6 Los % son calificaciones de venta. Curiosamente, a nivel sectorial, el sector de Energía (64%) tiene el porcentaje más alto de calificaciones de Compra, mientras que el sector de Consumo Básico (45%) tiene el porcentaje más bajo de calificaciones de Compra.
     
    La mayoría de los analistas esperan que los precios del petróleo se mantengan altos o  incluso suban más . 
     
    “ Las acciones de energía obviamente mejorarán debido al aumento de los costos de la energía en este momento. El mundo no puede tener una interrupción en la energía en este momento porque el desequilibrio entre oferta y demanda en el mundo es muy frágil ”, ha dicho en una nota Louis Navellier, director de inversiones de Navellier & Associates Inc. 
     
    Mientras Arabia Saudita y la OPEP+ mantengan la disciplina de producción y los mercados sigan ajustados, los precios del petróleo podrían permanecer imperturbables ante un dólar musculoso o una Fed de línea dura.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • 'El panorama del petróleo aun es frágil'

    El barril del Brent sube hacia los US$ 55 mientras el de Texas (WTI) se acerca a los US$ 55. Expertos no confían en que su ascenso será sostenido.
     
    El petróleo se recupera de parte de la caída de la víspera después de que China tomó medidas para inyectar liquidez a su economía, la segunda mayor del mundo, aunque operadores y analistas afirmaron que el panorama para el petróleo permanece débil.
     
    El miércoles, el crudo interrumpió una racha alcista de cuatro días cuando el Gobierno de Estados Unidos dijo que los inventarios de petróleo aumentaron en 6,3 millones de barriles, en su cuarta semana consecutiva de alza para alcanzar un máximo histórico.
     
    El mercado obtenía apoyo el jueves por el optimismo de que las medidas del banco central chino de inyectar nueva liquidez alienten la demanda por energía en el segundo mayor consumidor mundial de crudo después de Estados Unidos.
     
    A las 10:16 GMT, el crudo Brent subía 0,83 dólares, a 54,99 dólares por barril, después de caer más de un dólar intradiario más temprano y perder un 5,5 por ciento el miércoles.
    El petróleo en Estados Unidos (WTI) subía 0,60 dólares, a 49,05 dólares por barril.
     
    El mercado permanece altamente volátil. El precio del crudo comenzó a subir la semana pasada desde casi mínimos en seis años, en parte debido a una reducción de la actividad de plataformas petroleras en Estados Unidos que podría contener el rápido crecimiento de la producción de esquisto, pero se desplomó el miércoles.
     
    Otros operadores dijeron que es demasiado pronto para esperar un alza sostenida de los precios.
     
    Reuters - portafolio.co
  • 'Es el momento para un cambio en Ecopetrol'

    El presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy, habló con Portafolio sobre su experiencia a la cabeza de la empresa más importante del país y sobre los retos que quedan para su sucesor, Juan Carlos Echeverry.

    Foto de ElEspectador.comFoto de ElEspectador.comJavier Gutiérrez Pemberthy es un hombre firme en sus convicciones pero suave en sus formas. Su secreto, dice, es entender que todo hace parte del trabajo, tanto lo bueno, como lo malo. Sus colaboradores más cercanos dicen que es sumamente exigente, pero que pocas veces lo ven fuera de sus casillas.

    Para esta entrevista, nos recibe un viernes a las 6:30 de la tarde en su oficina, justo después de una complicada reunión con la junta directiva de Ecopetrol, empresa que ha presidido en los últimos siete años, en la que se tomó la decisión de no prorrogar el contrato de operación con Pacific Rubiales para manejar campo Rubiales.

    Últimamente sus días han estado colmados de decisiones claves para la empresa más importante para el país. Pero, aún así, luce tranquilo y sonriente.

    Cuentan que llega siempre antes de seis de la mañana y se va después de diez de la noche. No es para menos, entre los escándalos de corrupción dentro de la compañía que ha tenido que encarar, la incertidumbre sobre la prórroga de Rubiales y el empalme con el presidente electo de la petrolera, Juan Carlos Echeverry, no queda mucho tiempo para el descanso, ni para la nostalgia tampoco.

    Aún así, se tomó unos minutos para hablar con Portafolio sobre su paso por la compañía y reflexionar sobre cómo se ha dado este nuevo cambio, tanto para la empresa como para él.

    Hablando de la noticia más reciente de la compañía, ¿usted está convencido de que Ecopetrol puede manejar campo Rubiales?

    Sí. Yo sé que parte de los aspectos que se cuestionan es si Ecopetrol tiene la capacidad. Algunos dicen que si bien operamos Castilla y Chichimene, no tenemos tanta gente como para repetir lo mismo en Rubiales. Sabemos que es un reto, pero algunas de las alternativas que se estudian es llamar a otros operadores o mirar qué posibilidad hay de abrir otro concurso. Es cuestión de ver cómo replicar esos modelos, cómo puede organizarse y contratar gente. Yo creo que Ecopetrol tiene diferentes opciones y creo que esta es una una oportunidad de seguir creciendo.

    En todo caso, ese 'chicharrón' ya le queda al señor Juan Carlos Echeverry...

    Pero ya no hay chicharrón. Es el reto de recibir esa operación y aprovecharla muy bien y seguir soportando, porque ahí puede haber aspectos muy interesantes.

    Sí, tiene razón, ya se tomó buena parte de la decisión...

    Lo que le queda a Juan Carlos es afrontar ese reto y, sobre eso, seguir soportando el crecimiento de la compañía, hay oportunidades importantes para aumentar la producción en campo Rubiales, incorporar nuevas tecnologías para ir a recobro secundario y terciario, yo creo que lo que hay es una tremenda oportunidad para Ecopetrol.

    ¿Cómo le ha ido con el empalme?

    Muy bien. El doctor Juan Carlos estuvo dos días de la semana pasada acá, tuvo una agenda muy completa para revisar todos los temas de la empresa. Él de verdad está muy entusiasmado, es una persona capaz y bien preparada, tiene facilmente 25 años de vida pública a través de los cuales ha liderado reformas muy importantes. Es una persona con capacidad para tomar decisiones complejas como las que necesita Ecopetrol.

    ¿Le ha dado algún consejo?

    Dar consejos es relativo, como dice el dicho: 'cada quién tiene su forma de matar las pulgas', así que en eso soy respetuoso.

    ¿Pero tal vez algo que le habría gustado que alguien le hubiera dicho cuando llegó a la presidencia?

    Él fue miembro de la Junta Directiva de Ecopetrol por dos años y conoce muy bien a Ecopetrol... Algo que me parece importante es que valore a la gente que tiene la compañía, aquí hay un gran equipo y que él tiene que saber aprovecharlo para orquestar un grupo como el de la selección Colombia que le permita a esta empresa meter los goles que necesita.

    A Ecopetrol le quedan muchos retos por delante: la transformación de una compañía como esta es una cosa de largo aliento. En los últimos años Ecopetrol ha ganado experiencia en la operación, pero tiene que destacarse más en sus resultados, volverse un explorador fuerte, con costos competitivos.



    Y otro tema que me imagino que estará en la lista es la transparencia. Se dice que el escándalo de Petrotiger es la punta del iceberg de un problema de corrupción que se vive en la compañía...

    Indudablemente es un tema importante. Pero déjame decir algo aunque se debate sobre si esto es o no la punta del iceberg, hay que mirar que seguimos hablando de un número limitado de contratos y de personas en estos casos. Alguien podría decir 'qué descarado ese señor, que dice que es un asunto pequeño', pero si tu comparas seis contratos contra diez u once mil que manejamos entonces es un solo caso entre toda esta población. Claro, uno quisiera que ningún contrato y ningún funcionario de Ecopetrol se viera involucrado en estos actos. Ahora, a raiz de todo esto han salido otros casos a la luz, pero hemos podido decir qué medidas tomamos en cada uno de ellos. Ecopetrol tiene un sistema de control robusto que ha estructurado un proceso contra esos riesgos de soborno, de lavado de activos, el año pasado recibimos 448 quejas y denuncias que investigamos, hemos hecho denuncias a las autoridades, terminamos contratos. Aquí siempre se pueden hacer más cosas y de hecho las estamos haciendo. Pero los actos de corrupción en Ecopetrol no son sistemáticos, ni generalizados.

    Pero entonces, ¿por qué es tan común escuchar el comentario entre las empresas operadoras y contratistas que en Ecopetrol son muchos los casos de estos que no son públicos y que no hay control?

    Sí pero así como escuchan esos comentarios, a la hora de hacer los señalamientos de manera precisa no se logra tener esa identificación para poder actuar. En los últimos años podríamos mostrarte terminaciones de contratos de 24 personas justamente asociadas a denuncias que hicimos nosotros. Sí se toman medidas. No obstante hay que seguir haciendo más cosas.

    ¿Cuál es la mayor frustración que ha tenido en este cargo?, algo que haya querido hacer y no haya podido...

    No me llevo frustraciones, creo que se han logrado muchísimas cosas. Quizá me habría gustado avanzar más rápido en el proceso de transformación.

    ¿Qué le faltó ahí?

    Haber seguido avanzando hacia esa cultura que requiere una organización como esta, una empresa muy eficiente, muy competitiva por la gente, por el talento humano, por un trabajo muy fuerte en equipo. Son cosas que Ecopetrol tiene pero hay que seguir avanzando.

    Y por el otro lado, ¿Cuál es el logro que más satisfacción le ha dado desde que es presidente de Ecopetrol?

    Lo que más me ha marcado fue el tratamiento y la manera como Ecopetrol enfrentó la tragedia que se dio en Dos Quebradas el 23 de diciembre del 2011.

    ¿Por qué?

    Creo que es la situación más crítica que nos ha tocado, se presentaron 33 muertos, más de 100 heridos, más las viviendas destruidas. Responder a esa expectativa que tenía la gente de si Ecopetrol iba o no a responder por los daños y perjuicios. Después de tres años logramos meternos con la comunidad, trabajar con la gente. Esa experiencia nos mostró que sí se puede hacer un trabajo completamente alineado para desarrollar las expectativas de las comunidades y la organización. Eso es lo que más me ha impactado, porque a partir de una situación muy negativa logramos un buen final, conciliaciones prácticamente con todas las familias involucradas.

    ¿Por qué cree que fue tan comentada su salida de la presidencia antes de que saliera el comunicado oficial?

    No sé, yo creo que de pronto habia una expectativa de que se diera un cambio en la presidencia y probablemente la gente hacía comentarios en relación con esto, pero yo pienso que cuando ya la junta vio la conveniencia de hacer ese cambio, se tomó la decisión. Ecopetrol es una empresa con muchísima visibilidad, que despierta mucho interés. Ya la gente veía que era suficiente el tiempo que yo había pasado en Ecopetrol. Las compañías tambien necesitan de estos cambios para seguir en sus procesos de evolución, creo que para cada época y necesidad está la persona adecuada. Creo que de pronto yo era el presidente que necesitaba Ecopetrol en esos años, y ahora necesita a alguien con otras condiciones. Tengo la expectativa de que lo que viene va a ser para que Ecopetrol se siga desarrollando, no me cabe la menor duda, independiente de quién esté al frente de la compañía la gente espera que Ecopetrol sea una buena empresa, que sea el valuarte de la industria petrolera en Colombia, que contribuya con que el país tenga reservas, son esas cosas las que van quedando en el ADN de la compañía.

    Tanto en Isa como en Ecopetrol usted ha logrado importantes transformaciones, ¿podría ser este su sello como gerente?

    Creo que me ha tocado llegar en ciertos momentos en las compañías en los que había que hacer unas tareas y yo me puse hacerlas. Es parte de las circunstancias que viven las personas, hay que entender que en el momento en que llegué a Ecopetrol fue el proceso de capitalización, de la democratización, que transformó esta empresa. Son esas cosas que me ha tocado en la vida y que me gusta hacer.

    Pero en esos procesos también ha tenido que recibir muchas críticas, ¿recuerda alguna particular?

    No. Yo diría que es natural en procesos como estos, hay cosas que la gente reconoce como positivas y otras que no tanto. Yo en realidad trato de no fijarme mucho en eso, las críticas que recibo están asociadas a las circunstancias que me toca afrontar. No puedo quedarme en esas cosas que están alrededor de la manera, a veces un poco agresiva como se dicen, hay que ver qué hay detrás de eso y qué soporta eso. Estando en estas posiciones toca estar completamente abierto a las críticas.

    Además de su iguana, ¿qué se lleva de Ecopetrol?

    Grandes recuerdos, el cariño de la gente que me manda mensajes y que agradecen por el trabajo hecho. Eso me lo llevo, porque finalmente lo que uno hace es trabajar por la gente, uno es un director de orquesta pero al final las cosas se logran por la gente.

    Y que va a hacer ahora, ¿cuál es el siguiente paso para usted?

    Vamos a ver, hay que soltar primero. Al menos descansaré por unos días.

    Nohora Celedón  . Portafolio.co

  • 'La caída del precio del petróleo está causando pánico'

    El presidente de Acipet, Carlos Leal, asegura que el desplome de los precios debe incentivar la eficiencia. Lleva un mes en la presidencia de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo, Acipet, pero en el gremio ya tiene historia: Carlos Leal hace parte de este colectivo desde que era estudiante de ingeniería de la Universidad Industrial de Santander, por los años 80. Así que la actual, no es ni la única, ni la más severa crisis en los precios del crudo que ha visto en los últimos años. 
     
    Por eso, el dirigente gremial califica a la reacción de las empresas ante la caída de los precios del crudo de los últimos meses como de pánico. “Es una industria que tiene ciclos, siempre los ha tenido, pero realmente hubo pánico porque el valor del barril se cayó de precios muy altos a bajos. 
     
    Sin embargo, hay que recordar que hemos tenido coyunturas de precios de diez dólares el barril”, explicó Leal. Señaló que parte del problema tiene que ver con que las industrias se han burocratizado, y tendrían que estar buscando caminos para hacer sus procesos más eficientes y no cargándole todo el recorte presupuestal a las firmas contratistas y de servicios. 
    “Se han presentado casos en los que la petrolera dice (a la de servicios) ‘baje 40 por ciento, baje el 30 por ciento a la tarifa’, entonces las empresas entran en pánico, empiezan a echar gente porque no tienen otras maneras de producir al costo que les exigen”, aseguró el ingeniero Leal. 
     
    EL IMPACTO LOCAL 
     
    Esta coyuntura, dice, está golpeando fuertemente a los ingenieros colombianos. Son 8.000 ingenieros de petróleo registrados en el país, y los que más han tenido dificultades para encontrar trabajo son los recién egresados. Una encuesta de Acipet indica que el 43 por ciento de ellos está desempleado. 
     
    A esta situación del sector se le suma lo que, para Acipet, es una situación de competencia desleal entre profesionales del país y del extranjero. “Es realmente preocupante que en un momento en el que se necesita proteger la mano de obra colombiana no tengamos unas herramientas de control adecuadas. 
     
    Hemos visto que gente que ni siquiera tiene las calidades para desempeñarse en puestos que deben ocupar ingenieros de petróleos, por ejemplo, chinos y mexicanos que están haciendo actividades de perforación direccional y de administradores de pozos, que eran licenciados en artes o filosofía. Y es probable que haya muchos casos como estos”, explica el líder gremial. 
     
    De acuerdo con Leal, el país necesita una política migratoria robusta que proteja la mano de obra colombiana. 
     
    REVIVIR UNA COMISIÓN
     
    Una de las propuestas que planteará Acipet ante el Ministerio de Minas y Energía es la de revivir la Comisión de Protección a la Ingeniería y a la Industria Colombiana en el Área de Hidrocarburos y sus Derivados, que fue creada mediante el decreto 0566 de 1985. 
     
    Esta comisión estaba conformada por cinco gremios de profesionales y su primer objetivo era “formular los mecanismos a seguir para que en todo contrato de exploración, explotación, transporte, refinación, manufactura, beneficio, transformación y distribución de hidrocarburos y sus derivados se prefiera, en lo posible, la producción industrial, la ingeniería, el trabajo y la oferta de servicios nacionales”. 
     
    En esa época, explica Carlos Leal, la creación de esta comisión estaba justificada por el reciente descubrimiento de Caño Limón y la necesidad de que este nuevo complejo estimulara el empleo de la mano de obra local. Esta propuesta está en estudio por parte del Ministerio de Minas y Energía. 
     
    Fuente: Portafolio.co
  • 'Petróleo seguirá siendo motor de la economía colombiana'

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

    El presidente Petro se pronunció luego de que se cayera un apartado de la tributaria en el que se prohibía la deducción de regalías.
    La Corte Constitucional declaró inexequible el parágrafo 1 del artículo 19 de la reforma tributaria del gobierno Petro (Ley 2277 de 2022).
     
    El apartado del articulado que se cayó prohibía la deducción de las regalías de la base gravable del impuesto de renta de las empresas dedicadas a la exploración y explotación de recursos naturales no renovables. Una norma con la cual el Ejecutivo buscaba recaudar más de cuatro billones de pesos.
     
    Luego de darse a conocer la determinación del alto tribunal, las reacciones no se hicieron esperar. Entre ellas la del presidente Gustavo Petro.
     
    A través de su cuenta de X (antes Twitter), el jefe de Estado señaló que, con esta decisión, el Ministerio de Hacienda tendrá que recortar el presupuesto de las tres ramas del poder público.
     
    En una publicación posterior, el mandatario también se pronunció con respecto a qué significa deducir las regalías del impuesto de renta de una empresa perteneciente al sector extractivo. 
     
    Como un primer punto señaló que con esto se considera que la regalía es un gasto de la firma y "no un derecho de la nación por ser esta la dueña del subsuelo". 
     
    Además, agregó que al aplicar la deducibilidad "se le regalan impuestos a las empresas petroleras y carboneras. Esos impuestos deberían atender el gasto social de Colombia, ya no es posible". 
     
    Por Portafolio.
  • 'Sin reservas de hidrocarburos, transición energética peligra': USO

    César Loza, presidente de la Unión Sindical Obrera (USO), aseguró que con nuevos contratos de exploración es posible cumplir con la transición.
    En el sector de energía e hidrocarburos se prendieron las alarmas ante la preocupación de una posible pérdida de la autosuficiencia de estos recursos para el país.
     
    Frente a esta situación, César Loza, presidente de la Unión Sindical Obrera (USO), en una entrevista para EL TIEMPO, se unió al llamado que se está haciendo desde diferentes sectores al Gobierno para que se ejecuten nuevos contratos que permitan seguir con la exploración y producción de hidrocarburos en Colombia.
     
    Gas natural
     
    El líder de la USO, sindicato afín al gobierno Petro, mencionó que la no autosuficiencia traería consecuencias negativas para el empleo y la economía de las regiones en donde se producen hidrocarburos y gas natural.
     
    "Colombia debe garantizar la autosuficiencia y soberanía energética. Si se tienen reservas para 7,5 años en petróleo y 7,2 años en gas, deben prenderse las alertas porque en el país debemos tener en cuenta que 10,5 millones de hogares cocinan con gas natural, tres millones de usuarios con gas de pipeta y entre el 65 y 70 % de la industria requiere de este combustible", mencionó Loza.
     
    De igual forma, el presidente del gremio menciono que si el país se ve obligado a hacer importaciones, puede significar que un incremento de cuatro o cinco veces del valor de este recurso gas para los hogares.
     
    Petróleo
     
    Frente a la producción de petróleo, Loza asegura que, a la fecha, se están produciendo entre 430.000 y 450.000 barriles de crudo al día, por lo que, en caso de que el país ya no tenga la autosuficiencia, había que tomar una de dos decisiones.
     
    1. "Importar los crudos para cargar las refinerías, pero traerlo desde el puerto hasta Barrancabermeja incrementa su costo entre cinco y seis dólares por barril, lo cual haría inviable el negocio".
     
    2. "Que se importen los refinados para suplir el suministro en el interior del país y eso tendría una consecuencia negativa sobre la economía local de Barrancabermeja, del departamento de Santander y sobre el empleo que genera la refinería porque no se van a requerir los mismos trabajadores".
     
    Ante este panorama, Loza asegura que es importante que se garantice la autosuficiencia energética y, para eso, tiene que ser prioridad buscar más reservas.
     
    Transición energética
     
    Según el presidente de la USO, se necesitan tres elementos para desarrollar la transición energética para el país.
     
    1. Voluntad política: "creo que en Colombia todos la tenemos, la tienen los trabajadores, los empresarios y el Gobierno Nacional".
     
    2. Recursos potenciales: "energía eólica, solar, geotérmica y mareomotriz, además del gas natural, que es el combustible de la transición energética".
     
    3. Recursos económicos: "Desde la USO consideramos que esos recursos tienen que salir de las mismas ganancias que produce la industria del petróleo y el gas".
     
    (Dinamarca se suma a Colombia en su transición energética).
     
    De igual manera, el presidente de la agremiación aseguró que la industria del petróleo y el gas natural tiene que conectar con la transición en pro de conseguir más recursos: "Consideramos que se debe definir una curva básica de producción de hidrocarburos en el país y lo que se produzca de ahí hacia arriba, ya sea por recobro mejorado o por nuevos yacimientos, tiene que generar unos recursos para hacer la transición energética".
     
    Por Portafolio
  • ‘Aún es muy pronto para hablar de un rebote en los precios’

    Keisuke Sadamori, director de mercados energéticos de la IEA, asegura que la caída de los precios del petróleo dejará transformaciones estructurales en el mercado global de los hidrocarburos.
     
    Keisuke Sadamori, director de mercados y seguridad energética de la Agencia Internacional de Energía.Keisuke Sadamori, director de mercados y seguridad energética de la Agencia Internacional de Energía.Un reporte publicado este martes por la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés), que advirtió sobre una esperada caída en la producción de petróleo en el corto plazo y un incremento en las reservas, fue suficiente para frenar la tendencia alcista de los precios del crudo Brent y WTI.
     
    Esta noticia muestra la magnitud de la influencia de este organismo multilateral en el mercado global de los hidrocarburos.
     
    Por eso, conocer de primera mano el análisis de Keisuke Sadamori, quien ocupa el cargo de director de mercados y seguridad energética de la agencia, es una buena manera de saber qué esperar de la actual coyuntura de precios.
     
    Para el japonés, experto en temas energéticos, el más reciente rebote en los precios del petróleo no necesariamente implica que el ciclo de precios bajos ha llegado a su fin.
     
    Esto respondió Sadamori a Portafolio desde su oficina en París:
     
    El último reporte de la agencia habla de una ‘luz al final del túnel’ y de una recuperación en los precios. ¿Pero, específicamente, qué significa esto?
     
    Después de haber caído hasta un 60 % con respecto al precio más alto en junio del año pasado, ahora empezamos a ver un rebote. El Brent está alrededor de los 58 dólares. Lo que dice el reporte refleja solo el rebote de febrero con respecto a enero, pero no quiere decir que los precios se vayan a calmar o vayan a subir.
     
    O sea que el repunte de estos días no necesariamente quiere decir que veremos un mercado más estable en los siguientes meses...
     
    Es realmente difícil de predecir qué pasará en los meses siguientes. Porque, obviamente, el mercado está en una situación volátil. Hay algunas expectativas: por un lado se espera que estos bajos precios generen una estrechez en la oferta, pero al mismo tiempo hemos visto unos inventarios más robustos. Así que, en este punto, no está muy claro hacia qué precios nos estamos dirigiendo.
     
    ¿Cree usted que esta crisis de precios transformará el mercado en un largo plazo?
     
    Depende de qué tanto durará esta corriente de bajos precios. Por el momento, si la ola de bajos precios se mantiene, esto significaría que habría menos inversión y proyectos. Estos precios definitivamente impactarán las inversiones futuras.
     
    Pero unos meses atrás había quienes hablaban incluso de 30 dólares por barril. En este momento, ¿creen que ese escenario es posible?
     
    Nada es seguro, es muy difícil predecirlo. El precio puede ir hacia abajo o puede rebotar hasta recuperarse definitivamente y, la verdad, no tenemos intenciones de predecir las cotizaciones, no es algo que estemos tratando de hacer en este punto.
     
    Desde su perspectiva, ¿esta coyuntura es un ciclo que tendrá un fin, como todos, o es un punto de quiebre para una transformación profunda en el sector petrolero?
     
    En cierto sentido, los cambios estructurales están dándose en el mercado del petróleo, eso es seguro. De hecho, es uno de los mensajes claves que se puede esperar del Reporte del Mercado del Petróleo a Mediano Plazo (que lanzará la IEA en marzo). Por ejemplo, si se mira la estructura de la oferta, el incremento de la producción de esquistos en los Estados Unidos ha generado una elasticidad de la oferta frente al precio; y si se mira desde la demanda, vemos que cada vez es menos elástica ante el precio. En ese sentido, vemos cambios estructurales que se ven muy simples, pero tienen unas serias implicaciones en el mercado que veremos en el futuro cercano.
     
    Con respecto a estas implicaciones, por ejemplo, ¿cree usted que la seguridad del suministro de petróleo se puede ver afectada en el largo plazo?
     
    Creo que tenemos que esperar más tiempo para saber cómo pueden desarrollarse las decisiones de inversión. Es muy temprano aún para saber.
     
    ¿Qué nos dice esta crisis sobre la influencia de la Opep en el mercado del petróleo?
     
    La decisión de la Opep, en noviembre del año pasado, puede verse como una decisión simbólica y mostró un cambio fundamental en su estrategia.
     
    ¿Pero cree que toda esta situación puede llevar a que haya una nueva organización multilateral que le haga contrapeso a la Opep?
     
    No estoy enterado de ningún tipo de nuevas organizaciones.
     
    En el reporte de enero quedó en evidencia que los pronósticos de Colombia y de Canadá fueron los más golpeados con la caída de los precios. ¿Por qué?
     
    Las perspectivas de Canadá y Colombia básicamente reflejaron la nueva situación de precios, pero también la reducción de gastos de capital que vimos. Por ejemplo, en enero, Ecopetrol disminuyó sus proyecciones de inversión y es la mayor productora de petróleo del país. Aunque también hay otras situaciones que llevaron a esta revisión negativa en Colombia, que tienen que ver con temas de seguridad, con los ataques a los oleoductos y la incapacidad de las compañías de ir a reparar una ruptura en una línea.
     
    En el caso de Canadá, vimos que la caída de los precios llevó a algunas compañías a declararse en bancarrota y, por tanto, redujeron sus presupuestos de inversión.
     
    ¿Cambian mucho las perspectivas de febrero, con respecto a las de enero?
     
    En particular en Estados Unidos y Rusia. En especial rebajamos las proyecciones de Estados Unidos para la segunda mitad del 2015.
     
    Nohora Celedón
     
    Portafolio.co
     
  • ‘Caída del petróleo no impulsará economía global’: Moody's

    Según la agencia, la ralentización económica en China y otras regiones como la eurozona no lo permitirá.
     
    La caída del precio del petróleo en los últimos meses, hasta alcanzar en enero los 46 dólares el barril, no impulsará el crecimiento de la economía global, predijo hoy la agencia internacional de calificación crediticia Moody's.
     
    En un informe titulado "Perspectivas macroeconómicas globales 2015-16", la agencia argumenta que, en contra lo que pudiera pensarse, esa depreciación del 60 % desde el pasado junio no revertirá en un avance significativo del Producto Interior Bruto (PIB), pues se ve contrarrestada por una ralentización económica en China y otras regiones como la eurozona.
     
    Moody's mantiene por tanto sus previsiones de crecimiento para los países del G20 (las veinte economías más industrializadas), que prevén "un crecimiento del PIB por debajo del 3 % anual en 2015 y 2016, sin cambios respecto a 2014", afirmó la vicepresidenta de Política Crediticia, Marie Diron.
     
    Los bajos precios del petróleo, que esperamos que se mantengan, deberían en principio proporcionar impulso al crecimiento global, pero no será así y "mantenemos nuestras predicciones", señaló.
     
    El informe concluye que esos bajos precios del crudo repercutirán en el crecimiento de los exportadores netos, pero que en cambio países importadores como los de la eurozona no se beneficiarán de igual manera.
     
    En la zona euro, el crecimiento del PIB se situará por debajo del 1 % en 2015 y en un 1,3 % en 2016, adelanta Moody's, que asegura que el menor precio de la energía se verá contrarrestado por la crisis económica, con alto desempleo "e inestabilidad en algunos países".
     
    "Es probable que una buena parte de las ganancias (por el precio más barato del crudo) se ahorren, más que gastarse", afirma la agencia.
     
    La predicción de crecimiento de Moody's asume que los precios del petróleo Brent, de referencia en Europa, se mantendrán en torno a los 55 dólares a lo largo de 2015, lejos de los 115 dólares a que cotizaba el pasado junio.
     
    Dentro del G20, Estados Unidos e India serán los países más beneficiados económicamente por la caída de los precios del crudo, pues se prevé que tanto los consumidores como las empresas gasten o inviertan el dinero ahorrado.
     
     La economía estadounidense crecerá un 3,2 % en 2015 y un 2,8 % en 2016, según Moody's, que prevé una "aguda recesión" en Rusia que se prolongará hasta 2017.
     
    En China, el menor coste de la energía "no detendrá la gradual ralentización de su economía", pero "reducirá la necesidad de estímulos para frenar esa desaceleración". Moody's predice que el PIB chino caiga hasta el 7 % en 2015, de un 7,4 % en 2014, mientras que en 2016 se situará en un 6,5 %.
     
    EFE  - Portafolio.co
  • ‘El éxito de un país petrolero no está en las regalías’

    Según el Ministro de Economía de los Emiratos Árabes Unidos, el liderazgo de los gobernantes es lo que ha hecho la diferencia entre su país y otros productores de crudo como Venezuela o Nigeria.
     
    El éxito de un país petrolero no es solo cuánto gana por exportación, sino el liderazgo que hace que esa ganancia se multiplique, aseguró el ministro de Economía de los Emiratos Árabes Unidos, Sultan bin Saeed Al Mansouri, en entrevista con Portafolio, en el marco de una invitación a 100 periodistas de todo el mundo a propósito de los 43 años de fundación del país del golfo arábigo.
     
    “Los EAU han logrado un alto crecimiento del Producto Interno Bruto en el sector económico, en los últimos 43 años se ha incrementado 260 por cierto y se espera un crecimiento de 419 billones de dólares en el 2014”, apuntó como ejemplo de los avances de su país.
     
    Aunque el alto funcionario del gobierno emiratí reconoce que su país nació como mero productor de petróleo, desde su fundación en diciembre de 1971 hasta hoy, ha reducido la dependencia de sus financias de la exportación del crudo a solo un 30 por ciento.
     
    ¿Qué hay detrás del éxito emiratí?
     
    Si piensan que los países del golfo dependen del petróleo es cierto. Pero el verdadero secreto del éxito emiratí ha sido el liderazgo del fallecido jeque Zayed bin Sultan Al Nahyan, fundador del país, y de su sucesor, el jeque Khalifa bin Zayed Al Nahyan. El éxito de un país petrolero no es solo cuánto gana por exportación, sino el liderazgo que hace que esa ganancia se multiplique. La diferencia entre países petroleros como Venezuela o Nigeria y hasta Colombia y nosotros, no es la riqueza petrolera, sino la visión y el liderazgo de nuestro presidente.
     
    ¿En qué ha consistido ese liderazgo?
     
    En entender la necesidad de ver el desarrollo del país más allá del petróleo. Los Emiratos se han enfocado en la diversificación de la economía. Estas son acciones no solo discursos. El sector petrolero representa el 30 por ciento del PIB de los Emiratos y algunas veces menos y el 70 por ciento viene de otros sectores. Esos son sectores que se dividen en forma equitativa entre 15 y 20%.
     
    Eso nos ha dado un tipo de inmunidad frente a las subidas y bajas de los precios del petróleo. Eso es bueno.
     
    ¿A qué otro sector le apuestan los Emiratos?
     
    Para nosotros la industria del turismo es vital. Por ejemplo, nuestros aeropuertos diez años atrás eran usados por 28 millones de pasajeros al año. En el 2014 esperamos que el número alcance 98 millones de pasajeros o viajeros de los aeropuertos.
     
    La crisis financiera mundial del 2008 afectó a Dubái fuertemente, ¿cómo hicieron para salir adelante?
     
    Logramos superar ese reto financiero con disciplina. Hoy podemos respirar tranquilos. Esperamos que el crecimiento de la economía en los próximos años supere el 4,8 por ciento y llegue hasta 10 por ciento en los próximos diez años. Eso es parte de la agenda del 2021, de la que siempre hablamos, cuando se celebrará el Jubileo de Oro de los Emiratos Árabes Unidos.
     
    ¿Cómo han logrado mantener la inflación a la raya en 2 % de manera consecutiva en los últimos cuatro años?
     
    Muchos países del mundo tienen grandes dificultades con la inflación. Nosotros hemos estado bendecidos con una inflación del 2 por ciento, un porcentaje bueno, mediante políticas claras públicas y privadas, basadas en tener siempre en cuenta los beneficios, las importaciones y las exportaciones.
     
    ¿Qué hace que sean ustedes competitivos a nivel internacional?
     
    La razón esencial es la infraestructura que se ha desarrollado en el país en los últimos años, incluyendo el sistema aeroportuario y portuario. Pero lo más importante es el procedimiento establecido para facilitar el movimiento de bienes o productos a través del país y hacia al exterior.
     
    Esto por supuesto tiene muchas implicaciones que le permiten al país tener éxito a nivel internacional, con los empresarios locales y extranjeros.
     
    ¿Qué hace que su país sea atractivo para los inversionistas extranjeros?
     
    En la economía emiratí hay aspectos que hacen atractivo a nuestro país frente al resto. Por ejemplo, la estabilidad política, que es vital; además está la infraestructura, las leyes y acuerdos con otros países para proteger la inversión extranjera. Hemos firmado acuerdos de doble pago de tributación con múltiples países alrededor del mundo.
     
    Las inversiones totales en los Emiratos han alcanzado más de 100 billones de dólares. Los Emiratos han sido uno de los países que más ha atraído inversiones en la región del Golfo. En el 2011 la inversión subió en más de 6 % en los EAU. A nivel internacional hemos atraído el 30 % de las inversiones mundiales. Tenemos muchos proyectos de inversión en el futuro.
     
    ¿A qué áreas le apuestan, además del petróleo y las inversiones?
     
    Dubái ganó la sede para la ‘EXPO 2020’, que fue muy importante porque marca un nuevo reto en desarrollo y de inversión. En desarrollo de proyectos tenemos el aeropuerto Al Maktoum, el proyecto aeroportuario más grande del mundo, que esperamos que sea usado por más de 100 mil pasajeros mensuales. Tendrá la capacidad para manejar 12 millones de toneladas anuales de carga y 160 millones pasajeros. El aeropuerto estará integrado al puerto Jabel Alí, con lo cual se logra una integración entre los sistemas aéreos y marítimos, para facilitar el transporte internacional de bienes.
     
    ¿Qué importancia tiene el tema de las energías renovables para ustedes?
     
    Es parte de nuestro compromiso internacional. Por eso le hemos dado tanto peso al Instituto Masdar, el mayor instituto de investigación de la región. Creemos que en algunos años podremos ser independientes en materia energética.
     
    PRODUCTORES NO-OPEP, LOS CULPABLES
     
    “Una de las principales razones (de la baja de precios) es la irresponsable producción de algunos productores fuera de la organización (de países exportadores de petróleo, Opep), algunos de los cuales son recién llegados” al mercado, acusó el ministro de Energía emiratí, Suhail Al Mazruei, durante un foro sobre energía realizado en Abu Dhabi el fin de semana, según AFP. Advirtió el Ministro que los países productores van a tener que soportar una “importante carga económica”, pero calificó de “correcta” la reciente decisión de la Opep de mantener sin cambios su techo de producción, en su última reunión en su sede de Viena.
     
    María Victoria Cristancho
    Subeditora
  • ‘El fracking es un seguro para la autosuficiencia petrolera’

    La petrolera colombiana enfocará sus esfuerzos en la producción de petróleo de esquisto en el Valle Medio del Magdalena.
     
    En la cuenca del Valle Medio del Magdalena se calcula un depósito de al menos 5.000 millones de barriles de petróleo en los llamados Yacimientos No Convencionales (YNC) que, para los analistas, significaría el triple de las reservas actuales del país.
     
    En diálogo con Portafolio, Juan Carlos Echeverry Garzón, presidente de Ecopetrol, explica las razones por las cuales la petrolera le apostará al desarrollo de los yacimientos no convencionales en esta zona del país. El anuncio lo hizo a propósito de la realización en Barrancabermeja, del primer foro sobre esta clase de operación.
     
    ¿Por qué se deben iniciar lo antes posible los proyectos de los YNC?
     
    En el 2016, las reservas probadas de crudo del país fueron de 1.665 millones de barriles, lo que significó una reducción de 17% frente al año anterior. Si bien el balance estuvo impactado por el descenso en los precios internacionales, no puede pasar desapercibido que la relación de reservas-producción de Colombia es apenas de 5,1 años en crudo, con los niveles de extracción del año pasado. 
     
    ¿La producción de YNC ayudará a aumentar las reservas de crudo?
     
    Los YNC se podrían convertir a largo plazo en el ‘seguro’ para conservar nuestra autosuficiencia en materia petrolera. Evitarían la importación de derivados, a costa de un fuerte impacto para la economía nacional y las familias. Colombia no se puede dar el lujo de destinar millonarios recursos de sus divisas para importar combustibles. 
     
    ¿Cuál es el potencial de los YNC en Colombia?
     
    Estudios realizados por firmas independientes y el Gobierno Nacional dan cuenta de su potencial en el Valle Medio del Magdalena de al menos 5.000 millones de barriles de crudo y 20 terapies cúbicos de gas. Es decir, tres veces las reservas probadas de crudo y cinco veces las de gas. Aseguraría con holgura la autosuficiencia energética más allá del 2030 o 2040. Técnicos de Ecopetrol han calculado que el volumen de aceite original proveniente de los YNC puede ser tres veces superior al de los yacimientos convencionales. 
     
    ¿En beneficios para el ‘downstream’?
     
    De cristalizarse la extracción de una parte de esos recursos, habría crudo suficiente para cargar las refinerías. Esto viabilizaría proyectos como el Plan Maestro de la Refinería de Barrancabermeja; mejoraría el balance entre crudo pesado, liviano y gas de Colombia; y garantizaría el abastecimiento de hidrocarburos líquidos en el centro del país.
     
    ¿En la producción de los YNC hay afectación del medioambiente?
     
    Debemos liderar está discusión con argumentos técnicos y rigor científico. Podemos demostrar que la explotación se puede hacer con responsabilidad, sin poner en riesgo las fuentes hídricas, respetando el agua, el medioambiente y las comunidades circundantes. 
     
    Al revés, creando inmensas posibilidades para el Magdalena Medio. En cuanto al agua, los YNC requieren menos recursos que un desarrollo convencional. El líquido solo se necesita de manera puntual durante los primeros 30 o 40 días en los que se construye el pozo, y luego no se necesita reinyectar de forma permanente, a diferencia de los campos tradicionales donde utilizamos agua del mismo yacimiento continuamente.
     
    ¿Por qué el país debe desarrollar los YNC?
     
    Colombia no puede ser ajena a la nueva realidad del mercado mundial del petróleo. Este es un tema que toca la fibra de la soberanía energética tal como ha sucedido en otras latitudes. Contamos con una regulación moderna y estricta, incluso más severa en algunos aspectos que la de EE. UU., Canadá o Argentina, lo que obliga a la industria a ser en extremo rigurosa en la puesta en marcha de este tipo de iniciativas.
     
    ¿Los YNC pueden cambiar la tendencia petrolera de Colombia?
     
    El desarrollo de los YNC cambió la historia petrolera de Estados Unidos y del mundo. 
    Confío en que también, y para bien, cambiará la historia petrolera de Colombia. Ese petróleo permitirá pagar la paz, la salud y la educación de las próximas generaciones. Las ganancias sociales que ha dejado esta industria en los últimos treinta años no deben perderse. No podemos seguir con esta riqueza enterrada en el subsuelo. Sería un error histórico y una mala herencia para nuestros hijos.
     
    ¿Cuáles son los proyectos en YNC que tiene Ecopetrol y en cuánto se estima que comience su operación?
     
    Las áreas con mayor potencial para desarrollar interesantes proyectos de YNC se encuentran en el Valle Medio del Magdalena y están muy cerca a los actuales campos de producción de Ecopetrol. En superficie corresponden a escalas muy similares a campos convencionales que se han venido explotando por cerca de un siglo, como es el caso de La Cira-Infantas. Nuestra gente se encuentra estudiando las formaciones geológicas; no hay una fecha definida para iniciar un proyecto en particular.
     
    ¿Qué ventaja tiene estar en el Magdalena Medio?
     
    Allí nació la industria petrolera hace 99 años. La gente de esa región ha convivido toda la vida con pozos, taladros, una gran refinería y oleoductos. Esa es una ventaja. Allí se encuentra ya disponible el acceso a infraestructura de producción, transporte y refinación compatible con mayor explotación de petróleo. Además, estamos hablando de la posibilidad de tener petróleo liviano, ideal para la refinería de Barrancabermeja. En esta zona tiene presencia esa gran formación, denominada La Luna, que podría ser el tercer mayor reservorio de este tipo de yacimientos en el continente americano. 
     
    ¿Ecopetrol está interesado en ampliar su operación en YNC dentro o fuera del país?
     
    El principal beneficio de evaluar y probar el potencial de recursos atrapados en los YNC es que el país podría acceder a una fuente de hidrocarburos que le podría representar una opción de reemplazo de sus reservas más allá del 2020. Nos la queremos jugar por desarrollar estos proyectos no convencionales en Colombia antes que en el exterior, con beneficios de empleo y contratación de bienes y servicios para los colombianos. 
     
    En el caso de Ecopetrol, con la explotación de YNC, las reservas petroleras previstas por la compañía podría aumentar de 6,8 años a 11 años, según estimaciones iniciales de los técnicos de la petrolera.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ‘El país necesita el petróleo de los no convencionales’

    Javier Betancourt Valle, presidente de la ANH, asegura que, con las tasas de éxito exploratorio actuales, se necesita ampliar la frontera petrolera. Estima que en menos de tres años no habrá todavía explotación con estimulación hidráulica.
     
    La polémica sobre la técnica de estimulación hidráulica o fracking, que recién empieza en Colombia, llegó para la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, un poco antes de lo previsto.
     
    Dicha técnica es necesaria para poder explotar yacimientos no convencionales y causa gran preocupación entre comunidades y grupos ambientalistas por los impactos que puede tener en el agua y la sismicidad.
     
    Para el presidente de la Agencia, Javier Betancourt Valle, cada uno de los riesgos asociados con esta práctica fueron analizados con cuidado en la reglamentación. El funcionario aseguró que faltan aún tres o cuatro años para que el país empiece a producir petróleo utilizando esta técnica.
     
    Hace tres años, la Contraloría les envió un control de advertencia previniendo sobre los riesgos del ‘fracking’. ¿La reglamentación cumple con estos parámetros?
     
    Hay tres tipos de reglamentación: una es la contractual, que la hicimos nosotros; otra, la técnica, que estuvo a cargo del Ministerio de Minas y Energía, y otra es la ambiental, que hizo el Ministerio correspondiente. Nosotros hemos estado pendientes de todo y ha sido un trabajo conjunto.
     
    Se identificaron los principales riesgos que son: el agua subterránea, la microsismicidad inducida, el uso del agua y la disposición de aguas residuales, a cada uno se le dio un manejo en la normatividad para prevenirlos y mitigarlos. Le puedo decir que la reglamentación nuestra va a ser la más estricta del mundo.
     
    Pero hay muchas dudas, el mismo Ministro de Vivienda manifestó públicamente su “miedo al ‘fracking’”...
     
    Yo creo que tenemos que aproximarlo, explicarle todo lo que hemos hecho y vamos a tener la posibilidad de hacerlo.
     
    Pero esto evidencia un problema muy serio de comunicación dentro del Gobierno para este tema...
     
    Sí, tenemos un plan de comunicaciones contemplado, pero nos tocó salir más temprano de lo previsto a hablar del tema, porque todavía no hay actividad en Colombia en no convencionales.
     
    Pero, ¿ya hay solicitudes de licencias?
     
    No. Había una de Nexen para unos contratos, pero no se les podía dar hasta que no saliera la reglamentación; ellos estaban esperando, pero al final renunciaron a esos contratos y se fueron para otra parte.
     
    Ahora, nosotros no vemos que se vaya a dar explotación en no convencionales en los próximos tres años. Hasta entonces, habrá algo de actividad.
     
    Para aclarar: explotación, dentro de tres años, pero el Gobierno ya proyectó una meta de veinte pozos de exploración en dos años...
     
    Sí, pero 20 pozos no es gran cosa. Tienen que solicitar una licencia, que se demora entre un año y 18 meses, seis meses después de aprobada podrían estar iniciando la exploración, entonces en los próximos dos años sería razonable pensar que va a haber esa actividad.
     
    Ahora, esos 20 pozos que vamos a hacer van a evaluar la roca madre, o la roca fuente, de esa evaluación que se hace sale una decisión de si la roca puede ser productiva o no, entonces ese pozo puede que sea estimulado o no. Porque hay zonas que no tienen las condiciones geológicas para hacer estimulación.
     
    Mientras la industria pide celeridad en las licencias, otros sectores piden moratoria para el ‘fracking’. ¿Qué piensa hacer para conciliar estas dos posturas?
     
    Trabajar con apertura. Aquí nosotros confiamos en lo que estamos haciendo y estamos dispuestos a mostrarles a todos los que tengan preocupaciones sobre esto. Queremos hacer un trabajo responsable.
     
    Ahora, miremos quienes tienen moratoria: el Reino Unido tenía y la levantó, lo mismo Sudáfrica; Alemania tenía algunas restricciones particulares y ya no; el estado de Nueva York, todo el mundo dice que tiene moratoria y no, solo parcialmente. Los franceses la prohibieron, pero es que la formación está debajo de París, si nosotros tuviéramos la formación debajo de Bogotá, técnicamente con el reglamento existente no lo podríamos hacer. En Colombia estudiamos todos esos casos y, si se analiza con cuidado, desde que se dio la ley del Plan Nacional de Desarrollo hasta ahora han pasado tres años, esa fue nuestra moratoria, el tiempo que nos tomamos para organizar la reglamentación.
     
    ¿Por qué la urgencia?
     
    Fue un lineamiento del plan de desarrollo y tenemos que cumplirlo. Pero, además, no es caprichoso: de cada diez pozos exploratorios de cuencas maduras, dos son exitosas, y esos dos producen ocho millones de barriles de reserva que equivalen a ocho días de producción.
     
    Como vamos, perforando 130 pozos, vamos a encontrar 23 pozos productivos, por año, que nos darán catorce días de producción y la verdad es que Colombia hoy depende de los hidrocarburos para sus ingresos. Si seguimos haciendo lo mismo vamos a encontrar lo mismo.
     
    Entonces qué tenemos que hacer: ir a cuencas diferentes, en nuestro caso, offshore y no convencionales. El reto es generar los recursos para el marco fiscal de mediano plazo porque eso nos afecta a todos como sociedad, sino no vamos a poder financiar los planes sociales del país, lo necesitamos.
     
    Si somos exitosos en no convencionales vamos a tener otro país, una generación de conocimiento alrededor de esto y cadenas productivas alrededor de esta industrias que van a generar más empleo.
     
    ‘REGULACIÓN PREVENTIVA’
     
    De acuerdo con el presidente de la ANH, ante cualquier indicio de falla deberá detenerse la perforación.
     
    La norma ambiental para el desarrollo del fracking dejó contemplado que no se podrá hacer estimulación si hay una vivienda a 100 metros de la zona, o si hay un acuífero a 500 metros o menos.
     
    Además, según Betancourt Valle, las normas dejan claro que si hay el menor indicio de que haya una falla en un pozo se debe parar la perforación.
     
    “Es una regulación supremamente preventiva, vimos que las principales fallas en los acuíferos en Estados Unidos fueron por problemas en la integralidad de los pozos: queremos evitarlo”, señaló.
     
    Las empresas también deberán hacer público el contenido de los químicos usados para la estimulación.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ‘El sector petrolero puede impulsar el agro en las regiones’

    El presidente ejecutivo de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros habla de su nuevo rol y de sus retos a la cabeza del gremio. La entidad busca fortalecer su interlocución política.
     
    La Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros, Campetrol, anunció un giro en su estructura directiva.
     
    El gremio creó en su organigrama el cargo de presidente ejecutivo y asignó en esta posición al exministro de Agricultura, Rubén Darío Lizarralde.
     
    La actual directora ejecutiva de la Cámara, Margarita Villate, se mantiene en su cargo y Lizarralde entra a fortalecer las relaciones del gremio con el Gobierno y otros sectores económicos.
     
    “Son tres los sectores fundamentales para Colombia en estos momentos de coyuntura: el extractivo, en el que está Campetrol, el agrícola y el ambiental; si logramos articular estas tres agendas, podremos andar un camino más seguro hacia la prosperidad y el desarrollo de nuestras regiones”, señaló el dirigente gremial al tomar posesión de su cargo.
     
    ¿Por qué decide la Junta Directiva crear este cargo de presidente ejecutivo en el gremio?
     
    Se crea este nuevo cargo porque las situaciones que se han venido presentando (como la reducción de la exploración sísmica, la demora en la expedición de licencias ambientales, los conflictos sociales, los problemas de seguridad) han limitado la dinámica del sector. Hay muchas empresas que han inmigrado del país, algunas de ellas atraídas por lo que está pasando en México y, en Colombia, hay una cantidad de equipos parados. Entonces la junta directiva de Campetrol vio que no era el momento de bajar la guardia.
     
    ¿Cuál es su misión entonces?
     
    Lo que quiere la junta es que no nos quedemos solamente en el ambiente de la queja, sino abrirnos al sector de los productores y al Gobierno para decirles que trabajemos juntos, que enfrentemos los problemas que se están presentando de una manera dinámica y proactiva.
     
    En esta nueva estructura, ¿cuál será el rol de la directora de Campetrol y en qué se diferenciará con su papel como presidente ejecutivo?
     
    Ella sigue cumpliendo su papel, yo la estaré acompañando.
     
    Lo que haremos es escalar el proceso frente a otros sectores, es decir, no solamente se va a trabajar como se venía haciendo con toda la seriedad y la técnica del caso, pero con un bajo perfil, sino que también participaremos de una manera muy activa en todos los comités establecidos con el Gobierno y en los escenarios en los que participan los subsectores de esta actividad económica. Queremos mostrarle al país la importancia de este sector. Creemos que el gremio ha llegado a su mayoría de edad.
     
    ¿A qué se refiere con ‘escalar el proceso frente a otros sectores’?
     
    Tenemos clarísimo que no se puede trabajar solamente pensando en este sector, hay que mirarlo de una manera mucho más completa.
     
    Por supuesto, tenemos en cuenta el impacto que tiene el sector en la economía, pero también en el sector agrícola, ambiental, en la seguridad (...) De modo que también quisiéramos mirar más allá: el sector petrolero en las regiones, puede impulsar el desarrollo agrícola de las mismas y darles una mayor estabilidad a esas regiones, para que no suceda que cuando la actividad se acabe lo único que quede en esas zonas sea pobreza. Si logramos esto, vamos a contribuir de una manera más efectiva al desarrollo del país.
     
    Hay unos retos muy puntuales que enfrenta hoy el sector y usted ya los mencionó. ¿Cuál es el plan de acción de Campetrol para enfrentarlos?
     
    Ya hemos venido trabajando en estos temas. Ahora queremos entrar en contacto con los ministerios de Ambiente, de Minas y Energía, Defensa y Trabajo, para armonizarnos y poner prioridades. Mostrar que no son unas empresas, en este caso prestadoras de servicios, las que se benefician o perjudican, sino que es toda la economía. Queremos darle la seguridad al país, a las regiones, de que se va a hacer un trabajo integral que no solamente tiene que ver con la explotación del petróleo, sino con dejar toda una economía dinámica y fortalecer otras actividades.
     
    En ese sentido, su experiencia como exministro y su vínculo con el Gobierno será clave en la gestión...
     
    Precisamente me da una mirada integral. Como Ministro da Agricultura, varias veces les planteé a mis compañeros de gabinete el hacer un trabajo conjunto, como he venido comentando.Cuando me invitaron al Consejo Nacional de Competitividad, manifesté que el sector mineroenergético debía volcarse a apoyar el desarrollo productivo agrícola, que no solamente contribuya a acabar con la pobreza extrema, sino que apoye económicamente a territorios que han sido abandonados en el país.
     
    HOJA DE VIDA 
     
    Rubén Darío Lizarralde fue Ministro de Agricultura desde septiembre de 2013 hasta agosto de este año, bajo la administración del presidente Juan Manuel Santos. 
     
    En su cargo debió enfrentar una de las mayores movilizaciones agrarias de la historia reciente del país.
     
    Antes de ser ministro, Lizarralde se desempeñó como gerente general de Indupalma S.A, fue Secretario de Hacienda de Bogotá, Asistente por Colombia y Perú en el Banco Interamericano de Desarrollo y en la Corporación Financiera Interamericana, en Washington.
     
    “Nos da la garantía de que bajo su gestión este gremio se consolidará y afrontará los retos que tiene de cara al futuro”, señaló Rose Marie Saab, presidente de la junta directiva de Campetrol.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ‘Es muy difícil recuperar la inversión petrolera en el país’

    El vicepresidente de Wood Mackenzie, Sebastián Borgarello, explicó que el esquema tributario de Colombia para el sector funciona con un barril de US$ 80.
     
    “No creemos que Colombia pueda recuperar sus niveles de inversión, simplemente hay muchos campos que no son rentables con los términos fiscales actuales”, con esta contundencia el Vicepresidente de Consultoría de la firma Wood Mackenzie definió su diagnóstico frente uno de los principales retos económicos del país: adaptarse a la caída de los precios del crudo.
     
    Para el analista, el ‘boom’ petrolero de Colombia se dio apalancado en precios altos que hicieron económicamente viable la producción de crudos pesados. “El sistema de condiciones fiscales colombiano (sacando el off shore que es distinto, porque lo han modificado) es adecuado y competitivo a precios superiores a US$ 80, a precios inferiores a US$ 80, es regresivo”, explicó.
     
    Esta explicación la dio a varios medios de comunicación tras participar en un foro del XVI Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, de Acipet.
     
    En la inauguración del encuentro, hizo presencia también el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas Santamaría, quien admitió que las cargas tributarias para las petroleras en el país son muy altas, y reiteró que están estudiando cómo reducirlas para estimular la exploración y la producción de hidrocarburos, algo en lo que llevan ya varios meses, junto con el ministro de Minas y Energía, Tomás González.
     
    “El sector petrolero no va a pasar a un segundo lugar. Es uno de los pilares de la economía y de las finanzas públicas”, aseguró el ejecutivo.
     
    Para Wood Mackenzie, la estructura tributaria del país para las petroleras es regresiva porque el porcentaje de participación estatal aumenta en la medida en que disminuyen los precios del crudo. “Esto significa que a medida que se reducen las utilidades, como consecuencia de la caída de precios, aumenta el impacto a la actividad”, explicó Borgarello.
     
    Por lo tanto concluyó que “de no mediar un aumento importante en los precios, la actividad y la inversión en Colombia deberán caer. Obviamente hay dos factores que van a amortizar el impacto: por un lado la caída del peso, que reduce los costos de las empresas en moneda local; y por otro lado la reducción de los costos, operativos de las compañías”, puntualizó.
     
    De acuerdo con el vicepresidente técnico de Ecopetrol, Rafael Guzmán, independientemente de que haya o no un cambio en la estructura tributaria, la petrolera se seguirá concentrando en reducir los costos y mejorar la eficiencia en sus campos.
     
    Ecopetrol había anunciado en mayo de este año que evaluaría la eficiencia de cada campo, para cerrar aquellas operaciones poco rentables. Sin embargo, según Guzmán, hasta ahora no ha habido necesidad de hacerlo, gracias a la reducción de costos operativos, que en algunos casos llegan hasta el 50 por ciento.
     
    CAÑO LIMÓN VUELVE A OPERAR
     
    Desde el sábado por la noche el oleoducto Caño Limón-Coveñas empezó a operar en modo de prueba, es decir, con pequeños volúmenes de crudo, y esta semana se empezó a normalizar la operación.
     
    Se están transportando entre 80.000 y 100.000 barriles por día, lo que es superior a la producción de los campos que se sirven de este tubo.
     
    Esto permitirá evacuar los inventarios acumulados particularmente en el campo Caño Limón para normalizar la producción.
     
    Nohora Celedón - Portafolio.co
  • ‘Hay que incentivar la inversión para aumentar las reservas’

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

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

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

    ¿Cómo interpreta la actual caída del precio del crudo?

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

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

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

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

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

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

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

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

    ¿Cómo ve el desarrollo del sector en Colombia?

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

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

    Pero hoy hay problemas para pasar de ese umbral…

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

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

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

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

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

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



    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

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  • ‘México necesita de los servicios petroleros colombianos’

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    OPORTUNIDADES PARA LA INDUSTRIA, EN LA MIRA

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co

  • ‘Pacific es una empresa sólida’: Ronald Pantin

    El CEO y director ejecutivo de la empresa dice que con la venta de activos y la caja tendrán US$1.200 millones para cumplir con los acreedores. A largo plazo, confía en elevar la producción.
     
    Antes de que se anunciara la oferta de compra del grupo mexicano Alfa y el fondo estadounidense Harbour Energy sobre Pacific Rubiales, la gran pregunta en el mercado, con respecto a la petrolera era ¿cuánto tiempo podrá resistir la caja?
     
    La razón del pesimismo tenía que ver, principalmente, con el entorno de bajos precios del barril de petróleo, cuyo precio se desplomó rápidamente de 100 a 50 dólares por barril, lo que de inmediato redujo a la mitad el flujo de caja de la compañía, como el de muchas otras petroleras.
     
    Sin embargo, en particular los analistas han mostrado mayor pesimismo con respecto a Pacific Rubiales por una razón: el alto nivel de deuda de la compañía.
     
    Básicamente la empresa tiene en caja US$ 600 millones y una deuda acumulada de US$5.200 millones (aunque a corto plazo, según datos de Fitch Ratings, son solo US$ 18 millones).
     
    Por eso la esperanza en el mercado era que con la venta de Pacific a un conglomerado tan sólido financieramente como el grupo Alfa, la petrolera pudiera conseguir la inyección de capital que requería para mejorar sus indicadores financieros, pero también para apostarle a nuevos proyectos e incrementar la producción.
     
    “Esta potencial adquisición hubiera dado a la compañía unos nuevos dueños que podrían dotar a la empresa con el capital, tan necesitado para enfrentar las condiciones retadoras actuales para la industria. El nuevo grupo pudo también haber ayudado a Pacific Rubiales a disminuir el riesgo del negocio facilitando su entrada a México”, señaló Fitch Ratings con el anuncio de la disminución de la calificación de la deuda extranjera y local a largo plazo de Pacific de B+ a BB, con perspectiva negativa.
     
    En medio de toda esta incertidumbre, el director ejecutivo y CEO de la petrolera, Ronald Pantin, dice sentirse tranquilo y pide la misma calma a los accionistas por varias razones que se podrían resumir en una: “la empresa es sólida”, con o sin la venta de Alfa.
     
    El ejecutivo habló con Portafolio en exclusiva para responder, una a una, las dudas que rondan en el mercado sobre el futuro de Pacific Rubiales Energy.
     
    ¿Cuál es su interpretación sobre lo que pasó con Alfa y Harbour?
     
    Nosotros sabíamos que en el mercado petrolero todavía hay incertidumbre y que, por esto, para los accionistas era bueno tomar una oferta en efectivo.
     
    Lo que pasa es que la normativa de la Bolsa de Valores de Toronto dice que deben votar todos los accionistas, y deben tener las dos terceras partes de los votos a favor para poder continuar; si pasa, el que está ofreciendo, que en este caso era Alfa, tenía que retirarse y ganar con un 51 % de los votos restantes. Cuando empiezan a llegar los formularios de votación, sacan las cuentas y, aunque tuvieran mayoría, no se alcanzaba a cumplir con las dos terceras partes, ni con el voto minoritario (que es el que se hace sin el oferente). Entonces decidieron retirar la oferta.
     
    Desde el punto de vista de la gerencia, lo que hicimos fue llevar a nuestros accionistas la opción de tomar la oferta, pero Alfa y Harbour vieron que no iba a ganar su oferta y por eso ocurrió lo que ocurrió.
     
    ¿De qué manera afecta esto a la empresa en el día a día?
     
    Para nada, la empresa está mucho más fuerte que en el primer trimestre. No puedo dar los detalles de los resultados, porque somos una empresa pública, pero para la segunda semana de agosto ya los tendremos de manera oficial.
     
    Lógicamente, ya tenemos un cierre parcial y los resultados son mucho mejores, porque la producción del segundo trimestre marcará un récord, es la más alta que ha tenido la empresa en toda su historia. Los costos que habíamos reducido mucho a comienzos del año, los hemos reducido todavía un poco más y hemos aumentado significativamente las ganancias por barril.
     
    Sin embargo, con respecto a la deuda hay muchas dudas…
     
    Hoy en día tenemos una deuda de US$5.200 millones, pero en caja tenemos cerca de US$ 600 millones. También estamos vendiendo activos que no son del core (el negocio principal) de la empresa, como es el caso del 30 % de Pacific Midstream que ya está en proceso de venta, y esperamos que esta transacción se cierre en menos de un mes; la venta de nuestra participación en Puerto Bahía, que es un 42 %, y tenemos otras ventas, más o menos por unos US$ 600 millones.
     
    Así sumamos ya US$1.200 millones con lo cual podríamos reducir la deuda a US$ 4.000 millones. El ebitda que estamos proyectando, con los precios actuales, está por el orden de los US$ 1.500 millones con eso esperamos a final de este año tener una relación deuda - Ebitda muy buena por el orden del 2,8 veces el Ebitda. Esto se compara muy favorablemente a lo que piden los covenants (indicadores financieros exigidos por los bancos prestamistas) que son 4,5 veces deuda sobre Ebitda. Así que la empresa está sólida, no tiene problemas para pagar sus deudas, en la parte de capital de trabajo hemos venido pagando religiosamente a 60 días.
     
    ¿Esperan alguna nueva oferta, o consideran que este capítulo está cerrado?
     
    Nosotros estamos obligados a hacer la valoración si llega una oferta. Si la vemos válida, que tiene sentido, donde no hay riesgo financiero, nosotros estamos obligados a llevarla a la junta directiva y ellos son los que deciden si siguen o no con el proceso.
     
    O’Hara tiene casi el 20 por ciento de las acciones de la compañía, ¿cuál es el rol de este fondo en Pacific Rubiales a nivel de dirección?
     
    Todo eso es de considerarse. La forma como se eligen los directores, según los estatutos de Pacific, no es a través del porcentaje que tienen los accionistas. Hay una Asamblea donde se elige, por planchas, a la directiva de la empresa. Eso ocurrió recientemente y habría que esperar un año, a menos que se llame a una nueva Asamblea y en esta se llegue a un acuerdo en este sentido, con una votación mayor del 51 por ciento.
     
    De nuevo, yo no veo ningún problema con esto, la empresa siempre ha estado abriendo las puertas si es para el bien de nuestros accionistas.
     
    ¿Cómo afecta la caída del negocio en los planes que tenían en México con Alfa?
     
    Tenemos un joint venture con Alfa, eso no cambia para nada: ellos son nuestro socio favorito para México, igual dicen ellos, nosotros somos su socio favorito. Creemos que México es una muy buena oportunidad y hay que tomarla.
     
    ¿Qué implica en términos prácticos tomar esa oportunidad, participar en qué?
     
    En bloques que están saliendo a licitación. Hay bloques costa afuera de aguas profundas donde no entraríamos, hay otros de aguas someras en los que sí entraríamos. Tenemos una buena experiencia en este tipo de yacimientos, es parecido a lo que vivimos en nuestra otra vida en el lago de Maracaibo y también tierra adentro, donde se ven buenas perspectivas.
     
    Tenemos adelantados todos los estudios de campo, tenemos un grupo cuantioso de personas que tienen experiencia en México y vamos a participar en esos bloques con Alfa.
     
    ¿Cómo toma la reacción de los analistas, algunos bastante radicales, con respecto al precio de la acción?
     
    El mercado a veces sobrerreacciona, es cierto que la acción antes de la noticia estaba a un precio que la sujetaba a esta oferta de 6,5 dólares, al retirarse esta oferta lógicamente hubo una corrección hacia abajo. Pero después veremos una corrección hacia arriba cuando se vean especialmente los resultados que tenemos para el segundo trimestre, que yo considero que son muy buenos.
     
    ¿Qué hay de nuevos descubrimientos?
     
    Mantenemos una buena tasa de descubrimientos, lógicamente nos estamos yendo a (cuencas) frontera, donde se pueda incorporar rápidamente nueva producción. De hecho, este incremento en producción al que me referí, es fundamentado en una cantidad de pozos que tenemos en el pie de la cordillera que han sido muy importantes, de 5.000 y 1.000 barriles, y que son producto de la exploración.
     
    Además, tenemos el descubrimiento de Brasil, cuyo desarrollo va a llevar entre dos y tres años y podría ser de unos volúmenes muy cuantiosos en reservas, también estamos muy optimistas por lo que está pasando en Guyana, donde controlamos una empresa que se llama CGX Energy. Exxon tuvo un descubrimiento importante allí y nosotros tenemos unos bloques que están por fuera del área de disputa con Venezuela, pero con la misma geología que tiene el hallazgo de Exxon. Por otro lado, está México, con prospectos de muy buena calidad y de bajo riesgo y con muy buena infraestructura, cosa que hoy en día es muy difícil de conseguir en el mundo.
     
    Finalmente, ¿Puede asegurarles a los inversionistas que son una empresa viable, más allá de que en el futuro se concrete una transacción como la que no prosperó en esta ocasión?
     
    Totalmente. Y lo digo con toda la responsabilidad, la empresa pagará su deuda, mejorará los indicadores de solvencia. Pacific sigue siendo la petrolera privada más grande de Latinoamérica, con una producción del orden de los 153.000 barriles, que estamos sacando a bajos costos. En Colombia estamos viendo mejores oportunidades, nos ha ido muy bien en la parte exploratoria en Perú, Brasil y en Colombia, y tenemos en adelante posibilidades en México, que para nada cambian con esta transacción fallida.
     
     
     
    NEGOCIACIONES DE CAMPO RUBIALES
     
    A mediados del 2016 se acaba el contrato entre Pacific Rubiales y Ecopetrol para operar en conjunto campo Rubiales.
     
    Sin embargo, Ecopetrol no cerró la puerta para que la empresa pudiera seguir operando el campo después del vencimiento del contrato, que representa la tercera parte de la producción de Pacific Rubiales.
     
    De acuerdo con Pantin, ambas empresas siguen dialogando sobre la posibilidad de mantener un convenio de operación.
     
    “Lógicamente tiene que ser un negocio gana-gana para Ecopetrol y para nosotros”, dijo.
     
    Agregó que Pacific ha venido sustituyendo la producción que genera este campo, y que confía en que entre 2016 y 2017 habrán logrado sustituir completamente los barriles que les deja la operación del mismo.
     
    Añadió que, en materia de reservas, Rubiales representa menos del 9 %.
     
    ‘LA BANDA DEL ‘SHALE OIL’ DETERMINARÁ EL PRECIO DEL BARRIL’
     
    Al analizar la situación de los precios del crudo, el CEO y Director Ejecutivo de Pacific Rubiales asegura que las cotizaciones hoy fluctúan según lo que se llama “la banda del shale oil”.
     
    “Cuando veamos que el precio baja mucho, habrá una caída de los taladros que se usan para el shale oil. La semana pasada por primera vez desde el último trimestre del año pasado subieron un poco, y eso mandó una señal al mercado, por eso hubo una corrección”, explicó.
     
    El otro factor que juega un papel determinante en el precio, asegura, es la disminución de la demanda en China y el aumento de la oferta, si se llega a dar un acuerdo con Irán, lo que añadiría al mercado entre 400 y 500 mil barriles promedio diario.
     
    “Creo que vamos a durar un periodo viviendo dentro de una banda del shale oil que hoy día para el Brent es de entre 60 y 70 dólares, ahí estaremos por un tiempo hasta que lleguemos a tener una nueva dinámica dentro del sector petrolero”, señaló el ejecutivo.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / Ricardo Ávila Pinto - Director de Portafolio
     
  • ‘Si no se actúa, la crisis petrolera se verá en dos años'

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

    “Debemos ser conscientes de que las estrategias de hace una década no nos sirven en las actuales condiciones del mercado. Eso lo han entendido el Ministerio de Minas y la ANH, cuando decidieron contratar un estudio que indaga sobre la competitividad de la industria en Colombia”.
     
    Las empresas petroleras tienen claro que, en este negocio, todo tiempo pasado fue mejor.
     
    En efecto, las perspectivas son poco halagadoras, y lo único que queda por hacer es acomodarse a la nueva realidad del sector. El 15 y 16 de octubre se realizará en Bogotá una nueva versión del Congreso de la Asociación Colombiana de Empresas Petroleras (ACP). Portafolio habló con el presidente del gremio Francisco Lloreda.
     
    ¿Cuál es esa nueva realidad del sector petrolero?
     
    La caída de los precios es solo un síntoma de una nueva realidad en la industria de hidrocarburos. Hay hidrocarburos en abundancia en el planeta y eso contradice el fantasma de la escasez que durante unos años los críticos de la industria trataron de difundir. Dos, el avance en las tecnologías, la tecnología en la industria ha permitido extraer el hidrocarburo que antes era impensable de alcanzar.
     
    No me refiero únicamente al ‘fracking’, sino a poder desarrollar proyectos de aguas ultraprofundas, por ejemplo.
     
    Lo tercero, es que cada vez hay más países que quieren producir más petróleo. Nadie está dispuesto a sacrificar su producción para contribuir a que los precios se recuperen. Esa nueva realidad debemos entenderla.
     
    ¿Cree que las medidas que se han tomado en el país permiten adaptarse al nuevo entorno?
     
    La caída en los precios nos tomó a todos por sorpresa, aunque no debió ser así porque el resto del precio de los ‘commodities’ ya venía cayendo, y eso llevó a la industria y al Gobierno a identificar unas primeras medidas para atenuar el golpe.
     
    La mayoría de esas medidas ya han sido tomadas, especialmente por la ANH, que ha actuado además con compromiso y celeridad. Estamos pendientes de medidas tributarias que le permitan al país mantener lo más alta posible la producción y la actividad exploratoria.
     
    Viene el Congreso de la ACP. ¿Qué temas van a tocar?
     
    Distingamos dos tipos de discusión: una es la discusión macro de carácter estructural, y otra es eso qué debe significar desde el punto de vista de medidas a tomar.
     
    Desde el punto de vista macro, sin versar la discusión debe durar sobre el futuro de la industria de hidrocarburos y los combustibles fósiles en la generación de energía.
     
    Se le ha hecho creer al mundo que esta industria es responsable de casi todos los males del planeta, cuando es totalmente lo contrario.
     
    De no ser por esta industria, en los últimos 100 años, no tendríamos la posibilidad de movilidad que tenemos hoy día los seres humanos, no tendríamos ni zapatos, ni bicicletas, ni carros, ni aviones.
     
    De no ser por esa industria no sería factible alimentar a 7.000 millones de habitantes, y la medicina no habría alcanzado a desarrollar tecnología de salud.
     
    Usted habla de relanzar a Colombia en términos de hidrocarburos, ¿a qué se refiere?
     
    Si aceptamos que estamos ante una nueva realidad en la industria, debemos ser conscientes de que las estrategias de hace una década no nos sirven en las actuales condiciones del mercado.
     
    Eso lo han entendido el Ministro de Minas y el Presidente de la ANH, cuando decidieron contratar un estudio que indaga sobre la competitividad de la industria que presentó las primeras recomendaciones, y que confirmó que nuestro sentir va en el camino correcto.
     
    Por ejemplo, ofertar bloques de manera más flexible, y revisar las condiciones económicas y contractuales. Ahí hay unos elementos que se suman a los que ha identificado la industria, y muy seguramente surgirán en este congreso gremial, y que nos deben llevar a preguntarnos si queremos ser un jugador importante en la región y la industria.
     
    ¿Colombia tiene claro que quiere ser un jugador importante en este sector en el mundo?
     
    No dudo que el Ministro de Minas y algunos altos funcionarios del Gobierno y el Estado tienen el firme convencimiento de que Colombia debe hacer uso de esos recursos.
     
    Además, debe desarrollarlos, porque eso es lo que le conviene al país. Pero, no todo el mundo piensa igual.
     
    Parte del desafío que tenemos por delante es que la inmensa mayoría de los colombianos, partiendo de quienes ejercen liderazgo e inciden en la opinión, entiendan que los combustibles fósiles y en particular los hidrocarburos no son el problema, sino parte de la solución y que debemos sentirnos orgullosos de contar con esos recursos y de desarrollarlos de manera responsable.
     
    ¿QUÉ ESPERA QUE SALGA DEL CONGRESO?
     
    Lo primero, es que sea un escenario de discusión del más alto nivel sobre asuntos de carácter estructural de la industria. Y la manera como está organizada la agenda es que les daremos la palabra a expertos y conferencistas internacionales, y a través de un diálogo en paneles, comentar y analizar lo dicho.
     
    Lo segundo, el tener un mejor entendimiento de qué está pasando, qué viene con la industria a futuro, para preguntarnos qué rol pensamos jugar como país en esa nueva realidad. En ocasiones, en Colombia creemos tener una visión muy egocéntrica y nos obsesionamos en mirarnos el ombligo sin entender qué está pasando.
     
    Esperamos que salgan iniciativas para construir la nueva visión y determinar cuáles son las decisiones y medidas de fondo.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • "Comenzó el fin de la caída de los precios del petróleo"

     Suhail Al Mazrouei.,  Ministro de energía de EAU Suhail Al Mazrouei., Ministro de energía de EAUABU DABI (Sputnik) — La sobresaturación del mercado mundial de hidrocarburos pronto llegará a su fin, lo cual detendrá la caída de los precios del petróleo, estima el ministro de Energía de los Emiratos Árabes Unidos (EAU), Suhail Al Mazrouei.
     
    "Comenzó el fin de la caída de los precios del petróleo, la sobresaturación de los mercados concluirá pronto", aseveró el titular durante la inauguración de la conferencia ADIPEC, dedicada a la industria petroquímica, celebrada en Abu Dabi.
     
    El ministro añadió que es necesario mantener las inversiones en la industria del petróleo para evitar un incremento brusco de los precios durante los próximos tres o cuatro años.
     
    El jueves pasado el crudo Brent cayó por debajo de los 46 dólares por barril, por primera vez luego del encuentro informal de los países miembros de la OPEP celebrado el 28 de septiembre en Argel.
     
    mundo.sputniknews.com
  • "El 'fracking' no contamina las fuentes de agua subterránea"

    Según David Yoxtheimer, la explotación de no convencionales es rentable, pero necesita una legislación rigurosa.
     
    David Yoxtheimer es un investigador asociado del Centro Marsellus de divulgación e investigación de Pensilvania, Estados Unidos. Foto:inteligenciapetrolera.comDavid Yoxtheimer es un investigador asociado del Centro Marsellus de divulgación e investigación de Pensilvania, Estados Unidos. Foto:inteligenciapetrolera.comDavid Yoxtheimer ha trabajado en uno de los centros de lutitas más importantes del mundo y una de las grandes fuentes de gas en ese país, el Marcellus, ubicado en Pensilvania, Estados Unidos.
     
    Por su conocimiento y los avances en la investigación sobre fracturación hidráulica, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), la Universidad de los Andes y la revista Dinero, invitaron al experto al país.
     
    P: En medio de la coyuntura de la caída de los precios del petróleo, ¿el ‘fracking’ sigue siendo una opción?
     
    El precio y los puntos de equilibrio, con respecto a los precios del petróleo, varían según donde se van a realizar las exploraciones. En este momento estamos hablando de un punto de equilibrio de US$70, pero hay que recordar que a medida que el proyecto avanza los costos de equilibrio van a ser más bajos. En el caso de Marcellus, en Pensilvania, operan por debajo de los costos de equilibrio de los no convencionales. En Colombia están en una etapa de exploración y en ese orden de ideas no aplica el valor de los no convencionales, porque no practican este tipo de exploración.
     
    P: Aun con el desconocimiento que hay sobre gran parte del territorio colombiano, ¿es viable hacer ‘fracking’?
     
    El primer paso en el desarrollo de los no convencionales es precisamente encontrar esa información que se necesita. Habría que hacer estudios sísmicos y hacer pozos exploratorios que confirmen los resultados.
     
    Hay un dilema entre la academia y la industria sobre si hacer primero la exploración o buscar primero la información para proceder a la exploración.
    Ese dilema se resuelve fácilmente, porque primero va la exploración y gracias a ella se obtiene la información.
     
    P: ¿Qué tan costoso es extraer no convencionales?
     
    Si tenemos dos pozos totalmente iguales, uno de convencionales y otro de no convencionales, con dos kilómetros de profundidad, el costo del convencional puede ser de US$2 a US$3 millones y con fracturamiento horizontal puede ser de US$8 millones. El horizontal tiene más retornos económicos con respecto al convencional, porque le va a pegar a la roca madre en un espacio de un kilómetro y medio.
     
    P: ¿Mitos y realidad del ‘fracking’?
     
    La fracturación hidráulica no contamina las reservas subterráneas de agua. En Estados Unidos no se ha visto el primer caso de que fluidos contaminen algún acuífero subterráneo. Donde hay más riesgo de contaminación es en el manejo de los fluidos en superficie, mas no el fracturamiento ni lo que pase en el subsuelo. Tampoco es cierto que este proceso va a secar los acuíferos subterráneos ni los recursos hídricos de una región, la realidad es que gasta un décimo de 1% de lo que gasta una población. La proporción que usa este proceso es muy pequeña. Hay un proceso químico con el metano que termina creando más agua, entonces eventualmente se podría generar más recurso hídrico del que había antes del fracturamiento.
     
    En algunas partes se cree que la explotación no convencional puede ser no viable económicamente, pero tampoco es cierto, porque si se hace bien el proceso y se escoge bien la cuenca, es generador de utilidades.
     
    Se cree que la industria no está regulada y los operadores pueden hacer lo que quieran, pero la verdad es que está fuertemente regulada y hay que hacer las cosas con rigurosidad.
     
    ¿Las petroleras deberían hacer solo ‘fracking’ o es un proceso que debe ir paralelo a la extracción convencional?
     
    La industria es muy inteligente financieramente y va a estar donde haya proyectos con más utilidades, esto sin decir que va de la mano de convencionales o no convencionales, pero sí pueden funcionar paralelamente.
     
    ¿La legislación sobre este proceso debe variar de acuerdo con el lugar donde se practique?
     
    Cada región tiene particularidades de biodiversidad que hay que atender, pero sí es universal cómo se construye un pozo, la disposición de los residuos y químicos que se utilizan.
     
    ¿Qué experiencia ha quedado en los países donde no hubo una regulación clara antes de comenzar a hacer inyección hidráulica?
     
    En Marcellus mucha gente operó no convencionales en un marco que no estaba diseñado para ello y a medida que vieron los errores se diseñó un marco regulatorio para esta práctica.
     
    ¿Cuáles fueron esos errores que se cometieron en Marcellus por la falta de un marco regulatorio?
     
    La industria no se dio cuenta de que cuando hacían las operaciones había metano, se escapaba y hubo emisiones dañinas. A raíz de esto se ideó la forma de hacer un pozo que no permitiera la salida del hidrocarburo. También el agua del proceso era enviada a una planta de tratamiento municipal para ser tratada como cualquiera y se dieron cuenta de que era una mala idea y que necesitaba protocolos especiales. Cuando hicieron los primeros pozos hubo problemas de presión y explotaron, a partir de eso creamos tres capas de instrumentación que controlan la presión.
     
    ¿Qué recomienda para hacer de esta práctica un proceso responsable?
     
    Es necesaria una legislación robusta, explicarles a las comunidades el proceso y hacerlo con calma y en su orden adecuado.
     
     
    Por: Óscar Guesgüan Serpa
     
     
    Fuente; ElEspectador.com
     
     
  • "Innovar Frente a las comunidades": Javier Betancourt

    • Javier Betancourt Valle, Presidente, Agencia Nacional de Hidrocarburos clausuró la VI edición del Oil & Gas Investment Conference en la ciudad de Cartagena.  

    ·        El Presidente de la ANH resaltó que el sector ha tenido una profunda transformación en la última década, fruto de la determinación del Estado por vigorizar el sector y volverlo competitivo, y el esfuerzo de inversión y exploración de la empresa  privada.

    ·        El Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, aseguró que el reto que tiene el sector es innovar en la relación con las comunidades.

    “El sector de hidrocarburos nos importa, no sólo porque estemos en un congreso petrolero. Nos importa porque somos colombianos y el país entero está cada vez más relacionado con el sector que está jalonando el desarrollo”, aseguró el Presidente de la ANH, Javier Betancourt durante la clausura del VI Colombia Oil & Gas Conference, que se llevó a cabo en Cartagena con la asistencia de más de 400 representantes de las compañías nacionales y extranjeras del sector hidrocarburífero y gasífero.
     
    Betancourt añadió que el principal reto que tiene el sector es innovar en los procesos de relacionamiento con las comunidades, frente a esto señaló “cuando hablamos de nosotros, estamos excluyendo a alguien; debemos hablar de ‘juntos’ para que las comunidades se sientan parte de este sector, que se entristezcan con nuestros fracasos –si los hay, y que celebren los éxitos que tenemos”. 
     
    En la VI edición del Oil & Gas Investment Conference, estuvieron presentes 28 conferencistas internacionales y nacionales de primera nivel, como: Jason Grumet, Principal Asesor del Presidente Barack Obama en temas de Energía y Medio Ambiente; Michael Levi, Senior Fellow  en temas de Energía y Medio Ambiente para el Consejo de Asuntos Exteriores de los EEUU; Xavier Sala-i-Martín, Profesor de la Universidad de Columbia y Asesor Económico del Foro Económico Mundial y creador del índice de Competitividad Global; Keisuki Sadamori, Director del Departamento de Mercados Energéticos y Seguridad Internacional de la Agencia Internacional de Energía (IEA), Paris.
     
    Durante el encuentro académico s­­e abordaron los temas neurálgicos que ocupan la agenda del sector como lo son los yacimientos costa afuera, los hidrocarburos no convencionales, las condiciones contractuales y tributarias y los desafíos que en materia ambiental y social enfrenta la industria.
     
    ANH -paisminero.co
  • "La intención de Trump de aumentar la producción petrolera amenaza el precio del crudo"

    No es que el precio va a caer mucho, los pronósticos son de 55 o 56 dólares para este año y de 60 dólares para finales de 2018.No es que el precio va a caer mucho, los pronósticos son de 55 o 56 dólares para este año y de 60 dólares para finales de 2018.El precio del crudo este año se mantendrá entre los 50 y 56 dólares por barril, pues la amenaza del presidente de EEUU, Donald Trump, de expandir su producción afecta los pronósticos, dijo a Sputnik el economista venezolano Carlos Mendoza Potellá.
     
    "La política de Trump es de expandir sus intereses donde sea, incluso no está pensando en bajar los precios para conquistar mercados, sino todo lo contrario, y esto hace que los pronosticadores del mercado puedan determinar que el precio del petróleo no va a subir demasiado", señaló Potellá.
     
    La Casa Blanca anunció recientemente su intención de financiar proyectos locales de explotación de petróleo y gas de esquisto, lo que podría tener repercusiones en el mercado internacional.
    Potellá, especialista en Economía y Administración de Hidrocarburos de la Universidad Central de Venezuela, recordó que Estados Unidos tiene pozos a medio perforar para ponerlos a funcionar en el momento que suban los precios del barril de petróleo, y eso haría caer nuevamente el precio del crudo, añadió.
     
    "No es que el precio va a caer mucho, los pronósticos son de 55 o 56 dólares para este año y de 60 dólares para finales de 2018, pero (subirá) muy lentamente, porque esa amenaza de Estados Unidos no permitirá un salto abrupto de los precios", añadió.
     
    El especialista descarta la posibilidad de que Trump se una a la reducción de crudo a la que se sumaron los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), así como un grupo de productores externos a ese bloque, entre ellos Rusia, Azerbaiyán y Omán.
     
    "En mi opinión, Trump no se sumaría a un acuerdo de reducción de la producción, él es partidario de que Estados Unidos produzca lo más que pueda y, si puede competir con cualquiera, lo hará", expuso.
     
    A juicio de Potellá, la única forma de que el petróleo llegue a los 70 dólares por barril, precio que necesitan países como Venezuela por depender económicamente en más del 90% de la exportación de crudo, es que se recorte aún más.
    También recordó que la caída del precio de crudo y su inestabilidad es producto de la sobreoferta de petróleo, que generó el aumento de la producción de Estados Unidos, lo que desató una competencia con productores como Arabia Saudita.
     
    Sin embargo, cree que recortar más la producción incrementaría los precios, pero golpearía a las economías más débiles, ya "que difícilmente resistirían con una producción inferior a la que tienen en este momento, como es el caso de Venezuela", añadió.
     
    La economía venezolana, dependiente del crudo, se ha visto afectada en los últimos dos años por la abrupta caída del precio internacional del denominado "oro negro".
    Ante ello, el Gobierno venezolano impulsó un plan de recorte de la producción de crudo a nivel mundial, el cual recibió el respaldo de los miembros de la OPEP y de productores ajenos al bloque como Rusia, Azerbaiyán, Omán y Kazajistán.
     
    Entre el 30 de noviembre y el 11 de diciembre de 2016 los productores de petróleo del mundo acordaron reducir, a partir de enero de este año, 1,8 millones de barriles al día, con el objetivo de detener la sobreoferta y provocar un alza en el precio del crudo.
     
    El ministro de Energía ruso, Alexandr Nóvak, aseguró el jueves en Moscú que los efectos de la reducción de cuotas "ya se sienten en el mercado", y se mostró confiado en la evolución de los precios frente a la medida.
     
    Sputnik
  • "No hemos determinado que haya funcionarios involucrados en el caso de robo de petróleo"

    El presidente de Ecopetrol Ricardo Roa aseguró que no fue informado en el empalme del caso sobre el contrabando de crudo.
    Ricardo Roa, actual presidente de Ecopetrol, se refirió al escándalo por el robo y tráfico de petróleo que defraudó alrededor de $400.000 millones en hidrocarburos a la estatal petrolera.
     
    Roa aseguró, en entrevista con La FM, que no hay evidencia de que haya ningún funcionario de Ecopetrol involucrado en este entramado, según lo que se ha encontrado en las auditoría diarias que realiza la compañía internamente.
     
    Cabe señalar que en las últimas horas el ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, insinuó que la administración pasada estuvo involucrada en este entramado criminal que afectó las finanzas de Ecopetrol.
     
    "Significa que involucra, no a la nueva administración, sino a la que estaba y que la nueva administración es la que lo está descubriendo”, apuntó el ministro Bonilla cuando se le consultó sobre este caso.
     
    Al respecto, el presidente de Ecopetrol dijo que "no sé qué información tenga disponible el ministro de Hacienda. La que yo tengo internamente es que, hasta ahora, no hemos logrado, con nuestras auditorías, determinar que haya funcionarios internamente involucrados. Seguimos haciendo las auditorias permanentes a diario".
     
    Roa también aseguró que no fue informado sobre este caso en el empalme que hizo con la administración anterior que estaba a cargo del expresidente Felipe Bayón.
     
    "Debo admitir que no. Durante el proceso de empalme, yo no fui informado de esa situación. Simplemente, ya cuando empiezan los medios hacia junio a sacar estas informaciones, con sus unidades investigativas, ahí es donde empezamos a enterarnos y yo personalmente me entero así", aseguró Roa en La FM.
     
    Agregó que solo se le informó de los aspectos más relevantes de la compañía y confirmó que esta investigación se venía construyendo desde abril de 2021, que fue cuando la Dijin empezó a solicitar información y el apoyo permanente de Ecopetrol.
     
    Por Brayan Becerra para LaRepública.
  • “Debacle fiscal si no se encuentra más petróleo”

    Las compañías petroleras del país lanzaron un mensaje de advertencia sobre lo que le puede pasar a la vuelta de unos años a Colombia si no se encuentran mayores reservas de hidrocarburos. El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP); Francisco José Lloreda, afirmó que se presentarán serios problemas en las finanzas públicas teniendo en cuenta que el sector es el que más ingresos le reporta a la Nación.
     
    “A la vuelta de seis o siete años el país se vería abocado a una debacle fiscal si no se encuentra más petróleo y si se le dan largas a la exploración de no convencionales”, dijo el dirigente. Actualmente la industria petrolera le gira a la nación recursos por 32 billones de pesos anuales entre regalías, dividendos e impuestos. 
     
    Pero esta partida podría quedar en entredicho por la disminución de las reservas de crudo. En efecto, el país solo tiene reservas para menos de 7 años, que están actualmente en 2.400 millones de barriles. Al acabarse este inventario Colombia se convertiría en un importador de hidrocarburos.
     
    Una manera de aumentar estas reservas es buscar petróleo no convencional, es decir el que se encuentra a mayor profundidad (a más de un kilómetro) y está atrapado en rocas por lo que se necesitan utilizar técnicas como el fraccionamiento hidráulico para su extracción. Este consiste en introducir a través de pozos agua y diversos químicos para fracturar la roca, producir calor y hacer que el petróleo fluya a la superficie. 
     
    Pero esta técnica que no se ha puesto todavía en marcha en Colombia es objeto de fuertes cuestionamientos por los ambientalistas que advierten sobre los peligros para el medio ambiente. Dicen que no solo se utilizaría grandes cantidades de agua sino que se podrían afectar los acuíferos subterráneos. Además, señala que este método puede producir pequeños sismos que terminarían por impactar la superficie terrestre.
     
    La ACP rechaza estos cuestionamientos y asegura que no solo las perforaciones son menor riesgosas que las de crudos tradicionales sino que, además, el país tiene una legislación muy rigurosa en la que se han controlado toda clase de riesgos.
     
    Por eso insiste en que no se puede perder más tiempo y que es hora de que se inicie el proceso en Colombia porque de lo contrario las consecuencias económicas serían muy complejas. Las regiones dejarían de recibir millonarios recursos y los colombianos se verían abocados a pagar más impuestos porque al gobierno no le quedaría otra alternativa que poner en marcha nuevas reformas tributaria para compensar lo que se dejaría de recaudar por esta vía.
     
    El debate se presenta en momentos en que los precios del petróleo en los mercados internacionales se han desplomado y cuando el nivel de producción del país sigue a la baja. En solo cuatro meses las cotizaciones del barril de crudo cayeron más de 20 %. Hoy el Brent (de referencia para Europa) se cotiza a 89 dólares, muy por debajo de los cerca de 120 dólares el barril de hace un año, mientras que el WTI (de referencia para Estados Unidos) está en 84 dólares. Adicionalmente el país lleva varios meses sin cumplir la meta de producción del millón de barriles. 
     
    Fuenbte: Semana.com
  • “El ‘fracking’ ha revolucionado la economía de EE UU”

    El Comisario europeo de Energía y Clima, Miguel Arias Cañete (Madrid, 1950), tuvo un arranque difícil en Bruselas. Para acceder al Ejecutivo comunitario, la Eurocámara lo sometió a un duro examen por sus lazos con la industria petrolera y otros aspectos controvertidos de su extenso currículo.

    Pasó el trago y hoy conduce la cartera de Energía y Clima, convertida en prioridad por la imperiosa necesidad de reducir la dependencia de Rusia. Rodeado de papeles en su luminoso despacho de Bruselas, Cañete defiende su gran proyecto, un plan de unión energética clave para España porque desatasca las interconexiones con Francia. Y se muestra favorable —sin esconder los riesgos— al fracking y a la energía nuclear.

    Pregunta. Van varios intentos de unión energética, siempre frustrados porque la energía es un elemento sensible para los Estados. ¿Por qué ahora es diferente?

    Respuesta. Por dos razones. La energía europea tiene costes muy superiores a los de EE UU o China: eso resta competitividad. Simultáneamente, vivimos uno de los conflictos más importantes de los últimos tiempos y el riesgo de depender en un porcentaje altísimo de Rusia obliga a cambiar.

    P. ¿En qué dirección?

    R. Hace falta una reforma en profundidad e interconexiones de infraestructuras para poder trasvasar energía de un Estado a otro. Y hay que abordar el sistema de formación de precios en las tarifas, reduciendo las distorsiones a la competencia. La Comisión quiere que los precios regulados vayan desapareciendo.

    P. ¿Cuánto se puede reducir la dependencia de Rusia?

    R. Depende del éxito que tengan nuestras alternativas. Aún así, hay que normalizar la relación energética con Rusia, que seguirá siendo un gran proveedor.

    P. El conflicto ucranio, paradójicamente, despeja su trabajo.

    R. Ucrania es la ruta principal de gas ruso hacia Europa: el conflicto pone en evidencia vulnerabilidades, para la industria e incluso para calentar a los ciudadanos.

    P. ¿Corremos ese riesgo?

    R. Ya ocurrió una vez. La UE debe tener mecanismos por si eso se repite: en 2006 no había planes de contingencia. Hay que prever el peor de los escenarios.

    P. ¿Por qué cree que esta vez sí se harán las interconexiones?

    R. Estamos en otro contexto, por el conflicto con Rusia y los elevados costes energéticos. Y tenemos mecanismos de financiación, entre ellos el Plan Juncker.

    P. ¿Y si Francia no cumple?

    R. Hay un acuerdo político. Si Francia incumple, la Comisión activará los instrumentos adecuados para garantizar los compromisos porque se trata de un asunto de interés europeo.

    P. La UE destina 120.000 millones al año a subsidiar, entre otras cosas, energías contaminantes.

    R. Las renovables se llevan la parte del león.

    P. ¿Pero no es contradictorio seguir subvencionando el carbón después de insistir en las energías limpias y la eficiencia?

    R. Los apoyos al carbón están limitados, tienen fecha de caducidad y trabajamos en desarrollar tecnologías para hacerlo competitivo y cumplir objetivos medioambientales. El carbón permite utilizar fuentes autóctonas, de las que la UE no está sobrada.

    P. ¿Cómo puede diseñarse una cesta energética en una UE en la que Alemania solo quiere impulsar renovables y Francia prácticamente solo energía nuclear?

    R. El mix es competencia de los Estados. La Comisión intenta crear los incentivos adecuados: en renovables, que estén más orientadas al mercado; en nuclear, garantizar la seguridad. En gas buscamos abaratar costes con el gas natural licuado.

    P. ¿Y el fracking?

    R. La Comisión ha hecho recomendaciones para los Estados y no excluimos dictar una normativa vinculante en la regulación de esa tecnología.

    P. ¿Está a favor del fracking?

    R. Mi opinión personal es que en EE UU ha revolucionado su economía. Ha permitido un crecimiento espectacular, ha abaratado la energía, los ha hecho muy competitivos... el fracking ha cambiado completamente su política energética. Europa estudia regularlo. No descarte que pasemos a la fase normativa: establecer condiciones de evaluación medioambiental para poder desarrollar el fracking.

    P. ¿Y sobre la energía nuclear?

    R. La UE tiene tecnología puntera. Después de Fukushima han mejorado los estándares de seguridad. La energía nuclear contribuye a diversificar las fuentes.

    P. ¿Opina lo mismo como comisario de Clima?

    R. No existe el riesgo cero. Pero el medio ambiente es compatible con el progreso económico, siempre que se garantice la seguridad, sin interferencias políticas.

    P. El Parlamento le considera más proindustria que verde.

    R. La Comisión Europea tiene objetivos de reducción de emisiones del 40%, y también de reindustrialización del 20%. Hay que compaginarlos. Pero diría que en este momento mis mayores críticos están en la Comisión de Industria y en el Partido Popular Europeo.

    P. ¿Sus anteriores intereses en la industria energética le pueden ayudar a luchar contra algunos abusos o son un problema?

    R. Conocer el sector privado es fantástico para tener responsabilidades políticas; se entienden mejor los dossieres. Y cuando se establece una línea política, por supuesto con independencia, eso se puede poner en valor.

    P. La política energética española parece consistir en cargarlo casi todo a la factura del consumidor, incluido el proyecto Castor. ¿Es eso coherente?

    R. Vamos a revisar la formación de precios, en España y en toda de la UE. La factura de la luz tiene muchos elementos añadidos que no responden al coste de producción. Cuando se apoya a determinadas energías con la factura de la luz se distorsiona la competencia.

    Claudi Pérez / Lucía Abellán, Bruselas

     

    Fuente: elPais.es

     

  • “El Caribe, una nueva provincia productora de hidrocarburos”

    A Petrobras, la petrolera estatal brasileña, a pesar de estar en el ojo del huracán por casos de corrupción, la industria la reconoce como una de las más experimentadas en exploración en el mar. 
    El XVI Congreso Colombiano de Petróleo y Gas comienza hoy en Bogotá. Uno de los grandes invitados es el gerente de exploración de Petrobras, Marco Antonio Santiago Toledo, quien trabaja con la estatal brasileña desde 1987 y ha estado a cargo de proyectos en América del Norte, África y Oceanía.
     
    El Espectador habló con Santiago sobre los recientes descubrimientos en el mar Caribe colombiano y sus prospectivas. La velocidad con la que se den los desarrollos de la industria en el offshore depende de “la capacidad exploratoria de las compañías y de los marcos ambientales y fiscales del país”.
     
    Viene al Congreso Colombiano de Petróleo y Gas a hablar de exploración en el mar, ¿cómo está Colombia en esa materia?
     
    Las aguas profundas del Caribe podrán despegar como una nueva provincia de producción de hidrocarburos en el futuro, teniendo en cuenta los primeros resultados exploratorios. Esto permitirá un desarrollo de infraestructura marítima y costera, además del desarrollo de una industria de servicios para offshore más estable y que promueva un avance tecnológico local. Sin embargo, la velocidad con la cual todo esto puede pasar dependerá de la capacidad de inversión exploratoria de las compañías y también de la continuidad de los ajustes de los marcos ambientales y fiscales con las particularidades de las actividades en costa afuera.
     
    El mar Caribe se está calentando, como se dice en el argot de los petroleros, ¿cree en el futuro de la exploración “offshore” en Colombia?
     
    Petrobras y Ecopetrol obtuvieron el primer bloque offshore en aguas profundas de la administración de la ANH en 2004 y desde 2010 también tenemos como socios a Repsol y a Statoil en el bloque Tayrona. Pasados once años, el Caribe ya es un tablero lleno que cuenta con la participación de las principales compañías actuantes de offshore en el mundo. Esto representa que el futuro de la exploración, a corto y mediano plazo es prometedor.
     
    Una de las dudas que genera esta actividad es la posibilidad de la comercialización de la producción, ¿puede ser una limitación?
     
    Una cuenca sedimentaria puede caracterizarse al principio como una frontera exploratoria, cuando los modelos geológicos exitosos aún no están dominados y dependen de la mitigación de riesgos sistémicos del subsuelo. Una vez desarrollada esta parte, se considera como una provincia productora. El paso para esta segunda fase comprueba la posibilidad de comercialización del proyecto, que básicamente dependerá de la viabilidad tecnológica y de los potenciales confirmados durante la fase exploratoria.
     
    Se cumplen siete meses del hallazgo en Orca-1, ¿qué avances se han presentado allí?
     
    El principal avance decidido con nuestros socios Ecopetrol, Repsol y Statoil fue formalizar un Programa de Evaluación del hallazgo Orca con la ANH para realizar más inversiones, incluyendo estudios profundizados en geofísica, geología, ingeniería de reservorios, ambientales y de perforación. Las expectativas con el área de Orca siguen positivas, así como en otras áreas del bloque.
     
    Orca-1, como Kronos-1, hasta ahora han sido hallazgos de gas, ¿cuándo se sabrá si hay o no petróleo?
     
    Ese es uno de los riesgos sistémicos del subsuelo que solo la continuidad de la perforación exploratoria en distintos sitios costa afuera podrá revelar.
     
    ¿Es posible que el Caribe sea una gran cuenca de gas?
     
    Es una de las posibilidades de escenario futuro para el Caribe. Cabe resaltar que el gas es un combustible fósil con importante proyección de valor en las matrices energéticas del mundo, por cuenta del crecimiento del mercado global de gas licuado, además de su perfil ambiental, al tener menores emisiones de CO2.
     
    ¿De qué depende el éxito de la exploración “offshore” en Colombia?
     
    La exploración offshore arranca bien con los resultados anunciados recientemente de pozos exitosos. Al mismo tiempo, la visión de éxito general de la frontera costa afuera depende de la intensidad de las perforaciones en el futuro.
     
    Fuente:  ElEspectador.com
  • “La inversión extranjera en hidrocarburos creció 35 %”: Agencia Nacional de Hidrocarburos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     

    Fuente: Elespectador.com

  • “La posibilidad de que se llegue a un acuerdo en la OPEP es altamente baja”

    ¿Qué puede pasar en la reunión de la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP) este jueves?.
     
    El profesor de postgrado de petróleo de la Universidad Central de Venezuela, Mazhar Al-Shereidah, hizo un análisis sobre lo que puede pasar en la reunión de la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP).
     
    Primero hay que mirar el ambiente político. Las negociaciones entre Irán y el G5+1 (Estados Unidos, Francia, el Reino Unido, China y Rusia, más Alemania) en torno al expediente nuclear iraní que tenía como fecha tope el martes 25 de noviembre, interpretando el ánimo de la extensión de las negociaciones, hace que se desprenda de ahí la voluntad política de continuar el diálogo con miras de llegar a un acuerdo, según el cual Irán dejará de enriquecer el uranio en más de 5% y Rusia tendrá en su cargo empobrecer el uranio enriquecido para convertirle en combustible para la generación de energía eléctrica.
     
    Irán pronto, quizás antes de finalizar el año, estaría libre de esas presiones. Se levantarían las sanciones impuestas sobre ese país que habían limitado las exportaciones petroleras iraníes en un millón doscientos mil barriles diarios. Según palabras textuales del ministro iraní de petróleo, las cifras son las siguientes: en el momento que se levantan las sanciones, ese país en un lapso de dos meses puede duplicar el volumen de sus exportaciones. Este anuncio difícilmente puede ser bien visto por parte de quienes en la OPEP quieren recortar su producción.
     
    Mi expectativa es que la sobreoferta va a continuar en el mercado, los precios no necesariamente colapsarían sino que su tendencia hacía la baja continuaría. Pero como hay muchos actores OPEP y no OPEP —donde hay países cuyo costo de producción está por debajo de los US$5 dólares el barril y hay otros cuyos costos están por encima de US$50 el barril—un pacto firmado entre ellos le pondría un piso a los precios del crudo.
     
    El precio del crudo puede quedar en US$60, US$62 o US$68 pero creo que va a quedar por debajo de US$70. Este valor afectaría inversionistas y estaríamos también en presencia de lo que comúnmente se llama que el pez grande se coma al más pequeño. Sobre todo en Estados Unidos donde hay centenares de pequeños productores de petróleo con alto costo de producción que al verse imposibilitado de continuar exitosamente extrayendo petróleo es probable que compañías financieramente más poderosas comprarían a las más débiles y con ello se daría un proceso de mayor concentración del negocio petrolero. La posibilidad de que se llegue a un acuerdo en la reunión de la OPEP es altamente bajo. En caso de que se diera, sería de bajo cumplimiento y de lenta aplicación en el mejor de los casos.
     
    La realidad de Venezuela en medio de la crisis en el precio internacional del petróleo
    El presupuesto nacional está elaborado sobre un precio de US$60 dólares el barril. En teoría no debería afectarle a Venezuela seriamente mientras el precio no descienda por debajo de ese valor. Sin embargo, lo habitual en los últimos años es que las diferencias entre el precio que se toma como base para la elaboración del presupuesto y el precio que realmente sostiene deja un margen de US$20 o US$30 el barril por encima de lo estimado. Este tanque de oxígeno enorme en dólares le ha facilitado al Estado venezolano cumplir con una serie de importantes misiones y proyectos sociales. Si este tanque de oxígeno se vuelve más pequeño o desaparece, entonces el efecto sería negativo para alcanzar las metas socioeconómicas del Estado.
     
    Sobre la reunión de los representantes de la OPEP de México, Rusia y Venezuela
    México no está en condiciones de recortar producción ya que ésta ha mermado lo cual lo ha conducido a que se olvide de una cuestión de honor nacional como la ley de nacionalización y haya entrado en un proceso de apertura petrolera similar al existente en Colombia donde el capital privado tiene acceso a esta actividad.
     
    Rusia confronta debido a las series de sanciones por parte de la Unión Europea y al lenguaje cada más belicoso de la OTAN. Ellos se encuentran en una situación, desde el punto de vista financiero, no muy holgada y además su moneda se ha devaluado durante los últimos meses. Por eso no creo que Moscú esté dispuesta a comprometerse seriamente a efectuar un recorte sustancial en su producción. Recortar 50 o 100 mil barriles diarios, por ejemplo, no afectaría al precio petrolero porque en el mercado mundial actualmente hay inventarios de los países consumidores de 8 mil millones de barriles. Hay una sobreoferta en el orden de los 2 millones de barriles diarios y no están quedando fríos sino comprados con descuentos pero no con la finalidad de ser destinados al consumo sino para ahorrarlo. Entonces esto dificulta que Rusia se embarque en reducir su producción a menos que vea un sería intención de la OPEP de reducirla.
     
    Estados Unidos, el mayor nuevo productor de petróleo
    Estados Unidos tiene un departamento de energía pero no produce ni un barril de petróleo. La producción de ellos está en manos de productores privados y mientras el precio les permita seguir implementando su producción lo harán. Entre tanto, Estados Unidos, no está en el juego y no puede decretar un recorte de su respectiva producción. Por eso los expertos en la materia consideran que en el peor de los casos el incremento de producción de petróleo de Estados Unidos para 2015 será de 700 mil barriles diarios en vez de un millón doscientos mil si el precio estuviera cerca de US$90 dólares el barril.
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • “Pese a las más de 15 millones de hectáreas petroleras, no se firmarán más contratos”

    Según Orlando Velandia Sepúlveda, presidente de la ANH, no se seguirá ampliando la frontera exploratoria a través de contratos

    Durante la audiencia pública de rendición de cuentas del Ministerio de Minas y Energía, MinEnergia, Orlando Velandia Sepúlveda, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, se refirió a la importancia de hacer uso eficiente de los más de 300 contratos firmados para la explotación petrolera. Según Velandia, pese a que se tienen más de 15 millones de hectáreas con vocación petrolera, no se van a seguir firmando contratos que amplíen la frontera exploratoria.


    “El presupuesto que teníamos para ir conociendo más nuestro potencial hidrocarburífero, lo vamos a segmentar fundamentalmente en el conocimiento de los potenciales de gas. Vamos a ir disminuyendo en el conocimiento del potencial hidrocarburífero, sin dejar de aprovechar el recurso. Lo que estamos buscando es hacer mucho más eficiente su aprovechamiento”, explicó Velandia, agregando que más contratos no implican más reservas, ni tampoco que la actividad de explotación se incremente.

    El jefe de la Agencia destacó también que la transición energética no solamente va en descarbonizar la economía y la energía, sino también poder hacer uso de las nuevas fuentes. “Lo que necesitamos es ir dependiendo menos de los recursos energéticos fósiles por fuentes no convencionales”, añadió.

    Además, a lo largo de la audiencia, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, dio a conocer un balance sobre lo que han realizado este año con relación al sector minero energético, destacando la construcción y publicación de la hoja de ruta de la transición energética, la cual recoge la sistematización de los diálogos regionales, la línea base de la transición energética justa, el análisis social y ambiental de la situación energética, y un documento de su potencial.

    “La energía no es solo luz. Es fundamental que todo el mundo no solo tenga acceso, sino que también pueda gestionarla y hacer parte de la transición energética”, añadió.

    Juan Camilo Vallejo, director ejecutivo del Fondo de energías no convencionales, Fenoge, agregó que “las comunidades energéticas no son solo nuevos usuarios con acceso a la energía. Son comunidades que se agrupan para generar, comercializar y hacer un uso eficiente de la energía”.

    Según Vallejo, se van a duplicar los recursos que se van a destinar para el fortalecimiento de estas comunidades. “Vamos a tener en un año más de 50 empresas con participación comunitaria fortalecida, prestando servicios energéticos en el marco de las comunidades energéticas”, manifestó.

    Otro de los temas tratados durante la rendición de cuentas fue la ampliación de coberturas. De acuerdo con el ministro, se tiene una meta de ampliación que quedó establecida en el Plan Nacional de Desarrollo, y que se va a buscar cumplir a través de la energización de zonas rurales y del uso de los fondos disponibles para zonas no interconectadas.

    Con respecto al pivote de minería, Camacho se refirió a la nueva ley minera que ya está en curso su discusión, a través del mecanismo de consulta previa con los pueblos indígenas, afro y palanqueros, con el fin de definir la ruta y garantizar que, además de que exista un consenso, cumplan con este requisito.

    “Esta nueva ley minera, además de resolver los problemas del pasado, debe permitirnos la construcción de las bases de una política minera que enfrente los retos del futuro. Dentro de los desafíos se destaca la minería estratégica para la transición, el aprovechamiento de los recursos de los minerales de transición, y la armonización del desarrollo de estos sectores y la protección del ambiente. Es un equilibrio que tenemos que buscar”, aclaró.



    Fuente: Larepublica.co

  • “Sin ingresos petroleros hay más carga tributaria”, Orlando Velandia, presidente ANH

    Orlando Velandia - Presidente de la ANHOrlando Velandia - Presidente de la ANHEn lo que va corrido del año, en Cumaral (Meta) y Arbeláez (Cundinamarca) se han realizado consultas populares para avalar o no actividades del sector de hidrocarburos, lo cual prendió las alarmas sobre el futuro de la industria, puesto que hay 18 alertas en todo el país según la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP).
     
    En diálogo con LR, Orlando Velandia, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) se refirió a este tema y al panorama del sector.
     
    ¿Cuál es su opinión sobre las consultas populares?
     
     
    Los resultados de estos procesos nos tienen muy preocupados de cara al futuro y a la situación fiscal del país, pues no hemos entendido la dependencia tan importante en materia fiscal que se tiene de esta industria.
    Las consultas afectan a todos los colombianos, porque en la medida que no podemos tener los ingresos derivados de la industria petrolera, tendremos que soportar una mayor carga tributaria. Ningún país en el mundo se podría dar el lujo de sustituir ingresos fiscales por el orden de $20 billones que recibe Colombia por impuestos directos del sector.
     
    ¿Alguna empresa ha manifestado su intención de dejar el país dada la inseguridad jurídica?
     
    Desde la caída de los precios del crudo, las compañías han manifestado inquietudes, pero hasta el momento ninguna ha renunciado. En los dos últimos años la ANH no se ha mantenido inmóvil. Ha trabajado constantemente en ajustar las condiciones jurídicas en busca de crear beneficios pensando en el desarrollo del sector petrolero, y por ende, en el progreso del país.
     
    ¿Cuál es el panorama actual del sector de hidrocarburos?
     
    Las inversiones en número de pozos y en sísmica consagran todos los compromisos exploratorios que duplicarán lo invertido en 2016. Cabe resaltar que en el año anterior se perforaron 21 pozos exploratorios, mientras que en lo corrido de 2017 se han perforado 27 pozos exploratorios; es decir, se superaron los perforados durante todo 2016, y la perspectiva es llegar a 60 a fin de año.
     
    ¿Cuánto espera que sea la producción de petróleo para lo que queda del año?
     
    Estimamos estar en el orden de 845.000 barriles de petróleo por día y 1.000 millones de pies cúbicos por día de gas.
     
    LOS CONTRASTES
     
    ÁLVARO YOUNESPRESIDENTE DE FEDISPETROL
     
    “Lo más importante es cuidar que las compañías no pierdan el interés en el país y que se fortalezca la ANH para preparar a las comunidades”.
     
     

    POR: Katherin Benitez Piñeros

    LAREPUBLICA.CO
     
     
  • “Tenemos que aprender a vivir sin la bonanza”

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

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

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

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

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

    Semana: ¿Hasta dónde cree que bajarán los precios?

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

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

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

    Semana: ¿Para 2016 el panorama será peor?

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

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

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

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

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

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

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

    Semana: ¿Qué hacer para enfrentar la coyuntura?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Semana.com

  • “Transición energética es más amplia que hablar de petróleo y gas natural”: presidente ACM

    La transición energética y sus retos de cara al próximo año fueron los temas centrales del tercer panel del foro ‘Visión Colombia 2024 de Prisa Media’.

    Juan Camilo Nariño, presidente de la Asociación Colombiana de Minería, fue uno de los invitados en el tercer panel del encuentro ‘Visión Colombia 2024′ de Prisa Media donde se habló sobre los retos y oportunidades que enfrenta el país el próximo año en el campo de la transición energética hacia la generación de energías limpias.


    “La conversación es desordenada sin tiempos y sin un claro liderazgo. Estos grandes problemas deben tener es un liderazgo claro y acá hemos carecido de ello”, describió el presidente de la ACM sobre la manera en la que en el país se ha producido el debate por la transición energética.

    “No tiene la integralidad que necesita. Ha estado enfocada en hablar del petróleo y el gas, y debería ser mucho más amplia. Es simplista abordarla solo con esto”, añadió.

    “La modificación de las actividades productivas de los territorios mineros de carbón, pero también la perspectiva de las enormes posibilidad de Colombia en el desarrollo de tecnologías para la extracción de minerales que la transición energética también implica”, explicó Nariño sobre los temas que hacen falta en la discusión energética.

    “El tercer elemento que no ha tenido la conversación es el contexto, el cual está en el carbón: China produce 4.700 millones toneladas de carbón, Indonesia 670 millones, Australia 254 y Alemania 131; Colombia solo 65 millones de toneladas. El país necesita utilizar eso poco que produce para apalancar la transición”, expresó.

    “El Gobierno necesita convocar a los actores con orden y liderazgo, para sentarnos de una vez por todas y mirar dónde estamos y dónde vamos a terminar. Cómo vamos a usar lo que tenemos para apalancar esa transición, y eso pasa por el gas, pasa por el carbón y pasa por el 97% del territorio nacional que está inexplorado, por lo cual ni sabemos cuáles son los minerales que podemos extraer para contribuir con esa transición”, recomendó el presidente de la Asociación Colombiana de Minería.



    Fuente: Wradio.com

  • $ 85 es solo el comienzo del repunte del petróleo

    A principios de esta semana, los medios informaron que la producción de petróleo de los miembros de la OPEP había caído al nivel más bajo desde  2021 , o  2020 , según la fuente, gracias a los recortes voluntarios de producción de Arabia Saudita y las disminuciones involuntarias en Nigeria, Angola y Libia.
    La noticia, naturalmente, hizo subir los precios del petróleo . Sin embargo, ya han comenzado a subir ya que los comerciantes finalmente comenzaron a prestar atención a las advertencias de oferta y las proyecciones de demanda que los bancos y otros analistas han estado emitiendo durante semanas.
    El salto en los precios debería haber hecho feliz a Riyadh, y probablemente lo hizo. La pregunta ahora es cuánto más subirían los precios los saudíes antes de comenzar a relajar sus recortes.
     
    La economía de Arabia Saudí creció un modesto 1,1% en el segundo trimestre del año, frente al 3,8% del primer trimestre. Los medios y los analistas  atribuyeron  la desaceleración a los precios más bajos del petróleo, a pesar de que el sector no petrolero del Reino registró una tasa de crecimiento bastante saludable del 5,5%.
     
    Sin embargo, el peso que tiene el comercio del petróleo en la economía en general sigue siendo abrumador a pesar de los esfuerzos de Riad por diversificarse. Y esto significa que necesita precios del petróleo aún más altos para continuar con los esfuerzos de diversificación.
     
    Grant Smith de Bloomberg  sugirió  esta semana que los saudíes pueden decidir relajar el recorte a partir de septiembre a medida que el Brent se mueve a $85 y más. El razonamiento fue que las refinerías agradecerían los barriles adicionales, y los saudíes estarían felices de aumentar su participación de mercado después de perder parte debido a los recortes voluntarios.
     
    Por otro lado, escribió Smith, los observadores veteranos de la OPEP no estaban convencidos de que esto fuera suficiente para que los saudíes relajaran los recortes. La incertidumbre sobre la demanda fue una de las razones citadas, y el riesgo de alterar la disciplina de la OPEP en su conjunto fue otra.
     
    En última instancia, sin embargo, los saudíes pueden mantener el límite de producción exactamente durante el tiempo que sea necesario para obtener los precios donde quieren que estén. Es otra demostración más de que la OPEP no solo está muy viva y es relevante en el mundo actual, sino que su líder de facto todavía tiene mucha influencia sobre el grupo.
     
    “El reino querrá ver un aumento prolongado hacia los 90 dólares por barril y posiblemente una mejora en los datos económicos chinos para comenzar a considerar volver a poner el millón de barriles por día en el mercado”, dijo a Bloomberg el analista de PVM Oil Associates, Tamas Varga, a principios de esta  semana  .
     
    Mientras tanto, Goldman Sachs actualizó su perspectiva sobre la demanda de petróleo de una manera que debería complacer a Riyadh. El banco  dijo que  la demanda de petróleo alcanzó un récord en julio, llegando a 102,8 millones de barriles diarios, y que esto conduciría a un déficit de 1,8 millones de bpd en el segundo trimestre del año.
    En tal contexto, Arabia Saudita realmente no tiene prisa por devolver esos barriles al mercado. Sobre todo si no son exactamente un millón entero. Esto fue sugerido por una fuente no identificada de la UE que  habló  con Simon Watkins de Oilprice.com y dijo que los datos de producción de Arabia Saudita mostraban que no se estaban realizando recortes en los campos que los saudíes operan en una zona neutral que el Reino comparte con Kuwait.
     
    En otras palabras, Arabia Saudita puede estar recortando algunos barriles pero bombeando mucho en la zona neutral y vendiéndolos "bajo el radar", como informó Watkins. Esto le permitiría beneficiarse de precios más altos, aumentar su participación de mercado y, al mismo tiempo, seguir ejerciendo una presión alcista sobre los precios con los recortes oficiales.
     
    Mientras tanto, el Instituto Estadounidense del Petróleo les hizo un gran favor a los saudíes al informar una caída de inventario estimada en 15,4 millones de barriles la semana pasada. La cifra masiva superó seriamente las expectativas de los analistas, que eran de una disminución de inventario mucho más moderada de menos de un millón de barriles.
     
    Los comerciantes también se  apresuran  a cubrir sus posiciones cortas en petróleo, y esto está impulsando aún más los precios. Los puntos de referencia subieron a un máximo de tres meses esta semana cuando los fondos compraron crudo y combustibles y cambiaron sus apuestas de bajistas a alcistas.
     
    Todo esto funciona a favor de Arabia Saudita y también sugiere que los precios podrían alcanzar el nivel que a Riad le gustaría ver más temprano que tarde. Y ahí es cuando las cosas se pondrían interesantes: anunciar el fin de los recortes sería imprudente, ya que provocaría una caída inmediata de los precios. Una relajación gradual es una opción más probable, como lo sugieren los analistas encuestados por Bloomberg esta semana.
     
    Según ellos, los saudíes podrían decidir relajar los recortes entre 250.000 y 500.000 barriles diarios a partir del próximo mes. Por otra parte, podrían decidir quedarse con ellos durante otro mes y ver qué tan altos serían los precios.
     
    Algunos, como Amrita Sen de Energy Aspects, han  pronosticado  que el Brent podría alcanzar los 100 dólares antes de fin de año gracias no solo a los recortes, sino también a la reducción de los inventarios. Eso fue hace un mes. Ahora, Reuters también  informa  que los inventarios mundiales de petróleo están en declive. Se necesitaría una lectura de crecimiento del PIB negativa para que EE. UU. o China detuvieran este repunte.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • 12 mitos sobre los precios del petróleo

    NUEVA YORK (CNNMoney) — La industria del petróleo y el gas no es un agujero negro. No hay ningún misterio.
     
    Hay muchas reuniones con ingenieros, químicos y geólogos, y una curva de aprendizaje en constante evolución. Luego existen normativas y reglas a seguir. Pero a final de cuentas es bastante sencillo, hasta que los medios de comunicación entran al proceso. Ahí es cuando se vuelve complicado.
     
    Es como si estuviéramos recibiendo reportes de los misterios en las profundidades del océano o de vida en galaxias lejanas. Hay tanta hipérbole y conjeturas sin sustento que los inversionistas están atados de manos. Así que, en un pequeño esfuerzo por dejar las cosas claras, veamos si podemos disipar parte de la desinformación.
     
    Mito #1: Goldman Sachs sabe lo que está pasando. Incorrecto. Goldman Sachs no debe ser citado ampliamente. Se equivocan notoriamente cuando pronostican picos y fondos. Para lo que son buenos es para  seguir las tendencias y exagerarlas.
     
    Su previsión siempre parece estar hecha a través de un espejo retrovisor y sus avisos de máximos y mínimos son siempre inflados. En julio de 2014, cuando el petróleo crudo WTI estaba llegando a máximos, sus analistas apuntaban a números más altos, incluso cuando el dólar estaba mostrando signos de fortaleza (sabemos lo que pasó allí) y cuando los inventarios de petróleo estaban comenzando a subir hasta nuestros tobillos.
     
    Luego, cuando los precios del crudo tocaron fondo en en enero y luego el fondo se reevaluó en marzo, los de Goldman pronosticaban un fondo aún más profundo.
     
    ¿Recuerdas las previsiones petroleras de 150 y 200 dólares de Goldman y Morgan Stanley en 2008? Eso fue justo antes de caer a alrededor de 40 dólares. (Para ser justos, Ed Morse de Citi atinó al máximo pero se excedió en el mínimo).
     
    Mito # 2: Las plataformas no productivas son las primeras en irse. Esta declaración es un poco desconcertante porque todas las plataformas de perforación son productivas, sólo que algunas son más eficientes. Las plataformas Flex 4 y Flex 5 de Helmerich & Payne son de última generación. Pero estas plataformas están acumulando reservas tan rápido como las plataformas menos eficientes que requieren de más horas de trabajo pero no son tan costosas de contratar.
     
    Hagamos un recorrido por los terrenos de Odessa de H & P. Está llena de plataformas Flex 4s. Las plataformas son enormes, por lo cual es costoso moverlas. No es posible traer una docena o más de camiones con remolque y un par de grúas para mover una plataforma de vuelta a Texas u Oklahoma, y contratar a una misma flota del mismo tamaño para traer la plataforma de última generación.
     
    La verdad es que aquellas que operan en zonas particulares -que no han sido descontinuadas- continuarán operando en esas áreas. Las empresas pondrán presión de precios sobre su perforador por no haber dado ningún suministro en primer lugar.
     
    Mito # 3: El suministro se mantiene gracias a las innovaciones en fracking. Sí, el fracking o fracturamiento hidráulico ha mejorado mucho en las formaciones de esquisto, pero los avances reales ya están integrados. Lo que ha estado ocurriendo en los últimos 24 meses o más es que más arena está siendo trabajada en cada intervalo y los intervalos están más densamente ocupados.
     
    Además de algún nuevo proceso químico y un par de actualizaciones de software, eso es básicamente todo. Realmente no hay ningún hilo negro entre las finalizaciones de pozos en julio de 2014, cuando el petróleo estaba a 100 dólares y ahora -9 meses después- cuando el petróleo ha caído a la mitad.
     
    Mito # 4: El fracking no se ha vuelto exponencialmente más eficiente, resultando en una reducción de costos descomunal. Sí y no, pero más “no” que “sí”. El elefante blanco es la competencia. El fracking se ha vuelto competitivo, muy competitivo. Hace cinco años, el tamaño de las flotas era más pequeño y no había tantos jugadores. Pero entonces llegó el auge y las empresas de servicios hicieron lo que mejor saben hacer.Sobredimensionaron. También fueron alentadas por el dinero barato y abundante, debido a que todo el mundo, especialmente los banqueros y el capital privado, querían entrar a este sector.
     
    Para tener una idea de qué tan competitivo se ha vuelto el panorama del esquisto, una plataforma en un Marcellus 2012 habría tenido capacidad para casi el doble de la misma plataforma hoy en día. Ha habido varias mejoras tanto en diseño como en implementación, pero el peso sobre los precios más baratos del fracking ha sido la competencia.
     
    Mito # 5: El número de plataformas de Baker Hughes se ha vuelto irrelevante. Incorrecto. Siempre es relevante. Ese fue el número que nos permitió mantener un fondo de 43 dólares en marzo. Pero debido a que la oferta no estaba inmediatamente relacionada con el recuento de la caída, los analistas perdieron la paciencia. Ahora los medios están teorizando que las plataformas son tan “productivas”, que el recuento ya no tiene el peso que tuvo alguna vez.
     
    Esa es una posición difícil. Teníamos 1,600 plataformas de extracción de petróleo en octubre y ahora 800. Hay algo de verdad en que las firmas de exploración y producción están favoreciendo los puntos óptimos pero eso no alcanzará para compensar la caída del 50% en el conteo. La extracción del esquisto es más semejante a un proceso industrial más que al wildcatting (exploración).
     
    No hay muchos agujeros secos con esquisto. Los avances microsísmicos han puesto fin a ello, al igual que las salas de datos llenas de viejos registros de pozos que representan el potencial de esquisto. Por lo tanto, la mayoría de los pozos perforados hoy tienen muchas más posibilidades de ser económicos que los pozos para exploración y de técnica step-out del pasado.
     
    No existe un modelo legítimo para las 800 plataformas que han elevado la producción estadounidense más allá de los 8.9 millones de barriles por día en los Estados Unidos contiguos. Y debido a su esquisto, y a que el esquisto es “apretado”, la perforación debe continuar a un ritmo vertiginoso para hacer crecer la producción.
     
    Los analistas que buscan un número más "certero" deben comenzar a seguir la actividad de los distribuidores de combustible que operan sin parar depósitos y trabajos de fracking. Observen sus ventas para obtener una indicación más inmediata de la producción futura.
     
    Mito # 6: Nos estamos quedando sin espacio para almacenar crudo. No es verdad. Estaremos bien. Los volúmenes han aumentado, especialmente en el tan mencionado Cushing (Oklahoma), pero Cushing representa sólo el 10% del almacenamiento de Estados Unidos. Otras áreas de almacenamiento han aumentado, pero no tanto como Cushing. La razón es que a los comerciantes físicos les gusta almacenar su inventario cerca del mercado y Cushing les da que esa proximidad.
     
    Además, esta zona no es un callejón sin salida. Hay grandes oleoductos que conectan con la Costa del Golfo, donde el almacenamiento es más abundante y no es tan agotado. Además, grandes aumentos de inventario se producirán próximamente con la llegada del buen clima.
     
    Mito # 7: Los pozos de esquisto tienen una vida productiva de solo algunos años. La verdad de este punto se está descifrando poco a poco y los observadores finalmente lo están comprendiendo. El esquisto carece de permeabilidad. Lo que significa que es muy “apretado”. Se requiere de una labor de fracking para liberar el petróleo y el gas atrapado en su espacio poroso. El fracking crea y sostiene la permeabilidad y la permeabilidad es el camino hacia el pozo.
     
    Al igual que cualquier formación estrecha, el petróleo y la producción disminuye rápidamente, lo cual significa que la mayoría de la producción se producirá justo después de la estimulación. Esto se traduce en unos excelentes resultados anticipados, pero la producción disminuye rápidamente, tal vez incluso cayendo 75% en el primer año y estabilizándose en un nivel menor para los próximos 10 o 20 años. Esto se llama disminución y la disminución es rentable, pero sólo si el fracturamiento paga por la mayoría del pozo.
     
    Mito # 8: Puedes activar y detener el esquisto. Eso es incorrecto. El esquisto toma tiempo, como cualquier otra actividad industrial. Disminuir la velocidad de su progreso es como detener un superpetrolero. Puedes hacerlo, pero necesitas mucho espacio. La mayoría de los perforadores requieren contratos y romperlos puede ser doloroso. La arena puede acumularse en las vías de ferrocarril y puede resultar en retrasos. Los despidos pueden tomar tiempo. Las sanciones regulatorias pueden obligar a un operador a realizar la actividad independientemente de si quiere o no hacerla.
     
    Todo esto toma tiempo para desarrollarse. Y luego están siempre (las empresas con) balances generales más sólidos que perforarán sin importar el precio, o que perforarán y crearán un 'fracklog' que es un término de reciente acuñación para hablar de una acumulación de pozos pendientes de fracking. No hay un interruptor que puedas activar.
     
    Mito # 9: El petróleo está en relación inversa con el dólar. Lo está. Este fue un falso subtítulo. No es una percepción errónea. Compara el DXY con el Brent y el WTI en los últimos 12 meses. Es una divergencia perfecta. ¿Quieres apostar en petróleo?, entonces apuesta por el euro.
     
    Mito # 10: La OPEP está acabada. Tal vez, pero el Consejo de Cooperación del Golfo no lo está. En conjunto, los cuatro miembros del CCG bombean más de la mitad de toda la producción de la OPEP. También tienen costos de extracción muy bajos y enormes reservas de efectivo.
     
    Además, tienen resistencia y mantendrán la posición de la OPEP de no recortes. Hay una larga historia de Rusia o Venezuela llenando cuotas reducidas. Esta vez el CCG no va a dejar que eso suceda. Si Rusia lo acepta, podría haber un recorte en junio. Pero luce improbable incluso si lo hace. Puedes esperar que Arabia Saudita recupere la participación de mercado.
     
    Mito # 11: Los productores estadounidenses de esquisto son los nuevos productores swing (productores responsables de ajustar el mercado). No, sus bancos lo son.
     
    Mito # 12: Un acuerdo con Irán bajará los precios. Algo así. Le tomará a Irán uno o dos años añadir algo significativo a nuestro mercado global de 93 millones de barriles al día, pero el temor de un Irán nuclear creará la tensión suficiente como para compensar la adición al suministro.
     
    Las preocupaciones sobre un Irán nuclear, ya sean reales o percibidas, crearán suficiente miedo en los mercados como para contrarrestar en exceso el millón adicional de barriles al día en oferta que puede surgir.
     
    En resumen, los precios del petróleo aumentarán a medida que las cifras de producción de la AIE (Agencia Internacional de Energía) comiencen a publicar descensos, como vimos la semana pasada. La demanda aumentará. Los inventarios comenzarán a ser consumidos a mediados de año. Europa contribuirá, al igual que Asia y Medio Oriente. Un mercado chino en contracción seguirá creciendo al 7% anual, y ese mercado es mucho más grande ahora que cuando estaba registrando 10% de crecimiento anual, hace cinco años.
     
    Rich Kinder tenía razón en pronosticar un fondo en los 40 dólares y John Hofmeiser (ex presidente de Shell Oil) y T. Boone Pickens, magnate estadounidense del sector financiero, probablemente están muy cerca de estar correctos con su pronóstico de 80 dólares como máximo del próximo año o un plazo similar. Un sólido rango de entre 65 y 70 dólares para fin de año es el número más razonable y es apenas lo suficiente como para mantener el desarrollo de algunos proyectos en alta mar, trabajos de arenas petrolíferas y una buena cantidad de yacimientos de esquisto no esenciales.
     
    Un dólar más fuerte también funcionará, al igual que un Arabia Saudita empeñado en la participación de mercado. Habrá cada vez menos a lo cual aferrarse para los vendedores en corto y muy pocos querrán estar atrapados en el mismo lado del negocio que los grandes bancos de inversión.
     
    Por: Dan Doyle
     
    Fuente:CNNExpansion.com
     
     
  • 2,20 millones de barriles por día (bpd), fue la Producción de Petrobras en Febrero

    Petrobras informa que su producción total de petróleo y gas natural, en febrero, fue de 2,82 millones de barriles equivalentes de petróleo por día (bepd), de los cuales 2,703 millones bepd fueron producidos en Brasil y 113 mil bepd en el exterior.
     
    La producción media de petróleo en el país fue de 2,20 millones de barriles por día (bpd), volumen 1% inferior al de enero. Ese resultado se debe, principalmente, a la parada programada del FPSO Cidade de Paraty, localizado en el campo de Lula Nordeste, en el presal de la Cuenca de Santos, y al final de la fase de pruebas del Sistema de Producción Anticipada (SPA), que operó en el campo de Búzios bajo el régimen de Cesión Onerosa. El objetivo del SPA fue recaudar informaciones sobre el comportamiento de los depósitos de ese campo.
     
    En febrero, la producción de gas natural en Brasil, sin contar el volumen licuado, fue de 80,2 millones de m³/d, 1% inferior al mes anterior, principalmente en función a la parada programada del FPSO Cidade de Paraty.
     
    Producción del presal
    En febrero, la producción de petróleo y gas natural operada por Petrobras (parte propia y de los socios), en la capa de presal, fue de 1,53 millones de bepd. Ese volumen representa un aumento de 41% en relación a la producción de febrero de 2016. Sin embargo, en comparación a enero de este año, ese volumen registró una reducción de 3%, debido a la parada programada del FPSO Cidade de Paraty, en el campo de Lula Nordeste, y al final de la fase de pruebas del SPA, en el campo Búzios.
     
    Producción de petróleo y gas en el extranjero
    En febrero, la producción de petróleo en los campos del exterior fue de 63,5 mil bpd, volumen 8% inferior al mes anterior. La producción de gas natural fue de 8,4 millones de m³/d, 3% inferior al volumen producido en enero de 2017. Ese desempeño provino, principalmente, de la parada operacional de los campos de Lucius y Hadrian South, en EE.UU., en función de la limitación de drenaje de la producción, que se realiza a través de instalaciones de terceros.
     
    Petrobras - paisminero.co
  • 26 Bloques se Ofertaron en Ronda Colombia 2014

    Cartagena, - Ayer  23 de julio de 2014 se realizó en Cartagena el depósito de ofertas de la Ronda Colombia 2014. La Ronda Colombia 2014 es un proceso competitivo donde se reciben ofertas de inversionistas tanto nacionales como internacionales sobre diferentes áreas en el país para la exploración y explotación de hidrocarburos. Para este año se ofrecieron 95 bloques, de los cuales 58 bloques tienen prospectividad para yacimientos convencionales, 18 para no convencionales y 19 para costa afuera.
     
    En el evento se recibieron ofertas para 26 áreas por parte de 19 empresas. Las principales características de los bloques ofertados son las siguientes:
     
    Por tipos de áreas se recibieron las siguientes ofertas:
     
    ·       11 áreas de Yacimientos Descubiertos No Desarrollados recibieron ofertas de 10 empresas.
     
    ·       9 áreas convencionales recibieron ofertas de 8 empresas.
     
    ·       1 área no convencional recibió ofertas de 2 empresas.
     
    ·       5 áreas costa afuera recibieron ofertas de 4 empresas.
     
     
    La inversión proyectada de la adjudicación de las áreas de la Ronda Colombia 2014 que esperamos recibir para los próximos años es de 1400 millones de dólares, la cual está compuesta por 1000 millones de dólares como Programa Exploratorio Mínimo y 400 millones de dólares como Programa Exploratorio Adicional. También es importante resaltar que el porcentaje de participación en producción propuesto por los oferentes estuvo entre el 1% y el 21%.
     
    Los resultados fueron positivos, ya que un 28% de los bloques ofrecidos recibieron ofertas. 
     
    ANH - Paisminero.co
     
    Los siguientes pasos son:
     
    ·       Publicación Lista Preliminar de Elegibilidad: 31 de Julio de 2014.
     
    ·       Publicación Lista Definitiva y Adjudicación o Declaratoria de Desierta de las Áreas: 11 de Agosto de 2014.
     
    ·       Etapa de celebración de contratos: A partir del 12 de Agosto de 2014.
     
     
  • 26 petroleras pasan ‘examen’ de primera fase de Ronda Uno

    CIUDAD DE MÉXICO (CNNExpansión) — Petróleos Mexicanos (Pemex), Exxon, BHP y Statoil son de las 26 empresas y grupos precalificados para participar en la primera licitación de la Ronda Uno.
     
    De los 26 aprobados, 19 participan de manera individual, y siete más son consorcios, dijo la Comisión Nacional de Hidrocarburos en sesión extraordinaria celebrada este lunes.
     
    Las empresas Inpex, Petrobras y Shell no continuaron con el proceso aunque la autoridad no precisó si fueron descalificadas.
     
    Los participantes precalificados podrán realizar una oferta económica.
     
    Los ganadores de los contratos de la primera fase de la Ronda Uno serán dados a conocer el próximo 15 de julio.
     
    Los concursantes debieron pagar 280,000 pesos para inscribirse a la licitación y 5.3 millones de pesos para acceder al Cuarto de Datos.
     
    La primera convocatoria de exploración comprende 14 bloques en aguas someras del Golfo de México, con un área total de 4,222 kilómetros cuadrados.
     
    Se estima que los costos de producción por barril en aguas someras promedien 20 dólares por barril (dpb).
     
    Los bloques someros se encuentran repartidos en las provincias de Alak-Kach-Kastelan y las Cuencas del Sureste, y en Tabasco.
     
    Los 26 finalistas:
     
    BG Group México Exploration con Galp Energía
    ENI International con Noble Energy México y CASA Exploration
    Murphy Worldwide con Ecopetrol, Petronas y PTT Exploration
    Pan American Energy con E&P Hidrocarburos y Servicios
    Talos Energy con Sierra Oil & Gas y Glencore E&P México
    Tullow México con Petrobal
    Woodside Energy Mediterranean con Diavaz y Pluspetrol
    Atlantic Rim México
    BHP Billition Petróleo Operaciones de México
    Chevron Energía de México
    Cobalt
    CEPSA
    ExxonMobil Exploración y Producción de México
    Hess
    Hunt Overseas Oil Company
    Lukoil Overseas Netherlands
    Maersk Olie
    Marathon Offshore Investment Limited
    Nexen
    ONGC
    Pacific Rubiales
    Pemex
    Plains
    Premier
    Statoil
    Total
     
     
     CNNExpansión
     
     
  • 41000 bd produjeron los campos Pauto y Floreña de Ecopetrol

    Los campos de producción Pauto y Floreña, ubicados en el departamento del Casanare y  operados por Equion Energía, dentro del contrato de asociación Piedemonte suscrito con  Ecopetrol, lograron el pasado 24 de junio un récord de producción al alcanzar 41.488 barriles  de petróleo por día (bpd), de los cuales 31.223 bpd son directamente de Ecopetrol en virtud  de su participación como socio y accionista de la citada compañía operadora.
     
    La cifra de producción, que corresponde a un cumplimiento acumulado del 117% en relación con la meta de junio del 2015, es el resultado del avance en el proyecto Piedemonte etapa 2, que inició en el 2012 e incluye la perforación de once pozos nuevos y la ampliación de facilidades para procesamiento e inyección de gas. Actualmente se han perforado ocho pozos de curva básica y tres pozos productores, que han incrementado la producción en más de 11 mil bpd en el último año. 
     
    Pieza clave en este logro ha sido la expansión de la central de facilidades de procesamiento CPF Floreña, que inició en diciembre 2014. Producto de su estabilización, los nuevos equipos comenzaron a recibir de manera segura el crudo adicional de los pozos del área. 
    Lo anterior se complementará con la entrada en funcionamiento de una turbina de alta presión  en el segundo semestre del año, que aumentará la capacidad de manejo de gas hasta 530 mpcd (millones de pies cúbicos día), lo que a su vez redundará en producción adicional.
     
    Equion Energía Limited es una empresa perteneciente al Grupo Empresarial Ecopetrol y además es socio-operador del contrato de asociación Piedemonte con una participación del 50%.
     
    ecopetrol.com
  • 5 razones por las que los precios del petróleo se mantienen a la baja

    Los precios del petróleo entraron en un movimiento bajista que se apoyo en los datos de inventarios de crudo en los Estados Unidos, pero hay más razones por las que se podrían registrar mayores bajas en este energético.Los precios del petróleo entraron en un movimiento bajista que se apoyo en los datos de inventarios de crudo en los Estados Unidos, pero hay más razones por las que se podrían registrar mayores bajas en este energético.Los precios del petróleo mantuvieron su tendencia de baja por cuarta sesión consecutiva, luego que el último dato de los inventarios de los Estados Unidos no solo muestran que la producción petrolera de ese país se recupera, sino también que el recorte de la OPEP parece insuficiente para sostener los precios en niveles cercanos a los 50 dólares por barril.

    Al aumento de los inventarios de crudo estadounidenses – que alcanzaron un máximo desde que se lleva registro de ese dato – no solo se atribuye a un aumento de la producción, sino que también de una mayor demanda de petróleo importado.

    El compromiso de la OPEP es mantener la reducción de su plataforma de producción (que durante enero se redujo en 890 mil barriles diarios); aunque es aprovechado por los productores estadounidenses de petróleo Shale que vieron mejores precios para aumentar su producción.

    La OPEP quiere cumplir su compromiso para el primer semestre del año, aunque ya comienzan a replantearse una extensión del acuerdo bajó las nuevas condiciones del mercado, lo que mantendrá a la baja los precios del petróleo.

    A continuación te presentamos los cinco argumentos que están afectando los precios del petróleo.

    1. Acumulación de inventarios petroleros


    La caída de los precios del petróleo tiene su sustento en la elevada acumulación de inventarios de los Estados Unidos y no es para menos, ya que en lo que va del año la acumulación de crudo en la unión americana asciende a 49.3 millones de barriles, su mayor acumulación para un periodo similar desde 2015.

    La última cifra de inventarios estadounidenses (al 3 de marzo) llegó a los 528.4 millones de barriles, máximo histórico tras nueve semanas de aumento de forma consecutiva.

    Este repunte en la acumulación muestra que un mayor crecimiento esperado para Estados Unidos requerirá de una mayor cantidad de energéticos y no necesariamente alternativos.


    2. Extracción de petróleo


    El aumento de inventarios se puede explicar, por un lado, a una mayor actividad de extracción de crudo en los Estados Unidos.

    Las últimas cifras de Baker Huges, el número de pozos en activo cerró la semana terminada el 3 de marzo en 756, su nivel más alto desde noviembre de 2015.

    La mayor parte de la extracción proviene de pozos en tierra, ya que la extracción del mar se encuentra a la baja. Sólo en lo que va de este año, se han agregado a la operación 103 pozos, únicamente en tierra, lo que contrasta con la reducción de 38 pozos que se observó en todo 2016.

    La mayor parte de la actividad se concentró en Texas, donde entraron en operación 67 pozos. Le siguen en importancia Nuevo México, Oklahoma, Louisiana y Utah.

    3. Mayores importaciones


    Por el otro lado, se observa un aumento del petróleo importado por parte de la economía estadounidense.

    De acuerdo con su informe de comercio exterior correspondiente a enero, la importación de petróleo crudo alcanzó los 8.4 millones de barriles diarios, lo que significa un aumento de 14.2 por ciento en comparación con lo reportado un año antes, esto aún cuando el precio pagado por el crudo paso de 32.06 dólares por barril en enero de 2016 a 43.94 dólares en el primer mes de este año.

    Este aumento fue apoyado por un mayor monto comprado a casi todos sus proveedores del energético, destacando los mayores volúmenes comprados a Canadá y Arabia Saudita y a naciones como Venezuela.

    4. Producción petrolera mundial


    Al cierre de enero la producción de petróleo se estima que alcanzó los 95.8 millones de barriles, un aumento de 1.3 millones de barriles, esto contrasta con la reducción de 890 mil barriles diarios por parte de los países miembros de la OPEP durante el primer mes del año.

    Esto mantuvo los precios del petróleo a nivel mundial durante enero y febrero de este año en niveles superiores a los 50 dólares por barril.

    Sin embargo, el aumento observado en los inventarios de petróleo de los Estados Unidos y las expectativas de algunos países miembros de la OPEP, de que en algún momento se tendrá que acabar el acuerdo para reducir la producción de petróleo del cartel, fueron elementos que nuevamente tiraron los precios.

    Estimaciones de la OPEP apuntan a que la producción de la países no miembros de la OPEP aumentara 0.42 por ciento en este año (el movimiento será equivalente a 240 mil barriles diarios.

    5. Precios del petróleo, a la baja


    Los precios del petróleo prácticamente se mantuvieron en un rango que fluctuó entre los 49 y los 55 dólares, en lo que va de 2017 y es que luego del impulso observado por la decisión de la OPEP de reducir su plataforma de producción en el primer semestre del año, prácticamente no hubo alguna noticia que definiera alguna tendencia en los precios del petróleo.

    En el último trimestre del año el WTI cerró con una ganancia de 5.48 dólares y el Brent de 7.76 dólares por barril.

    Sin embargo, la percepción de que el recorte de la OPEP será insuficiente para mantener los precios del petróleo en niveles por arriba de los 50 dólares por carril y las expectativas de mayores niveles de extracción de petróleo ante un previsible aumento en la demanda de energéticos, están cambiando las expectativas sobre el comportamiento de los precios en los siguientes meses.

    Análisis de ElFinanciero.com.mx

  • A pesar del exceso de crudo, nadie da su brazo a torcer

    Hace un año, cuando los precios del petróleo comenzaron a descender, la mayoría de los expertos del sector energético pensó que la caída sería pequeña y de corta duración.
     
    Plataforma Guillard de Stat OilPlataforma Guillard de Stat OilEn lugar de eso, el precio del crudo se ha derrumbado 60% desde su máximo de 2014 y de repente parece que va a permanecer bajo durante meses, tal vez años. La razón: en la batalla global por la cuota de mercado, nadie ha dado un paso atrás. Nadie ha siquiera parpadeado. Ni Arabia Saudita, ni Estados Unidos, ni los productores con problemas como Rusia e Irak. Todos los que están en condiciones de hacerlo, parecen empeñados en bombear la mayor cantidad de petróleo posible.
     
    Lejos de quebrar, las compañías petroleras estadounidenses sorprendieron a sus rivales globales mantenimiento o incluso aumentando su producción a medida que los precios en EE.UU. cayeron en picada de US$100 a US$70¬¬ el barril a finales del año pasado y a US$40,45 el viernes pasado. Aún más sorprendentemente, los saudíes siguieron incrementando su producción a pesar de la caída de precios, en lo que los analistas dicen ha sido un esfuerzo preventivo para evitar que rivales como Irak les roben clientes en Asia.
     
    El resultado ha sido una suerte de guerra de trincheras en la industria petrolera, donde todos los productores tratan de ganar un centímetro de cuota de mercado a cualquier costo. Esto genera ganadores y perdedores en todo el mundo, como en EE.UU., donde los conductores compran más camionetas de alto consumo, mientras la economía venezolana se hunde en el caos.
     
    Aunque para los países o empresas productoras podría tener sentido reducir el bombeo para eliminar el exceso, no hay ni voluntad política ni justificación comercial para hacerlo, dicen analistas, porque todos los participantes necesitan seguir generando ingresos.
     
    “Todo el mundo dice ‘los precios del petróleo han bajado y tengo que producir todo lo que pueda para compensar esa caída’”, dijo Jamie Webster, director sénior de IHS Energy, una consultora de energía. “Eso tiene mucho sentido a nivel micro, pero a nivel macro nos lleva a la situación en la que nos encontramos en este momento”.
     
    Hasta mediados del año pasado, los precios del petróleo se habían mantenido por unos años relativamente estables a un nivel por encima de US$100 el barril.
     
    Pero tras bambalinas, el auge petrolero de EE.UU. estaba transformándolo todo. Gracias a la perforación horizontal y la fracturación hidráulica, los productores encontraron y bombearon millones de barriles adicionales de crudo. Entre 2008 y 2015, la producción estadounidense subió 75%, superando los nueve millones de barriles al día a finales del año pasado.
     
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    Mientras tanto, la demanda mundial de petróleo empezó a caer, y los precios a debilitarse. Arabia Saudita tuvo que tomar una decisión: o recortaba la producción para apuntalar los precios mundiales —lo que le habría permitido a Irak y otros países productores ganar cuota de mercado en Asia— o mantenía su producción, incluso si esto significaba exceso de oferta en los mercados globales y precios aún más bajos.
     
    En una dramática reunión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) en noviembre pasado, los saudíes decidieron mantener el rumbo y dejar que los precios cayeran.
     
    Recientemente, el país ha hecho algo aún más inesperado: ha abierto los grifos aún más. En noviembre, cuando se llevó a cabo la reunión, los saudíes producían 9,6 millones de barriles al día. El mes pasado, la producción fue de 10,4 millones de barriles. La OPEP, que ya no dicta las cuotas de producción de sus miembros, tiene una meta de producción de 30 millones de barriles diarios, pero rutinariamente la excede.
     
    Otro miembro de la OPEP, Irak, también intensificó la producción. La pérdida de territorio en el norte del país frente a los avances del Estado Islámico no tuvo un impacto significativo en sus operaciones de exportación de crudo, que están concentradas en el sur. La producción del país pasó de 3,4 millones de barriles diarios en noviembre de 2014 a 4,1 millones de barriles el mes pasado.
     
    A pesar de las predicciones, los productores estadounidenses de esquisto no entraron en pánico, y tampoco lo hicieron sus financistas. En lugar de eso, se concentraron en reducir los costos de producción. Las empresas de servicios bajaron sus precios para mantener a sus equipos trabajando. El ritmo de crecimiento de la explotación petrolera se desaceleró en EE.UU., pero recién en mayo mostró signos de estancamiento.
     
    La cantidad de barriles extraídos en EE.UU. puede estar empezando a declinar, pero muchas empresas continúan aumentando la producción. Algunos siguen cautelosamente negándose a revelar sus planes de perforación, tal vez con la esperanza de que otros recorten primero.
     
    “Es difícil hacer un pronóstico razonable para el próximo año”, dijo a principios de este mes Steve Chazen, presidente ejecutivo de Occidental Petroleum Corp. “Con la volatilidad de los precios, somos reacios a decir exactamente qué vamos a hacer”.
     
    Desde Moscú hasta Ciudad de México, los gobiernos de países exportadores están lidiando con la disminución de los ingresos del petróleo. Venezuela está sufriendo una inflación de tres dígitos y su economía, según el Fondo Monetario Internacional, se contraerá 7% este año. “Estamos batallando una guerra económica contra la caída de los precios del petróleo”, dijo el presidente venezolano, Nicolás Maduro, en un discurso hace una semana. A principios de este mes, el líder izquierdista dijo que estaba haciendo campaña para realizar una reunión de emergencia entre la OPEP y Rusia para rescatar los precios del petróleo.
     
    Otros países productores como Egipto, Angola, Gabón e Indonesia han reducido los subsidios internos a los combustibles debido a la caída de sus ingresos por exportación de crudo.
     
    En las salas de juntas corporativas, los precios del petróleo han llevado a las empresas a reconsiderar algunos de los proyectos complejos y costosos que parecían factibles cuando el barril estaba en US$100.
     
    Según un análisis de Rystad Energy en Oslo, se han suspendido inversiones en proyectos de aguas profundas por un valor de US$52.900 millones y que podrían generar 2.800 millones de barriles. También se han detenido proyectos por otros US$47.000 millones para explotación de arenas bituminosas, que podrían producir otros 8.200 millones de barriles.
     
    La Agencia Internacional de Energía (AIE), un organismo del sector formado por las economías avanzadas, dijo recientemente que espera que el año que viene la demanda mundial de petróleo crezca “más fuerte de lo previsto”.
     
    Pero cuando la AIE dio a conocer su pronóstico, el banco central de China devaluó su moneda en medio de crecientes preocupaciones de que la economía del gigante asiático se esté desacelerando. El creciente apetito chino por petróleo ayudó a impulsar la demanda global y los precios durante los últimos años.
     
    Otro misterio es lo que ocurrirá con Irán. Si bajo el acuerdo nuclear se levantan las sanciones contra el país, se espera que aumente sus exportaciones de petróleo, lo cual podría añadir más complicaciones a un mundo que todavía está tratando de absorber la producción actual.
     
    —Summer Said, Drew Hinshaw y Kejal Vyas contribuyeron a este artículo.
     
    Por RUSSELL GOLD
     
     
    Fuente: WSJournal.com