Edicion especial numero 13 by uptream by COLOMBIA ENERGIA

1. La nueva Refinería de Cartagena, la más moderna de América Latina 2. Impulsar el sector de hidrocarburos, el compromiso de la ANH 3. Las redes inteligentes, una tendencia que se abre camino

Edición especial N.° 13

ISSN 2322-794X

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EL CUIDADO DEL MEDIO AMBIENTE Y EL MANEJO DE LA CONFLICTIVIDAD SOCIAL EN TIEMPOS DIFÍCILES En América Latina se implementan respuestas creativas para garantizar la seguridad energética y la sostenibilidad social en un marco de armonioso desarrollo con el entorno.

Contenido

ed. N.° 13

Foto: MASA-STORK.

Pág. 16

Expansión de la Refinería de Cartagena, la más moderna de América Latina La Refinería de Cartagena servirá como motor de desarrollo, con unas renovadas instalaciones que proveerán derivados de mejor calidad para Colombia y el mundo.

Pág. 14

Adaptación al cambio, el secreto para afrontar los retos Con expectativas en las nuevas exploraciones, que abren campos de conocimiento, Max Torres, vicepresidente de Exploración de Ecopetrol, asume el reto de la caída del petróleo enfatizando en la capacidad de adaptarse a las circunstancias.

Pág. 22

Tenemos que seguir siendo competitivos

Impulsar el sector de hidrocarburos hacia un mayor crecimiento y desarrollo es uno de los principales objetivos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y del Ministerio de Minas y Energías. Para hacer más atractiva la inversión en Colombia, el Gobierno proyecta el plan para la competitividad petrolera.

Pág. 32

Pág. 25

Negocios Conozca los principales movimientos y estrategias de las empresas del sector energético local durante los tres últimos meses para mejorar su posición en el mercado.

Pág. 30

Colombia, una apuesta a largo plazo

En diálogo con Colombia Energía, el presidente de Shell en Colombia, Eduardo Rodríguez, nos dio su punto de vista sobre la perspectiva de la industria hidrocarburífera y el segmento de lubricantes, así como las principales razones detrás del éxito de la compañía.

Mitos y realidades del fracturamiento hidráulico en Colombia

Ante la necesidad de incrementar las reservas de Colombia es importante tener claridad sobre las ventajas y los riesgos asociados al fracturamiento hidráulico, una tecnología ampliamente utilizada en otros países y cuya implementación debe ser adecuadamente ponderada.

Pág. 40

Balance del año 2015 y perspectivas de la industria petrolera en materia regulatoria

La caída de los precios del petróleo ha impactado el desarrollo de la exploración en Colombia, generado preocupación sobre el alcance de las reservas y una disminución en la producción del país. La industria petrolera afronta el cierre del año 2015 en un estado de incertidumbre que requiere medidas estructurales.

LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

Contenido

ed. N.° 13

Desarrollo energético en Latinoamérica, a partir del diálogo y en equilibrio con el medio ambiente La necesidad de abordar acertadamente la conflictividad social y el cuidado del medio ambiente en los proyectos energéticos, ante una creciente demanda de energía, ha suscitado respuestas creativas del orden privado, gubernamental y multilateral.

Pág.44

Servicios La llegada de nuevos proveedores e importantes inversiones para competir en el mercado colombiano, incrementan la oferta para suplir la creciente demanda de las empresas vinculadas al sector extractivo.

Pág. 46

Garantizar la adecuada valoración de los recursos naturales, un asunto de relevancia estratégica El Estado colombiano tiene la obligación de planificar el aprovechamiento de los recursos naturales. Teniendo en cuenta que la apropiada valoración de los recursos es de principal importancia para la Nación, las líneas base ambientales deben ser levantadas por el Estado. 6 colombiaenergia.com

Pág.54

Financiación de proyectos de generación solar

Pág. 58

El talento humano, la clave del éxito

Contribuir con su trabajo en el puerto más moderno del país y la nueva Refinería de Cartagena son algunos de los logros que enorgullecen a Industrial Consulting Group (ICG), presente en el progreso del midstream y el downstream en el país.

Pág. 60

Tecnología para mejorar la movilidad de los crudos pesados y extra pesados

La introducción de soluciones diferenciadoras que maximicen el ahorro e incrementen la rentabilidad son necesarias ahora que las compañías buscan aumentar su competitividad.

Pág. 62

Sostenibilidad

Las iniciativas verdes de las compañías confirman el interés que hay en el país por encontrar alternativas de desarrollo de leve impacto. Conozca los detalles sobre estos proyectos en esta sección.

Foto: archivo.

Pág. 34

Contenido

ed. N.° 13

Pág. 48

Foto: archivo.

Redes inteligentes, un nuevo paradigma para el sector eléctrico En Norte América y Europa, la implementación de redes inteligentes o smart grids es cada vez mayor, a medida que hay una necesidad de responder a una competencia más apremiante, así como a un elevado nivel de exigencias sociales. En Colombia ya hay empresas que han entendido su importancia.

Pág. 67

Energías renovables

El carro solar EPM-EAFIT, desarrollado con tecnología colombiana, tuvo una destacada actuación en el Bridgestone World Solar Challenge 2015, una de las competencias de carros solares más importantes del mundo, al ubicarse noveno entre los veintitrés vehículos que participaron.

Pág. 68

En búsqueda de la competitividad

Debemos acomodarnos a la nueva realidad de los precios internacionales del petróleo que incidió fuertemente en el sector hidrocarburífero. Sin embargo, el asunto crítico es el de ser competitivos en esta nueva realidad y ajustarnos a un panorama de retos y oportunidades

8 colombiaenergia.com

Pág. 72

Agenda Es el punto de referencia para estar al tanto de las próximas conferencias, convenciones y talleres relacionados con las industrias extractiva y energética.

Pág. 74

Gente

Entre los principales eventos de los últimos meses se destacan el Torneo de Golf Acipet, el Club de Petroleros y el foro Sustainable Renewable Energy Development.

Pág. 76

Vida Energetica

En esta edición conozca las ventajas que ofrece el Grupo Walking Colombia, pioneros en turismo sostenible.

Créditos DIRECTORA Claudia Patricia Bedoya Rios claudia.bedoya@upstream.com.co +57 (319) 2605271 EDITOR Julio César Belalcázar jbelalcazar@colombiaenergia.com EQUIPO EDITORIAL Ana María Carvajal Marcela Zaraza Diaz RELACIONES PÚBLICAS Y COMUNICACIONES Paula Pachón Rozo ppachon@colombiaenergia.com +57 (311) 5628015 +57 (310) 7594478 DISEÑO, DIAGRAMACIÓN E INFOGRAFÍAS Jhon Harold Mendigaño Murcia ADMINISTRACIÓN Yury Villamil contabilidad@upstream.com.co +57 (1) 5235852 IMPRESIÓN Legis SUSCRIPCIONES suscripcion@colombiaenergia.com EDITORIAL editorial@colombiaenergia.com PUBLICIDAD publicidad@colombiaenergia.com Upstream Calle 125# 7c-77, piso1 Bogotá D.C. +57 (1) 5235851 www.colombiaenergia.com UPSTREAM S.A.S Todos los derechos reservados prohibida reproducción parcial o total sin autorización expresa de Upstream

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10:03 AM

CARTA EDITORIAL

Innovación y sostenibilidad para ser más competitivos

l mundo no se detuvo por la caída del precio de petróleo. Incluso, este fenómeno ha favorecido la balanza de pagos de varias economías desarrolladas que importan gran parte de los hidrocarburos que requieren. Esta situación, además de los destacados esfuerzos de algunos países, como EE. UU., para obtener su autosuficiencia energética, representan una nuevo panorama sobre el cual algunos se lamentan. Otros actores, en cambio, han sabido aprovechar esta coyuntura, demostrando su capacidad para ser más innovadores y competitivos. En hora buena el máximo dirigente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) hace un llamado en esta edición de Colombia Energía para que el sector productivo se esfuerce por mantener la competitividad en un mundo cada vez más complejo. Y para ser más competitivos, el país debe seguir adelante con sus obras de infraestructura y apostarle a la innovación y la sostenibilidad. Iniciativas como las denominadas Carreteras de Cuarta Generación (4G), con una inversión estimada de $47 billones y que presupuestan la construcción y operación en concesión de 8.000 km de carreteras y 159 túneles a lo largo de la geografía nacional, constituyen un notable empeño por disminuir los costos de transporte. El sector hidrocarburífero también lleva a cabo importantes obras en materia de oleoductos que no solo facilitarán el trasporte de crudo, sino que también aliviarán la carga en las carreteras del país, incluidas las 4G. Otro ejemplo en este sentido es la renovada Refinería de Cartagena, que ahora se constituye como la más moderna de América Latina y que tendrá capacidad para procesar 165.000 barriles de crudo al día. Este complejo industrial tendrá una de las mayores tasas de conversión del mundo, aprovechando al máximo cada barril que llega a sus instalaciones, y proveerá al país más y mejores derivados del petróleo, procurando no solo el autoabastecimiento sustentable de la economía, sino también la exportación de un porcentaje del producto refinado. En este contexto de mayor competitividad, la incursión de las energías renovables y la innovación son fenómenos que deben ser considerados. Con la renovada fuerza de las energías no fósiles, la sana competencia por el abastecimiento servirá para que, en suma, los consumidores tengan a su disposición una energía más económica y limpia. A su vez, la innovación, mediante un conjunto de avances tecnológicos y acciones tendientes a mejorar la cobertura, calidad y sostenibilidad en materia de energía eléctrica, a la que hacemos referencia en esta edición, también juega un papel importante para alcanzar un progreso más inteligente y sustentable. La seguridad energética, en un marco de mayor equidad social y la minimización del impacto ambiental, continuará siendo uno de los asunto más importantes en la agenda política mundial, independientemente de las fluctuaciones que impacten a una o más de las fuentes de energía.

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Julio César Belalcázar Santodomingo

S-AvisoColombiaEnergiaNoviembre2015.pdf

17/11/15

8:37 a.m.

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PROYECTANDO EL FUTURO DE LA INDUSTRIA

Avenida Calle 26 No. 59 - 65 Piso 2 • Teléfono PBX: (57+1) 593 17 17 • Edificio de la Cámara Colombiana de Infraestructura Bogotá, D.C. - Colombia • info@anh.gov.co • www.anh.gov.co

COLABORADORES

Colaboradores Carlos A. Vargas, profesor Universidad Nacional de Colombia Profesor asociado del departamento de Geociencias de la Universidad Nacional de Colombia (sede Bogotá). Vargas es geólogo y PhD en Geofísica, y ha sido consejero del Programa Nacional de Ciencias Básicas-Colciencias (Ciencias de la Tierra), miembro correspondiente de la Academia Colombiana de Ciencias Exactas, Físicas y Naturales, y subdirector técnico de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Catalina Sarmiento, coordinadora de comunicaciones corporativas en Mecánicos Asociados Comunicadora Social de la Pontificia Universidad Javeriana y magíster en Mercadeo y Dirección Comercial. Catalina cuenta con una amplia experiencia en estrategias de comunicación, orientadas a solucionar diferentes necesidades de negocio, así como en la estructuración de medios corporativos.

Dagoberto Ospina, abogado asociado en Norton Rose Fullbright Colombia Se ha desempeñado como defensor legal de la Agencia Nacional de Infraestructura (ANI) y como asesor jurídico del Senado de la República de Colombia. Actualmente, es abogado asociado de litigios en la firma Norton Rose y candidato en gestión de políticas públicas y cooperación del Instituto José Ortega y Gasset de Madrid (España).

Elvia Fabiola Gómez, gerente de Proyectos de Energía y Recursos Naturales en Banca de Inversión Bancolombia

Profesional en Gobierno y Relaciones Internacionales con maestría en Administración de Negocios (MBA) del London Business School (Inglaterra). Cuenta con más de diez años de experiencia en el sector privado y público, y hace parte del equipo de Banca de Inversión Bancolombia desde 2007, donde ha asesorado a compañías en múltiples sectores.

Felipe Aristizábal, gerente de Proyectos de Mercado de Capitales en Banca de Inversión Bancolombia Economista con énfasis en matemáticas de las universidades EAFIT y Los Andes, está certificado por el CFA Institute y MBA del London Business School (Inglaterra). Aristizábal tiene experiencia en el sector financiero local e internacional; se ha desempeñado como analista de portafolios en la banca privada de Lloyds TSB Bank, y ha sido estructurador de productos derivados en la mesa de dinero de Bancolombia.

Jorge Italo Bahamón Pedrosa, especialista en Estimulación y Optimización de Producción en Ecopetrol

Ingeniero de Petróleos de la Universidad de América y EMBA de la Universidad Olmeca (México). Jorge es especialista en Estimulación y Optimización de Producción y está a cargo del Programa General de Estimulaciones a nivel nacional para Ecopetrol desde 2010. Ha participado en proyectos de fracturamiento hidráulico en Estados Unidos, Colombia, África y Asia desde el año 2000.

Juan Carlos Rodríguez Esparza, director ejecutivo de Acipet Ingeniero de petróleos con especialización en Gerencia de Hidrocarburos. Tiene dieciocho años de experiencia profesional en áreas técnicas y administrativas, al igual que en el área académica. Fue docente de las cátedras de Ingeniería Financiera y de Economía del Petróleo, además de ser conferencista nacional e internacional.

Sebastián Pérez Peláez, director para América Latina de Equitable Origin Profesional en Gobierno y Relaciones Internacionales, MBA de la Universidad de los Andes, certificado internacional en Negocios en Responsabilidad Corporativa del Tec de Monterrey (México), y certificado en el programa de Transformación de Comunidades de la American University en Washington D. C. (EE. UU.) Ha trabajado en estrategias de sostenibilidad social en Ecuador, México, Perú, Colombia y Estados Unidos. Sebastián es conferencista en temas de desarrollo sostenible e innovación social. 14 colombiaenergia.com

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Colombia Energía, comprometida con el país y la industria energética

enemos el gusto de informales que Upstream S.A.S. adquirió la revista Colombia Energía, la publicación más reconocida del sector energético. Para el equipo de Colombia Energía será un gusto continuar ofreciendo información relevante y confiable a nuestra audiencia conforme a los mismos estándares de calidad que han caracterizado a la revista en el pasado. En adelante, los procesos de comercialización y producción de futuras ediciones, además, contarán con la experiencia y el apoyo de Upstream, agencia de medios de comunicación y casa editorial de la principal revista del sector energético colombiano. Esperamos continuar con el interés de nuestros lectores, así como con el apoyo de las compañías y lideres empresariales y de opinión que han confiado en Colombia Energía. Upstream hace parte de la iniciativa Marca País, sello de garantía que crece de la mano de un medio comprometido con un país de oportunidades y un prospero futuro. Este año Upstream cumple cinco años de trabajo ininterrumpido a favor del desarrollo industrial del país, con énfasis en el sector petrolero colombiano. Desde nuestra empresa apoyamos la visión de nuestros clientes, creando espacios y soluciones en materia de comunicaciones y marketing para que sus negocios prosperen con las soluciones que ofrece Upstream. Este año finalizamos con éxito la primera edición del Primer Congreso de Fluidos y Cementación de Pozos (Coflucempo), un evento y una marca desarrollados integralmente por Upstream. Este encuentro convocó a mas de 180 asistentes, quienes recibieron un programa de carácter técnico durante los días 9, 10 y 11 de junio de 2015. Desde ya y a través de este medio invitamos a los profesionales afines a las áreas del congreso a hacer parte del comité técnico del mismo, el cual se conformará el primer trimestre del 2016. Este comité estará encargado de preparar y calificar los trabajos que serán parte del programa en la segunda edición proyectada para el año 2017. A su vez, continuamos apoyando por tercer año consecutivo, a través de nuestro trabajo de relaciones publicas, a compañías comprometidas con Colombia, como es el caso de The CWC Group, que prepara la sexta edición del Colombia Oil & Gas. Este evento se celebrará el próximo año en la ciudad de Bogotá durante los días 31 de mayo, 1 y 2 de junio en el hotel JW Marriot. La próxima edición del Colombia Oil & Gas estará enfocada en el desarrollo offshore de la industria hidrocarburífera y contará con destacados lideres del Gobierno y de las empresas del sector petrolero. Ratificamos nuestro compromiso con ustedes y estamos seguros que la revista Colombia Energía seguirá siendo el principal punto de referencia sobre el sector energético. De cara al futuro vamos a entregarles contenido de la más alta calidad sobre diversos temas como petróleo, gas, electricidad, energías renovables, energías no convencionales y alternativas, y de esta manera compartir información que promueva proyectos que aporten al desarrollo industrial y a la innovación en el país.

Claudia Bedoya Gerente Upstream Directora Colombia Energía

® •2017 •

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E&P

Adaptación al cambio, el secreto para afrontar los retos Con expectativas en las nuevas exploraciones, que abren campos de conocimiento, Max Torres, vicepresidente de Exploración de Ecopetrol, asume el reto de la caída del petróleo, enfatizando en la capacidad de adaptarse a las circunstancias.

¿En qué consiste el plan de exploración de Ecopetrol en este nuevo escenario? La industria de gas y petróleo siempre ha sido fluctuante y cíclica. Una compañía tan fuerte como Ecopetrol está preparada en todo momento para asumir los bajones de este tipo, que son normales y ocurren cada cinco años en la industria. Por ahora, lo importante es ajustarse rápidamente a esta situación adversa, que se ha prolongado un poco más de lo usual. Ecopetrol está ampliando sus horizontes hacia otros países; las principales oficinas internacionales están en Houston, Río de Janeiro y Perú, también estamos concentrando muchas actividades en el Golfo de México de Estados Unidos. El año pasado, por ejemplo, perforamos cinco pozos, de los cuales dos tuvieron resultados exitosos en GOM. En 2015 perforamos un solo pozo, cuya actividad adquiere importancia porque es uno de los siete pozos que Ecopetrol está perforando este año. 18 colombiaenergia.com

La exploración offshore es optimista y abre puertas para la industria colombiana. Por otra parte, la exploración offshore en Colombia es optimista y abre más puertas para la industria local. El primer punto que se exploró, teniendo como operador a Petrobras, fue el pozo Orca, un éxito total que resultó siendo el primer descubrimiento de gas offshore en aguas profundas. Es un hallazgo muy valioso y alentador para Colombia. Durante este año un segundo pozo offshore en aguas profunda fue perforado con Anadarko que resulto en el importante descubri-

miento llamado Kronos. Es muy interesante lo que se aproxima para Colombia con esta nueva posibilidad de negocio. Y por eso es importante abrir los ojos a los nuevos aprendizajes en el ámbito de offshore agua profunda para Ecopetrol.

¿Cuál es la participación de las empresas de servicio en esta ampliación de negocios de Ecopetrol en otros países? La industria nacional está preparada para los desafíos locales. La exploración onshore lleva ya varios años siendo muy exitosa porque ha aprovechado sus recursos y conocimientos. Hoy está incursionando en la exploración offshore y por eso necesita el apoyo de com-

Foto: archivo.

a actividad exploratoria de la principal empresa nacional se ha reducido de 28 pozos perforados en 2014 a 7 pozos en 2015. No obstante, la compañía continúa haciendo planes para alcanzar metas ambiciosas. Esta es la perspectiva de Max Torres, vicepresidente de Exploración de Ecopetrol, quien dialogó con Colombia Energía.

E&P

que parezca este panorama y siendo conscientes que un precio por debajo de US$30 sería muy preocupante, es fundamental recordar que en un tiempo volverán los buenos años y que, por ahora, lo importante es que todos en la industria nos alineemos conforme a las nuevas condiciones. Renegociar contratos y cláusulas de actividad es un buen paso que han dado algunas compañías de servicio para continuar siendo sostenibles. En Ecopetrol hemos conseguido reducciones en los costos importantes. Para nadie es un secreto que estamos afrontando reducciones en todos los niveles y por eso no tiene sentido cerrar los ojos a la realidad.

Foto: archivo.

¿Cuáles son los principales retos para Ecopetrol en términos de exploración?

pañías con más experiencia. Por ahora, Ecopetrol contrata a empresas de servicios de otros países, pero seguramente en el futuro la capacidad de los jugadores nacionales para afrontar los retos offshore estará a la altura y listos para enfrentar el desafío. Por el momento, tenemos aliados internacionales para la operación offshore como Shell, Petrobras, Repsol y Anadarko. Estas compañías son grandes socios para el futuro.

¿Cuál sería su recomendación para las compañías de servicio que hacen parte del engranaje de las operaciones? Han sido tiempos difíciles para la industria en su totalidad. Toda la cadena se ha visto afectada y por eso es fundamental que cada eslabón haga lo posible para adecuarse a las

La creatividad y la capacidad de adaptación son cruciales en este momento. nuevas circunstancias. Cuando llegué a este cargo la crisis apenas comenzaba. Eran otros los presupuestos y las condiciones de expansión. Hoy, desde la exploración hemos hecho varios ajustes para superar la situación, de tal manera que podamos seguir ampliando nuestras posibilidades con la exploración offshore y la incursión en mercados internacionales. Con la baja de los precios hemos reducido la actividad. El año pasado perforamos 28 pozos y este año solamente perforaremos 7. Hay que tener en cuenta que el año pasado el precio del barril cerró a US$42 y se dice que este año puede bajar hasta US$30 ó US$25. Por oscuro

La industria petrolera siempre ha sido muy pujante y fuerte en Colombia, y el hecho de que ahora tenga un bajón no quiere decir que esté en decadencia, sino simplemente que las circunstancias han cambiado. El desafío general para Ecopetrol es continuar manteniendo una actividad exitosa y sostenible, a pesar de las circunstancias. La creatividad y la capacidad de adaptación son cruciales en este momento. Con respecto a la exploración onshore es posible decir que las condiciones que dificultan su desarrollo, como la seguridad y la relación con las comunidades, se mantienen bajo control, aunque no las perdemos de vista. Aún es necesario poner mucha atención al comportamiento de las comunidades porque cambia cada día. El objetivo aquí es continuar cumpliendo con la normatividad requerida para mantener las mejores relaciones en donde Ecopetrol tiene actividad. En offshore el reto es continuar teniendo un excelente desempeño como en el pozo Orca, así las exploraciones del segundo y tercer pozo serán un éxito también. En este punto, los ajustes de Ecopetrol son de tipo estructural. Para el 2015 se asignó un tercio del presupuesto del año pasado, son US$500 millones que debemos optimizar para adelantar la exploración, pero con el conocimiento de las nuevas circunstancias esta reducción no ha sido un problema.

LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

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Foto: MASA-STORK.

Expansión de la Refinería de Cartagena, la más moderna de América Latina Aproximadamente 34.000 trabajadores, en su gran mayoría colombianos, han trabajado en una de las principales obras de infraestructura del país. La Refinería de Cartagena servirá como motor de desarrollo, con unas renovadas instalaciones que proveerán derivados de mejor calidad para Colombia y el mundo.

LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

PORTADA

l proceso de arranque de la Refinería de Cartagena (Reficar), va por buen camino. Ejemplo de esto es que en el mes de octubre de 2015 entraron en funcionamiento las unidades de servicios industriales que proveerán energía eléctrica, vapor, gas y el tratamiento de agua al que será el más moderno complejo industrial de combustibles en América Latina. A su vez, a finales de este año se prevé que estará estabilizada la planta que carga el crudo. Finalmente, durante el segundo trimestre de 2016 se espera que el proceso de arranque esté completo. A la fecha, se vienen cumpliendo los trabajos presupuestados, resultado de la sinergia entre Ecopetrol y las empresas contratistas que han dispuesto de todas sus capacidades para que Colombia tenga la más moderna refinería de América Latina, con una tecnología más eficiente y rentable.

taca la de generación de energía eléctrica, con una capacidad instalada para producir 193 megavatios, suficiente para suministrar energía a una ciudad del tamaño de Cartagena. Generar su propia energía le significará a la refinería un ahorro aproximado de US$22,4 millones anuales. Para producir la energía eléctrica, la planta tiene tres turbinas a gas marca Siemens, fabricadas en Suecia, y cuatro turbinas de vapor de la firma italiana Macchi. Por su parte, los turbogeneradores cuentan con la más alta tecnología disponible en el mercado para generación de ciclo combinado. Esto significa que fueron fabricados para realizar una generación más eficiente y amigable con el medio ambiente.

Generar su propia energía le significará a la refinería un ahorro de US$22,4 millones anuales.

La terminación de los trabajos, en su etapa final Entre las unidades de servicios industriales que entraron en funcionamiento se des-

Refinería de Cartagena y oleoductos

EVIPE

BICAR

EGSAM

PUERTO NÉSTOR PINEDA BAS02

CARTAGENA

CC No. 1C

REFICAR 116 KM

COVEÑAS

BICENTENARIO ETAPAS FUTURAS AYACUCHO

CAUCASIA CAÑO LIMÓN COVEÑAS

OLEODUCTOS DE COLOMBIA (ODC)

OCENSA

BANADÍA

Fuente: Oleoducto Bicentenario

VASCONIA

22 colombiaenergia.com

OLEODUCTO DEL ALTO MAGDALENA (OAM)

CUSIANA PORVENIR

OLEODUCTOS DE LOS LLANOS ORIENTALES (ODL)

TENAY

CAÑO LIMÓN BICENTENARIO FASE 1

ARAGUANEY

RUBIALES

Una de las principales características de la refinería es el manejo eficiente del agua. La mega estructura cuenta con un esquema que permite su reutilización de manera eficiente en cada uno de sus procesos. De esta forma, se minimiza la captación de su fuente primaria a un 3% del agua circulante, mientras que su vertimiento no superará el 1%, lo que permite hacer un uso del recurso sostenible y amigable con el medio ambiente. Tanto en las unidades de servicios industriales, como en las unidades de procesos, Reficar cumple con las regulaciones ambientales nacionales e internacionales, y en especial con los estándares de la International Finance Corporation (IFC) del Banco Mundial.

Tecnología de punta para una trasformación completa Entre los contratistas de Reficar se encuentran KGM, una unión entre las multinacionales Kentz, MASA-STORK, y la compañía local GMP, encargada de los trabajos en materia eléctrica, de instrumentación, mecánica y tubería.

Para Antonio Escalante, coordinador de contrato de KGM, la capacidad de hacer frente a este gran reto del sector petrolero se debe a la experiencia que tienen las empresas multinacionales que integran el consorcio y a que han desarrollado proyectos similares a nivel global, esto ha facilitado la transferencia de conocimiento a través de la vinculación de profesionales expertos en diversas disciplinas y de diferentes partes del mundo. Según Escalante, a lo largo del proyecto se ha podido implementar una tecnología de punta con equipos y herramientas especializadas para lograr los mejores resultados. Con este enfoque no solo se ha beneficiado a la operación, sino también a las empresas locales. Los avances y logros alcanzados en esta etapa han sido producto de un equipo interdisciplinario que cuenta con la experiencia y el conocimiento adquirido en la ejecución de proyectos similares en otros países, permitiendo la optimización de recursos, la eficiencia de los procesos, la ejecución de actividades con altos estándares de calidad y la estricta planificación e identificación de riesgos para tomar medidas que garanticen el cumplimiento de los objetivos planteados. La etapa de completamiento de la construcción para la expansión de Reficar se adelanta desde hace más de diez meses y se prolongará hasta el próximo año, cuando todo esté verificado y la puesta en marcha se encuentre estabilizada. La refinería, compuesta de 31 unidades industriales, se extiende en un espacio de 140 hectáreas, equivalente a 280 canchas de fútbol. Una vez la refinería esté finalizada, el complejo tendrá la capacidad de procesar 165.000 barriles de crudo al día, más del doble de lo que se procesaba en la anterior refinería (80.000 barriles/ día). Además, esta infraestructura jalonará el desarrollo de diferentes regiones del país, en cuanto el petróleo a procesarse provendrá de los Llanos Orientas y del Magdalena Medio. El crudo será trasportado a través de los oleoductos Bicentenario, Caño Limón-Coveñas y Colombia, hasta el terminal de Coveñas, donde será nuevamente trasportado por un oleoducto de 116 kilómetros hasta la nueva refinería. Vale la pena destacar que teniendo en cuenta la aumentada capacidad de la refinería, hasta un tercio de la carga del complejo corresponderá a importaciones que llegarán al terminal marítimo Néstor Pineda.

Mayor y mejor producción, cuidadosa del medio ambiente Más allá de que la nueva refinería tendrá una capacidad superior al doble de la que registraba anteriormente, hay un notable avance en cuanto a la calidad de los derivados del proceso de refinación. Ahora, el diésel tendrá 10 partes por 1.000.000 de azufre, lo que convierte a este producto entre los de mejor calidad ambiental en el mundo. Este nivel contrasta con el diésel que antes se producía en el complejo industrial, que tenía 2.400 partes por 1.000.000 de azufre. La gasolina también tendrá una mejora notable al bajar de 800 partes por 1.000.000 de azufre a 50 partes por 1.000.000 de azufre. Además, el azufre que se recuperará del proceso será utilizado como materia prima por la industria nacional en la producción de fertilizantes, fungicidas y jabones, entre otros.

PORTADA

En su plena capacidad, los 165.000 barriles de crudo que llegarán a la refinería a través de los oleoductos y al puerto Néstor Pineda, se convertirán en múltiples derivados de utilidad para el país, además de una fuente adicional de ingresos a través de cuantiosas exportaciones que tendrán un positivo impacto en la balanza comercial del país. Según los estimativos de Ecopetrol, se tiene previsto que se produzcan 75.000 barriles/día de diesel ultra bajo en azufre, 30.000 barriles/día de nafta de exportación, 30.000 barriles/día de gasolina, 14.000 barriles/día de jet, 5.000 barriles/día de propileno, 4.000 barriles/día de gas licuado de petróleo (GLP), 4.000 barriles/día de arotar, 270 toneladas/día de azufre y 75.000 toneladas de coque (aproximadamente 2.500 toneladas de coque/día). El impacto positivo de contar con más diésel y gasolina de mejor calidad se verá reflejado, desde el comienzo, en el ámbito

nacional. En el primer año de operación de la renovada Reficar, la gasolina será direccionada al parque automotor del país para que, posteriormente, a partir del segundo año, también se exporte a mercados de la región como Brasil, Ecuador y Perú. El diésel, a su vez, servirá al mercado nacional y extranjero. Por su parte, aproximadamente 8.500 barriles/día de jet serán destinados al consumo interno, mientras que los restantes 5.000 barriles/día serán enviados al exterior. De los 30.000 barriles/día de nafta producidos en Reficar, se destinará un tercio, equivalente a 10.000 barriles/día, al consumo nacional,

Reficar es una de las refinerías con mayor tasa de conversión a nivel global.

mientras que los 20.000 barriles/día restantes surtirán a países tan diversos como Brasil, EE. UU., y países asiáticos. Otros productos aprovechables, como el propileno y el coque jugarán también un papel. Esenttia, empresa perteneciente al grupo empresarial Ecopetrol, dedicada a la producción y comercialización de materias primas esenciales para la industria del plástico como el polipropileno, el polietileno y masterbatch, estará a cargo de la comercialización de los 5.000 barriles/día de propileno producidos en Reficar. A la fecha, Esenttia ha desarrollado un amplio portafolio con múltiples soluciones y productos para la industria del plástico. Finalmente, las 2.500 toneladas diarias de coque, combustible sólido requerido para la elaboración de hierro, será comercializado también en el mercado externo. Con estas dimensiones, Reficar se constituye no solo en uno de los complejos industriales

Trayectoria de PIB de la subrama Refinación y Efecto Reficar

Fuente: Davivienda,Dirección Ejecutiva de Estudios Económicos con base en información del Dane.

Año

2015

Trim

Variación anual subrama Refinación (%)

Contribución al crecimiento de la industria (Puntos porcentuales)

Contribución al crecimiento del PIB (Puntos porcentuales)

-15.2

-1.7

-0.2

-6.4

-0.7

-0.1

III

-1.0

-0.1

0.0

47.0

5.5

0.6

5.3

0.6

0.1

70.2

8.3

0.9

75.4

8.9

1.0

III

73.5

8.7

1.0

16.0

1.9

0.2

53.9

6.4

0.7

Total 2015

2016

Total 2016 24 colombiaenergia.com

más innovadores y ambientalmente conscientes del mundo, sino en una de las refinerías con mayor tasa de conversión a nivel global, pues cada barril que reciba se transformará en un 97,5% en productos valiosos para la economía nacional y los mercados externos. Además, las obras realizadas permitirán que el margen de ganancia, entendido como la diferencia entre el valor del crudo recibido y el valor de los productos combustibles generados, se triplique, aumentando considerablemente la rentabilidad. “Con esta refinería, Colombia garantiza su seguridad energética. Esto se logra por la tecnología que está en los procesos y en la nueva configuración, a la que nosotros le hemos aportado todo el esfuerzo para su implementación en esta etapa de puesta en marcha para respaldar la eficiencia y la confiabilidad del sistema”, complementa Escalante.

Desarrollo sostenible para la región La Refinería de Cartagena, además, le hace un aporte significativo al progreso de la región Caribe, no solo por ser una destacada fuente de empleo, sino también por convertirse en un importante consumidor de productos y servicios, ya que para el correcto funcionamiento de sus operaciones se apoya en diferentes empresas locales que se dedican a otros sectores, como hotelería y turismo, alimentos y bebidas, confección de ropa de trabajo o transporte, por citar algunos. Se tiene previsto que la puesta en marcha de Reficar se vea reflejada en la economía, tanto local, como nacional, pues de acuerdo con estimativos de Ecopetrol: “Con esta refinería, el país producirá todos los combustibles que requiere, sin tener que hacer importaciones como hoy sucede con el diésel, y triplicará el margen de refinación, al pasar de cerca de US$5 dólares a unos US$18 por barril”. Durante el acto de encendido y puesta en operación de la unidad de crudo de la instalación, punto de partida del proceso de refinación y de la producción de jet, el presidente de la República, Juan Manuel Santos, agregó que "se calcula que el impacto de esta refinería en el PIB nacional puede llegar al 1% y en el PIB industrial puede ser hasta del 10%”. Tras la puesta en operación de la unidad de crudo se inicia un proceso de po-

cos meses para la entrada secuencial de las 31 plantas que componen la nueva Refinería de Cartagena. La entrada de esta unidad se suma a la reciente puesta en funcionamiento de las unidades de servicios industriales. En la construcción de esta planta, considerada la más grande del país y que ocupa un área de 106.400 metros cuadrados que equivalen aproximadamente a 10,6 canchas de fútbol; se emplearon más de 172 mil pies lineales de tuberías, tres mil toneladas de acero estructural y más de 1,2 millones de pies lineales de cables eléctricos, entre otros. Además, la unidad cuenta con 340 equipos de proceso y 2.192 instrumentos de medición.

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Una obra para el progreso del país Las cifras de Reficar llenan de optimismo a Colombia y a la región Caribe en particular. (ver: cuadro)Ejemplo del progreso que trae consigo el complejo industrial es que Ecopetrol y las empresas contratistas, desde que iniciaron las operaciones, han tenido como prioridad implementar estrategias que tengan un mayor impacto en el bienestar y desarrollo socioeconómico de las comunidades del área de influencia de su operación, como Cartagena y la zona industrial de Mamonal. Esta es la razón por la que la contratación de las compañías involucradas en el proyecto se centra, principalmente, en gente de la región. Por ejemplo, de acuerdo con lo reportado por KGM, el 100% de mano de obra no calificada es local, mientras que el 70% de la mano de obra capacitada es nacional. En consecuencia, uno de los grandes aportes ha sido la generación de empleo y la transferencia de conocimiento. En la nueva Refinería de Cartagena se han empleado 34 000 trabajadores, de los cuales el 95%, equivalentes a 32 300 personas, son colombianos. Esta obra de infraestructura, construida en su mayoría por mano de obra nacional, ha utilizado la última tecnología en las plantas de proceso, servicios industriales y en materia de automatización. Esta es, a fin de cuentas, una refinería que servirá al progreso sustentable del país, además de convertirse en una fuente de exportaciones y un motor de desarrollo para la región Caribe y el país entero.

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ENTREVISTA

Impulsar el sector de hidrocarburos hacia un mayor crecimiento y desarrollo es uno de los principales objetivos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), y del Ministerio de Minas y Energías. Para hacer más atractiva la inversión en Colombia, el Gobierno proyecta el Plan para la Competitividad Petrolera.

Foto: archivo.

Tenemos que seguir siendo competitivos

Mauricio De La Mora Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos

Foto: ministerio de minas y energía

n entrevista con Colombia Energía, Mauricio De La Mora, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), habló sobre los cuatro pilares que se implementarán para mantener los niveles de inversión y enfrentar los retos de la industria. A su vez, explicó cómo se mejorará la disponibilidad geológica de las áreas, así como la reducción en los tiempos de los trámites y la aprobación de las licencias ambientales. De La Mora aseguró que el trabajo en equipo entre la ANH y otras entidades del Gobierno ha sido clave para implementar una estrategia que le imprima una renovada dinámica al sector hidrocarburífero.

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Seremos socios de las empresas y les brindaremos soluciones oportunas.

¿Cuál es el alcance del plan para la competitividad petrolera? A raíz de la situación con los precios bajos del crudo, junto con el Ministerio de Minas y Energía vimos la necesidad de reajustar la estrategia.

De esta forma, definimos cuatro pilares esenciales para trabajar a corto y mediano plazo. El primero de ellos consiste en aumentar la prospectividad del país, es decir, mejorar los datos, contratar nuevos estudios de valoración de reserva, clasificación y priorización de cuencas, y la adquisición de sísmica multicliente. El segundo pilar es fortalecer la agencia haciendo una promoción segmentada de los diferentes bloques. Buscamos atender de manera personalizada a los inversionistas, hasta lograr que nos conviertan en sus socios estratégicos. También estamos modificando el Acuerdo 04 de 2012 que permite la asignación de áreas directas.

Foto: ministerio de minas y energía

ENTREVISTA

El tercer pilar busca hacer los proyectos económicamente más atractivos. Hemos revisado las tablas mínimas de inversión y esperamos que en las próximas rondas desaparezcan. Ahora queremos implementar el programa mínimo de exploración, buscando un consenso con los operadores. El último pilar está relacionado con el entorno socioambiental, las medidas de manejo ambiental, los requisitos de calificación y la adjudicación de áreas, entre otros aspectos. Estamos trabajando de la mano con el contratista haciéndole sentir que el Gobierno lo acompaña en el proceso.

¿En ese sentido, el plan hace parte de una línea de Gobierno? Sí, son un paquete de medidas que tienen un mensaje validador por parte del Gobierno que respalda y apoya a la industria petrolera. Presentamos hallazgos, recibimos recomendaciones de este estudio y las implementaremos para que Colombia siga

El equipo interno de la ANH sí está cambiando para responder a las necesidades de la industria. teniendo un rol significativo como país destino de la inversión extranjera.

¿Cuáles considera que serán los resultados y beneficios al implementarse este plan? Calcular los beneficios sin haber comenzado a implementar las medidas es difícil. Sin embargo, a corto plazo se trabajará en el mejoramiento de la información geológica y geofísica. Igualmente, trabajaremos en la regulación de rondas permanentes e identificación de nichos de mercado, aumentar el atractivo del país y mejorar las condiciones de trabajo en superficie.

Asimismo, se busca optimizar los tiempos de licenciamiento y crear un marco regulatorio específico para los proyectos costa afuera permitiendo a los operadores tener claridad sobre las reglas de juego. En ese sentido, hay un proyecto piloto que contaría con un gerente de contrato, una persona que atienda las necesidades de cada compañía y le indique los procedimientos a seguir. De esta manera, seremos más proactivos frente a la optimización del tiempo y los recursos, nos volveremos socios de las empresas y les brindaremos soluciones oportunas para que puedan ser mejores operadores.

¿Se podría decir que la ANH está transformando su dinámica de trabajo? Estamos cambiando de mentalidad en toda la ANH, trabajando con otras entidades del Estado en el mejoramiento de la prospectividad y la atracción hacia nuestro país.

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ENTREVISTA

Todo el equipo tiene claro que debemos alinearnos y ser aun más proactivos. Si una compañía llega con problemas debe salir con soluciones, para ello llevamos a cabo talleres conjuntos, consideramos la perspectiva de los operadores y les brindamos todas las condiciones que están a nuestro alcance, como por ejemplo el traslado de inversiones, la equiparación de contratos off shore y la flexibilidad en garantías, entre muchas otras. En definitiva, el equipo interno de la ANH sí está cambiando para responder a las necesidades de la industria.

¿Cuál es su percepción sobre la industria de hidrocarburos en el país?

Sí, tenemos pensado emitir nuevos acuerdos en los que se incluirían dos medidas que hacen falta: la equiparación de las condiciones económicas de los contratos off shore y los procesos de asignación directa. Presentaremos el primer borrador sobre cómo será el proceso competitivo de asignación directa, tanto en áreas de explotación, como de producción.

¿De qué forma replantearán el esquema de exploración? El programa de exploración está mejorando en la parte de geología y geofísica. También hay avances en la estrategia de sísmica multicliente, la cual consiste en que compañías de talla mundial adquieran los datos sísmicos y se encarguen de hacer el mercadeo correspondiente. Este modelo no es nuevo, se ha im-

plementado en países con experiencia como México, Brasil, Noruega y el Reino Unido. De igual forma, estamos trabajando en regulación onshore y queremos contar con más incentivos para que las compañías puedan realizar más pozos de desarrollo.

¿Y en el caso del gas que se encuentre durante la exploración? Desde el punto de vista regulatorio apoyamos tanto el hidrocarburo líquido, como el gaseoso.

¿Cuál es la gran conclusión de la implementación del Plan de Competitividad? Los entes gubernamentales involucrados en el plan hemos respondido de una manera acertada, acelerada y alineada hacia el mismo objetivo. Colombia necesita de los hidrocarburos y tenemos que seguir siendo competitivos para que la inversión continúe llegando al país.

Foto: ministerio de minas y energía

Es una industria muy importante para el desarrollo de Colombia y por eso la estamos reinventado. No podemos culpar más al precio, tenemos que adaptarnos.

¿Se expedirán nuevos acuerdos como medidas de alivio para el sector petrolero?

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Calificación de crédito positiva para EEB y TGI ante perspectiva favorable

a agencia internacional Fitch Ratings reafirmó la calificación del crédito corporativo de la Empresa de Energía de Bogotá (EEB), y de la Transportadora de Gas Internacional (TGI), en moneda local y extranjera, al mantenerla en ‘BBB’, con perspectiva estable. La calificación también aplica para los bonos internacionales por un monto de US$749 millones y vencimiento en 2021, así como para los bonos por US$750 millones con vencimiento en 2022. En el ámbito local, Fitch Ratings también reafirmó la calificación de EEB en ‘AAA(col)’, la más alta en materia crediticia. Fitch Ratings resaltó el perfil crediticio, tanto de EEB, como de TGI, la estable generación de sus flujos de caja, su sólida posición competitiva, así como los adecuados niveles de apalancamiento y liquidez. Estos criterios evaluados, de acuerdo con Fitch Ratings, están en línea con la categoría de grado de inversión para ambas compañías. La agencia calificadora destacó la diversificación del portafolio energético de inversiones de EEB, cuyo riesgo es bajo y cuyos ingresos futuros son altamente predecibles, puesto que sus negocios operan en mono-

polios naturales regulados en su mayoría, lo que se suma a un constante flujo de dividendos proveniente de sus principales compañías asociadas. En relación con TGI, la calificadora subrayó la sólida estructura contractual a largo plazo en la que 90% de sus ingresos se derivan de tarifas fijas reguladas con un bajo perfil de riesgo. Esto se complementa con un marco regulatorio balanceado para los participantes y con un plan de expansión moderado. En conclusión, Fitch Ratings considera un manejo prudente de las métricas crediticias en ambas compañías, gracias a sus adecuados niveles de endeudamiento y perfiles controlados de vencimientos de deuda. Igualmente, a esto se suma que el principal accionista controlante de EEB, el Distrito Capital, presenta una calificación crediticia de ‘BBB’. “La continuidad en la calificación crediticia de EEB y TGI refleja la estabilidad y las perspectivas de expansión y financiación de los actuales proyectos, así como la predictibilidad y bajo riesgo de sus negocios que son la base para la confianza de inversionistas y del mercado”, manifestó Ricardo Roa, presidente de EEB, casa matriz del Grupo Energía de Bogotá.

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ntendiendo las necesidades de nuestros clientes, entregamos soluciones específicas, apoyando la resolución de cada detalle, creando ventajas competitivas que apoyan la Minimización de los Riesgos en la Toma de Decisiones Estratégicas y Operacionales. Nuestro Portafolio Dinámico comprende Servicios de Consultoría que apoyan cada etapa de la Cadena de Valor del Sector Upstream de los Hidrocarburos, con énfasis en el Mejoramiento de Imágenes Sísmicas para Exploración y Estudios Integrados de Yacimientos.

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NEGOCIOS

Colombia despierta el interés de Malasia

ANH, indicadores económicos del país, cifras del sector de hidrocarburos, y por último, explicó el plan de competitividad que se está implementando, como una de las acciones que ha emprendido el Gobierno Nacional para impulsar el sector.

El evento contó con la participación del presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Mauricio De La Mora Rodríguez, quien hizo referencia a aspectos del marco legal colombiano y al ambiente de negocios en el sector de petróleo y gas del país. Adicionalmente, el Sr. de la Mora expuso los diferentes retos de la

La apertura del evento estuvo a cargo de Abu Bakar Koyakutty, director del sector de Oil & Gas de la Agencia para el Desarrollo del Comercio Exterior de Malasia (Matrade), quien expresó el interés de las empresas malasias en Colombia, principalmente en el desarrollo offshore y en oportunidades de expansión para la industria del país asiático.

Foto: archivo.

n el marco de la primera ronda internacional de negocios entre empresas de Malasia y Colombia vinculadas al sector de petróleo y gas se evidenció un creciente interés de las compañías e inversionistas del país asiático.

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NEGOCIOS

EPM, ingresos en ascenso y clasificación de riesgo BBB+

n el período de enero a septiembre de 2015, EPM matriz obtuvo ingresos por $4,8 billones, con un crecimiento del 10% y un EBITDA de $1,9 billones, con un margen del 40%. Por su parte, en el mismo lapso de tiempo, el Grupo EPM obtuvo ingresos por $9,9 billones, con un crecimiento del 14% y un EBITDA de $3 billones, la utilidad -el resultado integral del período de EPM matriz fue de $1,2 billones y la del Grupo EPM fue de $926.000 millones.

“Cuando EPM matriz y el Grupo EPM crecen en ingresos y en EBITDA, la comunidad es la más beneficiada, porque contamos con más recursos para la inversión social y, por consiguiente, aportamos a mejorar la calidad de vida de la gente, en ese propósito superior de contribuir a construir territorios sostenibles y competitivos”. Con estas palabras, el gerente general de EPM y líder del Grupo EPM, Juan Esteban Calle Restrepo, destacó los positivos resultados financieros obtenidos

por EPM y por las empresas del grupo en el consolidado correspondiente a los primeros tres trimestres de 2015. A su vez, se destaca que en septiembre la calificadora de riesgo Fitch, en su revisión anual, confirmó para EPM la calificación, BBB+, para endeudamiento en dólares, un escalafón por encima de la Nación, y AAA, a nivel local, que es la máxima calificación posible.

Pacific da a conocer actualización operativa para el tercer trimestre de 2015

a información entregada por Pacific Exploration & Production Corp. sobre sus resultados operativos del tercer trimestre de 2015 revela estimados de producción y volúmenes de ventas, precios concretados y netbacks por sus operaciones. Según dio a conocer la compañía, se espera que la producción neta total de esta para el tercer trimestre se encuentre en el intervalo de 152 a 154 Mbpe/d, es decir, aproximadamente 5% más que durante el mismo período en 2014. Pacific también espera que los volúmenes de ventas en el primer trimestre estén en el intervalo de 140 a 142 Mbpe/d, un rango que permaneció estable en comparación con el trimestre anterior. Por otro lado, Pacific proyecta que los precios concretados combinados, incluyendo la producción de gas natural, en el tercer trimestre estén en el intervalo de US$50 a US$52/bpe, lo cual re-

presenta una disminución de aproximadamente 5% en comparación con el segundo trimestre de 2015. Los precios concretados incluyen ganancias procedentes de contratos de cobertura contra el precio del petróleo durante el período. Es importante tener en cuenta que la mayor parte de la producción petrolera de la compañía en Colombia y Perú se exporta a precios vinculados a los precios internacionales del petróleo La empresa espera que los netbacks por operaciones para el trimestre sean menores en comparación con el trimestre anterior, afectados por un descenso de los precios concretados combinados. A su vez, se calcula que los costos generales y administrativos para el trimestre estén en el intervalo de $3,50 a $4,50/bpe, una disminución de aproximadamente 38% con respecto al mismo período en 2014.

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NEGOCIOS

Kerui, en busca de un aliado estratégico para Colombia

a petrolera china Kerui tiene previsto reafirmar su compromiso con el país, donde está presente desde hace ocho años. Según el presidente de la compañía, He Shicong, Kerui busca afianzar su posición en Colombia, aprovechando los resultados de la compañía, que el año pasado registró ventas por US$2.000 millones. En la estrategia de la empresa china se destaca su compromiso con la innovación, razón por la cual cuenta con 16 centros de

investigación y desarrollo tecnológico, un área que emplea a 2.000 trabajadores de tiempo completo. Apalancándose en este esfuerzo, la compañía ha desarrollado productos de primer nivel y servicios técnicos especializados para el sector de Oil & Gas. Esta experticia es la que ofrece Kerui, además del apoyo del Gobierno chino que, según Shicong, está en capacidad de ofrecer apoyo financiero a este emprendimiento y a empresas colombianas. Esto último, sumado a la experiencia que ha

adquirido la empresa en este tipo alianzas en países como Argentina, son un sólido punto de partida. En Colombia, Kerui ha trabajado con destacadas compañías como Hocol, Pacific Rubiales, Petrobras y Mansarovar. La empresa es un proveedor con una sólida experiencia en soluciones de recuperación térmica, EOR (enhanced oil recovery) y fue la primera compañía que llegó con el servicio de inyección de nitrógeno y espuma al país.

Finaliza iluminación del puente más largo del país

ulminó con éxito la construcción del viaducto que comunica a Garzón con El Agrado, en el departamento del Huila. El puente más largo de Colombia, construido en el marco de la ejecución del proyecto hidroeléctrico El Quimbo, ahora cuenta con iluminación a través de la instalación de 65 postes tipo LED de 90W. Gracias a la inversión de Emgesa, cercana a los $1.000 millones en noventa días de trabajo, esta obra de iluminación aporta significativamente a la seguridad de los viajeros y transportadores que hacen uso de este puente diariamente.

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La construcción del viaducto más largo del país tuvo una duración de veinte meses y empleó a cerca de quinientas personas, principalmente habitantes del área de influencia directa. Este proyecto tuvo un costo cercano a los $73.000 millones y está siendo utilizado diariamente por más de ochocientos vehículos. Los gremios económicos que más se han beneficiado del viaducto son el transportador agrícola, ganadero, cafetero, frutícola y hortícola. El proyecto hidroeléctrico El Quimbo, construido por Emgesa en el departamento

del Huila, será un embalse con una capacidad instalada de 400 MW y una generación media de 2 216 GWh/año. Construido en un área de 8 586 Ha, este proyecto permitirá el abastecimiento del 5% de la demanda energética colombiana con su entrada en operación. El área de influencia directa de El Quimbo está concentrada en los municipios de Gigante, Garzón, Altamira, Paicol, El Agrado y Tesalia. La hidroeléctrica El Quimbo aprovechará las aguas del río Suaza y Magdalena y significará una inversión estimada de US$1.093 millones.

ENTREVISTA

En diálogo con Colombia Energía, el presidente de Shell en Colombia, Eduardo Rodríguez, nos dio su punto de vista sobre la perspectiva de la industria hidrocarburífera y el segmento de lubricantes, así como de las principales razones detrás del éxito de la compañía. Eduardo Rodríguez Presidente de Shell

¿Qué tan importante es Colombia para Shell en el ámbito regional? Llevamos casi ochenta años ininterrumpidos en el país con presencia en diferentes negocios. Hoy, estamos en el sector de lubricantes y además participamos en la exploración y comercialización de crudos. También prestamos servicios de consultoría técnica a nuestros socios estratégicos alrededor del mundo, como es el caso de Ecopetrol en Colombia. A pesar de la situación que enfrentamos hoy, Shell sigue apostándole a Colombia, como un país con gran potencial a nivel regional.

¿Cómo ve el horizonte de la exploración y explotación en este difícil momento que atraviesa la industria petrolífera? Si bien el panorama actual es complejo por la caída del precio del petróleo, este no es un hecho ajeno a las dinámicas del sector. Estas fases de precio bajo no son algo nuevo y aunque se generan retos considerables en muchos 34 colombiaenergia.com

Es importante que el Gobierno y la industria trabajen para ofrecer condiciones que favorezcan el desarrollo de los proyectos exploratorios. aspectos, también surgen oportunidades para innovar, diversificar y ser más selectivos. Entendemos que en momentos como este debemos ser más creativos y acertados con las decisiones de negocio que tomamos para aprovechar al máximo nuestros esfuerzos de inversión. En este sentido, es muy importante que el Gobierno y la industria trabajen de la mano para ofrecer condiciones que favorezcan el desarrollo de los proyectos exploratorios, y que permitan aprovechar el potencial que hay costa afuera. El Gobierno ha hecho importantes avances en este sentido, pero todavía existen muchas oportunidades de mejora en lo que respecta a temas como los incentivos fiscales o los tiempos de licenciamiento para las distintas operaciones.

Foto: Shell.

Colombia, una apuesta a largo plazo

Si en el futuro hay nuevas oportunidades en exploración, ¿la empresa estaría interesada o preferirían concentrarse en las áreas donde ya vienen trabajando? Nuestro portafolio global está en constante evaluación y la toma de decisiones con respecto a nuevas oportunidades dependerá del resultado de estas evaluaciones. Sin embargo, es importante reiterar que la viabilidad de las oportunidades en Colombia depende en gran medida del desarrollo de condiciones e incentivos que incrementen la competitividad del país y que lo hagan más atractivo frente a otras potenciales oportunidades de inversión.

¿Cuáles son sus expectativas frente al desarrollo de la industria offshore? Los anuncios de hallazgos hechos recientemente en el Caribe colombiano refuerzan las expectativas que hay en el sector con respecto al potencial que tiene Colombia en el segmento offshore. Sin embargo, no

ENTREVISTA

hay que olvidar que para volver ese potencial una realidad, es necesario que el Gobierno y la industria sigan trabajando de la mano para desarrollar condiciones que hagan viables este tipo de proyectos en Colombia y que incrementen su nivel de competitividad. Esto es especialmente importante si se tiene en cuenta que Colombia estará compitiendo globalmente con otros proyectos que actualmente se desarrollan en Canadá, México, Estados Unidos, y el Mar del Norte.

Por otra parte, Shell es una empresa líder en el segmento de lubricantes, ¿cómo ve a Colombia en el panorama mundial y cuál es el papel de la empresa de cara al futuro?

Pero, además, hoy día Shell cuenta con la tecnología PurePlus, que consiste en pasar el gas de su estado natural a un estado líquido, a partir del cual se desarrolla un lubricante sintético de alto desempeño. Esto permite mayor eficiencia del combustible, mayor protección del motor, menor desgaste y aumento en los periodos de cambio de aceite. Ahora, el mercado en Colombia se ve severamente afectado por el contrabando, que impacta tanto a las empresas, como al Gobierno y a los consumidores finales, que reciben aceite de mala calidad, poniendo su motor en riesgo. Para combatir este flagelo es muy importante que la industria y el Gobierno sigan trabajando de la mano y que

¿Cuál ha sido la estrategia de Shell para liderar el mercado de lubricantes? Nuestro énfasis está en la calidad de los productos que ofrecemos y esto nos ha garantizado el liderazgo mundial en el mercado de lubricantes durante ocho años consecutivos. Gran parte de nuestras inversiones están enfocadas a la innovación y al desarrollo tecnológico de productos con los más altos estándares de calidad, y pasados por las más exigentes pruebas de resistencia y eficacia. La inversión en desarrollo y tecnología es lo que nos ha posicionado como líderes globales en el mercado de lubricantes. Tenemos una alianza con Ferrari para poner a prueba nuestros productos en pistas de la Fórmula 1. A su vez, con Ducatti verificamos la calidad de los lubricantes en las motos y las pruebas industriales se llevan a cabo en colaboración con las grandes mineras y empresas fabricantes de motores. Estamos comprometidos con la innovación constante.

Foto: archivo.

La industria ha crecido aceleradamente en los últimos diez años. Sin duda es un espacio competido, pero tenemos claro que la calidad e innovación en nuestros productos es lo que nos diferencia y lo que nos hace líderes hoy. Shell Helix, Shell Advance y Shell Rimula son un ejemplo de esto.

La inversión en desarrollo y tecnología es lo que nos ha posicionado como líderes globales en el mercado de lubricantes.

los consumidores realicen sus cambios de aceite únicamente en puntos autorizados.

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OPINIÓN

Mitos y realidades del fracturamiento hidráulico en Colombia

Antes del año 2 000 en Norteamérica se fracturaban cientos de pozos al día.

para mejorar su permeabilidad a través de la estimulación hidráulica, implica la inyección de agua (~ 92%), arena (7%) y químicos (1%) de uso común, a una presión suficiente que permita agrietar mecánicamente la roca. En Colombia, la técnica se registra desde su misma concepción con empresas multinacionales que iniciaron operaciones en campos hoy ya maduros. Su aplicación ha sido, de lejos, menor en comparación con el promedio de la industria mundial. Mientras en Nortea-

mérica se fracturaban cientos de pozos al día antes del año 2 000, en esa misma época en Colombia se fracturaban menos de cincuenta al año. Actualmente, los campos en el país donde se aplica la técnica limitan su implementación a tratamientos de optimización de producción. Este es el resultado de una selección a partir del diagnóstico de condiciones del pozo y características de la formación, que permiten definir así el volumen incremental de producción y si en términos técnico-económicos la aplicación de la técnica es viable.

Cuestión de proporciones Es justamente el escalamiento de la técnica lo que hace la diferencia para la aplicación en nuevas opciones de explotación. Colombia aun no ha entrado en la dinámica de expansión masiva de la técnica como lo han hecho

Foto: archivo.

nte la necesidad de conseguir nuevas reservas de petróleo, Colombia, como todos los países donde la industria de hidrocarburos cumple un rol esencial, necesita de nuevas fuentes de generación. Algunas de las opciones requieren de tecnologías específicas que a menudo resultan en cambios de paradigmas y en la forma de hacer las cosas. Es así como el fracturamiento hidráulico ha pasado a ocupar primeros planos en el escenario del desarrollo de nuevas oportunidades, a pesar de que su presencia y evolución en la industria data de mucho tiempo atrás. El fracturamiento, también denominado estimulación hidráulica, es una técnica que surgió en los años cuarenta y es utilizada alrededor del mundo, demostrando ser el método más eficiente de completamiento de pozos de hidrocarburos para maximizar su producción. La operación de crear microfisuras en la roca

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OPINIÓN

los países que por excelencia la han utilizado desde sus inicios. Para esos nuevos escenarios, que son los que hoy en día están en evaluación, la diferencia radica en las proporciones. En resumen, para aplicar la técnica en estos escenarios es necesario utilizar los mismos materiales y procedimientos en escalas de cinco a diez órdenes de magnitud, lo que se traduce en mayor utilización de agua, materiales, equipos, logística y mano de obra para cada pozo intervenido. Esta masificación y su utilización en el marco de formaciones tipo esquisto es lo que ha dado origen al término fracking, que más que un método para la optimización de la producción, es la única forma de viabilizar la producción en yacimientos de otras características a los que hoy se intervienen. Es decir que en esos casos no es opcional. Es en esa transición donde realmente se debe enfocar la evaluación de la expansión o no de la técnica, que al final del día se traduce en la minimización de los riesgos asociados.

Consideraciones principales Los riesgos técnicos asociados al escalamiento de la técnica son varios, pero de la misma manera son inherentes a la explotación de hidrocarburos de toda naturaleza. Entre estos impactos podemos mencionar los asociados a la utilización del agua y del suelo, así como la contaminación de acuíferos. En cualquier pozo petrolero es necesaria la utilización de áreas en superficie y recursos acuíferos que están debidamente regulados por los entes de control. A su vez, es importante tener en cuenta que

la protección de acuíferos y el manejo de aguas están regulados para cualquier pozo, ya sea que utilice o no la técnica mencionada como opción de completamiento. Adicionalmente, la generación de microsismos en profundidad es una condición asociada a la utilización de la técnica. Sin embargo, su detección es posible y la afectación de la actividad sísmica en superficie ya puede ser monitoreada con tecnologías que se han desarrollado, producto de la evolución de la estimulación hidráulica.

En conclusión La estimulación hidráulica es una técnica cuya curva de aprendizaje se ha construido mundialmente por más de setenta años. Ahora, su adecuada implementación depende de la capacidad que tenga la industria local de aplicar dichos avances, conforme a una utilización responsable a escalas mucho mayores a las que hoy se presentan en Colombia. A manera de referencia, en Colombia, a cierre de 2015, menos de cien pozos, que aportaron más de 15.000 barriles de petróleo incremental por día, fueron estimulados mediante la técnica de fracturamiento hidráulico en el marco de producción convencional. Ahora, el adecuado desarrollo de la estimulación hidráulica podría permitir la consecución de nuevos recursos necesarios a corto plazo. En ese contexto, es necesario que se reduzcan los riesgos inherentes a la técnica y que esta se encuentre alineada con el marco regulatorio y social establecido, así como con la disponibilidad de la logística e infraestructura requerida para su adecuada progresión. LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

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PORTADA

egún las proyecciones más conservadoras, tres billones de personas adicionales habitarán nuestro planeta en el año 2050. Con esa densidad poblacional, uno de nuestros principales retos será resolver el dilema sobre cómo suplir una demanda energética que se incrementa notablemente con el paso de los años. De acuerdo con un estudio del Massachusetts Institute of Technolgy, aun si la demanda futura de energía reflejara el comportamiento de consumo actual, con la tendencia demográfica que se observa, la sociedad de 2050 necesitaría el doble de energía para suplir la demanda de mitades de siglo. Por otra parte, uno de los retos más importantes sigue siendo el abastecimiento a las poblaciones más rezagadas, a pesar de los avances tecnológicos y los esfuerzos por ampliar el suministro energético. La prestigiosa revista Scientific American revela que, en la actualidad, existen alrededor de tres billones de personas que viven sin acceso a fuentes de energía adecuadas, siendo los países con menores ingresos y las economías emergentes los principales afectados. Esta realidad condiciona los esfuerzos para cumplir con las metas de desarrollo global que ha establecido la comunidad internacional, en materia

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de competitividad, superación de la pobreza extrema y conservación ambiental.

Seguridad energética, equidad social y mitigación del impacto ambiental El desarrollo energético, en un mundo con recursos naturales limitados, debe involucrar un progreso armonioso con la sociedad y cuidadoso con el medio ambiente. Sería equivocado asumir una visión atomizada, que percibe el conflicto con las comunidades y la afectación ambiental como una condición externa al aprovechamiento de los recursos. Una perspectiva limitada provoca

“La comunidad de líderes energéticos está preocupada por el lento progreso de las negociaciones previas a la reunión COP21 en París”, Christoph Frei, Consejo Mundial de Energía.

un cierre de los canales de diálogo, reduce las oportunidades de desarrollo sostenible del territorio y obstruye un adecuado ambiente para la inversión privada. Los retos, conforme a las disyuntivas que la sociedad enfrenta, han sido expuestos por entidades multilaterales como el Consejo Mundial de Energía (World Energy Council), mediante el trilema energético. A saber, existen complicados objetivos que afrontan los gobiernos para asegurar el suministro energético competitivo, proporcionando, a su vez, el acceso universal a la energía y promoviendo la protección ambiental. El denominado trilema hace referencia a tres aspectos fundamentales de la energía: la seguridad de suministro, la equidad social y la mitigación del impacto ambiental. Sin embargo, existe preocupación sobre el avance a nivel global para alcanzar la sostenibilidad energética y la falta de acuerdos en torno al cuidado del medio ambiente. En la más reciente asamblea ejecutiva del Consejo Mundial de Energía, Christoph Frei, secretario general del Consejo Mundial de Energía, dijo: “La comunidad de líderes energéticos está cada vez más preocupada por el lento progreso y nivel de ambición de las negocia-

PORTADA

En este contexto, se evidencia la importancia de adelantar la implementación de políticas que procuren un sistema energético estable, asequible y respetuoso con el entorno. Asimismo, es un imperativo que las empresas interioricen la multiplicidad de riesgos que involucran sus operaciones, atendiendo desde un principio las dimensiones social y ambiental de sus emprendimientos.

De los riesgos no técnicos hacia la tecnificación de la gestión comunitaria Desde la perspectiva industrial tradicional, la complejidad social de un territorio se cataloga comúnmente como un riesgo no técnico, principalmente porque no se considera como parámetro dentro del proyecto operativo. Sin embargo, nuevos estudios internacionales demuestran que aproximadamente el 70% de los retrasos en los proyectos energéticos se deben al mal manejo de riesgos no técnicos, que surgen por el relacionamiento impreciso con las comunidades locales. La prevención y mitigación de los riesgos no técnicos requieren un alto grado de tecnificación en términos de capital humano, estructura organizacional para monitoreo y

la organización sin ánimo de lucro Equitable Origin (EO), que desarrolló certificaciones y estándares ambientales y sociales para estos proyectos, incluidos aquellos que desarrollan energías renovables. Estas son herramientas prácticas que ayudan a agilizar las operaciones y contribuyen en la consecución de los objetivos mundiales frente al cambio climático.

respuesta, y relacionamiento externo proactivo y estratégico. Prácticas inadecuadas en el involucramiento de los actores sociales, reguladores y las autoridades pueden causar, en el peor de los casos, el abandono forzado de los activos y sus perspectivas operativas. La falta de tecnificación del trabajo de relacionamiento con comunidades ha significado, en algunos casos, pérdidas millonarias para las empresas y ha dificultado la implementación de políticas públicas.

“En Equitable Origin trabajamos incansablemente por la protección de la sociedad y el ambiente alrededor de los proyectos energéticos, por medio de la construcción de estándares de sostenibilidad aplicables a todos los grupos involucrados en el sector. A través de parámetros comunes y concertados, diferentes grupos de interés pueden interactuar con base en mejores prácticas sociales y ambientales independientes e internacionales. Al mismo tiempo, hemos encontrado en América Latina una región de gran potencial para desarrollar modelos de relacionamiento innovador entre empresas, comunidades y Estado”, afirma Sebastián Pérez, director de Equitable Origin para América Latina.

En este contexto, es fundamental que las organizaciones evalúen internamente las siguientes preguntas: ¿cuenta la organización con las herramientas necesarias para tecnificar su gestión social?, ¿se ha planteado el reto de integrar la gestión social a la toma de decisiones de estrategia corporativa?, ¿qué mediciones positivas de impacto social y ambiental se pueden realizar en los territorios de su influencia? Con este trasfondo han surgido iniciativas gubernamentales y privadas para atender integralmente los riesgos a los que están expuestas las empresas del sector energético. Ejemplo de lo anterior es el trabajo que adelanta

En una región en donde el acceso efectivo a fuentes de energía está vitalmente relacionado con el desarrollo social y ambiental, la aplicación de marcos voluntarios e internacionales pueden disminuir los riesgos operativos y reducir los impactos ambientales negativos, así como aprovechar las oportunidades de desarrollo comunitario y la adecuada implementación de las políticas públicas.

Aproximadamente el 70% del retraso en los proyectos energéticos se debe al mal manejo de riesgos no técnicos.

Más allá del horizonte legislativo

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ciones previas a la reunión COP21 en París. Queremos afirmar a las partes que el sector energético a lo largo del mundo está listo para responder a una señal fuerte de París para acelerar la transición energética”.

La conflictividad social es un fenómeno transversal al sector energético, renovable y fósil, porque fundamentalmente surge de discrepancias en el uso del territorio, la distribución inadecuada de los recursos y la reducida participación comunitaria en la toma de decisiones políticas y empresariales. Un ejemplo claro es la resistencia social hacia los campos eólicos en el Estado de Oaxaca, en México, en donde se han generado acusaciones de procesos inadecuados de consulta previa. Como consecuencia, este proyecto eólico, que sería el más grande de Latinoamérica, ha sido interrumpido por la jurisdicción de ese país. Es importante resaltar

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que el conflicto social en este territorio tiene características similares a las controversias comunitarias que surgen en el sector de hidrocarburos. Ahora que hay un renovado interés por las iniciativas que involucran energías renovables en nuestro país, no podemos obviar las experiencias de otras naciones. Por lo tanto, resulta evidente que, independientemente del tipo de energía o del marco regulatorio, las organizaciones necesitan implementar estrategias integrales para abordar los retos de la conflictividad social territorial que la legislación por sí sola no puede solucionar completamente.

“América Latina es una región de gran potencial para desarrollar modelos de relacionamiento innovador”, Sebastián Pérez, Equitable Origin.

Para Ávila hay dos retos importantes que quiere abordar: “Mejorar la articulación del Estado para el tratamiento y abordaje de la conflictividad, y retomar el proceso de búsqueda de consensos dentro del Gobierno para que la ONDS tenga un rango de sistema nacional”. A su vez, el directivo de la ONDS, reitera la importancia de conseguir que la nación entienda la importancia de la iniciativa privada para el progreso económico y que las compañías, de igual manera, integren la dimensión social a sus operaciones: “El país tiene que valorar la importancia de las inversiones. Más inversiones nos permitirán luchar contra la pobreza y disminuir los niveles de desigualdad. Si son importantes las inversiones, entonces tenemos que tratar adecuadamente la conflictividad. Para eso, el Estado y el Gobierno tienen que montar un sistema nacional. Nuestro gran reto es promover la necesidad de una ley que nazca del consenso y monte ese sistema”, afirma Ávila. En este contexto, los estándares y las buenas prácticas internacionales sistematizadas, a través de iniciativas globales de desarrollo sostenible son cada vez más importantes, no solo para asegurar el cumplimiento de las legislaciones locales, sino tambien para

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“En países como Colombia nos seguiremos enfrentando a enormes retos sociales dada la volatilidad de los precios del petróleo, la creciente demanda energética y nuestra sensibilidad territorial ante fenómenos climáticos recurrentes como El Niño. En este panorama tan complejo debemos encontrar la forma de promulgar una política pública energética equitativa y de promover el desarrollo energético de inversión privada que tenga como componente clave la sostenibilidad ambiental y la protección social”, asegura Pérez.

Los desafíos en el ámbito regional son múltiples y, asimismo, es importante que en el país estemos atentos a las propuestas que se presentan en otros estados latinoamericanos. Por ejemplo, en Perú, país que ha evidenciado una fuerte conflictividad en el ámbito minero-energético con proyectos como Conga y Tía María, la decisión del Estado ha sido la de construir un andamiaje institucional robusto. El vecino país cuenta con una Oficina Nacional de Diálogo y Sostenibilidad (ONDS), adscrita a la Presidencia. José Ávila Herrera es el jefe de la ONDS, encargada de articular y coordinar el enfoque de prevención y gestión de conflictos sociales. Sin embargo, más allá de las limitaciones, José Ávila ve la oporunidad de liderar una entidad que debe procurar un progreso incluyente y concertado.

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garantizar una correcta gestión de herramientas, indicadores y procesos sociales. Adicionalmente, el monitoreo y control de la gestión sostenible en los proyectos operativos en campo resulta fundamental a la hora de mantener la coherencia entre las políticas corporativas y el impacto en los territorios.

Adicionalmente, estas herramientas internacionales ayudarán a los desarrolladores privados a incluir correctamente componentes sociales dentro de sus matrices de riesgos contar con una línea base social que contenga información primaria del territorio y, sobre todo, iniciar y mantener métodos de diálogo comunitario directo más allá de una posible intermediación del Estado. Como complemento, los Estados deben asegurar, no solo el cumplimiento de lo establecido en el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT), sobre consentimiento previo libre e informado, sino que deben establecer un marco regulatorio que incentive la participación comunitaria en la toma de decisiones de los proyectos. Este punto crítico se debe complementar con programas de fortalecimiento del tejido social local para asegurar que las comunidades estén preparadas para ser involucradas en una relación positiva con base en propuestas de trabajo conjunto.

Una mirada hacia el futuro La gestión de los proyectos energéticos ya presenta un incremento en su complejidad. Para empezar, los riesgos no técnicos deben ser incluidos como un factor clave dentro de la competitividad de cada empresa y no deben considerarse como variables independientes

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En el sector energético existen estándares y herramientas públicas desarrolladas por organizaciones internacionales que generarán un valor agregado a la hora de implementar procesos empresariales que le apunten a la reducción de la conflictividad social en los territorios. Únicamente a través del reconocimiento de que el cumplimiento regulatorio es un mínimo esperado y no el deber ser, se logrará que las empresas en América Latina abran canales integrales de diálogo directo, proactivo y permanente con las comunidades locales.

del proyecto operativo. La gestión social y comunitaria requiere personal técnico dedicado y una posición estable dentro del presupuesto, en el mismo plano que los recursos destinados a materiales y expertos en ingeniería. En materia de la transición hacia energía renovable, aun si las fuentes de energía limpia experimentan un crecimiento, los gobiernos y desarrolladores privados deberán contar con las herramientas internacionales adecuadas para prevenir la conflictividad social, a través del uso más justo de los recursos del territorio, la protección de las comunidades y la conservación del ambiente. Esta perspectiva concuerda con la opinión de Joan MacNaughton, presidenta ejecutiva del World Energy Trilemma del Consejo Mundial de Energía, quien se refirió a nuestro país en los siguientes términos: “Espero que Colombia mantenga su buen desempeño en

“En este panorama tan complejo deberemos encontrar la forma de promulgar una política pública energética equitativa”, Sebastián Pérez, Equitable Origin.

cuanto a seguridad energética y sostenibilidad medioambiental. También esperaría que en el futuro haya acceso de energía limpia asequible para todos en el país”. En estos tiempos de incertidumbre, y a medida que se ejecutan nuevos proyectos de energías renovables y no renovables en zonas no interconectadas y en regiones más densamente pobladas, adquiere mayor relevancia la evaluación de un tercero independiente y externo que valide el buen desempeño social y ambiental de una empresa. Lo anterior será un resultado de la necesidad de encontrar mecanismos que generen confianza ante los diferentes grupos de interés, que deberán ser involucrados gradualmente en la toma de decisiones. A su vez, las organizaciones que desarrollan los estándares internacionales de sostenibilidad deben trabajar de la mano con los sectores público y privado. Esto fortalecerá los esfuerzos por alcanzar una verdadera eficiencia operativa sin que se vean afectados la política pública, la protección de los derechos y el cuidado del medio ambiente. Para ello, resultará clave concienciar a las organizaciones sobre la dimensión social de sus operaciones, realizar críticas constructivas a los mecanismos de control de los reguladores y tecnificar internamente la gestión social de las empresas.

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Balance del año 2015 y perspectivas de la industria petrolera en materia regulatoria La caída de los precios del petróleo ha impactado el desarrollo de la exploración en Colombia, generando preocupación sobre el alcance de las reservas y una disminución en la producción en el país. La industria petrolera afronta el cierre del año 2015 en un estado de incertidumbre que requiere medidas estructurales. Dagoberto Ospina Asociado de Norton Rose Fulbright Colombia

El 2015 estuvo marcado por la paralización de la actividad exploratoria en el país. requiere medidas que le permitan adaptarse al nuevo escenario de precios y recuperar la competitividad perdida, así como reposicionar al país como un importante jugador, en una coyuntura en la que el sector de Oil & Gas se está reinventando a globalmente.

Balance de las medidas regulatorias durante en el año 2015 El año 2015 estuvo marcado por la paralización de la actividad exploratoria en

el país. Hasta finales del mes de octubre se registró la perforación de diecinueve pozos exploratorios, muy lejos de los 92 perforados hasta el mismo mes en el año 2014 y aun más de los 126 pozos previstos inicialmente para este año. Por su parte, la actividad sísmica en tierra registró 1.200 km lo que representa una disminución aproximada del 90% frente al año anterior. Se calcula que el déficit en la exploración provocará un declive en la producción actual a finales de 2016, lo que llevaría a registrar niveles diarios de producción promedio de crudo de 750.000 barriles en tres años y 300.000 barriles en diez años. Ahora, si se conservan los niveles de producción actuales el impacto sobre el número de reservas no se hará esperar. En vista de lo anterior, el Gobierno reaccionó impulsando medidas de alivio en el Plan Nacional de Desarrollo, a partir del cual se expi-

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ntre los principales problemas que afectan al sector petrolero se destacan: el régimen fiscal desfavorable; las demoras en materia de licenciamiento ambiental; la ausencia de reglas claras frente a la consulta previa; las dificultades en materia social debido a las vías de hecho en el entorno local; las carencias en infraestructura y, el surgimiento de otros competidores en el plano regional con condiciones atractivas para la inversión, entre otros. Esto denota una serie de problemáticas que reflejan la pérdida de competitividad del país y revela que los ajustes regulatorios son necesarios desde hace un tiempo, independientemente del escenario de los precios. Hasta el momento, se ha amortiguado parcialmente el impacto de la crisis actual mediante la expedición de medidas de alivio por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). No obstante, la industria petrolera

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dieron los Acuerdos 2, 3 y 4 de 2015 de la ANH, los cuales recogen las siguientes medidas: (i) La extensión de plazos contractuales por periodos de 9 meses, prorrogables por otros 6 meses; (ii) El traslado de las inversiones previstas en el programa de exploración a otras áreas; (iii) La equiparación de los períodos de los contratos sobre áreas costa afuera celebrados antes de 2014 con aquellos previstos en los contratos firmados con ocasión de la Ronda Colombia 2014; (iv) La posibilidad de reducir y emitir nuevas garantías de cumplimiento; y (v) La acreditación de las actividades exploratorias adicionales ejecutadas en los TEAs al cumplimiento de compromisos en la primera fase de los contratos E&P. Todas estas medidas les ha permitido a las empresas alivianar temporalmente sus cargas contractuales, de hecho, se evitó el incumplimiento en la perforación de aproximadamente treinta pozos exploratorios. Lo anterior, le da una mano a las compañías petroleras pues evita la ejecución de garantías en su contra y la activación de mecanismos de terminación anticipada de los contratos. Sin embargo, estas medidas no resuelven los problemas estructurales señalados. Es más, la prórroga de plazos de fases de los periodos de exploración prolongan un escenario de reducción de la actividad exploratoria que, más temprano que tarde, pasará factura en materia de producción e índice de reservas del país.

El 50% de los recursos destinados a la inversión en todos los sectores se origina en el sector petrolero.

Perspectivas regulatorias para el año 2016 La recuperación de la competitividad del país para atraer la inversión no puede ser una preocupación exclusiva del Ministerio de Minas y Energía (MME), y la ANH, sino que, como lo señaló el Vicepresidente de la República, Germán Vargas Lleras, en el último Congreso de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), este debe ser un propósito nacional. La relevancia del sector así lo demanda, pues vale la pena recordar que el 20% de los ingresos corrientes, el 50% exportaciones, el 30% de la inversión extranjera y el 50% de los recursos destinados a la inversión en todos los sectores se originan en el sector petrolero. Por lo tanto, se requiere la alineación de intereses de las diferentes carteras del Go-

bierno, particularmente las de Hacienda y Medio Ambiente, con los objetivos trazados por el MME. De lo contrario, las metas del Plan de Impulso a la Productividad y del Plan para la Competitividad Petrolera, mediante el cual se pretende alcanzar niveles de inversión cercanos a los US$20.000 millones y una producción de 1,3 millones de barriles diarios (MMbde) para el año 2030, no podrán ser alcanzados.

Ajustes fiscales La OCDE, en un estudio económico de comienzos de 2015, señaló que la economía colombiana ha tenido un excelente desempeño durante los últimos años, pero requiere una reforma tributaria integral que fomente la inversión. Esta reforma debe apuntarle a acabar con el constante cambio en las reglas de juego en materia fiscal, pues esta tendencia afecta el clima de negocios y pone en riesgo uno de los principales activos del país para atraer la inversión: la seguridad jurídica. Desde 2009, Colombia ha tenido seis reformas tributarias, mediante las cuales se aumentó la retención en la fuente para exportaciones petroleras, se reactivó el impuesto a la riqueza (antes patrimonio), y se creó la Contribución Empresarial para la Equidad (CREE), y su sobretasa, entre otros.

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40% y el 50%. Por su parte, el esquema diferencial en el pago de regalías para hidrocarburos no convencionales permite que el government take se reduzca de aproximadamente 70% a poco menos del 50%. Sin embargo, los riesgos y altas inversiones que demandan estos proyectos requieren mayores incentivos que permitan su viabilidad. Teniendo en cuenta que el aumento del factor de recobro de yacimientos descubiertos no desarrollados es una de las estrategias de la ANH para aumentar las reservas a corto plazo, estas medidas deben ser referentes para su desarrollo. Igualmente, expertos le

A pesar de las dificultades, Colombia sigue siendo un país atractivo para el desarrollo de proyectos.

han apuntado a la necesidad de migrar hacia un esquema de regalías flexible, mediante el cual se tenga en cuenta el precio del petróleo como variable y no se limite a las cantidades producidas. En otras palabras, se plantea un esquema de regalías que guarde correspondencia con los ciclos de precios que impactan a la Industria. Finalmente, el gravamen sobre actividades riesgosas debe ser evaluado por la Comisión de Expertos, de modo tal que la iniciativa que se presente al Ministerio de Hacienda tenga en consideración las necesidades propias del sector y las incorpore al debate.

Esquema de asignación de áreas La ANH ha anunciado que mediante el Acuerdo 5 se migrará hacía un sistema de asignación permanente mediante la promoción focalizada y el impulso a las iniciativas privadas que dejará atrás las rondas bianuales. Igualmente, se pretende facilitar más in-

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La Comisión de Expertos que presentará una propuesta de reforma tributaria ha publicado que el país se encuentra entre 7% y un 16% por encima del promedio latinoamericano. Por su parte, la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), ha señalado que la carga impositiva sobre la renta en Colombia fue la tercera más alta del mundo con 34% (25% de impuesto a la renta y 9% del CREE), y este año se ubica como la primera con la adición de la sobretasa del CREE. Lo anterior, supone que para el año 2018 las empresas podrían enfrentarse a una carga tributaria del 48%, esto, sin sumar el porcentaje correspondiente al impuesto a la riqueza. A pesar de estas medidas regresivas, se deben destacar los incentivos para el desarrollo de proyectos costa afuera y de hidrocarburos no convencionales. En cuanto a los proyectos costa afuera, las zonas francas creadas mediante el decreto 2682 de 2014 y el aumento del umbral de precios altos permiten que el government take baje de un rango entre el 70% y el 80% a uno entre el

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formación a las empresas petroleras durante los procesos de selección (v.gr. aspectos ambientales, sociales, estado y facilidades de acceso a la infraestructura y condiciones de seguridad, entre otros), y llevar a cabo un proceso de adjudicación durante el primer trimestre del año 2016. En cuanto a la promoción de iniciativas privadas, el esquema de Asociaciones Público Privadas (APP), de iniciativa privada previsto en la Ley 1508 de 2012, constituye el principal marco de referencia. Este esquema permitiría que las empresas presenten iniciativas para el desarrollo de proyectos, las cuales, a su vez, se publicarían para que otras empresas participen en un proceso competitivo. Si se reciben manifestaciones de interés por parte de terceros para la ejecución del proyecto, se adelantaría un procedimiento de selección abreviada; en caso contrario, se contrataría directamente con el originador de la propuesta. El impulso de la ANH a este esquema será clave, teniendo en cuenta que la aprobación de iniciativas privadas tardó en despegar en el sector de infraestructura.

La industria petrolera comparte preocupaciones con otros sectores como el de infraestructura y minas, también de interés estratégico para el país, que se mencionan a continuación. En cuanto al medio ambiente, el trámite de licenciamiento ambiental ante la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla), y la consecución de los permisos requeridos por las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR), pueden llegar a tardar hasta dos años. Esta situación ha llevado a que se recomiende la implementación de un sistema único de licenciamiento que abarque todas las autorizaciones requeridas. Sin embargo, resulta altamente improbable que el Gobierno emprenda un profundo cambio institucional para promover dicha medida. Por otro lado, las problemáticas en materia social se circunscriben, principalmente, a: (i) la ausencia de una ley estatutaria que regule el derecho a la consulta previa, y (ii) las vías de hecho en las que incurren co-

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Otros retos

munidades. Las dificultades en materia de consulta previa hacen interminables los procedimientos que se deben surtir en las Fases 0 de los contratos y también derivan en que las comunidades acudan a la tutela como mecanismo para hacer valer sus derechos o para ser incluidas en las áreas de influencia de los proyectos, aun cuando no lo están, lo cual incide en la paralización de los proyectos.

Desde 2009, Colombia ha tenido seis reformas tributarias.

A pesar de las dificultades, Colombia sigue siendo un país atractivo para el desarrollo de proyectos, con un potencial particular costa afuera y de hidrocarburos no convencionales. El escenario de precios dejó en evidencia otros factores que eran atenuados por los precios altos de los últimos años. No obstante, en la medida que las compañías adecuen sus presupuestos y mejoren sus prácticas, y que el Gobierno haga lo propio en cuanto a su regulación y efectiva implementación, es posible avanzar conjuntamente en la generación de oportunidades y reposicionar la industria en términos de competitividad y atracción de inversión. Con todo, la coyuntura actual es una oportunidad para repensar la industria petrolera nacional a mediano y largo plazo.

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SERVICIOS

Servicios Nueva bomba mecánica tolerante a la arena de Weatherford

sta nueva solución de la multinacional de servicios Weatherford puede retrasar el declive de la producción, optimizar la vida de los pozos y reducir el número de intervenciones en ambientes con alta presencia de arena. La bomba mecánica tolerante a la arena de Weatherford puede operar a profundidades de hasta 9.000 pies (2.743 m) y soporta temperaturas de hasta 360°. Su diseño previene la abrasión causada por acumulación de arena en la interfaz del barril/pistón (émbolo), la cual puede reducir la eficiencia de la bomba u ocasionar fallas totales. Los resultados obtenidos en numerosas pruebas de

campo han demostrado que la vida útil de esta bomba puede ser 5,5 veces mayor a la de las bombas de varilla convencionales en entornos de arena. “La bomba tolerante a la arena es una demostración de cómo las mejoras hechas en los diseños de bombas de varillas convencionales pueden incrementar la vida útil y mitigar los daños provocados por la arena. El tiempo de vida útil récord de nuestra bomba en ambientes hostiles con alta carga de arena superó los 780 días”, dijo Bob McDonald, vicepresidente de Sistemas de Bombeo Mecánico de Weatherford.

Nuevas tecnologías para la optimización de la producción

l nuevo enfoque de Lupatech, empresa proveedora de servicios petroleros presente en Colombia desde 2010, está dirigido a generar soluciones eficientes y a bajo costo. La compañía busca implementar la optimización de la producción y el recobro mejorado mediante nuevos recursos tecnológicos para una producción a un menor costo operacional. “Integramos toda la información y se realizan recomendaciones de intervención de diferentes tipos para aumentar la producción del pozo y/o campo. Este es un trabajo que requiere de una labor conjunta entre la empresa operadora y Lupatech, con objetivos de mediano y largo plazo para que se logren las metas propuestas de optimización y recobro mejorado", según comunicado oficial de la compañía.

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Entre las nuevas tecnologías más sobresalientes se destacan las siguientes: (i) Powerwave: proceso de inyección pulsante de fluidos para tratamientos químicos matriciales; (ii) Gasgun: dispositivo de estimulación de pozo que incorpora un avanzado diseño de propelente de combustión progresiva; (iii) Perforación y corte abrasivo: bombeo de fluido con arena a presión para perforar revestimiento y formación; (iv) Quad neutron: registro que permite evaluar la formación y determina la saturación de hidrocarburos a través de revestimiento; y (v) Medición multifásica: Instrumento de medición en línea probado y avalado. Con estas nuevas tecnologías y la optimización de la producción propuesta por Lupatech, la compañía tiene presupuestado constituirse en un soporte importante para las productoras del país.

SERVICIOS

Tecnología VorTeq para Schlumberger

a empresa Energy Recovery Inc. firmó un contrato por US$125 millones con Schlumberger Technology Corporation por los próximos quince años. Energy Recovery es una compañía líder en el desarrollo de tecnología para la recuperación y reciclaje de energía hidráulica, a partir de pérdidas de presión, cuyo objetivo principal es simplificar los procesos industriales y mejorar la productividad, rentabilidad y eficiencia energética para las industrias dedicadas a la desalinización de aguas y los petroquímicos, así como del gas y del petróleo.

El acuerdo establece el uso exclusivo de la tecnología VorTeq, que reduce hasta en un 75% el número de bombas necesarias en los trabajos de fracturamiento. La recuperación de energía le permitirá a Schlumberger estimular nuevos pozos de petróleo sin dañar sus bombas con arena y minimizando el desgaste de sus equipos. Esta asociación representa un logro importante para Energy Recovery. “Seguimos trabajando para llevar nuestra tecnología a nuevos clientes en las industrias de petroquímicos, petróleo y gas”, informó oficialmente la empresa.

Codensa, hacia la innovación en el servicio

on el fin de disminuir la duración de los cortes de energía eléctrica y mejorar la prestación del servicio, Codensa implementa una nueva solución tecnológica que permite detectar de manera rápida las fallas, brindandole así soluciones efectivas a sus clientes. Se trata de la instalación de un sistema de telecontrol en las redes de Bogotá y Cundinamarca que facilita la localización de la falla dentro del circuito. Esto contribuye a la optimización de los tiempos de reparación y reduce el número de clientes sin servicio de energía. Según informó la compañía, “El reto es hacer de la red de distribución un medio capaz de satisfacer la exigencia, garantizando flexibilidad, confiabilidad y capacidad de adaptación ante los eventos que puedan presentarse”.

Son cerca de 3.800 equipos ubicados en 558 circuitos seleccionados y priorizados de acuerdo con incidencias o fallas que además cuentan con el reforzamiento de las redes de distribución. De esta manera, se calcula una reducción aproximada del 33% en los tiempos de duración sin servicio de energía. Con esta tecnología de punta se aceleran los procesos y se reducen los tiempos de localización, ya que al presentarse una falla el centro de control recibe la alerta con la ubicación del problema dentro del circuito, lo que facilita la recuperación del servicio para los clientes. En lo corrido del año se han instalado 447 equipos, tanto en Bogotá, como en la zona rural de Cundinamarca, con los que se ha obtenido una disminución de siete minutos en promedio por falla.

El proyecto, cuya inversión es de $238.000 millones, se consolida como el más grande de su tipo en el país y es uno de los primeros pasos que emprende Codensa hacia la construcción de un sistema inteligente. Esta solución contempla monitoreo de estados digitales y análogos de parámetros de la red, estado de equipos de maniobra, sistemas de comunicación, medición e información, y bases de datos. Lo anterior le permite al operador del centro de control tomar decisiones asertivas que afecten en menor medida a los clientes, reduzcan los tiempos de restablecimiento del servicio y minimicen los accidentes en terreno. Al mismo tiempo, mejora los índices de confiabilidad del sistema y prepara la red para la implementación del automatismo.

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Garantizar la adecuada valoración de los recursos naturales, un asunto de relevancia estratégica

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El Estado colombiano tiene la obligación de planificar el aprovechamiento de los recursos naturales. Teniendo en cuenta que la apropiada valoración de los recursos es de principal importancia para la Nación, las líneas base ambientales deben ser levantadas por el Estado. Carlos Alberto Vargas Jiménez Director del Grupo de Geofísica, Universidad Nacional de Colombia (sede Bogotá) Presidente de la Sociedad Colombiana de Geología

s un referente común en la industria petrolera, el caso de una prestante compañía de Oil & Gas en algún lugar del mundo que, ante la necesidad urgente de obtener una licencia ambiental para disponer de aguas de producción sin tratar y ante los problemas burocráticos, no tuvo otra alternativa que sopesar la situación y afrontar una multa, ya que que esperar la licencia generaba pérdidas económicas de impacto para la compañía. Aunque la disyuntiva se resolvió con pragmatismo operativo, las consecuencias de estas decisiones y una parca legislación sin control promueven anarquía institucional y daños perdurables sobre recursos naturales inadecuadamente valorados. En el mercado vehicular o en el inmobiliario es fácil encontrar situaciones donde hay visiones enfrentadas entre comprador y vendedor sobre el precio de un bien, cuyo valor real es incierto, sobretodo para el comprador. En estos contextos se aprecia el verdadero sentido transaccional de los bienes bajo la premisa de conocimientos apropiados de oferta, demanda y sus condicionantes. Sin embargo, cuando se 50 colombiaenergia.com

El Estado está en la obligación de garantizar que bajo perspectivas de líneas base rigurosas haya posibilidades de reposición. trata de los recursos ambientales de un Estado, en el marco de los contratos petroleros, mineros o cualquier otro donde el contratante es la Nación y el contratista se beneficia de un recurso natural, parece obvio que el Estado, al menos bajo un espíritu transaccional, debe valorar el costo de estos bienes. Y si su valor es complejo de estimar, entonces el Estado está en la obligación de garantizar que bajo perspectivas de líneas base rigurosas haya posibilidades de reposición en el marco de una política de compensación justa con la Nación y equitativa con las comunidades y su entorno.

Líneas base ambientales, medidas preventivas Típicamente, la caracterización de líneas base ambientales es usada como insumo para modelar impactos de proyectos prospectivos y/o productivos, aspectos que son tenidos en cuenta por el Gobierno y sus entidades para proveer en un tiempo prudente estrategias y diseños que permitan reducir condiciones adversas al medio ambiente y su entorno sociocultural, pero a su vez promover un escenario de eficiencia corporativa bajo preceptos de proyectos sostenibles. Así que garantizar inventarios ambientales confiables y adecuadamente valorados por el Estado es un mecanismo para disuadir medidas pragmáticas que impacten negativamente al medio ambiente, bajo consideraciones de beneficio económico a expensas de daños potencialmente perdurables, aun cuando ese no haya sido el objetivo inicial de las empresas contratistas. La tarea parece monumental, pero ciertamente no es imposible. En cualquier caso,

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esta tarea no debería ser delegada por el Gobierno para que empresas contratistas, cuya misión es el aprovechamiento de recursos naturales, la deleguen a su vez en consultoras cuya sensibilidad por lo público ha probado laxitud en algunos casos y cuyas métricas de control plantean pocas garantías para la Nación. Ante la insuficiencia institucional, una posibilidad de delegación de esta responsabilidad estatal se encuentra en la academia independiente, que representa una autoridad moral y científica sobre la consultoría discrecional por parte de las compañías contratistas.

El soporte desde la academia

José Celestino Mutis. Como es mencionado por parte de su equipo científico, "[...] la tradición e historia actual del instituto pueden unirse, en realidad, con la historia de la Nación”. Su estratégico repositorio y el historial de sus estudios se consolidan como referencia para la construcción de líneas base ambientales rigurosas que contribuyen al conocimiento integral de amplias zonas donde proyectos agrícolas, mineros o petroleros tendrán asiento durante las próximas décadas. Por su parte, el Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional, además de contar con la colección paleontológica

Una ventaja de la participación de la academia independiente en la construcción de estos instrumentos se encuentra en la posibilidad de adelantar evaluaciones continuas con mecanismos de monitoreo y control en etapas previas, durante y posteriores (a largo plazo), sobre las zonas intervenidas. Estos inventarios de la academia establecen casos de estudio de relevancia histórica, así como medios para entender dinámicas complejas del entorno ambiental.

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En tal sentido, he de referirme a colectivos de trabajo científico como el Instituto de Ciencias Naturales y el Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional de Colombia, con sede en Bogotá. El primero, mantiene hasta nuestros días labores científicas e inventarios de flora y fauna coleccionados desde finales del siglo XVIII y comienzos del siglo XIX (1783-1816), por la Real Expedición Botánica del Nuevo Reino de Granada y emprendida por

Garantizar inventarios ambientales confiables es un mecanismo para disuadir medidas que impacten negativamente al medio ambiente.

más completa del país, ha incursionado por años en trabajos relacionados con los recursos acuáticos, hidrológicos, hidrogeológicos y meteorológicos, así como aquellos estudios relacionados con la calidad del aire y del agua, y contextos geoquímicos complejos y contextos sismo tectónicos, entre otros. En tal sentido, el soporte de líneas base de actividad sísmica en las zonas donde tienen y tendrán asiento proyectos petroleros, represas y otras obras de infraestructura, lo constituye una red sismológica universitaria con ocho estaciones de recepción permanente en tiempo real (con equipos de período corto y banda ancha), y treinta acelerógrafos listos para el despliegue en cualquier región del país.

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Redes inteligentes, un nuevo paradigma para el sector eléctrico En Norte América y Europa, la implementación de redes inteligentes o smart grids es cada vez mayor, a medida que hay una necesidad de responder a una competencia más apremiante, así como a un elevado nivel de exigencias sociales en materia ambiental. En Colombia ya hay empresas que han entendido su importancia y adelantan proyectos en este sentido.

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Una tendencia hacia la eficiencia, la calidad y la sostenibilidad En breve, las redes inteligentes se pueden definir como un conjunto de avances tecnológicos y acciones tendientes a mejorar la cobertura, calidad y sostenibilidad en materia de energía eléctrica. Entre los principales objetivos que buscan satisfacer los smart grids podríamos enumerar los siguientes: •Mejorar la eficiencia energética y las capacidades de conexión, minimizando los costes de conexión. •Automatizar las redes y operación de las mismas conforme a elevados índices de calidad. •Desarrollar arquitecturas de generación descentralizadas que integren el funcionamiento de instalaciones de menor tamaño. •Gestionar activamente la demanda, permitiendo de que los consumidores asuman un papel activo. •Contribuir a la sostenibilidad ambien54 colombiaenergia.com

tal, a través de la integración de la generación distribuida procedente de fuentes renovables. A su vez, entre las características más destacadas de este paradigma, conforme con la reciente enumeración de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), se pueden mencionar estas: •Autorestauración del servicio ante perturbaciones (fallas de equipos, accidentes, fenómenos climáticos, sabotaje, etc.). •Ajuste autónomo de las condiciones de ope-

Codensa invertirá $238.000 millones en el proyecto de modernización y telecomando de redes de energía más grande del país.

ración del sistema a partir de esquemas más sofisticados de predicción de situaciones que puedan llevar a emergencias. •Mayores niveles de interactividad de las empresas con sus clientes y de estos con el propio mercado de energía (flujos continuos y bidireccionales de información). •Participación de los clientes como agentes activos del mercado de energía (ajuste del consumo como respuesta a señales del sistema e incluso flujos bidireccionales de electricidad). •Portafolio diversificado de fuentes primarias de energía con mayor participación de fuentes no convencionales renovables (pequeñas centrales hidráulicas, solar fotovoltaica, termosolar, geotérmica, biomasa, eólica, etc.), y energías más limpias (p. ej. gas natural), además del aprovechamiento pleno del potencial hidroeléctrico a gran escala. •Almacenamiento de la electricidad producida por fuentes que la generan en momentos y cantidades diferentes a los que se consume (centrales filo de agua, solar, eólica, etc.). •Integración de toda la información del siste-

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ma (técnica, operativa, financiera, contable, comercial, etc.), y de subsistemas diversos y nuevos, heterogéneos, pero interactivos. •Activos, información y recursos distribuidos a los largo del sistema. •Mayores niveles de optimización en tiempo real de los recursos que consecuentemente conllevan a niveles de eficiencia más altos. La implementación de este paradigma en la práctica ya es una realidad en Colombia. En el país hay varios proyectos en curso con las características enunciadas y con propósitos alineados con esta nueva tendencia.

Iniciativas para la modernización del país

Las redes inteligentes conllevan mayores niveles de interactividad de las empresas con sus clientes.

flejará en la disminución de los tiempos de reparación y la cantidad de las mismas. El proyecto, iniciado en el segundo semestre de 2015, consiste en la instalación de cerca de 3.800 equipos en 558 circuitos y en el reforzamiento de las redes de distribución de los mismos, los cuales fueron seleccionados y priorizados de acuerdo con su criticidad debido a incidencias o fallas. Estos aparatos de telecontrol, acondicionados para ofrecer la mayor funcionalidad de acuerdo con características del sistema de energía de Codensa, permitirán seccionar los circuitos en tramos de setecientos clientes promedio y operar de manera remota gran parte de la salida del servicio desde el centro de control. Esta modernización, que se debería finalizar en 2018, generará una reducción aproximada de 33% en los tiempos de duración de las fallas y la disminución de su frecuencia a un tercio de las fallas que se presentan actualmente. Según David Felipe Acosta, gerente general de Codensa: “Con esta inversión,

Foto: archivo.

Ejemplo de la importancia que ha adquirido este paradigma es la inversión por $238.000 millones de Codensa con la cual se tiene

previsto desarrollar en los próximos tres años el proyecto de modernización y telecomando de redes de energía más grande de su tipo en el país, el cual marcará un importante avance hacia la construcción de un sistema inteligente. La instalación de este sistema de telecontrol en las redes de Bogotá y Cundinamarca permitirá operar la red de una manera más eficiente frente a las fallas del servicio, conocer de manera más precisa la ubicación donde se presentan dentro de un circuito y reducir la cantidad de clientes afectados, lo que se re-

Las redes inteligentes facilitan flujos continuos y bidireccionales de información, así como mayor participación de los clientes. LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

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Un nuevo paradigma en el que prime la innovación y la implementación masiva de redes inteligentes podría traer muchos beneficios.

de Telecomunicaciones de Bogotá (ETB), la Empresa de Acueducto y Alcantarillado de Bogotá (EAAB) y la Secretaria de Desarrollo Económico de Bogotá, firmaron el convenio para el desarrollo de un centro de actividades de innovación en la ciudad. La iniciativa, que tendrá una inversión total aproximada de 1$8.000 millones de pesos, contará con la vinculación del sector privado al fomento de la innovación y al emprendimiento en la ciudad Ricardo Roa Barragán, presidente del Grupo Energía de Bogotá, señaló que “en un área de

cerca de 14.000 m2, el proyecto Bogotá@21 reunirá un clúster de empresas, una incubadora de jóvenes emprendedores y grupos de investigación y desarrollo de universidades”. Así mismo indicó: “Sus actividades estarán relacionadas principalmente con el desarrollo de servicios públicos para la ciudad, retos de innovación tecnológica de empresas vinculadas al centro y apoyo a los proyectos de los jóvenes emprendedores”. “La idea es que el centro sea un epicentro que atraerá progresivamente la implantación de empresas de nueva base tecnológica en el sector del Anillo de Innovación de Bogotá, generando a mediano plazo un polo de competitividad de la ciudad”, aseguró Roa Barragán.

Un esfuerzo integral y multilateral Es a través de estos proyectos e iniciativas que a lo largo del país se busca darle forma a un paradigma en el cual la innovación y el desarrollo tecnológico hacen parte integral del progreso del sector eléctrico, entendiendo como el motor del desarrollo sostenible

Foto: archivo.

la compañía reafirma su compromiso por mejorar cada vez más la calidad del servicio y por modernizar la operación mediante la implementación de la mejor tecnológica de punta disponible en el mercado”. Según estimativos de la empresa, en este proyecto participan cerca de 190 personas, entre ingenieros, arquitectos, técnicos eléctricos y personal de logística, quienes han logrado un avance en ejecución del 106%, es decir, superior a lo estipulado inicialmente. Durante este año, ya se han instalado 447 equipos, tanto en Bogotá, como en la zona rural de Cundinamarca, lo que corresponde al 11% del total del proyecto, con los cuales ya se ha logrado una disminución aproximada de siete minutos en promedio por falla. Las iniciativas en procura de una mayor innovación, desarrollo tecnológico y eficiencia energética también están presentes en la perspectiva del Grupo Energía de Bogotá (GEB) y la Empresa de Energía de Bogotá (EEB). Recientemente, la Empresa de Energía de Bogotá, la Fundación Grupo Energía de Bogotá, la Transportadora de Gas Internacional (TGI), la Empresa

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en el país. Esta idea no solo ha sido entendida por las empresas, sino por entidades gubernamentales como la Upme. Para Ricardo Ramírez, subdirector de energía de la Upme: “Todo es un proceso de cambio cultural y tecnológico. Nosotros no podemos imponer estas iniciativas, pero sí generar el ambiente y divulgación para que eso se logre a través de instrumentos como incentivos tributarios, entre ellos, menores impuestos de renta ”. Otro tanto se puede decir del valioso aporte de XM para los sectores eléctrico, financiero y de tránsito y transporte, mediante la gestión de sistemas en tiempo real, consistentes en la planeación, diseño, optimización, puesta en servicio, operación, administración y gerenciamiento de sistemas transaccionales o plataformas tecnológicas, que involucran el intercambio de información con valor agregado. El trabajo de XM, de gran relevancia en este contexto, se desarrolla en el marco

de una tendencia global hacia las ciudades inteligentes, que se construyen con base en redes inteligentes, que operan como sistemas de tiempo real que permiten el control y la operación de procesos complejos de gran impacto como el tránsito urbano o el despacho de la energía eléctrica. Según Luis Alejandro Camargo, gerente general de XM, la inteligencia en materia energética no se debe circunscribir a los avances tecnológicos, sino que debe involucrar un comportamiento de los diferentes actores del sector y de los consumidores también. “El uso racional del agua y la energía debe practicarse siempre, y más en estos momentos en que vivimos uno de los fenómenos de El Niño más fuertes de los últimos sesenta años”, afirma Camargo. Por otra parte, vale la pena destacar que XM, junto con la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB), han establecido a lo largo del Sistema de Transmisión

Nacional una red de medidores sincrofasoriales denominada iSAAC (Intelligent Supervision and Advanced Control System), que permite la detección temprana de fallas para evitar colapsos del sistema. Un nuevo paradigma en el que primen la innovación y la implementación masiva de redes inteligentes podría traer muchos beneficios, incluyendo una mejor respuesta a la demanda de energía, una gestión más inteligente de las interrupciones, una mayor integración de las energías renovables y un adecuado almacenamiento de la electricidad. En hora buena por los proyectos e iniciativas de las empresas que buscan encaminar al país hacia un progreso inteligente y sostenible. Es, a su vez, deseable que el Gobierno siga promoviendo este esfuerzo y acompañando al sector privado de manera transversal, involucrando a todas las entidades y actores pertinentes.

OPINIÓN

Financiación de proyectos de generación solar

La energía solar es la segunda fuente de energía renovable no convencional más utilizada en el mundo. Estas son las principales consideraciones en la financiación de proyectos de generación solar fotovoltaica. Elvia Gómez Camargo y Felipe Aristizabal Restrepo Departamento de Energía y Recursos Naturales de Bancolombia

i bien las tecnologías renovables tienen altos costos de capital y factores de capacidad menores que las que utilizan fuentes de energía no renovables, en el caso de la energía solar fotovoltaica (FV), en los últimos años, se ha observado una rápida y significativa disminución en los costos, en particular de los módulos e inversores. En este contexto, la energía solar ha adquirido una notable preponderancia, al punto que, según un estudio de la Agencia Internacional de Energía (AIE, septiembre de 2014), "el sol podría ser la principal fuente de electricidad en el 2050". A su vez, la disminución de los costos relacionados con la puesta en marcha de estos proyectos ha contribuido al importante crecimiento de la capacidad solar FV instalada mundialmente (352% entre 2010 y 2014), alcanzando en 2014 cerca de 175GW, según la Agencia Internacional de las Energías Renovables. Esto último corresponde al 9,6% de la capacidad instalada de energía renovable.

La perspectiva de América Latina Por su parte, Latinoamérica tiene un importante potencial para la generación solar dada la disponibilidad del recurso en algunas regiones, la creciente demanda y los precios de energía relativamente altos 58 colombiaenergia.com

El interés de la industria solar en el mercado latinoamericano ha aumentado. por la dependencia de combustibles fósiles para la generación en algunos países. El interés de la industria solar en mercados como el latinoamericano ha aumentado, aunque en general sus países carecen del nivel de incentivos o subsidios disponibles en otras regiones para el desarrollo de energías renovables no convencionales. La capacidad instalada de energía solar FV en Latinoamérica y el Caribe en 2014 alcanzó 795MW, lo que representa el 0,5% del total de la capacidad de generación renovable. Chile, Honduras, Panamá, México y Brasil son considerados por los analistas como algunos de los mercados de generación solar con mayor potencial de crecimiento en Latinoamérica. Los principales retos que enfrenta la industria solar en Latinoamérica incluyen la obtención del cierre financiero de los proyectos y de contratos de compraventa de energía, así como la disponibilidad de infraestructura de interconexión, entre otros. Por su parte, el acceso a la financia-

ción de proyectos de generación solar es fundamental para facilitar un mayor despliegue de esta tecnología en la región. Por suerte, hoy las entidades financieras locales se encuentran más familiarizadas con estas tecnologías y sus riesgos, y la banca multilateral continúa participando en la financiación de proyectos de este tipo. El esquema de financiación de largo plazo más común para proyectos de generación solar FV a gran escala (por lo general aquellos con una capacidad instalada entre 10MW y 200MW) es el Project Finance. Este es un esquema donde el repago de la deuda depende de la generación de caja del proyecto, el recurso al promotor no existe o es limitado, y los activos del proyecto garantizan la deuda.

Los puntos más relevantes a tener en cuenta A continuación, se describen las principales consideraciones que un financiador analiza al momento de otorgar recursos para el desarrollo de proyectos de este tipo, y que corresponden a los riesgos asociados a la construcción y operación del proyecto que condicionan la capacidad del mismo para repagar la deuda. Primero, los financiadores analizan la experiencia en el diseño, construcción y ope-

OPINIÓN

Los riesgos de sobrecostos y retrasos en los proyectos solares FV tienden a ser menores.

tación, polvo, polución y degradación que afectan el desempeño del mismo.

Elvia Gómez Camargo Departamento de Energía y Recursos Naturales de Bancolombia

Un estudio de producción estimada de energía con intervalos de confianza, que sea desarrollado por un consultor independiente experto, establece una predicción de la generación del proyecto teniendo en cuenta su diseño. Vale la pena resaltar que se requieren estimaciones de generación de energía bajo escenarios P90 y P75, dependiendo de las características del proyecto. Este estudio de producción de energía es fundamental para los financiadores, pues la producción de energía determina los ingresos del proyecto y, por ende, la fuente de pago de la deuda.

Otros elementos analizados por los financiadores incluyen: i) la tecnología propuesta para desarrollar el proyecto (módulos, inversores, transformadores, sistema de montaje, etc.) y garantías de proveedores sólidos y reconocidos en el mercado; ii) la infraestructura de transmisión disponible (acceso, distancia y capacidad); iii) licenciamiento, permisos y contratos para el uso de la tierra; y iv) impacto ambiental y social del proyecto y sus mitigantes. En cuanto al impacto socioambiental algunos financiadores requieren del cumplimiento de estándares internacionales para el adecuado manejo de los impactos ambientales y sociales, por ejemplo los Principios de Ecuador, además del cumplimiento de la regulación local aplicable. • En la construcción: la experiencia del constructor y la existencia de un contrato de construcción de precio fijo, preferiblemente, así como la constitución de un fondo de contingencias permiten mitigar los riesgos de sobrecostos o demoras durante la construcción. Dada la menor complejidad en la creación de un proyecto solar FV compara-

ración de activos de generación solar FV del promotor del proyecto, así como su fortaleza financiera para cumplir con sus aportes de capital y respaldar sobrecostos durante la construcción del proyecto. Un nivel adecuado de retorno contribuye a la alineación de los intereses del promotor y del financiador para que el proyecto sea desarrollado con éxito. Segundo, las fases de diseño y construcción de un proyecto solar FV incluyen múltiples elementos que son analizados por los financiadores.

Elementos del diseño y construcción

Foto: archivo.

• En el diseño: es importante verificar que el sitio seleccionado sea adecuado para el desarrollo del proyecto, en particular teniendo en cuenta las importantes extensiones de tierra requeridas para el montaje de proyectos FV de gran escala. La ubicación del proyecto considera la disponibilidad y variabilidad del recurso solar, topografía, temperatura, velocidad del viento, precipiLA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

OPINIÓN

do con otras tecnologías, los riesgos de sobrecostos y retrasos tienden a ser menores. Adicionalmente, los financiadores buscarán asegurarse que los permisos requeridos para la construcción y conexión al sistema estén en orden, y revisarán garantías y cláusulas penales incluidas en los contratos. Por último, el financiador requerirá la contratación de seguros para proteger los activos que respaldan la deuda.

Cuarto, una operación y mantenimiento inadecuados del proyecto afectan el desempeño del activo y su generación de ingresos. Es importante contar con un operador experto, indicadores de desempeño y garantías de fabricación y funcionamiento de los proveedores de la tecnología, así como un adecuado traspaso de riesgos entre los contratos de compraventa de energía y el contrato de operación y mantenimiento (O&M), si este último es aplicable al caso en concreto. Los elementos técnicos analizados por los bancos dentro de su estudio de un proyecto solar FV permiten establecer la solidez del mismo y se traducen en insumos que hacen posible cuantificar el monto de deuda que sus flujos de caja pueden pagar. Dentro de las métricas utilizadas para dimensionar la deuda se encuentran el nivel de apalancamiento, que en general se

Foto: archivo.

Tercero, los financiadores requieren un flujo de ingresos estable y predecible del proyecto. El riesgo asociado a la volatilidad de los ingresos del proyecto es mitigado mediante un contrato de compraventa de energía de largo plazo preferiblemente del tipo “take or pay”, en el que el comprador se compromete a adquirir la energía generada por el proyecto a un precio definido. La financiación de proyectos en los que la energía no está contratada es poco usual y resulta en parámetros de dimensionamiento de deuda más estrictos y, por ende, en un menor nivel de endeudamiento. A su vez, se analizan la calidad y viabilidad comercial del contrato y, en consecuencia, se estudian también la solidez financiera y la seriedad del comprador de energía. El plazo de la financiación, que podría estar entre los diez y quince años es, por lo general, algunos años inferior al plazo de los contratos de compraventa de energía.

La obtención del endeudamiento que los promotores requieren es fundamental para la industria solar en Latinoamérica.

encuentra entre el 50% y el 70% del monto de la inversión, según las características del proyecto. Otra métrica utilizada con el objetivo de establecer la capacidad para repagar la deuda es el indicador de cobertura del servicio de deuda. El indicador de cobertura de deuda, o DSCR por sus siglas en inglés, se calcula como el flujo de caja libre del proyecto dividido por el servicio de deuda (devolución del principal más pago de los intereses). Para proyectos solares, este indicador puede ubicarse entre 1,3 y 1,5. Por último, es usual que los financiadores requieran la constitución de una cuenta de reserva para el servicio de deuda y establezcan obligaciones que regulan la distribución de flujos a los promotores. En síntesis, la obtención del endeudamiento que los promotores requieren para desarrollar los proyectos, en condiciones financieramente atractivas, es fundamental para que la industria solar alcance su potencial en Latinoamérica. Para ese fin, en una financiación Project Finance los promotores deberán abrir el proyecto al escrutinio del financiador, que lo analizará de manera integral, buscando no solamente la predictibilidad de los flujos a través de la disponibilidad del recurso y los contratos de compraventa de energía, sino también con base en una medida del éxito del proyecto a través del análisis de la confiabilidad de la tecnología, el promotor y el operador.

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ENTREVISTA

El talento humano, la clave del éxito

Eduardo Rivodó Presidente de Industrial Consulting Group

a empresa ICG está enfocada en el arranque y las actividades de puesta en marcha para el adecuado desarrollo de las operaciones de la industria de Oil & Gas. Esta compañía cuenta con seis años de experiencia en Colombia y una destacada labor en dos de las más importantes obras de infraestructura del país. En entrevista con Colombia Energía, Eduardo Rivodó, presidente de Industrial Consulting Group, habló sobre los resultados obtenidos y el impacto de los proyectos adelantados en Puerto Bahía y la Refinería de Cartagena (Reficar). A su vez, Rivodó resaltó el conocimiento y las capacidades del equipo de profesionales de ICG como un factor esencial para alcanzar el éxito en los procesos adelantados.

Cuéntenos acerca de las actividades previas al desarrollo del proyecto y las actividades de puesta en marcha del trabajo adelantado en Puerto Bahía y la ampliación de la Refinería de Cartagena El proceso empezó con todas las pruebas funcionales previas al arranque en junio de 62 colombiaenergia.com

2015. Puerto Bahía es un terminal multipropósito, ubicado en Isla Barú, en la Bahía de Cartagena, que gracias a la contribución de ICG, tiene la capacidad de cargar barcos que transportan crudo hasta con un millón de barriles. El puerto consta de ocho tanques y se prevé que tendrá una capacidad de almacenamiento para líquidos cercana a los tres millones de barriles, así como un sistema de bombeo que puede llenar tanques reuniendo barriles en diecisiete horas. En este momento se lleva a cabo la estabilización de las operaciones y la introducción de más tanques para almacenamiento. Por otro lado, estamos realizando el proyecto para la ampliación y modernización de la Refinería de Cartagena. Reficar es ahora la refinería más moderna de Latinoamérica y consta de 31 plantas con catorce unidades de refinación.

Puerto Bahía es el segundo puerto en importancia de Colombia.

¿Cuáles fueron los resultados obtenidos con la realización de estos proyectos? Puerto Bahía es el segundo puerto en importancia de Colombia, con unas modernas instalaciones dispuestas para facilitar las exportaciones e importaciones de hidrocarburos, dándole lugar a una excelente flexibilidad operativa en el país. Las obras en la Refinería de Cartagena, por su parte, permitirán ampliar su capacidad de producción de 80.000 a 165.000 barriles de producto refinados: gasolina, jet, aceite combustible, diésel, gas propano y propileno. El objetivo de duplicar la refinación del petróleo se alcanzará logrando pasar a una configuración de catorce unidades de proceso y dos unidades de servicios industriales.

¿Qué impacto generan estos proyectos en el sector y en el país? El impacto de Puerto Bahía es fundamental porque Colombia cuenta con otra opción para la salida de sus hidrocarburos. Con este puerto se aumenta la competitividad de los generadores de producto y materias primas.

ENTREVISTA

¿De qué manera ICG garantizó la adecuada progresión de estos proyectos? Principalmente, nosotros garantizamos la excelencia gracias al talento de nuestro equipo

humano. Uno de los factores esenciales de la empresa es la alta calificación de las personas que están al frente de cada uno de los procesos técnicos. Tenemos la fortuna de contar con excelentes profesionales de Venezuela y Colombia, quienes están preparados para desarrollar de manera eficaz y rigurosa su trabajo. Además de las capacidades de nuestros profesionales, el otro componente que nos permite adelantar satisfactoriamente los proyectos es nuestra visión de calidad

integral, que abarca seguridad industrial, gestión de la salud ocupacional y protección ambiental. Adelantamos nuestro trabajo siendo responsables con el entorno y, por eso, desde hace dos años hacemos parte del Pacto Global de las Naciones Unidades, en materia de responsabilidad social empresarial. Nuestra tarea es reportar a este organismo la contribución que hacemos a los trabajadores, accionistas, la comunidad, los grupos de interés y el medioambiente. Tener un enfoque que involucre la responsabilidad social empresarial, la calidad, y la optimización de la seguridad y el talento humano es lo que, sin lugar a dudas, contribuye al éxito de nuestra empresa.

Las obras en la Refinería de Cartagena permitirán ampliar la producción de 80.000 a 165.000 barriles de producto refinado.

¿Cuáles son los próximos retos que asumirá ICG a corto y mediano plazo? Uno de los retos de la compañía es consolidarse en Cartagena. Aprovecharemos la experiencia después de nuestro trabajo en la infraestructura de Reficar para seguir con nuevos proyectos. Además, continuaremos con el desarrollo portuario y la expansión de la refinería. También le apuntaremos a mejorar la capacidad petrolera en el país. Colombia tiene varios campos pequeños con costos de producción mayores a US$40 por barril a diferencia de los grandes campos con costos bajos (entre US$11 y US$14 por barril). Con base en esto, la idea de nuestra empresa es contribuir a la reducción de los costos de producción y la optimización de las operaciones.

Foto: archivo.

Igualmente, se contribuye con el producto interno bruto (PIB) en casi un punto y se generan aproximadamente US$20 millones en ingresos para las refinerías. Ese aporte servirá para Colombia, a través de mayores inversiones para la industria petrolera y en proyectos sociales realizados en común acuerdo con el Gobierno. La Refinería de Cartagena tiene un impacto importante en la economía, ya que facilita el abastecimiento autónomo de gasolina, lo cual tiene un efecto positivo en la balanza de pagos. En conclusión, con estos dos proyectos se aumentan los ingresos, se mejora la balanza de pago y crece el producto interno bruto.

Igualmente, ICG se desplazará a México, donde participará, junto con dos socios, en la ronda I, fase tres de campos menores y mayores. En México existe la posibilidad que nos adjudiquen un campo, entonces, si todo sale como esperamos, tendremos la posibilidad de ser operadores petroleros en este país, que está abriendo su mercado a las empresas internacionales.

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INNOVACIÓN

Tecnología para mejorar la movilidad de los crudos pesados y extra pesados

La introducción de soluciones diferenciadoras que maximicen el ahorro e incrementen la rentabilidad son necesarias ahora que las compañías buscan aumentar su competitividad.

• Con información de la empresa Es sabido que los crudos pesados y extra pesados tienen dos principales desventajas para su comercialización, a saber la falta de fracciones livianas, que conlleva a un bajo precio en el mercado, así como las altas viscosidades y un alto punto de fluidez, que se traduce en altos costos de transporte a los centros de tratamiento y refinerías. Las opciones para remediar estos defectos son, por lo general, las siguientes: • El calentamiento del crudo, ya que la viscosidad decrece rápidamente con el aumento de la temperatura. • La utilización de diluyentes especiales o crudos más livianos. Ambas opciones buscan reducir la viscosidad y de esta forma mejorar su movilidad. Con base en lo anterior, se evidenció la necesidad de utilizar nuevas tecnologías que permitan convertir los crudos pesados y extra pesados en líquidos menos viscosos a un menor costo de inversión.

Existe la necesidad de tecnologías que nos permitan convertir los crudos pesados y extra pesados en líquidos menos viscosos. La tecnología Pristec, aumenta y mejora el contenido de las fracciones livianas de cualquier crudo, disminuye significativamente la viscosidad (hasta un 85%), aumenta moderadamente el grado API entre 3 y 4 puntos, dependiendo de la composición del crudo, y, adicionalmente, disminuye varios minerales y componentes metálicos. Esta tecnología puede implementarse a lo largo de toda la cadena de valor de la industria petrolera, comenzando aguas arriba (cabezal del pozo), siguiendo con el transporte y almacenaje, y

aguas abajo, al nivel de la refinería y donde se lleva a cabo la carga en tanqueros. En Venezuela, Pristec ha obtenido resultados certificados en el tratamiento de un crudo pesado de la Faja Petrolífera del Orinoco (12,5° API), que muestran reducciones en la viscosidad entre el 75% y el 85%, así como un incremento de 2,5°API (20%). Esta tecnología opera como un sistema de paso sin subproductos, enfrentando retos determinantes en el manejo de los crudos pesados con un bajo consumo energético y requerimiento de capital, ofreciendo así un alto potencial de creación de valor. La tecnología opera de una manera diferente a otras soluciones existentes y realmente representa un cambio de paradigma en la forma como la industria enfrenta estos retos determinantes en el manejo de los crudos pesados. Este mejoramiento de los crudos pesados emerge como un segmento en rápido crecimiento en las operaciones aguas arriba, intermedias y en refinación (aguas abajo).

En este orden de ideas, Pristec A.G. ha desarrollado una tecnología de craqueo sustentada en dos patentes, que se conoce como “craqueo en frío” (cold cracking). Este método aprovecha la acción de temperaturas de reacción más bajas y, por consiguiente, requerimientos de energía térmica más bajos que los que se encuentran en las refinerías convencionales. 64 colombiaenergia.com

Foto: archivo.

El craqueo en frío

INNOVACIÓN

Medios disponibles para ayudar el transporte de CP y CXP en tuberías

Aditivos que reducen fricción

Reducción de la fricción

Flujo anular C/A Reducción de viscosidad Mejoramiento parcial in-situ

Dilución/mezcla/ aditivos Calentamiento Emulsificación C/A

CP: Crudos pesados CXP: Crudos extra pesados

Ahorros y mejoras La tecnología Pristec es, en términos de inversión, costos de operación y consumo de energía, una opción a tener en cuenta. Además de lo anterior, vale la pena destacar que su utilización permite mayores ingresos mediante el incremento de las fracciones livianas. Se trata, asimismo, de una tecnología amigable con el medio ambiente, que cuenta con certificaciones independientes emitidas por entidades como SGS, Saybolt y Tecon Engineering El impacto de esta tecnología se da a lo largo de la cadena de valor, mediante el ahorro en costos e incrementos de valor de al menos US$10, a los niveles actuales del

Reducción del punto de fluidez

Esta tecnología puede implementarse a lo largo de toda la cadena de valor. precio del barril. Esto es particularmente cierto, cuando el crudo no es líquido, como en la producción de bitumen (por ejemplo en algunas operaciones en Canadá), y cuando se trata de crudo extra pesado (por ejemplo en Venezuela). Normalmente, en los campos de bitumen y de crudos pesados los operadores añaden

diluyentes costosos (crudos ligeros, gas condensado, nafta o químicos), para traer el crudo a un estado líquido a temperatura ambiente y facilitar su posterior transporte y comercialización. La tecnología Pristec del “craqueo en frío” ha demostrado la reducción de estos diluyentes por lo menos en un 50%, lo que conlleva a que la producción de crudos pesados y extra pesados sea rentable aun a los niveles de precios actuales. En este complejo entorno y con la necesidad de implementar soluciones creativas para la eficiente extracción de dicho tipo de crudos, se impulsa la innovación continua, que es el elemento diferenciador más relevante para las compañías del sector hidrocarburífero.

LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

SOSTENIBILIDAD

Sostenibilidad EEB instala paneles solares y reduce la huella de carbono

a Empresa de Energía de Bogotá (EEB), anunció la instalación de 56 paneles solares fotovoltaicos y de alta eficiencia que ya se encuentran en funcionamiento en las instalaciones de su sede. Estos paneles generan aproximadamente 110 kW/h/d en un día soleado. A través de esta iniciativa, se dejan de emitir 6,1 toneladas de CO2, equiparable al recorrido de 40.573 km de un automóvil, y a la reducción en emisiones que se conseguiría a través de la plantación de 156 árboles. Con este proyecto se ha generado energía por, aproximadamente 11,49 MW hora, según reporta la EEB. Esto reduce el impac-

to ambiental y permite la iluminación diaria de uno de los pisos del edificio donde se encuentran instalados los paneles, lo que ha contribuido a la reducción de costos en consumo de energía y a la disminución de la huella de carbono de la compañía. Ricardo Roa Barragán, presidente de la EEB, mencionó los beneficios de este proyecto: "Cada uno de los paneles genera 330 vatios. Este es un granito de arena en la responsabilidad que nos asiste con la sociedad futura y el planeta”. La iniciativa demuestra el compromiso con el medio ambiente y la generación de energía sostenible por parte de la EEB.

Reconocimiento a las buenas prácticas de ISA

uego de evaluar a 36 empresas de la categoría de mercados emergentes, ISA fue incluida en el informe anual de sostenibilidad publicado por RobecoSAM, con base en el índice de sostenibilidad Dow Jones. El estudio se enfoca en los aspectos económico, ambiental y social de las empresas evaluadas y determina la calidad de la gestión, la estrategia y el desempeño de las compañías en materia de sostenibilidad. Según el informe anual de RobecoSAM, la firma especialista en inversiones sostenibles que realiza la medición, ISA obtuvo resultados sobresalientes en aspectos como la protección a la biodiversidad, transparencia, rendición de cuentas, gestión de riesgos y gestión con las comunidades en su área de influencia, entre otros. La vicepresidente de Estrategia de ISA, Olga Patricia Castaño, destacó que "hacer parte del listado significa que la actuación genuinamente responsable de la compañía ha sido reconocida por los más altos estándares mundiales. Este sello aumentará la legitimi-

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dad ante nuestros grupos de interés, nos permitirá acceder a nuevos recursos financieros y, además, aumentará nuestro atractivo para los inversionistas y socios". La sostenibilidad es un enfoque de negocios que le ha permitido a la empresa gestionar de manera responsable, transparente y ética las oportunidades, impactos y riesgos económicos, medioambientales y sociales, con el fin de crear valor para sus grupos de interés, mantener su ventaja competitiva y contribuir al desarrollo en donde tiene presencia. "El reconocimiento nos demanda continuar con el enfoque estratégico que hemos adoptado para gestionar las oportunidades, riesgos e impactos inherentes al desarrollo económico, medioambiental y social que permitirán hacer viable a la empresa en el largo plazo, y trascender con desarrollo para las sociedades donde tenemos presencia", manifestó Castaño.

SOSTENIBILIDAD

Esfuerzos en la búsqueda de fuentes de energía alternativa

l aprovechamiento del gas licuado de petróleo (GLP), principalmente en procesos de generación eléctrica, como sustituto del diésel, viene influenciando de manera favorable la autosuficiencia energética en el ámbito mundial. A través de nuevas tecnologías e innovación se desarrollan procesos de exploración en la búsqueda de fuentes de energía alternativa. Ejemplo de lo anterior, es el esfuerzo de General Electric (GE) por generar energía usando un motor a gas Waukesha, utilizando GLP producido en una planta de Colgas, en Cundinamarca. Se han ejecutado demostraciones produciendo 375 kW a 1200 r.p.m. (revoluciones por minuto). El objetivo es capitalizar la disponibilidad del GLP en Colombia y aprovechar sus ventajas técnicas, ambientales y de ahorro en costos. El GLP, uno de los recursos energéticos más importantes que tiene el país, es utilizado en la actualidad como combustible doméstico en hornos, fogones y calentadores, entre otros. Este combustible gaseoso es el único que bajo presiones moderadas y

temperaturas normales puede ser transportado y almacenado de forma líquida. Por este motivo, la masificación de su uso representa una alternativa rentable e innovadora para el sector petrolero en el país, al ser una solución inmediata que permite reducir su costo de operación y producción. “La utilización de este gas, con los equipos Waukesha de GE, abre en Colombia un segmento con oportunidades que podrían ser valoradas en hasta más de 300 MW", comentó Felipe De Gamboa, gerente de Desarrollo de Negocios de GE Colombia. La disponibilidad del recurso, sus diferenciales en materia de costos y mantenimiento, así como su reducido impacto al medio ambiente convierten al GLP en una destacada fuente de energía. El aprovechamiento del GLP, principalmente en procesos de generación eléctrica y de transporte, podría convertir este recurso en una importante fuente para obtener la autosuficiencia energética y generar un desarrollo más sostenible en el país.

SOSTENIBILIDAD

Fuente: archivo.

Geotermia, la energía italiana desde el corazón del planeta

a reciente exhibición interactiva “Geotermia, la energía italiana desde el corazón del planeta”, les permitió a los visitantes comprender, experimentar y descubrir la geotermia, energía limpia que nace de las profundidades de la Tierra y cuyo aprovechamiento tiene un importante potencial en el país. Enel Green Power, empresa del Grupo Enel dedicada al desarrollo internacional y la gestión de fuentes de energía renovables, junto con la Pontificia Universidad Javeriana de Bogotá, celebró la muestra, con el objetivo incentivar la investigación de este tipo de energía en Colombia y abrir espacios académicos y técnicos que ayuden a la integración de nuevas fuentes de energía no convencionales a la matriz energética del país. Para Salvatore Bernabei, gerente general de EGP Chile, y para los paí-

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ses andinos, estas iniciativas “son oportunidades valiosas y muy concretas para contribuir al conocimiento de la geotermia, una energía que en Italia tiene más de cien años de exitoso desarrollo. En países como Colombia, donde hay un importante potencial geotérmico, es positivo visibilizar los beneficios de este recurso limpio y renovable que puede contribuir a diversificar la matriz energética”. La muestra buscaba potenciar el conocimiento de la geotermia entre los asistentes. Durante su recorrido, los invitados pudieron conocer la historia de la geotermia en Larderello, Italia, donde esta energía lleva más de cien años de desarrollo. A través de infografías, video y de tecnología touch screen, también pudieron interactuar y entender más sobre tecnología y medioambiente, dos elementos claves para la energía geotérmica.

SOSTENIBILIDAD

La sostenibilidad, eje fundamental de Codensa y Emgesa

as compañías Codensa y Emgesa, dedicadas a la generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, dieron a conocer su informe de sostenibilidad correspondiente al año 2014. En el informe se registran las actividades que desarrollaron las compañías y los resultados de esta gestión, con base en tres áreas de acción fundamentales: la social, la ambiental y la gobernanza. En esta publicación se resalta el trabajo con las comunidades en las zonas de influencia de las empresas y la gestión en materia de equidad de género, el fortalecimiento y compromiso por apoyar a los menores en su ciclo educativo, así como la inversión de $19.316 millones para el desarrollo de proyectos que apuntan al manejo adecuado de los ecosistemas en las zonas donde se desarrollan las

actividades de las empresas. En 2014, Codensa y Emgesa trabajaron por consolidar una cultura personal y empresarial basada en los valores, la ética, la transparencia y el buen gobierno. En este aspecto, se implementaron el Plan Tolerancia Cero con la Corrupción y el Código Ético, y se hizo un análisis de los riesgos. Por último, se presentaron las iniciativas de innovación tecnológica orientadas a la utilización de energía inteligente, dentro de las que se destacan los proyectos piloto de sistemas fotovoltaicos, encaminados a conocer y analizar la funcionalidad de esta tecnología y su desempeño en Bogotá y Cundinamarca, de tal manera que en un futuro cercano Codensa esté preparada para ofrecer esta alternativa amigable con el ambiente a los clientes que la requieran.

SOSTENIBILIDAD

Fuente: ministerio de minas y energía

Alcaldes y gobernadores electos de territorios hidrocarburíferos se comprometen con la Estrategia Territorial de Hidrocarburos

n el marco de la Feria de Conocimiento de la Estrategia Territorial de Hidrocarburos (ETH), liderada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), alcaldes y gobernadores electos de regiones hidrocarburíferas se comprometieron con el Gobierno y las comunidades a darle continuidad a esta estrategia, con el fin de garantizar el desarrollo sostenible de la industria y velar porque el sector continúe siendo una fuente de beneficios para las comunidades. La ETH es liderada por la ANH con el acompañamiento del Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio del Interior y Ecopetrol. A su vez, cuenta con el apoyo del Programa de las Naciones Unidas (PNUD). La ETH promueve la participación y construcción de alianzas con la comunidad, igualmente moviliza recursos para implementar acciones que favorecen el desarrollo local y la transformación de conflictos en diez departamentos del país. En lo que va corrido del año, la ETH realizó en el marco del Programa “Acciones Demostrativas”, inversiones en 44 municipios 70 colombiaenergia.com

que cobijaron 4.000 habitantes. La inversión inicial se calculó en $2.400 millones, sin embargo gracias a la construcción de alianzas estratégicas con otras entidades y gobiernos locales se alcanzó a invertir una suma de $5.500 millones. Bajo esta iniciativa se creó el Observatorio de Conflictividad para el Ministerio del Interior, a través del cual se sistematiza diariamente información y se difunde a los distintos actores, con el fin de permitir la toma de decisiones preventivas y oportunas. También se realizaron talleres de regionalización y de buenas prácticas ambientales y sociales, mediante los cuales se difundieron a más de mil personas de las comunidades los aspectos más relevantes que contienen los contratos de hidrocarburos. Adicionalmente, mediante la implementación y desarrollo de las acciones propias de la ETH se han atendido a la fecha 67 vías de hecho y 145 alertas tempranas.

ENERGÍAS RENOVABLES

Energías renovables Vehículo solar EPM-EAFIT fue noveno en el Bridgestone World Solar Challenge de Australia

En su segunda participación en el Bridgestone World Solar Challenge, el vehículo solar EPM-EAFIT corrió en la categoría Challenger Class, la más alta de la carrera y logró cruzar la meta, tras recorrer 3.000 km y atravesar Australia. Este logro constituye un importante hito para la ingeniería y la innovación colombiana. El Bridgestone World Solar Challenge 2015 comenzó en la ciudad de Darwin, al norte de Australia, y finalizó en Adelaida, capital de Australia Meridional.

Ingenieros de EPM, investigadores y estudiantes de EAFIT hicieron parte del equipo que construyó el vehículo solar con sello colombiano. A partir de este entusiasta grupo también se constituyó la tripulación. El apoyo de EPM al proyecto y al desarrollo de energía solar está motivado en las aplicaciones del conocimiento adquirido sobre la electrificación de zonas no interconectadas. Anteriormente, en su primera participación en el Bridgestone World Solar Challenge, en 2013, el vehículo solar EPM-EAFIT ocupó la casilla 13, entre 47 equipos de 26 países. Por su innovación y el reto que representa para la ingeniería nacional, el vehículo recibió en 2014 el Premio Nacional de Ingeniería, que otorga la Sociedad Colombiana de Ingenieros. Ese mismo año también obtuvo el galardón de la Sociedad Antioqueña de Ingenieros y Arquitectos (SAI).

Foto: archivo.

l carro solar EPM-EAFIT, desarrollado con tecnología colombiana, tuvo una destacada actuación en el Bridgestone World Solar Challenge 2015, una de las competencias de carros solares más importante del mundo, al ubicarse noveno entre los veintitrés vehículos que participaron.

LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

OPINIÓN

En busca de la competitividad Debemos acomodarnos a la nueva realidad de los precios internacionales del petróleo que incidió fuertemente en el sector hidrocarburífero. Sin embargo, el asunto crítico es el de ser competitivos en esta nueva realidad y ajustarnos a un panorama de retos.

Juan Carlos Rodríguez Esparza Director ejecutivo, Acipet

a capacidad de desarrollarse y progresar tiene muchas vías y cada una juega un papel importante para el cumplimiento de las metas propuestas, tanto por la industria, como por el Gobierno nacional. Definir un government take conforme a esta realidad hace parte de uno de los ajustes necesarios en esta coyuntura, y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) adelanta un trabajo importante para encaminar nuevamente al país hacia la competitividad del sector frente a los países vecinos y de América Latina. La ANH tiene

clara la importancia de recuperar la dinámica de la inversión extranjera directa, que ha presentado una contracción considerable en lo corrido del año.

Iniciativas y desincentivos En septiembre de 2015, el Ministerio de Minas y Energía, en conjunto con la ANH, presentaron al sector petrolero los resultados del estudio “Mejorando la Competiti-

vidad del Sector de Hidrocarburos”, focalizado en cuatro estrategias: 1. Mejorar la prospectividad, destacando el levantamiento de la información a través de sísmica multicliente. 2. Fortalecer a la ANH, generando estrategias de salida al mercado, asignando permanentemente áreas en forma directa al mejor postor. 3. Proyectos económicamente más atractivos, buscando liberar actividades de programas mínimos y el ajuste en el government take.

Gráfica 1 Inversión extranjera directa 2000-2015 18.000

14.000 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0 2000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Sector Petrolero (MUSD)

72 colombiaenergia.com

Subtotal Resto de Sectores (MUSD)

TOTAL

Fuente: banco de la república, Subgerencía de Estudios Económicos.

16.000

OPINIÓN

Gráfica 2. Pozos exploratorios perforados en Colombia 140 126

115

112

113

100 80

LLM

Nº de Pozos Exploratorios

120

131

35 28 18

21 14

0 2000

2001

2002

2003

2004

4. Tiempos y procesos eficientes, creando líneas base ambientales unificadas, definiendo tiempos máximos de licenciamiento ambiental, así como estandarizando, codificando y optimizando procesos relacionados con el entorno social. Además de lo anterior, los acuerdos 2, 3 y 4 de la ANH buscan minimizar el impacto por la caída de los precios. Sin embargo, estos esfuerzos positivos han sido contrarrestados por otras medidas, como la reforma tributaria (Ley 1739 del 23 de diciembre 2014), que pretende lograr un mayor recaudo fiscal por el efecto de la caída de los precios del petróleo y cubrir el faltante del presupuesto nacional del año 2015 que alcanzó los $12,5 billones. Esta reforma tributaria fue diseñada para desestimular la inversión en el sector, porque el impuesto a la riqueza tiene como base gravable el patrimonio y no los ingresos, con lo cual hay un gravamen sobre los activos.

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

*2015

Fuente: ANH.

Una mirada comparativa

para Brasil, con un comportamiento un poco más parecido al colombiano, se incrementó un 42%. Por su parte, el índice para Chile presentó un aumento del 23% y el de México subió 34%. Con una variación más negativa que la colombiana solo están los indicadores de nuestros vecinos de Ecuador, con un crecimiento del 93%, y Venezuela, con un aumento en el riesgo país del 147%.

Por otra parte, analizando el Índice de Bonos de Mercados Emergentes (EMBIG, por su siglas en inglés), que determina el riesgo país, este indicador para Colombia, en lo acumulado hasta la segunda semana de septiembre de 2015, aumentó en un 45% con respecto al acumulado para la misma fecha en 2014. Y si miramos a nuestro alrededor, la estadística no es favorable. Por ejemplo, en este mismo periodo el indicador para Perú aumentó 21%; el de Argentina disminuyó un 24%, y el índice

Es preocupante la situación actual analizada desde el punto de vista comparativo y de otros factores ya mencionados, sumados a la situación socioambiental y de seguridad física en zonas petroleras, que llevaron a que tan solo en el primer semestre del presente año la actividad exploratoria onshore (perforación y sísmica exploratoria) haya caído en más del 90% (ver gráficas 2 y 3), con efectos también en la operación de mantenimiento de la producción.

En el primer semestre del presente año, la actividad exploratoria onshore cayó más del 90%.

LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

OPINIÓN

Por lo anterior, como asociación, estamos altamente preocupados por la estabilidad de las empresas del sector, ya que esta coyuntura las pone en un riesgo financiero, obligándolas a cerrar o abandonar el país y esto ocasiona una pérdida de empleo en la industria que supera las 40.000 personas.

La pérdida de empleo en la industria petrolera supera las 40 000 personas.

Si bien es cierto que el Gobierno necesita para sus finanzas mantener en promedio una producción de petróleo por encima del millón de barriles, somos enfáticos en decir que hay que tener mucho cuidado con el efecto que ocasiona la parálisis de las inversiones en exploración, ya que esto acarreará más problemas a la economía nacional en los años venideros. Con el ritmo actual de exploración y producción, a corte del 31 de diciembre de 2014 solo contábamos con reservas para los próximos 6,4 años. Por lo tanto, si no incorporamos más reservas con nuevos hallazgos o proyectos económicos que incrementen el factor de recobro de los campos actuales, podremos estar llegando a niveles de déficit fiscal muy por encima del 5% del PIB en el corto plazo, con un fuerte impacto en las finanzas del Estado.

Los proyectos offshore, de ser comerciales, mitigarán en gran medida este impacto. Ahora bien, esto se percibiría a largo plazo, ya que su producción comenzará tan solo a partir de 2025. Por otro lado, los proyectos en yacimientos no convencionales podrían mostrar resultados a mediano plazo y aportar producción dentro de cuatro a seis años, si se verifica que son económicamente viables. El reto, por ahora, es crear las condiciones para estimular los proyectos onshore y ahí es donde debemos fijar la atención, enfatizando la necesidad de mejorar nuestra competitividad. Es por esto que consideramos muy importante apalancar al sector de hidrocar-

buros. Consideramos que además de los ajustes que se han venido realizando en el Ministerio de Minas y Energía a través de la ANH, el Ministerio de Hacienda puede implementar los incentivos necesarios en materia fiscal. De esta manera, el país recuperaría el rumbo y seguirá siendo sostenible en el tiempo una producción mayor al millón de barriles. Esta dinámica permitirá reactivar la industria, mejorar el empleo en el sector e incorporar las reservas necesarias para el desarrollo, garantizando una paz duradera en Colombia, a la cual todos le estamos apostando y aportando. Los ingenieros de petróleos pueden brindar conocimiento para alcanzar una exploración exitosa, adicionar reservas, incrementar la producción y mejorar el factor de recobro. Para cumplir con este objetivo, se debe desarrollar y aplicar la tecnología adecuada en un marco del desarrollo sostenible. Sin embargo, se requiere que exista la inversión necesaria para que no se limiten o cancelen los proyectos de exploración y desarrollo.

Gráfica 3. Km de sísmica equivalente en Colombia 45 000 40.472

40 000 35 000 28.529

30 000 26.491

25.965 23.963

25 000 20.117

20 000

18.205 16.286

15 000

12.671

11.896 9.970

10 000 5 000 1.355

2000

2.399

2001

74 colombiaenergia.com

2.068

2002

3.470

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

*2015

Fuente: ANH.

6.767

LATIN AMERICA ASSEMBLY AND DINNER

27 - 28 JANUARY 2016 HILTON AND DINNER AT JW MARRIOTT, BOGOTÁ, COLOMBIA

13 COUNTRIES WERE REPRESENTED IN 2015 300+ IN ATTENDANCE 23% OF THE AUDIENCE ARE INVESTORS

ALEXANDRA (SASHA) ASHIKHMINA (general enquiries and speaking enquiries) +44 7506688 044 | aa@oilcouncil.com

Find us on

VIKASH MAGDANI (Sponsorship Enquiries) +1 212 813 2954 | +1 347 633 7734 vikash.magdani@oilcouncil.com

@TheOilCouncil www.oilandgascouncil.com

Amongst 2016 Speakers Gary Guidry CEO, Gran Tierra Energy

Partners

John Wardle CEO, Amerisur Resources plc.

Paul Zecchi Chairman and CEO, Central Resources

AGENDA

27 al 28 de enero Hotel Hilton JW Marriott, Bogotá

11 de febrero NH Collection WCT Royal, Bogotá

18 al 19 de febrero Centro de Convenciones, Cartagena

16 al 18 de marzo Hotel Hilton, Cartagena

11 al 13 de mayo Hotel Hilton, Cartagena

76 colombiaenergia.com

Oil & Gas Council Latin America Assembly

En el Hotel Hilton JW Marriott de la ciudad de Bogotá estarán presentes los líderes de la industria del petróleo y gas de Latinoamérica. El evento reunirá a delegados del Gobierno y empresarios, quienes tendrán la oportunidad de debatir y profundizar sobre los retos y desafíos del sector minero-energético en la región, la gestión de riesgos, alianzas estratégicas, fusiones y adquisiciones, y la exploración de nuevas fronteras en Latinoamérica.

5th Annual Colombian Investors Forum 2016 Markets Group tiene el gusto de invitar a los empresarios de la industria mineroenergética colombiana al 5º Foro Anual de Inversionistas. Esta es una oportunidad única para aquellos que buscan comprometerse con los actores más relevantes en la región, así como desmitificar el proceso de asignación de activos y la recaudación de fondos en Colombia.

Colombia Genera 2016 Este el espacio idóneo para discutir sobre el futuro del petróleo, de la energía y de la minería. Colombia Genera 2016 busca promover el fortalecimiento de los encadenamientos productivos para el desarrollo del país. Este es un escenario para comprender mejor la coyuntura actual y entender mejor las perspectivas a futuro.

XIX Congreso Naturgas 2016 La Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), sigue trabajando en el fortalecimiento del sector en Colombia con este evento. En el Congreso se analizará el papel del gas natural en el nuevo entorno mundial, así como los factores de competitividad, el abastecimiento, la normatividad y la sostenibilidad entorno a la industria.

12° Congreso Internacional de Minería y Petróleo Cinmipetrol 2016 Cinmipetrol es un escenario para el intercambio comercial que invita una vez más a empresarios, representantes del Gobierno, así como inversionistas locales e internacionales a reunirse en un mismo lugar para discutir y plantear mecanismos para que la industria minero-energética continúe creciendo de la mano de las compañías y las autoridades locales.

El evento internacional líder, apoyando la economía colombiana Producido por

Respaldado por

1 y 2 de junio del 2016 | Bogotá, Colombia

Ponentes distinguidos han incluido:

Tomás González Ministro de Minas y Energía Colombia

Senador Juan Diego Gómez Jiménez

Senador Comisión Quinta

Max Antonio Torres

Max Brouwers

Vicepresidente de Exploración Ecopetrol

Vicepresidente de Exploración para América Latina Shell

Agradecemos a las organizaciones que respaldaron el evento en el 2016

Agradecemos a nuestros patrocinadores del 2016 Patrocinador de Oro

Patrocinador de Plata

Patrocinadores de Bronce

Para mayor información y asegurar su participación, comuníquese con Mariya Incheva en el +44 20 7978 0034 ó al email colombia@thecwcgroup.com

Aporte de Conocimiento por

www.cwccolombia.com

GENTE

Torneo de Golf Acipet 2015 El pasado 2 de octubre, la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet), celebró la vigésima primera versión del tradicional torneo de golf para los principales partícipes de la industria de hidrocarburos.

Más de cien jugadores, entre representantes de compañías operadoras y de servicios, se dieron cita para este evento. El espacio permitió fortalecer los lazos comerciales entre los participantes del torneo.

Edgar Aguirre y Carlos Arenas.

Pedro Ruiz y Patricia de Ruiz.

Equipo Cepsa.

Sustainable Renewable Energy Development La Embajada de Noruega recibió, por primera vez, una delegación de empresarios procedentes de este país, expertos en el sector hidroeléctrico. La comitiva fue liderada por la organización Intpow (Norwegian Renewable Energy Partners), y contó con el apoyo de la organización ICH (International Center for Hydropower), en el marco del seminario 'Sustain-

78 colombiaenergia.com

able Renewable Energy Development'. El evento fue un espacio ideal para hacer contactos y el aprendizaje en esta materia. Este seminario contó con la participación de representantes de Isagen, EPM, Ingetec e Integral, así como representantes de varios ministerios y entidades regulatorias colombianas.

GENTE

Una " Shellfie " muy especial Una vez más, los empresarios de la industria minero-energética colombiana se dieron cita en el NH Collection Bogotá Teleport Royal, antiguo Hotel Radission, con motivo del ya conocido Club de Petroleros. Shell, compañía petrolera con gran recon-

Equipo Shell.

ocimiento y experiencia en la industria petrolera mundial, ofreció una velada en la que los empresarios asistentes pudieron conocer las novedades que la empresa tiene para este importante mercado. La noche permitió fortalecer la presencia de la

marca, el relacionamiento con dirigentes de diferentes compañías y compartir con los asistentes el liderazgo en tecnología e innovación de Shell, que se ve reflejado en su portafolio de productos.

Waldyr Rodriguez, Juan Fernando Martínez y Javier Moros.

VIDA ENERGÉTICA

Vida energética

Foto: archivo.

Grupo Walking Colombia, pioneros del verdadero turismo sostenible

n 2012 un grupo de emprendedores creó el Grupo Walking Colombia, un proyecto que cambiaría la perspectiva de los miembros de su equipo y aquellos que han participado de sus iniciativas. Esta empresa está enfocada en ofrecer planes turísticos y paquetes vacacionales a todo destino, alrededor del globo, con un claro distintivo a favor de la responsabilidad ambiental. En un mundo en el que el consumo de recursos naturales se ha duplicado en los últimos cincuenta años, la presencia de empresas sostenibles en el mercado se hace inminente. Por esta razón, el Grupo Walking Colombia imprimió su conciencia por el cuidado de la naturaleza en su estructura y los servicios que ofrece para satisfacer las necesidades de sus clientes de viajar utilizando diferentes medios de transporte. 80 colombiaenergia.com

El modelo de negocios de la empresa está diseñado con la colaboración de Jonathan Scott, fundador del Center for Productivity and Sustainability, con sede principal en Holanda. Este respaldo ha hecho posible el desarrollo de operaciones y procedimientos internos enfocados en reducir nuestra huella ecológica, siendo conscientes de que todas nuestras actividades afectan al medio ambiente. Por esa razón, el Grupo Walking Colombia destina un porcentaje de cada venta a minimizar los impactos negativos en nuestro entorno. Así, con la ayuda de sus clientes, la compañía garantiza donaciones a distintas ONGs, por cada servicio que presta a la comunidad, incluyendo vuelos, hoteles, alquiler de autos, paquetes vacacionales, etc. Actualmente, esta contribución se traduce en la adopción simbólica de un árbol, el cuidado

de una hectárea de árboles o la protección de una tortuga, miembro de la familia Caguama, que actualmente está en peligro de extinción. Las distintas opciones previstas dependen de los viajes que una persona en particular haga con Grupo Walking Colombia. Además de este esfuerzo, cada persona o empresa involucrada recibe un certificado con la información relevante sobre el ser vivo al cual ha ayudado a conservar. Con estos programas la compañía ha desarrollado un modelo de negocios que, según sus estimativos, puede ayudar a conservar hasta 1.052 hectáreas de selva amazónica por empleado durante cada año de operación. La meta del Grupo Walking Colombia es consolidarse como la empresa líder en turismo sostenible en Colombia para el año 2020, apoyándose en valores corporativos como la responsabilidad, la innovación y el compromiso con sus clientes.

ÍNDICE

Índice de compañías y organizaciones COMPAÑÍAS Y ORGANIZACIONES MENCIONADAS

Asociación Colombiana del Petróleo 43 Agencia Internacional de Energía (AIE) 56 Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) 11, 24, 25, 26, 28, 42, 43, 44, 45, 68, 70, 71 Agencia para el Desarrollo del Comercio Exterior de Malasia (Matrade) 28 Anadarko 16, 17 Asociación Colombiana de Ingenieros de Petroleos (ACIPET) 70, 76 Banco Mundial 20 Bancolombia 7, 56, 57, 58 Cámara Colombina de Bienes y Servicios Petroleros (CAMPERTROL) 44 Codensa 47, 51, 52, 53,67 Compañía Expertos en Mercados (XM) 55 Ducatti 33 Eafit 69 Ecopetrol 16, 17, 22, 34, 35, 68 Embajada de Noruega 76 Emgesa 30, 67 Empresa de Acueducto y Alcantarillado de Bogotá (EAAB) 54 Empresa de telecomunicaciones de Bogotá (ETB) 54 Empresas Públicas de Medellín (EPM) 29, 69, 76 Enel Green Power 66 Energy Recovery Inc. 47 Enhanced Oil Recovery (EOR) 30 Equitable Origin 37, 38, 39, 40, 41 Fitch Rating 27 General Electric (GE) 65 GMP 20 Grupo de Energía de Bogotá 9, 27, 54, 64 Grupo Enel 66 Grupo Walking Colombia 66, 78 Hocol 30

82 colombiaenergia.com

Inbexcol 65 Industrial Consulting Group (ICG) 31, 60, 61 International Finance Corp. 20 ISA 64 Kentz 20 KGM 20, 21, 23 Lupatech 46 Mansarovar 30 Masa Mecánicos Asociados 19, 20, 21, 22, 23 Ministerio de Minas y Energía 24, 43, 68 Ministerio del Interior 68 Norton Rose Fullbright Colombia 42, 43, 44,45 Oficina Nacional de Diálogo y Sostenibilidad (ONDS) 40 Organización Mundial del Trabajo Pacific Explortation &Production Corp. 29, 30 Patrobras 16, 17, 30 Pontifica Universidad Javeriana 66 Reficar 19, 20, 22, 23, 60 Repsol 17 Saybolt de Colombia Ltda. 63 Schlumberger 47 Scientific American Magazine 38 Secretaría de Desarrollo Económico de Bogotá 54 SGS 63 Shandong Kerui Petroleum 30 Shell 17, 32, 33, 55, 77 Sociedad Atioqueña de Ingenieros y Arquitectos (SAI) 69 Summit Energy 62, 63, 67 Tecon Engineering 63 Transportadora de Gas Internacional (TGI) 27, 54 Ulterra 13 Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) 52, 55 Universidad Industrial de Santander 59

LISTA DE ANUNCIANTES

Universidad Nacional de Colombia 48, 49 Universidad Pontificia Bolivariana 55 Weatherford 46 World Energy Council 38

Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) 11 Asociación Nacional de Empresarios de Colombia (Andi) 31 Aveva 5 Bancolombia 7 C WC Group C olombi a Oi l and G as 75 Grupo de Energía de Bogotá 9 Grupo Walking Colombia 77 Inbexcol 65 Industrial Consulting Group (ICG) 15 Intercolombia 2 Key Teamwork Solutions 27

Kodiak Services Inc. Naturgas Mocion Panasonic Roke Technologies Ltd. Shell Summit Energy Tenaris Oil and Gas Council Ulterra

23 81 79 21 23 55 67 82 73 13

Universidad Industrial de Santander 59

AVISO-CONG_NATURGAS_NOV18.pdf

CMY

18/11/15

9:31 a.m.