edición abril y mayo
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Propuesta de agenda para la cadena del gas en ColombiaTRANSCRIPT
GAS¿hasta el 2019?
El país podría tener desabastecimiento de gas para la industria de no tomarse las medidas que garanticen nuevas reservas.
Advertencia de la ANDI.
Con Biomax se va la última nacional 10
Brasil hace gran ronda petrolera 14
Las grandes petroleras que exportan 28
¿Salvará el petróleo a Maduro? 36
Barranca, gran alianza público-privada 46
petróleogas
rev
ista
& AÑO 2 | EDICIÓN 04 | ABRIL - MAYO DE 2013 | COLOMBIA | ISSN 2322-7869
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Aviso Hidrocarburos 21,5x28.pdf 9/6/10 2:46:02 PM
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6 OPINIÓN DEL DIRECTORCuidado con la ilusión
8 APuNTEsDemanda a BP por el “gran derrame”
10 NEgOCIOsCon Biomax se fue la última
12 ACTuALIDADVenganza de los políticos
Peligra ahorro de energía y gas | 13
El ejemplo brasileño | 14
16 DOCuMENTOPropuesta de agenda para la cadena del gas en Colombia
26 LA gRÁFICAEvolución de la IED en minería y petróleo, en los últimos diez años en Colombia
28 EMPREsAsPetroleras, líderes en exportaciones
30 EMPRENDIMIENTOEn cadena con petróleo y minería
32 PROyECTOREl pico es de demanda
36 VECINOs¿salvará el petróleo a Maduro?
38 PERFIL PAísMéxico lindo y petrolero
40 TECNOLOgíALa energía del hielo
44 INVERsIÓNBiocombustibles, una mezcla con futuro
46 REgIÓNBarrancabermeja, una alianza petrolera
48 INDICADOREsLas cifras del sector
50 PERFILNuevo maquinista en la AHN
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Documento
Gas¿hasta el 2019?
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www.revistapetroleoygas.coopinión del director
Cuidado con la ilusión
En el caso de países como Colombia, los mismos factores que han empujado a su economía en los últimos años y la han colocado en una situación de relativa bonanza, hoy comienzan a pesar en sentido contrario y a dar señales de incertidumbre.
Los precios internacionales del petróleo y de los minerales están a la baja. En el caso particular del crudo, se estima que es con-
secuencia de una menor demanda de China y de un aumento en la oferta e inventarios de Esta-dos Unidos. Lo cierto es que el precio del crudo que negocia Colombia ha caído este año cerca del 10%.
Y no es solo el petróleo. El oro ha registrado una reducción del 30% y el carbón mantiene la tendencia bajista del año anterior. Nadie tiene certeza de lo que va a pasar.
En el caso de países como Colombia, los mis-mos factores que han empujado a su economía en los últimos años y la han colocado en una si-tuación de relativa bonanza, hoy comienzan a pesar en sentido contrario y a dar señales de in-certidumbre, que gradualmente pueden sentir-se en las cuentas del sector externo y las cuen-tas fiscales.
Un solo ejemplo lo dice todo. El año anterior, las importaciones de la industria manufacture-ra superaron los US$42.000 millones, mientras las exportaciones de ese sector solo superaron los US$10.000 millones. El excedente lo cubrió el petróleo y los minerales. Es claro que el pano-rama hubiera sido muy distinto si no se hubiera dado esa coyuntura de altos precios.
Una evaluación similar se puede hacer en el caso de las finanzas públicas, pues los recaudos que genera la industria extractiva, comenzando
por Ecopetrol, se han convertido en el soporte del fisco.
Plantear soluciones tales como que el país de-be buscar afanosamente un aumento de la pro-ducción o agotar rápidamente las reservas no tiene mucho sentido y no pasa de ser un discur-so. Hay limitaciones estructurales para que eso sea realidad a corto plazo.
Lo que sí es claro es que quienes manejan la política económica deben comenzar ya a pensar en lo que significa una destorcida de los ingre-sos del sector externo y de los recaudos, y dejar de seguir creyendo que somos un país rico que puede usar indefinidamente el gasto público pa-ra subsidiar a quien lo pida, regalar bienes y de-cretar exenciones impositivas o tarifarias para estimular artificialmente el crecimiento de la economía.
Es evidente que Colombia no es un país pe-trolero como Venezuela. Los datos muestran que las reservas solo nos alcanzan hasta el año 2017 cuando el vecino tiene petróleo para 150 años. Ellos pueden hacer fiestas y no les pasa na-da. Aquí, la cosa es distinta.
Para el Gobierno vecino, la política económi-ca se asimila a la petrolera. En nuestro país, el manejo de la economía tiene en el petróleo so-lo un elemento que es importante; pero que no la sustituye.
SILVERIO GÓMEZ
CARMONA,Director
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Demanda a BP por el “gran derrame”
MásetanolagasolinaLos ministros brasileños de Hacienda, Guido Mantega, y de Minas y Energía, Edison Lobao, anunciaron un au-mento del 20% al 25% de etanol en la gasolina, en vigencia desde el 1 de mayo. Este país es el mayor pro-ductor de azúcar y el segundo de etanol. El Gobierno también dará una compensación a los produc-tores para reducir la incidencia de impuestos en el precio del etanol, que actualmen-te representa 0,12 reales (US$0,06) por litro.
alarganlasrondaspetrolerasEl Comité Especial de Licitaciones Hidrocarburí-feras (Colh) de Ecuador prorrogó hasta el 16 de julio el plazo para la recepción de las ofertas de las li-citaciones de los bloques petrole-ros de la Ronda Suroriente Ecua-dor o Décima Primera Ronda. La medida fue adoptada por pedido de varias compañías interesadas en participar y tener un tiempo adicional para profundizar la evaluación geológi-ca de los bloques.
La fiscal general de La Florida, Pam Bondi, interpuso una demanda por US$5.500 mi-
llones contra la British Petroleum (BP) por las pérdidas dejadas por la catástrofe ecológica en una pla-taforma petrolera en el 2010 en el golfo de México.
La demanda fue presentada en el Distrito Norte de Florida, en Pa-nama City, tres años después del accidente en la plataforma Dee-pwater Horizon, operada por la británica BP, la cual se incendió y causó once muertos, además de contaminar humedales y costas en
cinco estados ribereños del golfo de México.
“Este es un caso de Florida. Que-remos que se traiga a los tribuna-les de Florida; por eso hemos pre-sentado la demanda en Panama City”, dijo Bondi en una entrevista con el periódico The News Herald.
No se sabe el tiempo de dura-ción del litigio, pero no se descarta la posibilidad de llegar a un acuer-do entre las partes, que de lograr-se liberaría a BP y a Halliburton, la contratista, de cualquier otra futu-ra demanda.
“Florida merece algo major, y nuestra demanda busca recuperar todas las pérdidas generadas por este desastre”, es la opinion de la fiscal, y hasta el momento, “BP no ha reconocido”, sostuvo la fiscal al periódico.
La emergencia se produjo el 20 de abril de 2010, cuando se incen-dió la plataforma Deepwater Ho-rizon, a 75 kilómetros de la costa de Luisiana. La mancha de petró-leo se extendió a humedales en el delta del Misisipi, donde viven 400 especies animales protegidas, y a las costas de los cinco esta-dos ribereños del golfo de México: Luisiana, Misisipi, Alabama, Flo-rida y Texas.
Tres años después de la emergencia que afectó a cinco estados, las secuelas no cesan. Podría llegarse a un acuerdo anticipado.
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MontanfondopetroleroparaayudaraYPFEl Gobierno de Ar-gentina creó un fondo por hasta US$2.000 millones para la pro-ducción de hidrocar-buros, pero su princi-pal beneficiario sería la petrolera YPF, con-trolada por el Estado argentino tras la ex-propiación del 51% de las acciones a la es-pañola Repsol. El fon-do, creado por el Mi-nisterio de Economía, se aplicará a través de un fideicomiso que el Estado nacional cons-tituirá a través del es-tatal Banco de la Na-ción Argentina.
MuchopetróleoysinenergíaEn menos de tres años, Venezuela, el país con las reservas petroleras más grandes del mundo, decre-tó una segunda emergencia eléctrica, en esta oportunidad por 90 días. El Gobier-no del presidente Nicolás Maduro tomó la medida ante apagones y racionamien-tos que afectan a la población desde hace varios meses. En el 2010 también decretó una emergencia por 150 días para com-prar equipos. Corpoelec es el organismo que creó el go-bierno de Hugo Chávez en el 2007, tras la nacionalización del sector eléctrico.
RepsolnoserindeporexpropiaciónUn año después del anuncio de la expropiación del 51% de las acciones de la española Repsol en YPF, la petrole-ra argentina sigue buscando socios para poder explotar el gigantesco yacimiento de Vaca Muerta, mientras el grupo español sigue litigando en tribunales internacionales pa-ra que el Gobierno pague por la expropiación. YPF termi-nó el 2012 con un beneficio neto de US$770 millones, un 12,2% menos que en el 2011. Su plan de inversiones es por US$7.000 millones anuales, en promedio, entre 2013-2017.
canacolquiereprotegeraaccionistasLa petrolera Cana-col Energy anunció un plan para prote-ger a sus accionistas, mediante una comu-nicación enviada a la Superfinanciera. “La junta directiva y la gerencia consideran que la actual valora-ción de mercado no es acorde con los ac-tuales avances de la corporación y de sus negocios”, sostiene la compañía. La ac-ción, que a principio de año estuvo por en-cima de los $6.400, ha perdido valor de for-ma permanente.
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Con Biomax se fue la últimaLa distribución de combustibles regresa a control total de extranjeros con la venta de una de las empresas colombianas más jóvenes y dinámicas.
El mercado de la distribución de combustible y sus deri-vados en Colombia ha esta-
do siempre concentrado en pocas grandes empresas, que son Terpel, Chevron-Texaco y Exxon-Mobil y, más recientemente, Petrobrás, que adquirió la operaciòn de Shell. To-das ellas, companías extranjeras, pues la primera fue adquirida ya por chilenos.
En el 2004 fue creada Biocom-bustibles-Biomax, una firma fa-miliar, liderada por dos herma-nos, que gradualmente se abrió paso en el mercado, entró a la bol-sa a finales del año 2010; pero que en el 2011 dio el gran salto al com-prar a Brio de Colombia y aumen-tar así su participación en la torta y su capacidad para competir en un mercado de grandes. La prime-ra transacción de la acción en bol-sa se hizo a $765, y un año después, su valor estaba en $1.420. Y el año pasado se colocó por encima de $1.500.
La semana pasada se conoció la venta de Biomax: Petroholdings, a través de UNO-Colombia, ofre-ció comprar inicialmente la mayo-ría, y en un lapso máximo de tres años completar el total de la com-pañía colombiana. Y el negocio ya se acordó y se celebró.
La oferta pública de adquisi-ción (OPA) incluye un pago de $1.775 por acción. La Asamblea de Accionistas de Biomax aproba-rá una emisión de acciones ordi-narias, con derecho a suscripción preferencial, por una cifra cercana a los $55.000 millones, a un precio de suscripción calculado en $1.700 por acción.
Petroholdings posee una ope-ración totalmente integrada, que abarca la importación, almace-namiento, distribución mayoris-ta, transporte y distribución mino-rista de combustibles, lubricantes, asfalto, llantas, así como una ro-busta cadena de tiendas de conve-niencia. Su cadena de estaciones de servicio es la más grande e im-
portante de la región centroameri-cana, con presencia en Honduras, Guatemala, Nicaragua, El Salvador, Costa Rica y Belice.
Petroholdings tiene seis termi-nales de almacenamiento con ca-pacidad total de 2,43 millones de barriles en Guatemala, Honduras, Nicaragua y El Salvador, donde, además, es copropietaria de Refi-nería Acajutla S.A. (RASA).
Petroholdings está presente en ocho aeropuertos en cinco países de la región con Uno Aviation, pa-ra suplir a las más importantes lí-neas aéreas que operan en la re-gión.
Según Fendipetrol, la demanda de combustibles líquidos en Co-lombia ha venido creciendo a un ritmo lento en los últimos años, debido a factores como nuevos sis-temas de transporte, nuevos auto-móviles con motores cada vez más eficientes, que permiten un ma-yor kilometraje por galón de com-bustible; el gas natural vehiculas (GNV), que se metió en el merca-do y capturó a clientes que consu-mían combustibles líquidos.
En el otro lado de la ecuación, la oferta de combustible en el país ha crecido de manera importante en los últimos años, pues el número de estaciones de servicio aumentó más del doble en los últimos años, lo que trae como consecuencia que las ventas por estación de ser-vicio se disminuyan.
La estructura de precios de un galón de combustible indica un promedio de 10% en el margen mayorista y minorista, lo cual es un estímulo al negocio en el país, agregado a la caja que brinda.
Un caso de estudioA diciembre del 2010, Biomax
tenía 323 estaciones de servicio y Brío de Colombia, 277. Al cierre de
COMPOSICIÓN MERCADO DE LA DISTRIBUCUCIÓN DE COMBUSTIBLE Y SUS DERIVADOS EN COLOMBIA
1988
2008
TERPEL29%
TERPEL38%
EXXON MOBIL28%
CHEVRON16%
EXXON27%
MOBIL25%
CHEVRON18%
OTROS1%
Brio5%
Petrobras4%
Petromil3%
Entre mayoristas
3%Biocombustibles
1%
Petrocomercial1%
Zeuss1%
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2011, como resultado de la adqui-sición, entre las dos contaban con una red de 685 estaciones de servi-cio, 146 contratos en el canal de in-dustria, lo que da en total 830 con-tratos, y lograron un crecimiento del 14% en la ampliación de la red de estaciones de servicio, según información del centro académi-co CESA. Con la compra, la com-pañía pasó de tener presencia en 311 municipios en 25 departamen-tos en el 2010 a 380 en 27 departa-mentos a cierre del 2011.
En el 2010, Biomax vendió cerca de 110 millones de galones y Brío de Colombia, 150 millones de galo-nes, lo que suma 260 millones en-tre las dos. Con la fusión al cierre de 2011, Biomax vendió 328 millo-nes de galones, lo cual representa un incremento del 26%. La com-pañía se impuso para el año 2012 cerrar con un nivel de ventas de 380 millones, un gran reto por lo competido del mercado de distri-bución mayorista de combusti-bles. En los ingresos operaciona-les también se reflejó la unión, con $643.168 millones en los estados fi-
nancieros del 2010 y un crecimien-to del 241% en el 2011.
En el mismo sentido, el ebitda mostró un crecimiento desde el 2008 hasta el 2011, en el 2010 cpn $21.433 millones y a cierre del 2011 con $65.882 millones.
Pero no todo es “belleza” en una fusión en la distribución de combustibles, pues significa un aumento en sus necesidades de capital de trabajo con el fin de mantener inventarios mayores pa-ra atender las mayores ventas. En el 2011, Biomax termina el 2011 con una deuda de $161.914 millo-nes, y el indicador de cobertura de deuda/ebitda viene mejorando: en el 2009 fue de 2,78 veces; en el 2010, de 2,54, y a cierre del 2011, de 2,46 veces, datos del estudio del CESA, lo cual significa un necesario apa-lancamiento de fuentes externas.
La utilidad operacional al cie-rre de 2011 fue de $47.548 millones, con un aumento de $30.000 millo-nes, que corresponde a la suma de las dos compañías fusionadas. Sin embargo, los márgenes permane-cen relativamente estables e, in-
cluso, disminuyeron, lo cual res-ponde a que, a pesar de que ha aumentado en ventas, también lo han hecho sus costos y gastos, que han mantenido la operación de la empresa y los costos de la fusión.
Ya como resultado final de la compañía, los gastos operativos, gastos en amortizaciones, impues-tos, mayores intereses limitan un poco los resultados después de la fusión en términos de utilidad ne-ta. Esta fue de $9.842 millones en el 2010 y de $11.928 millones en el 2011, es la evaluación del CESA.
En conclusión: los datos de Bio-max son más que favorables y su recorrido muestra una gran ges-tión en un corto tiempo para vol-verse un actor importante en el mercado y una empresa admirada. Pero la alternativa parecía obvia: dada la gran cantidad de recursos que requería para no solo mante-nerse, sino crecer en el mercado de
“grandes ligas”, la opción mejor se dio hace unos días: su venta al me-jor postor, que fue el más grande comercializador de Centroaméri-ca. Sus dueños la tenían clara.
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Venganza de los políticosProyectos de ley de todo tipo para gravar la actividad extractiva. El trámite más adelantado lo lleva el que incrementa el impuesto de industria y comercio.
El ministro de Minas y Ener-gía, Federico Renjifo, cree que son 26 proyectos. Los
gremios del sector hablan de 24, pero la cifra no hace la diferencia.
Ese es el número de proyectos de ley que hacen curso en el Con-greso de la República y que tienen que ver con la actividad petrole-ra y minera, muchos de los cuales no tienen futuro, pues la iniciativa es del Gobierno nacional, pero de cualquier forma, el “desgaste” es grande, a tal punto que los minis-terios de Minas, Interior, Hacienda y Ambiente, al igual que las asocia-ciones del sector, tienen delega-dos permanentes en el Congreso haciendo seguimiento legislativo
“para evitar sorpresas”.Las iniciativas van desde refor-
ma a los porcentajes de regalías que pagan las compañías, con-trol y fiscalización de los recursos, medioambiente, condiciones pa-ra la exploración, código minero y hasta los más variados temas.
Un proyecto de ley busca gra-var con impuesto de industria y co-mercio la actividad petrolera, con
lo que pretenden compensar los in-gresos que las zonas productoras dejaron de percibir por cuenta de los cambios que hubo en regalías
La verdad parece clara: después de los cambios en las normas so-bre regalías, entre muchos congre-sistas quedó un “mal sabor” en el sentido de que perdieron el con-trol sobre los recursos, pero creen
que eso se puede “corregir” a tra-vés de nuevas leyes.
Pero entre esa maraña de ini-ciativas, hay una que preocupa por encima de todas las demás: cursa en la Cámara de Representantes el proyecto de ley 004 del 2012, una iniciativa parlamentaria que ya va para segundo debate y que busca adicionar a la estructura tributa-ria actual de los hidrocarburos un impuesto adicional de industria y comercio con destino a los muni-cipios donde está el recurso.
No solo el trámite es motivo de preocupación, sino que es una bancada importante y “pesada” la que promueve el proyecto: los re-presentantes Simón Gaviria, pre-sidente del Partido Liberal, Jaime Rodríguez, Alejandro Chacón, Luis Enrique Dussán, Eriberto Escobar, León Darío Ramírez, Luis Antonio Serrano, Gerardo Tamayo, Albei-ro Vanegas, Hugo Velásquez, y los senadores Hernán Andrade y Juan Mario Laserna, dos de los más co-tizados dirigentes conservadores
El Gobierno ya mostró su des-acuerdo con la iniciativa, lo ha di-cho en diferentes escenarios, in-cluso en un foro que sobre el tema se realizó en el propio Congreso de la República.
“En el primer momento, esas re-giones van a recibir muchos más recursos, pero a la vuelta de dos o tres años, las compañías van a pre-ferir retirarse, y esos municipios se quedarán con el cien por ciento de nada y el país, otra vez, con la som-bra de la importación”, afirma un estudioso del tema.
“Eso no es cierto. Basta mirar los balances y resultados para compro-barlo. Y, además, los yacimientos no se los pueden llevar del país. El petróleo no se hace como maquila”, responde uno de los promotores.
El proyEcto
el impuesto se pagará al municipio donde se realice la actividad. en caso de que la actividad cubra más munici-pios, a cada uno se le pagará según la tarifa que aplique.
La base gravable será el valor de la producción petrolera o el valor de ex-tracción en boca de pozo.
Los precios de liquidación del im-puesto serán los mismos que se utili-zan en la liquidación de regalías.
el proyecto prevé fijar los rangos ta-rifarios para la actividad petrolera entre el 3 x 1.000 y el 10 por 10.000 mensual.
el impuesto sería deducible, en los términos de la legislación colombiana, cuando hubiere lugar.
Simón Gaviria Juan Mario Laserna Hernán Andrade
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Peligra ahorro en energía y gas
Un total de $78.900 millones dejó de pagar el sector industrial en el 2012, tras aplicación de norma que eliminó contribución del 8,9% de la tarifa. Consejo de Estado acepta demanda.
El sector industrial en Colom-bia no la pasó bien en 2012. Fue la única actividad econó-
mica que presentó caída el año an-terior, con un -0,7%.
Sin embargo, en medio de es-te panorama, 21.860 usuarios in-dustriales reportaron ahorro de $613.470 millones en el rubro de consumo de servicios públicos. De este total, 78.900 millones corres-pondieron al ahorro por concep-to de la sobretasa del gas natural y 534.570 al consumo de energía.
Estas cifras, reveladas por el Mi-nisterio de Comercio, Industria y Comercio, dejan ver el impacto al-canzado por la nueva reglamen-
tación, expedida en el 2011 y que entró en vigencia en el 2012, cuyo objetivo es disminuir los costos en el pago de estos servicios.
Para el caso del gas, la normati-va que reglamenta el asunto es el Decreto 4956 de 2011. Este eliminó la contribución del 8,9% en la tari-fa de gas natural del sector manu-facturero a partir del 2012.
La norma acaba de ser deman-dada ante el Consejo de Estado y fue aceptada por el tribunal.
La reducción de los gastos por pagos de la factura de gas en el sector ha sido evidente al compa-rar un año con la contribución y uno que no la tiene. En el 2010, es-
te volumen fue de $63.479 millo-nes, mientras que en el 2012 llegó a $11.689 millones.
Para Sergio Díaz Granados, mi-nistro de Comercio, Industria y Tu-rismo, “estos ahorros les permiten a las empresas reinvertir en otras áreas prioritarias para sus indus-trias, como competitividad, capa-citación e innovación, las cuales redundan directamente en la ge-neración de más negocios, más in-gresos y más empleos”.
El PIPECon el fin de seguir fortalecien-
do el sector productivo, el Gobier-no siguió promoviendo incenti-vos. El pasado 18 de abril lanzo el Plan de Impulso para la Produc-tividad y el Empleo (PIPE), con el que se busca aumentar un pun-to en el PIB y generar 350.000 em-pleos.
Aunque en medio de voces favo-rables y otras escépticas sobre el momento en que se hará efectivo, dentro del primer paquete de me-didas, que busca darle vida al obje-tivo de mejorar la competitividad sectorial del país, figuran algunas tributarias.
Se anunció la introducción de un sistema de tarifas de retención en la fuente para el pago del im-puesto a la renta del 25%, fijado por la reciente reforma tributaria.
Las tarifas de la retefuente ten-drán un tratamiento especial pa-ra tres sectores que han sufrido en el último tiempo: industria, agri-cultura y comercio. Esta medida, según el ministro Díaz Granados, busca aliviar su flujo de caja.
Para los sectores mencionados, incluyendo el manufacturero, la nueva tarifa de retención será del 0,3%, mientras que para los demás, salvo el minero, que será del 1,5%, llegará al 0,6%.
Con el gas natural como uno de los protagonistas, el Gobierno na-cional busca incentivar al sector industrial colombiano, que estuvo el año anterior de capa caída.
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El ejemplo brasileñoEste será un año de inmensas inversiones petrolíferas en Brasil. El Gobierno tiene entre manos dos grandes subastas: la de 289 bloques exploratorios en mayo y la del Presal, la reserva marítima que guarda 40.000 millones de barriles de crudo. Más de 60 empresas buscan hacerse a este botín.
A más de 200 kilómetros de Río de Janeiro, debajo de 6.000 metros de mar, prote-
gido por capas de tierra, roca y sal, se encuentra una de las reservas petroleras más grandes del mundo. Los primeros análisis geológicos
estiman que en su interior existen 40.000 millones de barriles de cru-do, número suficiente para satis-facer el mercado norteamericano por más de 15 años. Le llaman el
“presal” brasileño y sale a subasta el 14 noviembre de este año.
“Tenemos una reserva potencial equivalente a todas las descubier-tas en los últimos 60 años”, explicó Magda Chambriard, presidenta de la Agencia Nacional de Petróleos (ANP), al presentar el proyecto en el Rio Oil and Gas Expo.
Pero no es la única subasta en Brasil. La entidad también ofrece-rá 289 bloques exploratorios en 11 cuencas sedimentarias, los cuales cuentan con una extensión supe-rior a 155.000 km2 y están ubica-dos en las localidades de Santos y Campos, de donde actualmente se extrae el 80% de crudo que pro-duce el gigante suramericano. Se-gún el cronograma oficial, se reci-birán las ofertas el próximo 14 de mayo.
Entre quienes compiten por los pozos se encuentran empresas de talla internacional, como la re-cién forjada alianza entre la espa-ñola Repsol y la china Sinopec; los rumores de prensa señalan a Shell Brasil y ExxonMobil como seguros participantes. La subasta prome-te espacio para las empresas loca-les como Barra Energía y Queiroz Galvão, mientras que la insignia de Brasil, Petrobrás, espera más infor-mación para participar.
De todos modos, según la ley brasileña, Petrobrás tendrá al me-nos un 30% de participación en to-dos los pozos que se entregarán, incluso puede ser el líder de varios proyectos, para garantizar su par-ticipación en el mercado y sacarla de los números rojos que reportó el año pasado. Para el brasileño co-mún fue una sorpresa que la petro-lera estatal mostrara una disminu-ción del 2% en su producción, aún más si se tiene en cuenta que el mercado automotor brasileño está más activo que nunca y que las ne-
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cesidades energéticas del país obli-gan al Gobierno a importar gasoli-na para satisfacer la demanda.
Pero según Adriano Pires, direc-tor del Centro Brasilero de Infraes-tructura, la petrolera nacional es-tá en crisis. “Es una herramienta de la política a corto plazo, utiliza-da para proteger la industria local de la competencia y de la inflación (…) se creía que Petrobrás era in-destructible, pero este ya no es el caso”, le explicó al diario The New York Times.
Pires argumenta que Petrobrás se convirtió en un motor de em-pleo nacional, al que incluso se le obliga a comprar maquinaria local para generar trabajo en otros fren-tes. Esta sería la razón por la cual el desempleo en Brasil se mantie-ne por debajo de los 6 puntos por-centuales. “Nuestro objetivo es sacar a los brasileños de la pobre-za”, afirmó en contraste Doulma Rouseff, presidenta de Brasil.
Con la subasta, el país pretende superar su déficit energético, ex-plorar el potencial real de sus re-servas, fortalecer a Petrobrás y au-mentar el valor de las regalías, que este año se estiman en US$16.880 millones, cuya distribución se con-virtió en el centro de la polémica en los últimos meses.
El proyecto de ley por el cual se pretendía la reducción del costo de las regalías de un 27% a un 20% generó un fuerte enfrentamiento, en el cual los gobernadores de Río de Janeiro, Espíritu Santo y de São Paulo pidieron la intervención de la Corte Suprema argumentando que de esos porcentajes depende su sostenimiento. “Sólo en el pri-mer año, la ley nos costaría unos US$600 millones”, explicó el gober-nador de Río de Janeiro.
La ley también estipulaba un cambio en la distribución de las regalías, donde los estados no pro-ductores pasarían de recibir el 1,75% a un 27% del producido pa-ra el año 2019, lo que terminó por sobresaltar a los gobernadores y
motivó su declaración de inconsti-tucionalidad por parte de la Corte Suprema.
Con el ambiente caldeado, Brasil busca socios que quieran acoplar-se al modelo de regalías declarado en el 2010, según el cual cualquier empresa que quiera invertir en la producción del campo Polygon (las cuencas sedimentarias de Cam-pos y Santos) debe aceptar entregar una parte de la producción para la venta. Antes de la norma, quien ga-naba la licitación obtenía una con-cesión para explotar el terreno, del cual solo debía reportar un dine-ro, pero a cambio se convertía en el dueño del petróleo y gas que se en-contrara.
basta es el cambio de modelo que protagonizó EE.UU. con el aumen-to del Fracturing ( fracturación hi-dráulica), con lo cual puso de mo-da las exploraciones terrestres, lo que deja de lado los proyectos en mar abierto que resultan más cos-tosos. “EE.UU. está redibujando el mapa petrolero mundial, mientras en Brasil la euforia se transformó en inercia”, sentenció un editorial de Folha de São Paulo, uno de los diarios más influyentes del país.
De todos modos, el optimismo rodea a la Agencia Nacional de Pe-tróleo, al Gobierno de Rouseff y a las 61 empresas que deseen parti-cipar del negocio. “Era la señal que queríamos para el retorno a la nor-malidad de las licitaciones, y el Go-bierno va a tener una respuesta positiva de los productores de pe-tróleo y gas”, declaró Joao Carlos de Luca, presidente del Instituto Brasilero de Petróleo (IBP).
Ángel González, director de ope-raciones de Repsol-Sinopec, mani-festó que “el anuncio es algo muy bueno. Lo veníamos esperando desde hace tiempo y estamos pre-parados para participar”, para lue-go manifestar que la empresa está interesada en 16 pozos, de los cua-les 12 están en la etapa de explo-ración.
Mientras, representantes de empresas locales de menos enver-gadura, como Barra Energía, se de-clararon aliviados. “Era algo que necesitábamos, principalmente los más pequeños, que estamos es-trangulados”, declaró uno de sus directivos, Luciano Sixas Chagos, quien confirmó que la mayoría de sus proyectos ya se encuentran en la fase final.
Con la subasta, Brasil espera au-mentar su actual capacidad de 2 millones de barriles por día a unos 4 millones para el 2020. Actual-mente, en el país existen 11 opera-dores controlados por grupos ex-tranjeros, que tienen una inversión proyectada de US$30.000 millones para los próximos siete años.
Con la subasta, Brasilespera aumentar suactual capacidad de
2 millones de barrilespor día a unos 4
millones para el 2020.
A esto se le suman las medidas del Gobierno para controlar el pre-cio de la gasolina, lo que para mu-chos puede desestimular el interés de participar en la licitación. Aun-que los expertos aseguran que el mayor riesgo que atraviesa la su-
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Propuesta de agenda para la cadena del gas en Colombia
1. DESCRIPCIÓN Y SITUACIÓN ACTUAL DEL SECTOR
1.1 La Cadena de Prestación del ServicioPara prestar el servicio de gas natural a los usua-
rios finales, se requieren realizar las siguientes acti-vidades.
La regulación de gas natural distingue dos tipos de usuarios:
Consumidores regulados, los cuales tienen con-sumos inferiores a 100 mil pies cúbicos diarios -PCD. Estos consumidores solo pueden adquirir el gas a través de un distribuidor. El sector residencial es un ejemplo de este tipo de consumidores.
Consumidores no regulados, son aquellos que tie-nen consumos iguales o superiores a 100 mil PCD. Estos consumidores pueden adquirir el gas a cual-quiera de los agentes °que realiza la actividad de comercialización e incluso suscribir contratos de transporte y pagar independiente el valor de la dis-tribución. Por ejemplo, industrias del sector de Vi-drio y Cerámica.
1.2 La Oferta:El nivel de producción actual se encuentra del or-
den de 1134 GBTUdia, siendo el campo Guajira el aportante de más del 50% de dicho gas.
El sector de gas natural es un sector intensivo en capital. De acuerdo con cifras de NATURGAS, en el año 2011 se invirtió 660 millones de dólares en las diferentes actividades que hacen posible la presta-ción del servicio. En la siguiente gráfica se presenta como es la distribución de los 660 millones de dóla-res por actividad.
Santiago ángel urDinola,Vicepresidente de hidrocarburos de la andi
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1.3 Las ReservasSe entiende por reservas de gas al volumen de hi-
drocarburo que será posible extraer de los yacimien-tos, en condiciones rentables, a lo largo de su vida útil. Las reservas probadas, probables y posibles en conjunto en el país se incrementaron en un 12% en-tre el año 2000 y el año 2010, alcanzando 8099 GPC (Giga Pies Cúbicos) al final del 2010. Sin embargo, a partir del 2011 el incremento en reservas ha sido marginal como se puede apreciar en la siguiente grá-fica.
1.4 El TransporteCon 7.690 Kilómetros de la red de gasoductos en
Colombia, se llega a 24 departamentos y a más de 640 poblaciones. Los más grandes transportadores son: PROMIGAS con más de 2.363 kmts, TGI con 4.503 KMTS (incluyendo los kms de TRASCOGAS) y TRANSORIENTE con 333 Kms.
1.5 El ConsumoLos principales consumidores de gas natural son
el sector eléctrico y el sector industrial, los cuales consumen cerca del 55%. La siguiente gráfica pre-senta la composición del consumo de 2012 (1080 MBTUd) e incluye 37 MBTUd de las zonas Aisladas y exportaciones.
Con una evolución: La demanda nacional pro-medio alcanzo los 894 MBTU, 1.8% superior a la del año anterior. En el mercado regulado, el consumo disminuyó 2.4%. En el mercado no regulado, la ma-yor variación se presentó en el sector petroquímico con una reducción del 17%. Estas variaciones nega-tivas fueron compensadas por el crecimiento de la demanda térmica (4.4%) como resultado del inicio de la temporada de verano en el país. El gas natural 2.5% el sector industrial 3.4% y refinería 1.3%. en la siguiente gráfica se presenta la evolución de los últi-mos tres años.
CARACTERíSTICAS ESPECIALES.
• Consumo térmico En situaciones hidrológicas normales, el consumo
térmico es de aproximadamente 200-220 MPCD. Sin embargo, en situaciones hidrológicas críticas el consumo incrementa hasta en 300 MPCD adi-cionales y el sistema de gas natural no está en ca-pacidad de atender toda la demanda.
• GNV El consumo realizado en el interior (aprox. 55 MP-
CD) en general cuenta con un sustituto (gasolina), dado que los carros (taxis) tienen el sistema dual Gas-Gasolina para su operación, pero la gasolina es 2 veces más cara que el gas.
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• Exportaciones: El contrato suscrito entre Colombia y Venezuela
por Chevron, Ecopetrol y PDVSA respectivamen-te fue renovado hasta mediados del 2014. La infra-estructura del gasoducto Ricaurte tiene una ca-pacidad máxima de transporte de 500 MM PCD (millones de pies cúbicos) y lo máximo que se ha exportado es 300MPCD, bajo el acuerdo de luego cambiar el sentido e importar desde Venezuela a la misma fórmula de precio. Los compromisos del contrato de importación van hasta el año 2027 y no es claro cuándo podría estar Venezuela en con-diciones de exportar gas a Colombia.
Finalmente, como se aprecia en la siguiente gráfi-ca, se prevé un incremento en el consumo de las re-finerías, tanto de Cartagena como de Barranca, en razón a sus proyectos de ampliación y moderniza-ción; se prevé un incremento en el consumo indus-trial (3%Anual) y reducción de consumo del sector eléctrico (-1%).
En resumen, el gas natural continuará aumentan-do su participación en la canasta energética del país, con una demanda actual muy estable, pero con un fuerte pico que tiende a suavizarse y que se presen-ta entre cada 4 y 7 años por efecto de los cambios en la hidrología.
1.6 La Formula tarifaria y el esquema de co-mercialización.
La Ley 142 de 1994 establece que vía tarifa de gas se debe remunerar (i) el Suministro, (ii) el transpor-te, (iii) las perdidas reconocidas (1% en transporte y 2.5% en distribución), (iv) la distribución y (v) la co-mercialización de gas natural. Los componentes re-gulados de la tarifa (distribución y transporte) son actualizados cada 5 años mediante un proceso de revisión de la metodología tarifaria adelantado por la CREG.
A continuación se describe el esquema de nego-ciación de cada eslabón de la cadena:
Suministro: el suministro desde el campo de Guajira tiene precio máximo regulado, mientras pa-
ra todos los demás campos el precio es de libre ne-gociación. El gran usuario como consumidor no re-gulado puede comprar directamente al productor. Cuando compra a un comercializador diferente al productor, este puede ofrecerle condiciones diferen-tes de acuerdo con su portafolio de suministro. La actual propuesta del esquema de comercialización de la CREG, propone un cambio importante hacia la industria y prohíbe que el consumidor contrate di-rectamente con el productor, al igual que solo auto-riza que las ventas de gas de los productores se ha-gan mediante subastas.
Los siguientes dos cargos son regulados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, a través de una metodología de valoración de activos y una tasa de remuneración (WACC) que sirve para calcular el ingreso anual que es distribuido entre to-da la demanda de gas.
Transporte: en el año 2012 se fijó la nueva meto-dología que estará vigente mínimo 5 años. Los car-gos están establecidos por tramos de longitud de tu-bo utilizado. La anterior formula tarifaría demoró más de 10 años en ser expedida, lo cual generó retra-sos en la expansión de las redes, dado que los agen-tes necesitan claridad y estabilidad para evaluar la viabilidad financiera de sus proyectos, conociendo con anticipación como les será remunerado.
Distribución: la metodología de remunera-ción se revisará este año y consta básicamente de un valor de inversiones y una tasa de remuneración (WACC) con la cual se determina la anualidad que es distribuida entre toda la demanda para determi-nar el cargo por metro cubico de gas. El distribuidor puede agrupar la demanda en 6 rangos de consumo para cobrar tarifas diferenciales, siempre y cuando no supere el ingreso anual que debe recibir. La CREG está proponiendo para el siguiente periodo tarifario que iniciaría el próximo año, reconocer un WACC del 14.8%EA antes de impuestos.
Comercialización: los grandes usuarios, es de-cir aquellos que consumen más de 100 mil pies cúbi-cos diarios, hoy pueden escoger el comercializador y/o acceder directamente al productor-comerciali-zador. En la propuesta regulatoria en comentarios, esta posibilidad se elimina. Dicho usuario debe ne-gociar con el comercializador el cargo de comercia-lización que incluye entre otras labores: lectura de contador, remisión de facturas, etc.
1.7 El balance de mediano plazoA pesar que el Indicador de Abastecimiento es
de 14,2 años según la Resolución 124430 de octubre
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de 2012 del Ministerio de Minas y Energía, cuando se compara en el mediano plazo, la diferencia entre la oferta (producción) y la demanda (consumo), se evidencia que no existe suficiente capacidad para afrontar sin intervenciones en el mercado, un incre-mento en la demanda (termoeléctricas) como con-secuencia del Fenómeno de “El Niño”, el cual se pre-senta entre cada 4 y 7 años. Lo anterior, en razón a la inminente declinación del campo de la Guajira anunciada por parte de los productores.
Basados en la Resolución 124219 del 23 de Ma-yo de 2012 (Declaración de Producción certificada por los Productores y Productores Comercializado-res de gas natural), en las reservas disponibles pro-badas se obtiene la siguiente estimación de la oferta y la demanda de gas natural hasta el 2030.
La UPME ha estimado un escenario de deman-da baja, lo que significa que se proyecta mantener una demanda total, igual que en el 2012, de 788MP-CD y de 240MPCD exportados a Venezuela. Esto por cuanto, la demanda del sector térmico está proyec-tada considerando la entrada en operación de las plantas de generación eléctrica definidas por el es-quema de expansión en generación y el crecimiento de la demanda de cada uno de los demás sectores de consumo. Es decir, se proyecta una disminución en los requerimientos de gas del sector, siempre y cuan-do ingresen los proyectos hidráulicos (Sogamoso, El Quimbo, etc.) y las plantas térmicas de Gecelca 3 (carbón).
La pendiente negativa de la demanda de gas mos-trada en la gráfica para el año 2015 solo es posible si se termina el contrato de exportación de gas a Ve-nezuela (250 MPCD) pactado para ese año. En caso contrario, se aumentaría la presión sobre el sistema. A su vez, los picos corresponden a mayor consumo térmico como consecuencia del Fenómeno de “El Niño”.
Supuestos para la proyección de la demanda: considerando las estadísticas históricas entre el 2007 y el 2011, el sector que experimentó el mayor aumento en su consumo de gas natural fue el termo-eléctrico con un 6%, seguido del residencial con un 2%, mientras que los sectores de transporte e indus-
trial y comercial presentaron un disminución del 2% y 6% respectivamente. La razón de crecimiento tér-mico fue porque en el periodo 2009-2010 se presentó el fenómeno de El Niño, en caso contrario la deman-da industrial y GNV hubiera sido creciente.
Como se muestra en la gráfica, esto genera que a partir del 2019 exista una gran incertidumbre sobre el resultado final en el balance entre la oferta y la de-manda de gas, dado que este depende del éxito de las actuales labores de exploración y producción de gas incluyendo la incorporación de hidrocarburos no convencionales, el despliegue de gasoductos, el crecimiento de la economía, las exportaciones/im-portaciones de gas a Venezuela, entre otros factores.
1.8 Instalación de plantas de regasificaciónDebido al balance de mediano plazo presentado
en el numeral anterior, el Gobierno Nacional está considerando la instalación de plantas de regasifi-cación, con propuestas regulatorias para que la in-fraestructura se pague a través de un ingreso regu-lado, incrementando el precio del gas de todos los sectores de consumo. Teniendo en cuenta que la ins-talación de plantas de regasificación tiene un origen en la necesidad de cobertura frente a la incertidum-bre de una escasez de gas luego del 2019 y en el caso de las plantas térmicas de respaldar sus obligacio-nes de energía firme (cargo por confiabilidad), AN-DI considera que la CREG debe fomentar que estos costos los absorba el sector de consumo que requie-ra el gas importado.
Por ende, la regulación debe diferenciar entre el tratamiento que requiere un usuario regulado de uno no regulado. Para el usuario regulado, la CREG debe trasladar los precios más eficientes por lo que considera es el beneficio que obtiene de dichas plan-tas. Para el usuario no regulado, debe permitirle de-cidir si asume el costo (y el beneficio), el cual debe ser fijado bilateralmente con el dueño de la infraes-tructura de importación. Los que no asuman dicho costo no serían beneficiarios de la infraestructura y en caso de requerirla, deben sujetarse a las condi-ciones de precio de mercado por su uso. No obstan-te lo anterior, hay que garantizar, en todo caso, que el precio paridad de importación de este gas flexible, no afecte el precio del mercado interno, dado que la importación es solamente para cubrir faltantes de gas en momentos de escasez.
2. PROPUESTAS REGULATORIASPropuestas ANDI para resolver los cuellos de bo-
tella encontrados: El esquema explicado anteriormente ha presen-
tado varios cuellos de botella que deben ser resuel-tos de forma prioritaria para garantizar la fluidez del
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mercado en el corto y mediano plazo. Al efecto, se resaltan las siguientes:
2.1 Demora decisiones regulatoriasLa CREG establece la remuneración (directa o in-
directamente) de la infraestructura actual y de las inversiones proyectadas de todos los eslabones de la cadena de suministro.
En Suministro (G), desde el año 2009 para los campos de más de 50 MPCD y desde 2011 para los campos con potencial de producción superior a 30 MPCD, se les ha limitado suscribir contratos de lar-go plazo y en general su labor de comercialización, limitando por ende, la posibilidad de realizar pro-yectos de consumo importantes en el sector manu-facturero.
En Transporte, la anterior metodología de remu-neración corresponde a la primera Resolución del año 2000. La regulación establece que cada 5 años se debe expedir la revisión de la metodología y que mientras ello ocurre se sigue aplicando la anterior. Sin embargo, en general los agentes no pueden asu-mir altos riesgos de inversión hasta conocer con al-gún grado de certidumbre como se realizará su re-muneración. La nueva metodología es la Resolución CREG 126 de 2010, la cual fue aplicada a los agentes y quedó en firme para establecer la remuneración de los agentes, en Resoluciones CREG de finales del año pasado (PROMIGAS: Resolución CREG 122 de 2012).
En Distribución, a través de la Resolución CREG 011 de 2003 se establecieron los criterios generales para remunerar la actividad (incluye también la co-mercialización). A través de la Resolución 090 de 2012 la CREG ha colocado para comentarios la nue-va propuesta de remuneración.
En general las demoras en el establecimiento de señales claras para la remuneración de los diferen-tes eslabones de la cadena, generan incertidumbre y reducción de las inversiones en el sector de gas y por ende, los proyectos de ampliación en las redes que requieren las regiones no se realizan, en consecuen-cia se presentaran riesgos de desabastecimiento y posiblemente, intervención del mercado de gas na-tural por parte del Gobierno Nacional, para garanti-zar la atención de los sectores prioritarios.
En Colombia se debe garantizar el adecuado funcionamiento y la expansión del sector suminis-trador de gas para que la industria apalanque su crecimiento.
Por lo anterior, la ANDI propone fortalecer la CREG, específicamente en lo relativo a gas natu-ral, con un incremento en la planta de personal que asuma funciones específicas respecto a la re-gulación de cada eslabón, con dolientes e indica-dores de gestión en cada tema, para lograr la agili-dad regulatoria que requiere el sector.
2.2 Garantizar mayor exploración, produc-ción y transporte
Es necesario mantener reglas claras que permi-tan incentivar las actividades de exploración y pro-ducción para asegurar el abastecimiento de la de-manda nacional, de manera que la regasificación corresponda a una inversión de confiabilidad.
Las proyecciones indican que es necesario incor-porar gas territorial, off-shore y de yacimientos no convencionales, tal como se aprecia en la siguiente grafica de la UPME, para así garantizar una oferta adecuada que satisfaga la demanda interna así co-mo las exportaciones al exterior.
Para ello, ANDI recomienda:
1 Fomentar nuevas áreas de exploración de hi-drocarburos en el país.
2 Agilidad en los procesos de licenciamiento ambiental bajo un enfoque de ventanilla úni-
ca que permita que los proyectos de interés de la nación puedan contar con trámites expedi-tos gracias a la creación de una entidad encar-gada de la administración y coordinación de los procesos de licenciamiento con funciones simi-lares a las ejercidas por la Oficina de Adminis-
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tración de Grandes Proyectos del Ministerio de Recursos Naturales de Canadá; que vía tasas es-peciales se permita generar recursos adicionales para aumentar los equipos de funcionarios que revisan las solicitudes y se fomente VITAL como ventanilla integral de trámites ambientales en lí-nea, con el fin de facilitar un punto único de ac-ceso a la gestión y la información de permisos y licencias ambientales para todo el territorio na-cional a cargo de ANLA.
3 Reglamentación de los procesos de consulta previa.
4 Mayor apoyo para el fortalecimiento institu-cional a nuevas dependencias como ANLA
(Autoridad Nacional de Licencias Ambientales).
5 Mantener la Estabilidad Fiscal y la certidum-bre normativa con reglas de juego claras en el
largo plazo para todos los agentes.
6 Expedición de un CONPES con reglas claras para la exploración y explotación de hidro-
carburos no convencionales. Así mismo, se de-be acelerar la asignación de contratos para la explotación de gas del gas natural asociado al carbón.
7 Expedir un marco de comercialización de gas natural que conceda flexibilidad a los agentes
para celebrar contratos en firme de largo plazo, concediendo libertad para definir los términos contractuales (indexador de precio, penalidades, periodo de reposición, fuerza mayor, plazo, en-tre otros) y permitiendo la negociación bilateral entre el productor y el consumidor industrial no regulado.
8 Garantizar la infraestructura de Transpor-te y distribución regional. Por ejemplo, reali-
zar y viabilizar las ampliaciones como en el caso del gasoducto del sur en la Costa Atlántica, que permite incorporar la producción atrapada del campo La Creciente, de los pozos Mamey y Bon-ga de Hocol y del campo Ariana de Geoproduc-tion, generando mayores eficiencias en el mer-cado de gas como producto de la competencia entre campos para el abastecimiento de la de-manda.
9 Revisar la conveniencia de implementar una estampilla parcial en el mercado de algunas
regiones del país (por ejemplo: occidente del país
y de Antioquia). Dado que el cargo por distancia actual hace inviable masificar el gas en dicha re-gión para posteriormente, vía economías a escala, contar con tarifas más bajas en transporte.
10 Contar con un plan de expansión de las re-des de trasporte y de los requerimientos
regionales de distribución. Entre los proyectos, se debe realizar las ampliaciones necesarias pa-ra la atención del mercado en Huila y las amplia-ciones en otros gasoductos regionales. Se podría implementar el modelo del sector eléctrico que establece un plan de expansión que es ejecutado por la UPME.
11 Para la remuneración de los cargos regu-lados vía WACC es conveniente revisar la
metodología de actualización, de forma tal que se actualicen de acuerdo con las condiciones del país al momento de su aplicación. Existe una gran brecha entre la fecha de aplicación y la fe-cha en la cual se calcula la tasa, que además co-rresponde a un promedio histórico de los últi-mos dos años.
2.3 Garantizar el abastecimiento a sectores prioritarios
Durante los años de 2008 y 2009 el Gobierno Nacional expidió regulaciones para garantizar el abastecimiento a sectores prioritarios y evitar un racionamiento eléctrico. Por ejemplo, durante el Fe-nómeno de “El Niño” del año 2009, el sector indus-trial, que fue incentivado a cambiarse a gas con con-tratos firmes, tuvo que ceder su gas por orden del Gobierno Nacional para entregárselo a sectores de-finidos como prioritarios y que no tenían contratos de suministro firme en algunas zonas del país, para atender mercado residencial, gas natural vehicular y térmico. Lo mismo le sucedió a algunas plantas del sector térmico.
Frente a esto, la ANDI responde:
• Que vía el nuevo gestor del mercado de gas (propuesto por el Gobierno) se proceda a ve-rificar que efectivamente los mercados priori-tarios cuentan con contratos de suministro en firme para que no se vean afectados por desa-bastecimiento ante situaciones coyunturales.
• Establecer un protocolo para mejorar la coor-dinación para las situaciones de dificultadde
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abastecimiento y para los mantenimientos que afecten el suministro, de forma tal que se informe las situaciones que afecten la disponi-bilidad con plazos que permitan al sector in-dustrial acceder a combustibles sustitutos en los casos en los que es posible. Igualmente, di-cho protocolo debe establecer que los mante-nimientos importantes que son programados, deben ser realizados en fines de semana, Se-mana Santa, etc., e informados con suficien-te anticipación, para si es del caso, establecer igualmente mantenimientos en calderas, en infraestructura de gas o vacaciones del perso-nal.
2.4 Imposibilidad de contratar en el largo plazo (y hoy en el corto
En el año 2008 como consecuencia de que en al-gunos contratos de suministro en firme el productor pagó la penalización cuando no se disponía del gas, la CREG estableció que los productores no podrían firmar contratos de suministro en firme por enci-ma de su capacidad de producción. Ante este nue-vo requerimiento de la CREG, algunos productores no podían renovar sus contratos aún en los casos de agentes que atendían a usuarios residenciales (mer-cado prioritario).
En 2009 la CREG permitió renovar los contratos pero solo por dos años más y al cumplimiento de los dos años, en diciembre de 2011, la CREG nuevamen-te decidió permitir la contratación solamente por un plazo máximo hasta diciembre de 2013. Lo ante-rior, para contar con más tiempo, para emitir las re-glas de comercialización de largo plazo. En resumen, desde el 2008 no existe la posibilidad para firmar contratos de largo plazo con los campos que abaste-cen el mayor porcentaje del gas nacional. Los cam-pos de menos de 50 MPCD si pueden firmar contra-tos de largo plazo, pero constituyen solamente el 10% de la oferta de gas.
En su momento se estableció el siguiente meca-nismo mixto para realizar la comercialización:
• Si toda la oferta es inferior a la demanda real la co-mercialización se realizaría mediante subasta.
• De lo contrario, se realizaban contratos bilatera-les.
La situación del mercado y la no presencia de los generadores térmicos en la demanda de gas (porque la mayoría ya tenían cubiertas sus necesidades de gas para el periodo 2012-2013 y porque algunos pre-
firieron firmar contratos de suministro de líquidos) permitieron que el mercado asignara el gas a través de contratos bilaterales. El esquema fue muy exito-so, ya que permitió asignar el gas en boca de pozo a precios más competitivos. El resultado fue de pre-cios del gas para la Costa Atlántica cercanos a los 6 USD/MBTU (precio regulado) y para el mercado del interior se asignó entre 3 y 4 USD/MBTU.
En contravía de los buenos resultados obtenidos, hoy la CREG pretende vía la Resolución 113/2012 (esquema de comercialización de gas) que todo el gas sea colocado por los productores a un comercia-lizador, a través de una subasta.
Para la ANDI, este esquema es altamente incon-veniente porque:1. Restringe la competencia en el mercado: prohí-
be la relación comercial entre el productor y el consumidor de gas. Es decir, el consumidor debe siempre adquirir el gas a través de un intermedia-rio, el cual tiene un valido interés en obtener ren-tabilidad. Le da una clara posición de privilegio al comercializador (distribuidor) en la medida que lo hace indispensable en el acuerdo de sumi-nistro, con claras posibilidades de sacar prove-cho de esta situación.
2. Solo existe subasta como mecanismo de comer-cialización. La asignación del gas a través de un mecanismo de comercialización por subasta no permite que el productor ofrezca condiciones co-merciales para incentivar crecimiento de deman-das de gas de interés para el país, por ejemplo: industria petroquímica, la cogeneración, nue-vas plantas de vidrio y cerámica, etc. Además la subasta no refleja características de la demanda que son importantes en la formación del precio (no solamente es importante el total consumi-do durante un periodo de tiempo sino también el perfil de consumo durante el mismo periodo. Por ejemplo: no es lo mismo consumir 24 unida-des de gas, una por hora, que consumir las 24 uni-dades en una sola hora), el consumo industrial es constante, las 24 horas, los 365 días de año mien-tras otros sectores por ejemplo el residencial tie-ne consumos solamente durante unas pocas ho-ras del día.
En resumen, el esquema propuesto por la CREG va en contravía del desarrollo industrial del país, pues incrementará el costo del gas natural específi-camente en la industria, haciendo menos competiti-vo el desarrollo de la industria intensiva en gas natu-ral (cerámica y vidrio, siderúrgica, cogeneración con gas, alimentos, etc.).
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Por ello, ANDI propone que la CREG:
• Permita que el productor atienda directamen-te al usuario no regulado, y que pueda ser la in-dustria la que escoja el mejor mecanismo de atención de sus requerimientos, ya sea a través del productor o del distribuidor.
• Permita la contratación bilateral cuando la oferta de gas es mayor que la demanda. De lo contrario, establecer subastas con productos que capturen no solamente el volumen sino el perfil de consumo.
• Permita fimar contratos con plazos anuales dependiendo de la conveniencia para la in-dustria y el productor, y no solamente como lo quiere establecer la CREG (dos productos, uno de un año y otro de 5 años). Lo anterior, dado que los proyectos de ampliaciones de planta, cogeneración o nuevas instalaciones que usen gas natural, requieren periodos de repago que muy posiblemente sobrepasen los 5 años.
• Permita y garantice que el productor y el trans-portador de gas natural puedan realizar la seg-mentación real de la demanda, de acuerdo con las características de su consumo. Hoy lo pue-de hacer solamente el distribuidor, se requiere que se pueda realizar desde la producción y el transporte.
• Incluya al Director de la ANH dentro su comi-té decisorio para tener información fidedigna de los niveles de producción, así como para ga-rantizar armonía entre las reglas que incenti-van nuevos inversionistas en exploración y los incentivos en la producción, y al Ministerio de Comercio, Industria y Turismo para tener me-jores herramientas en materia de competitivi-dad.
2.5 Plantas de regasificación
Como hemos advertido, ANDI propone que se permita al usuario no regulado, decidir si asume el costo (y el beneficio), el cual debe ser fijado bilateral-mente con el dueño de la infraestructura de impor-tación. No obstante lo anterior, hay que garantizar, en todo caso, que el precio paridad de importación de este gas flexible, no afecte el precio del mercado interno, dado que la importación es solamente pa-ra cubrir faltantes de gas en momentos de escasez.
2.6 Buscar alternativas que aseguren precios competitivos para la industria
Es necesario que la industria nacional cuente con precios más bajos a los niveles actuales, dado que sus competidores cuentan con dichos insumos a precios más bajos y pueden realizar reasignación de los mercados de los bienes producidos con evidente desventaja para los productores nacionales.
Adicionalmente, precios más competitivos de gas natural van a generar precios más competitivos de energía eléctrica, dado que el gas natural es un in-sumo importante para más del 25% de la capacidad instalada del país. Lo anterior fue demostrado por el Estudio de FEDESARROLLO en octubre de 2009, el cual encontró que un incremento del 1% en el precio del gas natural incrementa en un 0.1% el precio de electricidad en la bolsa diaria.
Respecto a los precios, la industria que consume más de 900mil metros cúbicos mensuales y que por ende, produce bienes que se consumen en el esce-nario internacional, cuenta con precios superiores a los obtenidos por sus similares en los países relevan-tes. En la siguiente gráfica se presentan los precios a los cuales accede dicha industria.
Los altos precios del gas en Colombia con respec-to a dichos países, generan que los capitales destina-dos en inversiones para el sector petroquímico, ce-rámica, vidrio, etc. se puedan estar desplazando a países como Estados Unidos, México y Perú.
Con el objetivo de reducir los precios del merca-do interno, el Gobierno Nacional ha propuesto libe-rar el precio de Guajira. Sin embargo, ante la falta de competencia en el mercado, la instalación de plan-tas de regasificación y la posibilidad de exportación de hasta 500 MPCD, los consumidores consideran
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que es un escenario inconveniente. Por su parte, los productores consideran que es conveniente la libe-ración, porque de acuerdo con ellos, su objetivo es buscar asegurar la pronta monetización de sus re-servas y los altos precios irían en contravía de este objetivo.
Al no existir consenso se podría buscar un meca-nismo mixto en donde se permita la liberación de Guajira siempre y cuando se asegure un escenario de precios competitivos a nivel internacional. Por ende, el actual precio regulado se podría utilizar co-mo referente máximo, que en caso de ser sobrepasa-do, ameritará una revisión especial por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos o la entidad encargada de garantizar que no exista ejercicio de la posición dominante por parte de ningún agente.
Así mismo, se propone que de manera para-lela se implementen las siguientes medidas:
1 Libertad de acceso a la red de transpor-te: Aunque este derecho está consagrado por
la Ley 142 de 1994, la CREG ha limitado dicho acceso permitiéndolo solamente si para el dis-tribuidor de la zona le es imposible atender a di-cho usuario. La Distribución es un componente importante de la cadena de suministro, pero la CREG no debería obligar a un usuario nuevo a conectarse al tubo de distribución y menos ne-garle la posibilidad durante la vida del proyec-to de acceder a menores tarifas. Consideramos que para los usuarios que deciden conectarse a través de redes de distribución, se pueden esta-blecer tiempos mínimos de permanencia, para remunerar adecuadamente los activos que han sido construidos por el distribuidor para lograr su atención.
2 Flexibilidad en la canasta de tarifas de distribución: la CREG debe mirar opcio-
nes para permitir a distribuidores flexibilizar canasta de tarifas y así establecer precios para
los diferentes rangos de consumo, sin embargo, respecto al precio medio del sistema, el precio de los rangos de más bajo consumo no puede estar por encima del 10%. Se debe buscar mayor flexibilidad reflejando los precios reales que ca-da tipo de usuario causa al sistema para no ge-nerar subsidios cruzados entre los diferentes ti-pos de usuarios.
Cabe destacar que los Estados Unidos ha encon-trado un equilibrio que ha permitido recuperar a su industria su competitividad vía el aumento signifi-cativo en la exploración y explotación de hidrocar-buros, en este caso no convencionales. Esto se ha traducido en reducciones significativas en el precio del gas, como se evidencia a continuación:
2.7 Fomentar la eficiencia energéticaLa imposibilidad de contratar gas en el largo pla-
zo y las dudas sobre el abastecimiento futuro del gas, entre otras razones, ha impedido la realización de proyectos de eficiencia energética que propenden por hacer uso de un combustible más eficiente y más limpio.
Por ello, ANDI propone:
• Fomentar incentivos tributarios, que hoy se encuentran solo para el tema de recuperación de calor, para los temas de eficiencia energéti-ca relacionados con gas.
La alianza entre el Instituto de Hidrocarburos, Minas y Energía, y , líder mundial en capacitación técnica en el sector, es cada vez más fuerte. Esto nos ha permitido ser pioneros en la formación de recursos humanos para la industria petrolera nacional.
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Abril | Mayo 2013
www.revistapetroleoygas.colA GráficA
EvolucióndelaiEdenmineríaypetróleo,enlosúltimos10añosencolombia(Cifras en millones de dólares)
IED TOTAL
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
278(16%)
627(36%)
495(16%)
1.246(41%)
1.72
0
3.01
6
10.2
52
6.65
6
9.04
9
1.125(11%)
2.157(21%)
1.995(30%)
1.783(27%)
3.333(37%)
1.100(12%)
IED EN PETRÓLEO IED EN MINAs y CANTERAs (Incluye carbón)
Principalespaísesinversionistasencolombia-2012Chile 10%Brasil 10%EE.uu. 9%Holanda 8%Inglaterra 7%Alemania 4%Canadá 4%Luxemburgo 4%Francia 3%Perú 3%Otros 38%Fuente: BALAnZA De PAGOS, BAnCO De LA RePÚBLICA
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2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
10.5
96
7.13
7
6.75
8
13.4
38
15.8
23
3.405(32%)
1.798(17%)
2.428(34%)
3.025(42%)
2.792(41%)
1.755(26%)
5.083(38%)
5.377(34%)
2.380(18%)
2.250(14%)
Fuente: BAnCO De LA RePÚBLICA
iEdENMiNaSYcaNTERaSENlaREGiÓN(%)
23,89%
50%
34,1%
2,7%
9,4%
PERÚFuente: BAnCO
CentRAL De PeRÚ
bRaSilFuente: BRAZILIAn InveStMent
InFORMAtIOn netwORk
cHilEFuente: COMItÉ De
InveRSIOneS eXtRAnJeRAS
EcuadORFuente: BAnCO
CentRAL De eCuADOR
aRGENTiNaFuente: BAnCO CentRAL
De ARGentInA
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Petroleras, líderesen exportaciones Dos escalafones ubicaron a los ‘holdings’ y empresas del sector de hidrocarburos al tope de las ventas externas de Colombia en 2012.
Como en el calendario chino, las exportaciones de Co-lombia han estado ligadas
históricamente a un animal. En el pasado fue un burro, acompaña-do de un campesino cafetero (Juan Valdez), el que enmarcó la venta externa de café. Ahora, un lagarto, como cualquiera de los que nace y se cría en Barrancabermeja, es el
emblema de las exportaciones de petróleo.
Lo que en otra época significó la Federación Nacional de Cafeteros, como la casa matriz del producto emblemático de las exportaciones de Colombia, lo es hoy Ecopetrol, estatal del crudo nacional, que lide-ró la delegación de empresas de hi-drocarburos que marcaron el paso
de este sector como el mayor apor-tante de divisas del país en 2012.
Dos escalafones publicados por www.losdatos.com, firma especia-lizada en la producción de medi-ciones sectoriales, mostraron el li-derazgo de Ecopetrol y de las otras empresas petroleras tanto en el ru-bro individual como en el de los conglomerados.
Según el listado publicado, del total de ventas del año anterior, que ascendieron a 60.667 millones de dólares, la Empresa Colombia-na de Petróleo individualmente o como holding ocupó el primer lu-gar en ambas modalidades con 19.050 y 24.808 millones de dólares, respectivamente.
El escolta en ambos listados fue otra empresa petrolera, esta de origen extranjero. Se trata de la ca-nadiense Pacific Rubiales, segun-da como conglomerado e indivi-dualmente con su principal marca Meta Petroleum Corp, con montos que llegaron a 3.382 y 2.971 millo-nes de dólares.
Si bien predominan las empre-sas en el tope de este sector, se-gún Bernardo Naranjo, gerente de la firma encuestadora, esta brecha presenta dos miradas: “Ecopetrol es impresionante como empresa, pero esa diferencia con la segunda y las demás deja ver que somos de-pendientes de su producción”.
EmpresasEl 52 por ciento de las primeras
25 empresas mostradas por el es-calafón con mayores ventas exter-nas el año anterior, tanto miradas individualmente, es decir fuera de sus conglomerados, e incluyéndo-los, correspondieron al sector pe-trolero.
Además de las ya mencionadas Ecopetrol y Meta Petroleum Corp, luego se sumaron otras once em-presas para sumar trece. Se desta-có la Refinería de Cartagena, sien-do cuarta, con 2.107 millones de dólares; Hocol, en el quinto lugar con ventas por 2.060 millones de
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dólares y Equion Energia Limited, en el octavo puesto, y exportacio-nes por 965 millones de dólares.
Luego se ubicaron: Petromine-rales Colombia Ltd en el puesto doce; Petrobras Colombia Ltd (14), Occidental de Colombia Llc (16), Pacific Stratus Energy Colombia Corp (19), Occidental Andina Llc (21), Tepma (22) y Cepsa Colombia SA (25).
Las trece empresas dedicadas a la extracción de petróleo, gas y derivados vendieron productos por 30.392 millones de dólares, lo que significó una participación del 50,09 por ciento del total de las ventas externas del país.
Los holdingsDel top 25 de los grupos eco-
nómicos nacionales más exporta-dores, tras los dos primeros men-cionados (Ecopetrol y Pacific Rubiales), se ubicaron intercalada-mente otros siete del sector petro-lero.
La clasificación mostró en el noveno lugar a Petrominerales Co-lombia Ltda, con ventas por 562 millones de dólares, y luego, en el undécimo puesto, se ubicó Petro-bras Colombia Limited con ingre-sos operacionales de 530 millones de dólares.
Las restantes empresas del sec-tor fueron: Occidental de Colom-bia (13), Occidental Andina Ltd (16), Tepma (17), Cepsa Colombia SA (18), Chevrom Petroleum Com-pany (23) y Organización Terpel SA (24).
Aunque las petroleras empata-ron en número con las empresas mineras, estas últimas fueron su-peradas por las de hidrocarburos en el volumen de ventas que as-cendió a 37.643 millones de dóla-res, el 52 por ciento del total de ex-portaciones.
Como era de esperarse, las pe-troleras lideraron las ventas ex-ternas de Colombia, con más de la mitad del total de las divisas que recibió el país.
PRINCIPALES EXPORTADORES GRUPOS ECONÓMICOS(Millones de dólares)FUENTE: WWW.LOSDATOS.COM
POS RAZÓN 2011 2012
1 GRUPO ECOPETROL 22.639 24.808 2 GRUPO PACIFIC 2.972 3.382 3 DRUMMOND LTD 2.145 2.599 4 CARBONES DEL CERREJÓN LIMITED 2.132 1.944 5 CERREJÓN ZONA NORTE S. A. - CZN. S. A. 1.111 1.074 6 CERRO MATOSO S.A. 827 881 7 C.I. PRODECO S.A. 1.360 751 8 C.I. J. GUTIÉRREZ Y CIA S.A. 496 683 9 PETROMINERALES COLOMBIA LTD. 0 625 10 FEDERACIÓN NACIONAL DE CAFETEROS DE COLOMBIA 724 562 11 PETROBRAS COLOMBIA LIMITED 421 530 12 C.I. METALES HERMANOS S.A. 235 500 13 OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC 608 491 14 AEROVÍAS DEL CONTINENTE AMERICANO S.A. AVIANCA 507 460 15 C. I. GOLDEX S.A. 346 389 16 OCCIDENTAL ANDINA LLC 314 365 17 TEPMA 415 363 18 C.I. UNIÓN DE BANANEROS DE URABÁ S.A. - UNIBÁN 361 354 19 MEXICHEM RESINAS COLOMBIA S.A. S. 346 323 20 CEPSA COLOMBIA S.A. 0 308 21 S.C.I. S & JIL S.A.S. 115 306 22 S.C.I. ANTIOQUEÑA DE EXPORTACIONES S.A.S. 159 293 23 CHEVRON PETROLEUM COMPANY 250 292 24 ORGANIZACION TERPEL S.A. 218 287 25 SOCIEDAD DE FABRICACION DE AUTOMOTORES S A SOFASA S A 92 286 SUBTOTAL 38.794 42.857 RESTO 18.159 17.810 TOTAL 56.954 60.667
PRINCIPALES EXPORTADORES EMPRESAS(Millones de dólares)FUENTE: WWW.LOSDATOS.COM
POS RAZÓN 2011 2012
1 ECOPETROL S.A. 16.880 19.050 2 META PETROLEUM CORP 723 2.971 3 DRUMMOND LTD 2.145 2.599 4 REFINERIA DE CARTAGENA S.A. 2.128 2.107 5 HOCOL 2.093 2.060 6 CARBONES DEL CERREJÓN LIMITED 2.132 1.944 7 CERREJÓN ZONA NORTE S. A. 1.111 1.074 8 EQUION ENERGIA LIMITED 915 965 9 CERRO MATOSO S.A. 827 881 10 C.I. PRODECO S.A. 1.360 751 11 C.I. J. GUTIÉRREZ Y CIA S.A. 496 683 12 PETROMINERALES COLOMBIA LTD. 0 625 13 FEDERACIÓN NACIONAL DE CAFETEROS 724 562 14 PETROBRAS COLOMBIA LIMITED 421 530 15 C.I. METALES HERMANOS S.A. 235 500 16 OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC 608 491 17 AVIANCA S.A. 507 460 18 POLIPROPILENO DEL CARIBE S.A. 436 454 19 PACIFIC STRATUS ENERGY COLOMBIA CORP 2.249 411 20 C. I. GOLDEX S.A. 346 389 21 OCCIDENTAL ANDINA LLC 314 365 22 TEPMA 415 363 23 C.I. UNION DE BANANEROS DE URABA S.A. - UNIBAN 361 354 24 MEXICHEM RESINAS COLOMBIA S.A. S. 346 323 25 CEPSA COLOMBIA S.A. 0 SUBTOTAL 37.774 40.914 RESTO 19.180 19.753 TOTAL 56.954 60.667
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En cadena con petróleo y mineríaEl programa de innovación, promovido con recursos de Bancóldex, pretende desarrollar empresas colombianas para que atiendan a la locomotora.
Estimaciones de la fundación Fedesarrollo señalan que en la actualidad la deman-
da anual de bienes y servicios por parte de la minería y los hidrocar-buros en el país es de US$ 10.000 millones y solo un 30% es provis-to por empresas nacionales, lo que evidencia el potencial de esta in-dustria que se mueve alrededor de los procesos de exploración y pro-ducción, transporte y almacena-miento y refinación.
Esto significa oportunidades por US$7.000 millones para las empresas colombianas que quie-ran participar de esta industria, que es una de las más dinámicas del momento.
Para lograr el objetivo de que las empresas colombianas no se queden por fuera de la fiesta, IN-NPulsa diseñó un programa de asociación público-privada, que incluye convenios con varios gre-mios, como el Sector de Minería a Gran Escala, Andi y Campetrol, orientado a que las grandes em-presas como Ecopetrol y de inge-niería, como Tipiel. Gradualmen-te se irá extendiendo a las demás petroleras para que apliquen ins-trumentos en materia de innova-ción empresarial abierta, cuyos beneficios puedan aprovecharse por los proveedores.
Catalina Ortiz, gerente de este programa, explicó que a la fecha se han asignado $1.700 millones para los proyectos de esta línea especial,
que busca una reducción de tiem-po y costos en proyectos de investi-gación; obtener soluciones e ideas innovadoras que sin apoyo de las empresas más grandes de la cade-na no se habrían podido desarro-llar; incorporación de la cultura de la innovación en organizaciones externas, y facilitar la comerciali-zación de la innovación generada.
En esencia lo que se busca es que la innovación que se cree en la empresa ancla se replique en los proveedores y, de esta forma, jalo-nar una industria de servicios co-nexos, que está llamando la aten-ción de las grandes empresas en 16 países, entre los que se destacan Canadá, Chile, China, Corea del Sur, Emiratos Árabes Unidos, Es-paña, India, Indonesia, Japón, Rei-no Unido, Rusia, Singapur y hasta Venezuela.
Para el 2014 se analiza la explo-ración de más de 570 pozos y 204 contratos de explotación y pro-ducción, lo que va a exigir un des-empeño más destacado por parte de los colombianos.
El programa de INNpulsa Co-lombia, que está respaldado por Bancóldex, beneficia a las grandes empresas de hidrocarburos y mi-nería, al cual se accede, por el mo-mento, por invitación directa. La entidad financia la consultoría y el acompañamiento de alto nivel pa-ra desarrollar procesos de innova-ción abierta.
Inicialmente, INNpulsa apor-
ta el 80% de la inversión para de-finir necesidades de innovación y encontrar aliados adecuados con una posible solución, y el 20% res-tante lo cubre la respectiva empre-sa. Cuando la iniciativa ya está en marcha, la fórmula se invierte y es la compañía la que debe asumir la mayor parte de los giros.
“Esta alianza estratégica facili-tará el fortalecimiento y moder-nización de empresas pequeñas y medianas, que con el apoyo de las grandes mineras promueven el de-sarrollo regional con equidad en el país”, indicó Leonardo Villar, di-rector de Fedesarrollo.
De acuerdo con un informe del Centro de Estudios sobre Desarro-llo Económico de la Universidad de los Andes, la producción y ex-portación de nuevos productos y,
INNPulsa diseñó un programa de asociación público-privada
orientado a que las empresas apliquen instrumentos en materia de
innovación empresarial abierta.
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por tanto, la diversificación están asociadas estrechamente con los procesos de desarrollo y tienen un impacto importante sobre la pro-ductividad de la economía, su cre-cimiento y la generación de em-pleo.
El consumo intermedio del sec-tor de los hidrocarburos, excluyen-do las compras de insumos en el in-terior del sector, representa el 51%; los servicios de transporte terres-tre, el 33% , y los servicios de inter-mediación financiera, el 7,66%.
Según datos de la Cámara Co-lombiana de Bienes y Servicios Pe-troleros (Campetrol), en el 2011, los ingresos operacionales de las empresas de servicios petroleros en Colombia alcanzaron los $12.7 billones y el 25% del valor agrega-do del sector de extracción de pe-tróleo, gas y minerales de uranio y torio.
La misma entidad indica que en el mismo período este sector fue responsable del 0,92% de los em-pleos en el país, con 63.000 pues-
tos de trabajo, con lo que registra una participación similar a la del sector de minas y canteras para ese año.
Unas 153 de las 310 empresas de servicios petroleros son pequeñas. Sus ventas totalizaron $470.000 millones en el 2011. En ese mis-mo año, las cinco firmas de ma-yor tamaño cristalizaron recursos por $3.9 billones y las 23 siguien-tes (por tamaño) alcanzaron $4.3 billones.
Del total de las firmas provee-doras en Colombia, 187 se dedican a la extracción de petróleo y gas, que concentra el 77, 35% de los in-gresos operacionales del sector.
Los cinco desafíos Según los resultados prelimi-
nares del estudio de Fedesarrollo sobre los impactos socioeconó-micos del sector minero en Colom-bia, dirigido por la experta Astrid Martínez Ortiz, hay cinco desafíos que se deben superar para que las grandes empresas aumenten la
contratación de proveedores.El primero es la escasez de ma-
no de obra calificada; el segundo es la baja disponibilidad de equi-pos, pues la capacidad de suminis-tro se encuentra concentrada en pocos proveedores y en regiones específicas, y no es suficiente pa-ra satisfacer la demanda total na-cional; el tercero son los elevados tiempos de entrega y/o el incum-plimiento de las entregas, que obe-decen a que la cadena de suminis-tro no está bien desarrollada y el servicio de transporte es limitado.
El cuarto desafío es el bajo cum-plimiento de estándares interna-cionales, ya que la calidad de los materiales no cumple con los re-querimientos de la demanda; la carencia de certificaciones de cali-dad y las fallas en criterios de Res-ponsabilidad Social Empresarial, y el quinto es la inexistencia de un registro centralizado de proveedo-res locales y regionales.
Una de las conclusiones pre-liminares del estudio, que aplica tanto para el sector de hidrocarbu-ros como para la minería, es que hay un espacio grande para am-pliar los encadenamientos produc-tivos de la minería hacia adelante (desarrollo de actividades produc-tivas que usen productos mineros) y, en mayor grado, hacia atrás (pro-veedores del sector).
El programa
INNPulsa Colombia
está respaldado por
Bancóldex y beneficia
a las grandes empresas
de hidrocarburos
y minería.
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CONSUMO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS MM B/PFUENTE DE DATOS: ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION
2014 Py
5,83
18,06
91,33
22,05
45,39
2011
5,33
16,44
88,36
20,08
46,51
2012
5,48
16,98
89,04
20,69
45,89
2013 Py
5,65
17,51
90,00
21,30
45,54
OECD Asia (No OECD) AUS y Europa del Este Otros TOTAL
El pico es de demandaDespués de señales de alerta durante la segunda mitad de 2012, la información económica reportada por China al cierre del año pasado parecía mostrar que el país había recuperado su senda de crecimiento.
Desde que en el mundo se han adoptado, con cada vez más fuerza, las no tan
nuevas tecnologías de fractura-miento, perforación multidireccio-nal y extracción en arenas bitumi-nosas, cada vez se escucha menos el termino pico petrolero o peak oil, que tanta acogida tuvo duran-te las últimas décadas entre los participantes del mercado, especí-ficamente en los momentos de tur-bulencia que llevaron los precios del petróleo a cerca de US$150 por barril en el 2008. En los últimos meses, el pico, que ha comenzado a ganar seguidores entre los círcu-los petroleros, es relacionado con el consumo de este commodity en los países desarrollados.
Algunos analistas atribuyen es-te pico a cambios en los hábitos de consumo de energía de los habitan-
tes, concretamente en asuntos rela-cionados con eficiencia energética vehicular y cambios de fuentes de generación hacia gas natural, que habrían hecho cada vez menos ne-cesario el petróleo dentro del mix energético. Otros, menos optimis-tas de la capacidad humana por mejorar sus niveles de eficiencia, atribuyen este fenómeno a la fuer-te crisis económica que enfrentan estas economías desde hace ya va-rios años, que no ha permitido un repunte en los consumos de cru-do. Esto desestima que la mayor efi-ciencia energética tenga un impac-to significativo en el consumo total de hidrocarburos.
Sin importar cuál de los dos gru-pos tenga la razón, es innegable que según cifras de la Administración de Información de Energía de los Estados Unidos (EIA por su sigla en
nicoláS riVera guerrero, Trader de energía, director ejecutivo del centro de estudios del Mercado Financiero de la universidad Sergio arboleda.
inglés), en los países pertenecien-tes a la OECD, el consumo de petró-leo se ha reducido de 46.51 miles de millones de bp a 45,89 miles de mi-llones de bp entre el 20011 y 2012 y, de acuerdo con proyecciones de la misma entidad, el consumo podría caer a 45.39 miles de millones de bp para el 2014, esto dentro de un contexto de crecimiento económi-co moderado.
La dinámica planteada ha teni-do un impacto importante en los niveles de inventarios comerciales de crudo, que durante el 2012 regis-traron sus niveles máximos en cin-co años y, conforme a las proyeccio-nes de la EIA, se espera que sigan cerca de estos máximos durante los años 2013 y 2014.
Este fenómeno de acumulación de inventarios en EE.UU. es resul-tado conjunto de la reducción del consumo y el incremento de la pro-ducción de hidrocarburos en Nor-teamérica, que ha pasado de 16.7 miles de millones de bp en el 2011 a 17.9 miles de millones bp en el 2012 y se espera que llegue a 19.8 miles de millones de bp en el 2014, sien-do esta la región de más alto creci-miento en producción en el mundo.
En lo que refiere a Europa, en el último reporte de la Agencia Inter-nacional de Energía, se revisaron a la baja los pronósticos de deman-da de petróleo por un segundo mes consecutivo tras considerar el impacto del paquete de salvamen-to a Chipre. Así mismo, la Organi-zación de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), en su informe de perspectivas del mercado, tam-bién recortó sus pronósticos de demanda para el 2013, siendo esta la tercera entidad en el mundo que ve un escenario de debilidad desde el lado de la demanda en el merca-do de petróleo.
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PRODUCCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS EN MM B/PFUENTE DE DATOS: ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION
2011
13,1
4,9
14,1
3,3
87,3
16,7
35,2
2012
13,2
4,8
13,7
3,1
89,1
17,9
36,4
2013 PY
13,1
5,0
13,8
3,0
89,7
18,9
36,0
2014 PY
13,2
5,2
14,2
3,0
91,8
19,8
36,4
OPEP Norte América Rusia y Mar Caspio Mar del Norte
Latino América Otros no OPEP TOTAL
INVENTARIOS COMERCIALES DE CRUDO EN EE.UU.MM de BarrilesFUENTE DE DATOS: ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION
Ene.
201
1
420Máximo: Rango 2008-2014
Mínimo: Rango 2008-2012
Proyección
Nivel
400
380
360
340
320
300
280
260
Mar
. 201
1
May
. 201
1
Jul.
2011
Sep.
201
1
Nov.
2011
Ene.
201
2
Mar
. 201
2
May
. 201
2
Jul.
2012
Sep.
201
2
Nov.
2012
Ene.
201
3
Mar
. 201
3
May
. 201
3
Jul.
2013
Sep.
201
3
Nov.
2013
Ene.
201
4
Mar
. 201
4
May
. 201
4
Jul.
2014
Sep.
201
4
Nov.
2014
China, el gran consumidorEl balance en la ecuación de oferta y demanda se
entiende cuando se tiene en cuenta que hoy en día el mayor crecimiento en el consumo de hidrocarburos a nivel mundial no proviene de los países de la OECD, sino de Asia, no pertenecientes a esta organización, principalmente de China e India.
Después de haber generado señales de alerta du-rante la segunda mitad de 2012, la información eco-nómica reportada por China al cierre del año pasado parecía mostrar que el país había recuperado su sen-da de crecimiento. Pero para el cierre del primer tri-mestre de este año, China sorprendió a los mercados con una tasa de crecimiento de su PIB real del 7,7%, frente a un estimado del 8%. Esta sola noticia fue su-ficiente para cambiar las expectativas de los agentes del mercado y preocupar a quienes le estaban apos-tando a que el menor consumo de los países de la OECD iba a ser fácilmente absorbido por Asia.
Impacto reciente en preciosAnte las expectativas de decrecimiento en el con-
sumo de los países de la OECD, nuevos signos de
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www.revistapetroleoygas.coproyector
debilidad económica en EE.UU. y Europa, el incremento en la pro-ducción en Norteamérica y los indicios de desaceleración eco-nómica en China, el precio del pe-tróleo WTI presentó fuertes caí-das durante la primera mitad de abril, descendiendo de US$97 por barril a US$89 por barril, una va-riación del 8,5% en menos de un mes, situación que no se observa-da desde septiembre del año pa-sado.
Perspectivas de los expertosAl considerar las opiniones
de los expertos, específicamente aquellas de algunos de los más im-portantes jugadores del mercado, se espera que para el 2013 el precio promedio del petróleo WTI se si-túe entre US$90 y US$95 por barril y el petróleo Brent, entre US$100 y 112, con la excepción de Levit Ca-pital Management, que prevé una fuerte expansión de la actividad de producción en EE. UU., acom-pañada de una resolución de los problemas de transporte hacia los centros de refinación y cuyo esti-mativo es un precio de US$80 por barril para el petróleo WTI al cie-rre de 2013.
En general, los analistas coin-ciden en que una débil recupera-ción de la economía americana, mayor incertidumbre en Europa y reducción en la tasa de crecimien-to de la China son los factores que impactarían la demanda. Así co-
mo la situación de tensión políti-ca en Oriente Medio, sobre todo en Irán, la mayor producción de EE.UU., unida a una solución a los cuellos de botella en transporte, y la posibilidad de un recorte de producción por parte de la OPEP, específicamente en Arabia Saudi-ta, son los factores que impacta-rían la oferta.
aNaliSTa bRENT WTi
Barclays 112 95 Citi 104 90 Levit Capital Management 80 Sandford Bernstein 110 nD Soc Gen 112 96 Standard Chartered 111 nDnD: nO DISPOnIBLe.
Por su lado, la EIA, en su último informe de perspectivas, presen-tó también un escenario estable-bajista de precios para el petróleo WTI, con un pronóstico de US$93 por barril para fin de año, con un límite inferior en US$70 y un lími-te superior en US$130 por barril, estos estimativos son basados en los modelos de precios que utili-za el EIA, así como en las volati-lidades implícitas del mercado de opciones sobre futuros de petró-leo WTI.
Desde un punto de vista técni-co, el petróleo todavía se encuen-tra dentro de una gran zona de congestión que lleva varios años consolidándose. Hasta el momen-to, la zona de precios entre US$97 y US$98 se ha fortalecido con un re-levante nivel de resistencia que fue confirmado a principios de abril, cuando los precios detuvieron su avance en US$97.
En la actualidad, los precios, des-pués de haber caído y encontrado resistencia nuevamente en los al-rededores de US$95, dan a enten-der que a corto plazo son los ven-dedores quienes tienen el control del mercado, más aún cuando el ni-vel de soporte de US$90 fue roto du-rante la segunda semana de abril.
Si el movimiento bajista se mantiene, posiblemente se en-cuentre soporte en el mercado en los alrededores de US$85; en el evento de que la fuerza de los ven-dedores sea de tal magnitud que este importante nivel de sopor-te sea roto, el siguiente nivel rele-vante de soporte está en los alre-dedores de US$77.
En el caso de que los vendedo-res decidan retener inventarios en-tre US$80 y US$90, como algunos analistas predicen, sería la posi-ción lógica de varios miembros de la OPEP y, como consecuencia los precios comiencen a subir, US$90 y US$97 serían ahora los niveles de resistencia que los compradores deberían enfrentar ante un even-tual repunte de precio.
COMPORTAMIENTO DEL PIB REAL EN CHINAFUENTE: BUREAU NACIONAL DE ESTADÍSTICAS DE CHINA – EXPECTATIVAS DEL MERCADO
Ene.
09
14,00%
12,00%
10,00%
8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%
Abr.
09
Jul.
09
Oct.
09
Ene.
10
Abr.
19
Jul.
10
Oct.
10
Ene.
11
Abr.
11
Jul.
11
Oct.
11
Ene.
12
Abr.
12
Jul.
12
Oct.
12
Ene.
13
Abr.
13
PROYECCIÓN PRECIOS WTI (2013)Dólares por barrilFUNTE: ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION
Jun.
130
120
110
100
90
80
70
60
Proyección EIA
Int. Conf. Inferior
Int. Conf. Superior
Jul.
Ago.
Sep.
Oct.
Nov.
Dic.
PRECIOS DEL PETRÓLEO WTIAbril 2012 - abril 2013 | US$ por barrilFUNTE: ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION
Abr.
May
.
Jun.
Jul.
Ago.
Sep.
Oct.
Nov.
Dic.
Ene.
Feb.
Mar
.
Abr.
111106101
9691868176
77,9
98,3
84,9
97,6 97,2
2012 2013
MIÉRCOLES 15
Patrocinios y muestra comercialAsociación Nacional de Comercio Exterior – AnaldexPBX: (1) 5 700 600 Ext. 15, Bogotá D.C.Email: [email protected]
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¿Salvará el petróleo a Maduro?El presidente sabe que el “combustible” de la economía solo lo pone la empresa petrolera y promete pasar de producir tres millones de barriles diarios a cuatro en el 2014 y a seis en el 2019. Franja del Orinoco, la gran esperanza.
Al día siguiente de haber ga-nado las elecciones en Ve-nezuela, Nicolás Maduro se
reunió con la junta directiva y ope-rativa de la compañía Pdvsa, en la sede de la La Campiña, en Cara-cas, enviando un mensaje contun-dente acerca de lo que representa el petróleo y de la importancia que tendrá durante su mandato.
“Pdvsa sigue siendo una industria nacional y el petróleo sigue siendo venezolano, de la patria”, aseguró, y siguiendo el pregón del coman-dante Chávez, afirmó: “Pasarán 500 años, caerá el imperialismo, y Pdv-sa seguirá siendo Pdvsa, la indus-tria energética de la patria”.
Y a los trabajadores petroleros, les dijo: aprovecho para llamar a rectificar donde haya que hacerlo, lo que pasaría –precisó– por apren-der nuevos métodos de dirección política, humana, técnica, gerencial y administrativa.
En ese mismo acto, Maduro elo-gió el desempeño de la máxima au-toridad de Pdvsa, Rafael Ramírez, de quien recordó que es “uno de los hijos del comandante Chávez; con once años continuos trabajando al lado del líder supremo de la Revolu-ción Bolivariana, recibiendo, hasta el último segundo de la vida del Co-mandante, instrucciones y orienta-ciones”.
En un editorial reciente, el dia-rio La República, de Bogotá, asegu-ró que pese a las dificultades que enfrenta a corto plazo la economía venezolana, hay que tener la infor-mación completa para evaluar la si-
tuación: “La economía venezolana es sostenible a mediano y largo pla-zo por su dependencia petrolera, y sus condiciones estructurales se-guirán inalteradas durante las dé-cadas venideras, con o sin chavis-mo. De cada US$100 que exporta en total el país, US$90 provienen de la venta del crudo. Sin duda, esto es un factor que da tranquilidad”.
Y, en efecto, eso es lo importan-te, y, seguramente, el nuevo Gobier-no lo sabe y pondrá todo su empe-ño para que los recursos de Pdvsa sigan subsidiando el resto de la eco-nomía. Y Maduro lo necesita para mostrar que es un digno succesor del líder fallecido.
El manejo de la economía que hi-zo Chávez, sustentado en una gran intervención del Estado y un des-plazamiento del sector privado, ge-neró una gran confrontación ideo-lógica interna: en el 2012 se registró un crecimiento del PIB del 5,6%, pe-ro en los años 2013-2014 la situa-ción será distinta. Según el FMI, el PIB solo crecerá el 0,1% y el 2,3% respectivamente, lo cual preocupa; pero que está lejos de ser una catás-trofe, mucho menor de lo que sí es un problema delicado: la inflación, que está por encima del 25% anual.
No hay opción: PDVSAPdvsa llegó a producir cuatro
millones de barriles diarios de cru-do, pero gradualmente se ha ido reduciendo a menos de tres en los últimos años, lo cual no es fácil de entender, a no ser porque la priori-dad política se colocó por encima del manejo de la empresa: sus re-cursos han sido dedicados a aten-der el modelo socialista y se aban-donó el criterio empresarial.
La Agencia Internacional de Energía (AIE) advirtió a mediados de marzo que el sector petrolero venezolano se enfrenta al deterio-ro. Según el diagnóstico del orga-nismo, una de las razones de es-ta situación está relacionada con
“una infraestructura de hidrocar-buros envejecida, en desesperada necesidad de inversiones”.
Pero la empresa riposta: “No hay reservas más grandes en el mundo que las nuestras. La Faja [Petrolífera del Orinoco] había si-do subestimada y era usada según la conveniencia de unos pocos”, di-jo Eulogio del Pino, vicepresidente de Exploración y Producción de Pdvsa, quien anunció a finales de marzo pasado que Venezuela con-taba con existencias de 297.570 millones de barriles de petróleo.
Nicolás Maduro
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El funcionario señaló que con este volumen “garantizarían el consumo mundial de crudo por 100 años”. Y es que, en efecto, con este valor, Venezuela asciende al primer lugar mundial en el apar-tado de reservas y supera a Arabia Saudita, que contaba con 264.600 millones de barriles.
Los ingresos de la empresa en el 2012 fueron de US$125.000 mi-llones, y los empleados ascienden a 121.000.
Pese a que hace tres años el go-bierno de Hugo Chávez expropió los bienes de algunas petroleras extranjeras, en el 2010 les fueron adjudicados varios bloques en la Faja Petrolífera del Orinoco. Desde finales del año anterior comenzó la perforación en esta región por parte de siete empresas mixtas, con participación de empresas ex-tranjeras y la compañía estatal lo-cal. La meta es que estas socieda-des alcance una producción total de 2,1 millones de barriles diarios de crudo pesado en el 2019.
Ahora, Maduro pronostica pa-sar de producir tres millones de barriles diarios a cuatro en el 2014 y a seis en el 2019. Lo mismo pen-saba Capriles, con lo que pese a la idea general de que la industria pe-trolera del país está en decadencia, las cosas no parecen ser tan cier-tas o, al menos, ser fácilmente re-cuperable.
Siete empresas mixtas con par-ticipación accionaria de petroleras de América, Europa y Asia ya per-foran bloques en la Faja Petrolífe-ra de Orinoco. La meta es una pro-ducción diaria de 2,1 millones en el 2019.
Pese a que las cifras oficiales no generan confianza, Pdvsa dice que está bien. El año anterior incremen-tó un 42,87% la ejecución de inver-siones y llegó a US$22.000 millones. En ese ejercicio anual, las reservas de crudo alcanzaron una cifra su-perior a 297.000 millones de barri-les, y la deuda financiera consolida-da se ubicó en US$40.026 millones.
“Unificamos esfuerzos con Pe-trovietnam, Chevron (Estados Unidos), Repsol (España), CNPC (China), ENI (Italia), Petronas (Malasia), ONGC (India) y varios consorcios rusos y japoneses, y eso nos permitirá cumplir las me-tas en menor tiempo”, dijo al Co-rreo del Orinoco Rubén Figuera, director de Nuevos Proyectos del complejo.
Una de estas empresas se llama Petrocarabobo. Aunque el máximo accionista es Pdvsa, con un 60% de la participación, entre los restan-tes inversionistas figura Repsol YPF. Pese a los líos que tuvo en Ar-gentina con la expropiación de sus bienes, la española ingresó en el mercado del vecino país con bríos. Con una participación accionaria cercana al 12% forma parte de es-ta sociedad.
De esta empresa también son socias otras firmas extranjeras, co-mo ONGC, Oil y IOC de la India y
Petronas de Malasia. En octubre del año anterior inició perforación en el primero de dieciocho pozos adjudicados en el Bloque Carabo-bo 1.
Otra de las empresas mixtas es Petroindependencia, que perfora en el Bloque Carabobo 3. Aunque su principal accionista es Pdvsa, también cuenta con la participa-ción foránea de la petrolera esta-dounidense Chevron y de la japo-nesa Mitsubishi.
Las otras empresas mixtas que ya operan en este complejo del Ori-noco son: Petromacareo, Petrouri-ca, Petrojunín, Petromiranda, y Pe-trobicentenario.
En los términos anteriores, la realidad venezolana y su recupe-ración económica pasa por el pe-tróleo y, concretamente, por la em-presa Pdvsa: un país que del total de sus exportaciones, el 90% es crudo, no puede pensar en otra op-ción, al menos a corto plazo.
PIB VENEZUELA - TASA DE CRECIMIENTOFUENTE: BM Y FMI
2003
* PREVISIÓN FMI
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013* 2014*
-7,8
16,8
9,3 10,38,4
4,8
2,10,1
5,54,2
-1,9-3,3
INFLACIÓN VENEZUELA (Variación)FUENTE: BANCO CENTRAL DE VENEZUELA
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 201220112010
20,0
13,412,3
31,3
26,927,0
17,019,1
14,4
20,5
29,027,4
31,9
22,5
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MéxiCo lindo y petrolero
Es el noveno mayor productor mundial de crudo, con una media diaria de 2.934.000 barriles diarios.
Lázaro Cárdenas fue uno de tantos militares que ocupó la presiden-
cia de México en su historia. Entre 1934 y 1940, este hombre nacido en el municipio de Jiquil-pan (Michoacán) entró a la histo-ria de su país por expedir leyes que nacionalizaron dos bienes repre-sentativos: los ferrocarriles y el pe-tróleo.
“Con relación a la aplicación del decreto de expropiación de los bie-nes de compañías petroleras serán aquellos relacionados íntimamen-te con la explotación, administra-ción y venta de los productos del petróleo”. Este es un segmento del
discurso con el que este general despojó de sus bienes a diecisiete petroleras extranjeras y los devol-vió a la Nación.
Este hecho ocurrió el 18 de mar-zo de 1938, el mismo año en el que
se creó Petróleos Mexicanos (Pé-mex), la empresa estatal de hidro-carburos, que se encargó, desde ese instante y hoy lo continúa ha-ciendo, de darle vida a la orden presidencial, para lo cual su mi-sión fue explotar y administrar es-tos bienes del subsuelo.
Y aunque desde ese momento a la fecha han transcurrido setenta y cinco años, desde mucho tiempo antes, este país norteamericano
siempre fue un jugador de pri-mer nivel de la industria petro-
lera internacional. Por ejemplo, en 1920, en
el territorio azteca opera-ron más de cien empresas ex-
tranjeras, y un año después, el Pozo de Cerro Azul, ubi-cado en la Faja de Oro, en el estado de Yucatán, logró cotas de producción que si-
tuaron al país en el segundo lugar mundial, con 57 millones
de barriles. Más tarde, en la década de los
setenta, luego de la crisis petrole-ra, la explotación del subsuelo del país se vio reactivada con el des-cubrimiento, en 1976, del Campo
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Cantarell, hallado por un campe-sino con este apellido y nombre Rudesindo. En el 2003 alcanzó el segundo más activo del mundo, luego del Campo Ghawar en Ara-bia Saudita.
Más crudo que nuncaHoy, si bien no es miembro de
la Organización de Países Expor-tadores de Petróleo (OPEP), el lide-razgo de México está fuera de dis-cusión a la hora de numerar a los países que mandan en esta indus-tria de extracción en el mundo.
Es el noveno país productor in-ternacional, con un volumen de extracción de 2.934.000 barriles de petróleo por día. En esta categoría se ubica por encima de potencias internacionales como Iraq, Kuwait, Brasil y Venezuela.
A la hora de exportar, aunque pierde casillas, continúa en la éli-te, situándose en el lugar trece, con 1.299.000 barriles diarios. En este mismo puesto se ubica en el apar-tado de consumo interno de pro-ductos refinados.
En cuanto a las reservas proba-das, México es el décimo noveno, con un volumen de 12.170.000.000 barriles, y en la producción de pro-ductos refinados del crudo sube dos posiciones y ocupa el diecisie-te, con 1.458.000 barriles.
En gas pierde protagonismo mundial, pero se encuentra en lu-
gares no menos importantes: la mejor figuración azteca se presen-ta en consumo de gas natural, con 59,15 billones de metros cúbicos, que lo sitúan en el puesto quince del mercado internacional. En el rubro de producción, el país ba-
ja al lugar 18, con 55,1 billones de metros cúbicos.
Pesa en la economíaEl petróleo es el segundo sector
más activo del portafolio exporta-dor de México, según lo informa el Instituto Nacional de Estadística y Geografía (Inegi).
En enero del 2013, las ventas externas alcanzaron un monto de US$4.558 millones, lo que repre-sentó el 14,8% del total nacional, solamente superado por manufac-turas, con el 78,6%. Otros deriva-dos del petróleo pesaron 1,9%.
Por su parte, las compras exter-nas de productos derivados del cru-do pesaron el 10,0%. En este apar-tado también fueron superados por las manufacturas. Por lo anterior, la balanza comercial sectorial fue su-peravitaria en US$549,8 millones, mientras que la de productos in-dustriales fue deficitaria.
Respecto de los destinos del crudo azteca, EE.UU. es el prime-ro en compras del petróleo de ese país, pues alcanza un monto de US$3.436 millones. En este rubro supera a Europa y Asia.
A menos de 12 meses de cumplir 110 años de producirse la primera extracción oficial de hidrocarbu-ros de su subsuelo, México conti-núa siendo un país de tradición pe-trolera internacional.
pémEx, una multilatina
mirando al nortE
La zona de mayor producción de crudo se halla en el nororiente de la geografía nacional, especialmente en el Golfo de México, sobre todo en tamau-lipas y chiapas.
otro sector destacado es el norte, en el que se incluyen la ciudad de San Luis potosí (Yucatán), el mismo lugar donde lo extrajo por primera vez en este país, en el año 1904.
en medio del escándalo por muertes y pérdidas eco-nómicas por la explosión cau-sada en la sede principal, ubi-cada en ciudad de México, pémex ocupó el tercer lugar del ranking 2012 de la revista América Economía. Las prime-ras posiciones también fueron del sector petrolero: petrobrás y pdvsa, en su orden.
con ventas por uS$111,734.6 millones, el
ejercicio reportó pérdidas por uS$6.559 millones. Los activos registraron crecimiento cerca-no a uS$110.000 millones.
en el listado mexicano, la petrolera estatal fue la primera empresa, por encima de Amé-rica Móvil, del sector de teleco-municaciones, en el puesto 5; de Walt Mart, en el 10; la comi-sión Federal de energía eléctri-ca, en el 13, Femsa, en el 25; y cémex, en el 29.
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La energía del hieloDespués de más de doce años de experimentación, los científicos japoneses lograron disociar gas natural del hidrato de metano que se encuentra en los permafrost de altamar.
El impacto de una enorme ola de agua salada provocada por un terremoto nivel 7 en
la escala de Richter desencadenó la falla catastrófica en uno de los reactores de Fukushima en Japón, que con una serie de explosiones marcó el final de la energía nuclear nipona. Desde ese 11 de marzo del 2011, el Gobierno asiático apagó el interruptor de los nucleares, lo que significaba dejar al vaivén del mercado internacional el 95% de la energía que el país necesita pa-ra funcionar.
Desde 1966, la fusión de áto-mos le había permitido a Japón convertirse en una de las poten-cias del mundo, mantener su cre-cimiento industrial y superar la crisis de petróleo de 1971. “La energía atómica y los combusti-bles fósiles han sido los dos ma-yores pilares de la política ener-gética nipona”, explicó el primer ministro Naoto Kan, quien es consciente de que desde el terre-moto las fuentes alternativas de energía son una prioridad.
Antes de la fuga en Fukushima
se esperaba que estas fuentes su-plieran el 20% del consumo eléc-trico. Ahora deben reemplazar los 15 gigavatios que producían las 17 centrales nucleares, un reto que los sistemas más ambiciosos de energía eólica o solar no podían satisfacer.
El déficit tuvo que soportarse aumentando el uso de termoeléc-tricas que debían producir la ma-yor cantidad de los 47 gigavatios que consume la nación nipona. La demanda elevó el precio del gas hasta alcanzar la cifra récord de US$16 por millón de btu (lo que en EE.UU. cuesta US$3,5) y convirtió al país en el principal importador de gas licuado del mundo.
Pocos sospechaban que ente-rrado en medio del permafrost de
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la prefectura de Aichi se encontra-ría la esperanza energética de Ja-pón.
Fuego en medio del océano El 12 de mayo de 2013, una lla-
ma amarilla, generada por un que-mador en el tope de una platafor-ma de excavación, montada sobre un buque científico en medio del mar, le daba la buena noticia al mundo y, especialmente, a los ja-poneses. El metano de hidrato, que permanecía recluso del hielo, podía extraerse utilizando un sis-tema que combina presión y calor para obtener gas natural.
La prueba debía durar dos se-manas. La Corporación Nacional de Petróleo, Gas y Metales de Ja-pón (Jogmec por sus siglas en in-glés) anunció que durante el perio-do de experimentación lograron extraer 120.000 m3 de gas natural, lo que superó con creces la expe-riencia de los canadienses del 2008,
quienes apenas lograron extraer 13.000 m3 en cinco días y medio.
El proyecto de Jogmec comen-zó en el año 2000 y tuvo una etapa de exploración superior a los sie-te años. En el 2009, el proyecto en-contró en la península de Atsumi y Shina una reserva suficiente pa-ra hacer las pruebas de extracción,
por lo que comenzaron el montaje de la maquinaria, la excavación de 1.8 kilómetros de profundidad y la confirmación de las propiedades de la zona.
El reto era desarrollar una tec-nología capaz de disociar el gas en condiciones inestables como en el permafrost de altamar. Su desarro-
En el proyecto de JOGMEC,
durante el período de
experimentación, lograron extraer
120.000 m3 de gas natural.
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llo tardó cuatro años y la prime-ra llama del quemador es, hasta el momento, su principal éxito. La alegría se apoderó del buque cien-tífico que servía de base para las pruebas. Los científicos japoneses habían obtenido el hielo inflama-ble. “Japón podría finalmente tener una fuente de energía que pueda llamarse propia”, dijo notablemen-te emocionado Takami Kawamoto, portavoz de Jogmec.
Por las condiciones climáti-cas y un desperfecto en una de las bombas que comenzó a filtrar are-na, debieron detener la produc-ción seis días después de empezar. La técnica anunciaba sus prime-ros riesgos. Se podía utilizar el va-por de agua y la diferencia de pre-siones para extraer el combustible, pero el clima sería una amenaza constante al desarrollar aplicacio-nes comerciales.
Ryo Minami, director de la Divi-sión de Petróleo y Gas de la Agen-cia de Recursos Naturales de Ja-pón, explicó que “hace diez años, todos sabían que había gas de es-quisto en el suelo, pero extraerlo era demasiado costoso. Sin embar-go, ahora se comercializa”.
Esa es la esperanza nipona, ter-minar su dependencia energética y convertirse en un país que pue-da presumir de sus reservas de gas, que según los cálculos de la Jog-mec le significarían un siglo de autonomía energética. “Dada la inercia actual y la importante fi-nanciación aportada por el progra-ma de hidratos de gas japonés, es muy posible que Japón sea el pri-mer país en producir gas natural de hidratos marinos a nivel comer-cial”, expresó Carolyn Koh, profe-sor de la Escuela de Minas de Co-lorado EE.UU.
Por su parte, Ray Boswell, direc-tor de tecnología de hidratos de metano en el Laboratorio Nacio-nal de Tecnologías Energéticas de Estados Unidos, manifestó: “Las investigaciones financiadas por el Gobierno tendrán que llevar a cabo
pruebas que durarán varios meses antes de que las empresas comer-ciales de petróleo y gas inviertan dinero en la exploración, pero es-te tipo de pruebas son caras de rea-lizar”, con lo que argumentó que pasarán años antes de que el hielo inflamable se convierta en el com-bustible que los japoneses esperan.
Mientras que Carolyn Ruppel, directora de Hidratos de Gas del Servicio Geológico de Estados Uni-dos, narró que “cuando te reúnes con los científicos japoneses que están trabajando en esto, te das
cuenta de que hay una sensación de urgencia nacional por desarro-llar una fuente de hidrocarburos doméstica […]. Aunque la prue-ba es tremendamente significati-va, nadie va a defender que esa sea una fuente de energía económica-mente viable. Aún está en la fase de investigación y desarrollo”.
Por el momento, Jogmec preten-de perfeccionar la explotación de gas, fortalecer las medidas de se-guridad y planear la producción a escala comercial para el año 2019. El potencial de recurso es tan gran-de que el carbono encontrado en los hidratos de gas es, al menos, el doble de la cantidad de carbono en todos los otros combustibles fósi-les del mundo.
El riesgo de quemar el hieloNo todos estaban contentos con
la noticia. Los ambientalistas reac-cionaron casi de inmediato, recor-dando que el metano es uno de los gases culpables del efecto inverna-dero y que al ser 21 veces más po-tente que el dióxido de carbono cualquier fuga afectaría seriamen-te la capa de ozono.
“El hidrato de metano fue clave del calentamiento global que con-dujo a una de las mayores extincio-nes en la historia de la Tierra’’, re-cordó Ryo Matsumoto, científico de la Universidad de Tokio que es-tudia al gas congelado desde fina-les de los años ochenta.
También argumentaron que al explotar los esquistos del perma-frost se modificaba permanente-mente la geografía de la zona, lo que podría traer distintos efectos en el medioambiente, más si se tie-ne en cuenta la inestabilidad sís-mica del país asiático.
Por el momento, el hidrato de metano es el sueño japonés. La po-sibilidad de mover la industria na-cional, por lo que la empresa esta-tal Jogmec lo promociona con los ojos sorprendidos de una niña que sonríe mientras el hielo se convier-te en llamas amarillas y rojas.
El metano de hidratoque permanecíarecluso del hielo,podía extraerse
utilizando un sistemaque combina presión y
calor para obtener gas natural.
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Biocombustibles, una mezcla con futuroTres nuevas plantas, que se construyen en los Llanos Orientales, Valle del Cauca y Magdalena, incrementarán en casi un 70% la capacidad de producción de etanol.
El pedal del acelerador de la industria de biocombusti-bles no está presionado has-
ta el fondo, pero la marcha de es-te sector agroindustrial avanza de forma sostenida y se prevé que en cuestión de meses su producción alcanzará niveles récord.
Después del inusitado incre-mento en los dos últimos años en la producción de biodiésel a ba-se de aceite de palma y de alcohol carburante, hecho de caña de azú-car, se vienen importantes desa-rrollos para el sector.
Tres nuevas plantas, que se construyen en los Llanos Orienta-les, Valle del Cauca y Magdalena, incrementarán en casi un 70% la capacidad de producción de eta-nol, mientras que el sector pal-micultor tiene en desarrollo unas 200.000 hectáreas de palma para aumentar la elaboración de aceite combustible.
Las perspectivas para el sector parecen buenas, aunque uno de sus integrantes, la Federación de Cultivadores de Palma (Fedepal-ma), se siente como en una espe-
cie de pico y placa implantado por el Gobierno, lo que le impide acele-rar la marcha.
“Podemos aumentar en corto plazo la producción para alcan-zar niveles 50% superiores a los de hoy, pero nos tienen frenados”, di-ce Jens Mesa Dishington, presiden-te de Fedepalma.
Actualmente, solo se permite la mezcla del 8% en Bogotá y del 10% en el resto del país de aceite de palma al diésel y del 8% de alcohol carburante (etanol) a la gasolina.
El cronograma inicial estima-ba que para el 2012 las mezclas de etanol y biodiésel estarían en alre-dedor del 15%. Sin embargo, esta cifra parece muy lejana, al menos por ahora. Mesa Dishington tiene la esperanza de que para el 2015 se pueda llegar al 15% y en el 2020 al 20%.
El dirigente cree que su gremio puede contribuir en mayor me-dida a bajar los altos índices de contaminación producida por el monóxido de carbono que diaria-mente emiten 4 millones de vehí-culos y otras tantas motocicletas que circulan por Colombia.
Más que un obstáculo, los tran-cones, el mal estado de las vías, la deficiente infraestructura vial, el pico y placa y las continuas alzas en los precios de los combustibles han motivado el crecimiento de esta industria, que hoy tiene trece plantas de producción regadas por el país y por lo menos cinco más en proceso de construcción o ensan-chamiento.
El año pasado, la producción de biodiésel llegó a 490.000 toneladas, con un crecimiento del 45% con respecto a la de 2010. La de etanol fue de 362 millones de litros, con un crecimiento del 24,3% frente a la producción de 2010.
De talla mundial Mesa Dishington se queja de la
lentitud del Gobierno para autori-zar el aumento de las mezclas, sin tener en cuenta que Colombia ha
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logrado desarrollar una agroin-dustria de talla mundial y que el país figura como líder en el desa-rrollo de energía limpia; pues la palma de aceite y la caña de azú-car son las mejores y más limpias materias primas para el desarrollo de combustibles no fósiles.
“Vamos para tres años, y el Go-bierno no se ha decidido a armar el cronograma para el sector y no ha definido su política de biocombus-tibles”, dice Mesa Dishington. El ministro de Minas y Energía, Fede-rico Renjifo, citado recientemen-te por El Espectador, dijo que “por ahora, la mezcla del 15% no está en el mapa del Gobierno”.
Hay 450.000 hectáreas sembra-das de palma, 200.000 de ellas en proceso de desarrollo, con una producción anual de 1.000 000 de toneladas de aceite, casi la mitad del cual está destinado al biodiésel. Este sector emplea directa o indi-rectamente a 140.000 personas en el sector rural. Cinco de las ocho plantas productoras tienen previs-tos montajes de ampliación.
Tres de los cinco ingenios azu-careros ampliaron en el 2011 su ca-pacidad instalada, con lo cual se incrementó a 1.250.000 litros por día el potencial de producción de etanol, suficiente para abastecer la demanda nacional. La producción de estos ingenios es dual, es decir, que de forma simultánea produ-cen azúcar y etanol.
La Asociación de Cultivadores de Caña (Asocaña) se siente or-gullosa de su producto. “El 85% del etanol –dice– se degrada en aproximadamente veintiocho días, mientras que los combustibles fó-siles pueden durar años para de-gradarse”.
Asocaña cree que el mercado de etanol puede multiplicarse por siete cuando entren en circulación los vehículos de tecnología flexible (flex fuel), que pueden consumir hasta un 85% de etanol. En Brasil, donde el etanol representa el 60% de combustible vehicular, el 90%
de los vehículos que se venden en la actualidad son flex fuel.
Los cañicultores citan diver-sos estudios para demostrar que la mezcla de alcohol en la gasoli-na no afecta el rendimiento de los motores. Inclusive, se hizo un aná-lisis en dos vehículos de carbura-dor con mezclas del 20% durante más de 100.000 kilómetros y no se hallaron efectos negativos.
En los próximos meses entrarán en operación los proyectos Bio-energy en Puerto López (Meta), la destilería del ingenio Riopaila en el Valle del Cauca y Agrifuels en Pi-vijay (Magdalena). El primero pro-
ducirá 480.000 litros por día y el se-gundo, 400.000 litros.
Estudios citados por Asocaña señalan que hay tierra suficiente para la expansión de la agroindus-tria de los biocombustibles. Cál-culos del Ministerio de Agricultu-ra indican que en el 2009 existían subutilizadas más de 41 millones de hectáreas destinadas a ganade-ría extensiva. La mayoría de esta área se encuentra en zonas aptas para diferentes cultivos.
Y otro análisis contratado por el Ministerio de Minas muestra que hay un potencial de 4.9 millones de hectáreas aptas para la produc-ción de etanol de caña de azúcar sin competir con la producción de alimentos.
Así las cosas, el panorama muestra un gran potencial para la industria del etanol en Colombia
“si las reglas de juego del Gobierno son claras y estables en el tiempo, como ocurrió en Brasil”, advierte finalmente Asocaña.
“Podemos aumentar
en corto plazo la
producción para
alcanzar niveles 50%
superiores a los de
hoy, pero nos tienen
frenados”,JENs MEsa DIshINgtoN,
presidente de (Fedepalma).
aMPliaciONESdic10/ENE11
incauca 50.000 l/dprovidencia 50.000 l/dMayagüez 100.000 l/dtres ingenios azucareros aumentaron en 200 mil litros diarios su capacidad de producción.
FueNte: ASocAñA
OcTubRE08SiNE10VS. añO2005SiNE10VS. ENERO-aGOSTOYdiciEMbREcONTaMiNaNTE añO2006cONE10 08cONE10
Material particuladomenor a 10 Micras -9% +9%
Dióxido de Azufre -26% +10%
Monóxido de carbono -11% +10%
ozono -12% +8%tras varios años de implementación del programa de oxigenación de la gasolina, se ha comprobado una relación positiva entre el uso del etanol y la reducción de emisión de gases contaminantes en el país.
FueNte: GirALDo et. AL. (2009)
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Barrancabermeja, una alianza petroleraEl puerto es responsable de abastecer el 80% de los combustibles del país gracias al trabajo de la Refinería, que hoy se encuentra en etapa de modernización.
Los yariguíes fueron los prime-ros pobladores de lo que hoy es Barrancabermeja. Vivían
en un caserío llamado La Tora, fun-dado en 1536 por Gonzalo Jiménez de Quesada. Durante su permanen-cia en este lugar, el conquistador español y sus acompañantes se die-ron cuenta de que sus habitantes jugaban con un líquido negruzco que fluía del interior de la tierra.
Este es el preámbulo de una
historia de bonanza que, sin em-bargo, debió esperar 369 años pa-ra continuar. En medio de la co-tidianidad de esta población, la pesca y la atención a los turistas que pasaban, como medios de subsistencia de sus habitantes, en 1917, un grupo de geólogos esta-dounidenses descubrió, con una maquinaria rudimentaria, el pri-mer pozo petrolero del país. Se trató de Infantas 1, con un poten-
cial de producción de 800 millo-nes de barriles.
Desde ese momento, este he-cho elevó el estatus del municipio como el principal puerto sobre el río Magdalena y epicentro nacio-nal de la industria de los hidrocar-buros. Hoy, luego de casi un siglo, el segundo municipio más pobla-do del departamento del Santan-der —191.764 habitantes, según el Dane— es un punto de desarrollo, apalancado en los réditos que de-ja la industria del crudo.
Aunque no ha estado exen-to de situaciones difíciles, como la violencia que lo ha atacado sin detenerse desde la década de los cuarenta del siglo anterior, el municipio de Barrancas Berme-jas, como lo bautizó el conquis-tador español, presenta indicado-res económicos que lo ubican en lugar de privilegio en el contexto nacional.
Recientemente, el presidente
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Juan Manuel Santos felicitó a las autoridades del puerto por ser la ciudad del país en la que la lucha contra la pobreza ha combatido este flagelo hasta llevarlo a pues-tos de vanguardia. Con un por-centaje del 30%, se sitúa por deba-jo del promedio nacional.
“Quiero felicitar al Alcalde por-que Barrancabermeja es el mu-nicipio del país con los mejores indicadores de lucha contra la po-breza extrema, y eso es importan-te para nosotros como Gobierno”, Juan Manuel Santos.
Otro aspecto que resalta en su suelo es la construcción, que se ha convertido en un sector diná-mico en el municipio, lo confirma el DANE.
La aprobación de licencias de construcción en destinos diferen-tes a vivienda creció un 194,1% al comparar febrero con enero del 2013, lo que demuestra la dinámi-ca en las actividades comerciales e industriales. El metraje avala-do pasó en este periodo de 4.710 a 13.853 metros cuadrados.
Barranca es parte de Santan-der, uno de los departamentos de mayor progreso en el país, con los mejores indicadores sociales y económicos.
Según las cifras del Ministerio de Educación, el 48% de la pobla-ción del departamento entre los 17 y 21 años están matriculados en programas de pregrado, pro-porción que se ubica como la se-gunda más alta entre las cinco principales regiones del país, lo cual se traduce en un volumen significativo de graduados todos los años.
Según las cifras del Ministe-rio, cerca del 60% de los recién graduados en Santander se que-dan en el departamento a laborar. Al tomar como muestra los años 2001, 2006 y 2011, se puede con-cluir que hoy una alta proporción de egresados de instituciones de educación superior en Santander está trabajando y que esta sobre-
sale frente a otras regiones, inclu-sive en salarios.
También se destaca el impacto en el mercado laboral de los egre-sados en carreras relacionadas con ingenierías, siendo esta una de las principales fortalezas que tiene el departamento, y Barran-ca es, en buena parte, soporte del trabajo técnico-profesional.
Motor de desarrolloSobre una extensión de 292 hec-
táreas, la Refinería de Barranca-bermeja tiene 42 plantas de pro-ceso, cuyo rendimiento le permite ser responsable del abastecimien-to del 80% de los combustibles que se consumen en el país. Cuen-ta, además, con una capacidad pa-ra procesamiento de crudo que al-canza un total de 250.000 barriles diarios.
Sin embargo, pese al impac-to que genera en la economía, es-te complejo industrial de hidro-carburos adelanta un proyecto de modernización de sus instalacio-nes con el fin de equiparlas con equipos de última generación que le permitan afianzarse en la rea-lización de actividades de refina-miento de crudos pesados. Todo
comenzó en el 2008, y actualmen-te se encuentra en la fase tres.
Con una inversión de US$3.386 millones, Ecopetrol pretende au-mentar los volúmenes de refina-ción hasta 300.000 barriles diarios de petróleo pesado y proveer has-ta 50.000 barriles de diluyente, uti-lizado para facilitar el transporte del crudo.
Desde el 2017, cuando se prevé entren en operación las obras, la Refinería, que el año pasado cum-plió 90 años de funcionamiento, contará con siete nuevas plantas, con las que busca alcanzar nive-les casi óptimos en asuntos como el factor de alta conversión del 76% al 95%.
Las cifras más recientes de la Refinería, publicadas por la petro-lera estatal, muestran que entre ju-nio y septiembre del 2012, la car-ga de crudo procesado creció un 3,9% respecto del mismo período del 2011.
Según Orlando Díaz, gerente de la refinería, uno de los mayo-res impactos del proyecto se pre-vé que se dará en el ámbito social, con la generación de empleo en el municipio. En la etapa de mayor intensidad de la construcción, es-te llegará, según dijo el funciona-rio, a 4.000 nuevas plazas de tra-bajo.
No estaban errados ni Gonzalo Jiménez de Quesada y sus acompa-ñantes cuando vieron que la vida de aquel caserío, hoy convertido en una ciudad intermedia del país y principal puerto sobre el Magda-lena, vivía y viviría gracias a aquel líquido negruzco que salía de sus entrañas: el petróleo.
Desde 1959, en agosto se
celebra la FiestaNacional del Petróleo
en este municipiosantandereano.
GEnErador dE rEcursos
La principal fuente de ingresos del municipio de Barrancabermeja son los aportes que anualmente le realiza ecopetrol.
por ejemplo, en el 2011,
según cifras oficiales, la compañía le giró al muni-cipio un total de $142.198 millones por concepto de impuestos de industria y comercio, retención de in-
dustria y comercio, sobre-tasa a la gasolina, alum-brado público e impuesto predial. en el 2010, este valor ascendió a $120.018 millones.
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mErcado icE mErcado nymExcrudo y GasBLooMBerG BLooMBerG
SEP. 13 OCT. 13 NOV. 13 DIC. 13 ENE. 14JUL. 13 AGO. 13JUN. 13
100,46 100,42100,27
100,12
99,8599,67
99,3499,21
cRudO bRENT Plazo/Cierre uS$
SEP. 13JUL. 13 AGO. 13JUN. 13
100,46100,42
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cRudO bRENT Plazo/Cierre uS$
SEP. 13JUL. 13 AGO. 13JUN. 13
89,29
89,45
89,57
89,51
AGO. 13 SEP. 13 OCT. 13 NOV. 13 DIC. 13JUN. 13 JUL. 13MAY. 13
88,76
89,28
89,5389,67 89,6
89,29
88,99
88,67
cRudO WTi Plazo/Cierre uS$ cRudO WTi Plazo/Cierre uS$
AGO. 13JUN. 12 JUL. 13MAY. 13
840,25
844
847,75
851,5
AGO. 13JUN. 13 JUL. 13MAY. 13
281,22
279,82
280,03
280,45
diESEl Plazo/Cierre uS$ acEiTE Plazo/Cierre uS$
AGO. 13JUN. 12 JUL. 13MAY. 13
65,78
65,52
65,22
65,72
AGO. 13JUN. 13 JUL. 13MAY. 13
4,259
4,292
4,334,353
GaS NaTuRal GBp/therm/uS$ GaS NaTuRal (uS$/MMBtu)
PROducciÓN PROMEdiO diaRiO
(Junio 2012) CRuDO gAs AÑO (kbpd) (Mpcd)
2012 936 1.1282011 915 1.0602010 785 1.0902009 671 1.0162008 588 8742007 531 7302006 529 6802005 525 6482004 528 6152003 541 578kbpd:Miles de barriles por díaMpcd: Millones de pies cúbicos por día
RESERVaS CRuDO gAs AÑO (Mbbl) (gpc)
2011 2.259 6.6302010 2.058 7.0582009 1.988 8.4602008 1.668 7.2772007 1.358 7.0842006 1.510 7.3492005 1.453 7.5272004 1.478 7.2122003 1.542 6.688Mbbl:Millones de barrilesGpc : Gigapies cúbicos
PERFORaciÓN POzOS(Acumulado)
AÑO
2012 0 54 19 732011 35 53 38 1262010 63 4 45 1122009 36 11 28 752008 47 1 51 992007 29 0 41 702006 22 0 34 562005 16 0 19 352004 10 0 11 212003 6 0 22 28
PROD
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Nuevo maquinista en la ANHUn vice de Hacienda pasó a manejar los negocios petroleros del país, y Minminas refuerza su equipo en la cartera.
El expresidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Orlando Cabrales Se-
govia, cambió de puesto, pero no abandonó el sector, al que está vin-culado desde su casa paterna. De-jó la Agencia y ahora es el vicemi-nistro de Energía, cargo en el que sucedió a Tomás González Estra-da, quien se fue como asesor para la Presidencia de la República.
Cabrales Segovia es un abogado
javeriano, con máster en Filosofía, pero ya posee una gran experien-cia en el sector, pues trabajó du-rante 16 años en la compañía BP, de los cuales durante seis fue vice-presidente jurídico para América Latina. También fue director jurí-dico de la misma compañía entre el 2001 y 2005. En Ecopetrol se des-empeñó como asistente de direc-ción entre 1988 y 1990 y participó en las juntas directivas de empre-
sas como Malterías de Colombia S.A., Alu-
minio Reynolds S.A., Astilleros Vi-kingos S.A., Oleo-
ducto Central (Ocensa) y en la Ca-sa Editorial El Tiempo.
Ernesto Zamora fue el primer presidente de la ANH, y Cabrales continuó su trabajo y lo consolidó. Ahora llega al cargo Germán Arce Zapata, quien estaba en el Ministe-rio de Hacienda como uno de los viceministros y antes ocupaba la Dirección de Crédito Público y del Tesoro Nacional.
Arce Zapata es economista egresado de la Universidad del Va-lle, con un máster en International Securities, Investment and Ban-king del ISMA Centre de la Univer-sidad de Reading en el Reino Uni-do.
No tiene experiencia directa en el sector petrolero, pero su perfil se concentra en el mercado de ca-pitales nacional y extranjero, así como en la estructuración de tran-sacciones de banca de inversión, y conoce bien el sector público. En el Congreso de la República estuvo cerca del trámite de la ley de Aso-ciaciones Público- Privadas y la re-forma del Sistema General de Re-galías, entre otras.
Ha sido miembro de juntas y consejos directivos, tales como In-terconexión Eléctrica S.A., Isagén, Fiduciaria La Previsora, Banco Agrario de Colombia, Financie-ra de Desarrollo Nacional, Agen-cia Nacional de Infraestructura (ANI), Agencia Nacional de Mi-nería (ANM) y la Unidad Nacio-nal de Gestión del Riesgo de De-sastres.
“Este nuevo equipo tiene la misión de seguir avanzando en políticas encaminadas al apro-vechamiento sostenible de los recursos energéticos del país y contribuir al desarrollo econó-mico y social de las regiones”,
afirmó el ministro de Minas y Energía, Federico Renjifo.
Orlando Cabrales Segovia
Germán Arce Zapata
Libertad y Orden
AF Pacific record 20,3x27,5cm.pdf 1 4/25/13 6:58 PM