¿Gas hasta el 2019?

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petróleo gas

&

AÑO 2 | EDICIÓN 04 | ABRIL - MAYO DE 2013 | COLOMBIA | ISSN 2322-7869

Con Biomax se va la última nacional

10

Brasil hace gran ronda petrolera

14

Las grandes petroleras que exportan

28

¿Salvará el petróleo a Maduro?

36

Barranca, gran alianza público-privada

46

GAS ¿hasta el 2019?

El país podría tener desabastecimiento de gas para la industria de no tomarse las medidas que garanticen nuevas reservas.

Advertencia de la ANDI.

4 contenido

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Documento

Gas

30 EMPRENDIMIENTO

14

¿hasta el 2019?

En cadena con petróleo y minería

32 proyector

El pico es de demanda

36 vecinos

¿Salvará el petróleo a Maduro?

6 OPINIÓN DEL DIRECTOR

38 perfil país

8 apuntes

40 tecnología

México lindo y petrolero

Cuidado con la ilusión

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Demanda a BP por el “gran derrame”

10 negocios

Con Biomax se fue la última

36

La energía del hielo

44 inVERSIÓN

Biocombustibles, una mezcla con futuro

46 región

12 ACTUALIDAD

Barrancabermeja, una alianza petrolera

Venganza de los políticos Peligra ahorro de energía y gas | 13 El ejemplo brasileño | 14

16 DOCUMENTO

Propuesta de agenda para la cadena del gas en Colombia

48 indicadores

46

26 LA GRÁFICA

Evolución de la IED en minería y petróleo, en los últimos diez años en Colombia

28 EMPRESAS

Petroleras, líderes en exportaciones Abril | Mayo 2013

Las cifras del sector

50 PERFIL

Nuevo maquinista en la AHN

6 opinión del director

SILVERIO GÓMEZ CARMONA, Director

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En el caso de países como Colombia, los mismos factores que han empujado a su economía en los últimos años y la han colocado en una situación de relativa bonanza, hoy comienzan a pesar en sentido contrario y a dar señales de incertidumbre.

Cuidado con la ilusión

L

os precios internacionales del petróleo y de los minerales están a la baja. En el caso particular del crudo, se estima que es consecuencia de una menor demanda de China y de un aumento en la oferta e inventarios de Estados Unidos. Lo cierto es que el precio del crudo que negocia Colombia ha caído este año cerca del 10%.

Y no es solo el petróleo. El oro ha registrado una reducción del 30% y el carbón mantiene la tendencia bajista del año anterior. Nadie tiene certeza de lo que va a pasar.

En el caso de países como Colombia, los mismos factores que han empujado a su economía en los últimos años y la han colocado en una situación de relativa bonanza, hoy comienzan a pesar en sentido contrario y a dar señales de incertidumbre, que gradualmente pueden sentirse en las cuentas del sector externo y las cuentas fiscales.

Un solo ejemplo lo dice todo. El año anterior, las importaciones de la industria manufacturera superaron los US$42.000 millones, mientras las exportaciones de ese sector solo superaron los US$10.000 millones. El excedente lo cubrió el petróleo y los minerales. Es claro que el panorama hubiera sido muy distinto si no se hubiera dado esa coyuntura de altos precios.

Una evaluación similar se puede hacer en el caso de las finanzas públicas, pues los recaudos que genera la industria extractiva, comenzando

por Ecopetrol, se han convertido en el soporte del fisco.

Plantear soluciones tales como que el país debe buscar afanosamente un aumento de la producción o agotar rápidamente las reservas no tiene mucho sentido y no pasa de ser un discurso. Hay limitaciones estructurales para que eso sea realidad a corto plazo.

Lo que sí es claro es que quienes manejan la política económica deben comenzar ya a pensar en lo que significa una destorcida de los ingresos del sector externo y de los recaudos, y dejar de seguir creyendo que somos un país rico que puede usar indefinidamente el gasto público para subsidiar a quien lo pida, regalar bienes y decretar exenciones impositivas o tarifarias para estimular artificialmente el crecimiento de la economía.

Es evidente que Colombia no es un país petrolero como Venezuela. Los datos muestran que las reservas solo nos alcanzan hasta el año 2017 cuando el vecino tiene petróleo para 150 años. Ellos pueden hacer fiestas y no les pasa nada. Aquí, la cosa es distinta.

Para el Gobierno vecino, la política económica se asimila a la petrolera. En nuestro país, el manejo de la economía tiene en el petróleo solo un elemento que es importante; pero que no la sustituye.

Abril | Mayo 2013

<Silgom2012@hotmail.com>

8 APUNTES

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Más etanol a gasolina

Alargan las rondas petroleras

Los ministros brasileños de Hacienda, Guido Mantega, y de Minas y Energía, Edison Lobao, anunciaron un aumento del 20% al 25% de etanol en la gasolina, en vigencia desde el 1 de mayo. Este país es el mayor productor de azúcar y el segundo de etanol. El Gobierno también dará una compensación a los productores para reducir la incidencia de impuestos en el precio del etanol, que actualmente representa 0,12 reales (US$0,06) por litro.

El Comité Especial de Licitaciones Hidrocarburíferas (Colh) de Ecuador prorrogó hasta el 16 de julio el plazo para la recepción de las ofertas de las licitaciones de los bloques petroleros de la Ronda Suroriente Ecuador o Décima Primera Ronda. La medida fue adoptada por pedido de varias compañías interesadas en participar y tener un tiempo adicional para profundizar la evaluación geológica de los bloques.

Demanda a BP por el “gran derrame” cinco estados ribereños del golfo de México.

“Este es un caso de Florida. Queremos que se traiga a los tribunales de Florida; por eso hemos presentado la demanda en Panama City”, dijo Bondi en una entrevista con el periódico The News Herald.

No se sabe el tiempo de duración del litigio, pero no se descarta la posibilidad de llegar a un acuerdo entre las partes, que de lograrse liberaría a BP y a Halliburton, la contratista, de cualquier otra futura demanda.

“Florida merece algo major, y nuestra demanda busca recuperar todas las pérdidas generadas por este desastre”, es la opinion de la fiscal, y hasta el momento, “BP no ha reconocido”, sostuvo la fiscal al periódico.

La emergencia se produjo el 20 de abril de 2010, cuando se incendió la plataforma Deepwater Horizon, a 75 kilómetros de la costa a fiscal general de La Florida, La demanda fue presentada en de Luisiana. La mancha de petróPam Bondi, interpuso una el Distrito Norte de Florida, en Pa- leo se extendió a humedales en demanda por US$5.500 mi- nama City, tres años después del el delta del Misisipi, donde viven llones contra la British Petroleum accidente en la plataforma Dee- 400 especies animales protegidas, (BP) por las pérdidas dejadas por pwater Horizon, operada por la y a las costas de los cinco estala catástrofe ecológica en una pla- británica BP, la cual se incendió y dos ribereños del golfo de México: taforma petrolera en el 2010 en el causó once muertos, además de Luisiana, Misisipi, Alabama, Flogolfo de México. contaminar humedales y costas en rida y Texas.

Tres años después de la emergencia que afectó a cinco estados, las secuelas no cesan. Podría llegarse a un acuerdo anticipado.

L

Abril | Mayo 2013

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Montan fondo petrolero para ayudar a YPF El Gobierno de Argentina creó un fondo por hasta US$2.000 millones para la producción de hidrocarburos, pero su principal beneficiario sería la petrolera YPF, controlada por el Estado argentino tras la expropiación del 51% de las acciones a la española Repsol. El fondo, creado por el Ministerio de Economía, se aplicará a través de un fideicomiso que el Estado nacional constituirá a través del estatal Banco de la Nación Argentina.

Mucho petróleo y sin energía En menos de tres años, Venezuela, el país con las reservas petroleras más grandes del mundo, decretó una segunda emergencia eléctrica, en esta oportunidad por 90 días. El Gobierno del presidente Nicolás Maduro tomó la medida ante apagones y racionamientos que afectan a la población desde hace varios meses. En el 2010 también decretó una emergencia por 150 días para comprar equipos. Corpoelec es el organismo que creó el gobierno de Hugo Chávez en el 2007, tras la nacionalización del sector eléctrico.

Repsol no se rinde por expropiación Un año después del anuncio de la expropiación del 51% de las acciones de la española Repsol en YPF, la petrolera argentina sigue buscando socios para poder explotar el gigantesco yacimiento de Vaca Muerta, mientras el grupo español sigue litigando en tribunales internacionales para que el Gobierno pague por la expropiación. YPF terminó el 2012 con un beneficio neto de US$770 millones, un 12,2% menos que en el 2011. Su plan de inversiones es por US$7.000 millones anuales, en promedio, entre 2013-2017.

APUNTES 9

Canacol quiere proteger a accionistas La petrolera Canacol Energy anunció un plan para proteger a sus accionistas, mediante una comunicación enviada a la Superfinanciera. “La junta directiva y la gerencia consideran que la actual valoración de mercado no es acorde con los actuales avances de la corporación y de sus negocios”, sostiene la compañía. La acción, que a principio de año estuvo por encima de los $6.400, ha perdido valor de forma permanente.

10 NEGOCIOS

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Con Biomax se fue la última La distribución de combustibles regresa a control total de extranjeros con la venta de una de las empresas colombianas más jóvenes y dinámicas.

E

l mercado de la distribución de combustible y sus derivados en Colombia ha estado siempre concentrado en pocas grandes empresas, que son Terpel, Chevron-Texaco y Exxon-Mobil y, más recientemente, Petrobrás, que adquirió la operaciòn de Shell. Todas ellas, companías extranjeras, pues la primera fue adquirida ya por chilenos.

En el 2004 fue creada Biocombustibles-Biomax, una firma familiar, liderada por dos hermanos, que gradualmente se abrió paso en el mercado, entró a la bolsa a finales del año 2010; pero que en el 2011 dio el gran salto al comprar a Brio de Colombia y aumentar así su participación en la torta y su capacidad para competir en un mercado de grandes. La primera transacción de la acción en bolsa se hizo a $765, y un año después, su valor estaba en $1.420. Y el año pasado se colocó por encima de $1.500.

La semana pasada se conoció la venta de Biomax: Petroholdings, a través de UNO-Colombia, ofreció comprar inicialmente la mayoría, y en un lapso máximo de tres años completar el total de la compañía colombiana. Y el negocio ya se acordó y se celebró.

La oferta pública de adquisición (OPA) incluye un pago de $1.775 por acción. La Asamblea de Accionistas de Biomax aprobará una emisión de acciones ordinarias, con derecho a suscripción preferencial, por una cifra cercana a los $55.000 millones, a un precio de suscripción calculado en $1.700 por acción.

COMPOSICIÓN MERCADO DE LA DISTRIBUCUCIÓN DE COMBUSTIBLE Y SUS DERIVADOS EN COLOMBIA 1988

OTROS

1%

CHEVRON

18%

MOBIL

25%

TERPEL

29%

EXXON

27%

2008 EXXON MOBIL

28%

TERPEL

38%

CHEVRON

16%

Brio

5%

Zeuss

1%

Petrobras

4%

Petrocomercial

1%

Entre Biocombustibles mayoristas

1%

3%

Petromil

3%

portante de la región centroamericana, con presencia en Honduras, Guatemala, Nicaragua, El Salvador, Costa Rica y Belice.

Petroholdings tiene seis terminales de almacenamiento con capacidad total de 2,43 millones de barriles en Guatemala, Honduras, Nicaragua y El Salvador, donde, además, es copropietaria de Refinería Acajutla S.A. (RASA).

Petroholdings está presente en ocho aeropuertos en cinco países de la región con Uno Aviation, para suplir a las más importantes líneas aéreas que operan en la región.

Según Fendipetrol, la demanda de combustibles líquidos en Colombia ha venido creciendo a un ritmo lento en los últimos años, debido a factores como nuevos sistemas de transporte, nuevos automóviles con motores cada vez más eficientes, que permiten un mayor kilometraje por galón de combustible; el gas natural vehiculas (GNV), que se metió en el mercado y capturó a clientes que consumían combustibles líquidos.

En el otro lado de la ecuación, la oferta de combustible en el país ha crecido de manera importante en los últimos años, pues el número de estaciones de servicio aumentó más del doble en los últimos años, lo que trae como consecuencia que las ventas por estación de servicio se disminuyan.

La estructura de precios de un galón de combustible indica un promedio de 10% en el margen mayorista y minorista, lo cual es un estímulo al negocio en el país, agregado a la caja que brinda.

Petroholdings posee una operación totalmente integrada, que abarca la importación, almacenamiento, distribución mayorista, transporte y distribución minorista de combustibles, lubricantes, asfalto, llantas, así como una ro- Un caso de estudio A diciembre del 2010, Biomax busta cadena de tiendas de conveniencia. Su cadena de estaciones tenía 323 estaciones de servicio y de servicio es la más grande e im- Brío de Colombia, 277. Al cierre de Abril | Mayo 2013

NEGOCIOS 11

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2011, como resultado de la adquisición, entre las dos contaban con una red de 685 estaciones de servicio, 146 contratos en el canal de industria, lo que da en total 830 contratos, y lograron un crecimiento del 14% en la ampliación de la red de estaciones de servicio, según información del centro académico CESA. Con la compra, la compañía pasó de tener presencia en 311 municipios en 25 departamentos en el 2010 a 380 en 27 departamentos a cierre del 2011.

En el 2010, Biomax vendió cerca de 110 millones de galones y Brío de Colombia, 150 millones de galones, lo que suma 260 millones entre las dos. Con la fusión al cierre de 2011, Biomax vendió 328 millones de galones, lo cual representa un incremento del 26%. La compañía se impuso para el año 2012 cerrar con un nivel de ventas de 380 millones, un gran reto por lo competido del mercado de distribución mayorista de combustibles. En los ingresos operacionales también se reflejó la unión, con $643.168 millones en los estados fi-

nancieros del 2010 y un crecimiento del 241% en el 2011.

En el mismo sentido, el ebitda mostró un crecimiento desde el 2008 hasta el 2011, en el 2010 cpn $21.433 millones y a cierre del 2011 con $65.882 millones.

Pero no todo es “belleza” en una fusión en la distribución de combustibles, pues significa un aumento en sus necesidades de capital de trabajo con el fin de mantener inventarios mayores para atender las mayores ventas. En el 2011, Biomax termina el 2011 con una deuda de $161.914 millones, y el indicador de cobertura de deuda/ebitda viene mejorando: en el 2009 fue de 2,78 veces; en el 2010, de 2,54, y a cierre del 2011, de 2,46 veces, datos del estudio del CESA, lo cual significa un necesario apalancamiento de fuentes externas.

La utilidad operacional al cierre de 2011 fue de $47.548 millones, con un aumento de $30.000 millones, que corresponde a la suma de las dos compañías fusionadas. Sin embargo, los márgenes permanecen relativamente estables e, inAbril | Mayo 2013

cluso, disminuyeron, lo cual responde a que, a pesar de que ha aumentado en ventas, también lo han hecho sus costos y gastos, que han mantenido la operación de la empresa y los costos de la fusión.

Ya como resultado final de la compañía, los gastos operativos, gastos en amortizaciones, impuestos, mayores intereses limitan un poco los resultados después de la fusión en términos de utilidad neta. Esta fue de $9.842 millones en el 2010 y de $11.928 millones en el 2011, es la evaluación del CESA. En conclusión: los datos de Biomax son más que favorables y su recorrido muestra una gran gestión en un corto tiempo para volverse un actor importante en el mercado y una empresa admirada.

Pero la alternativa parecía obvia: dada la gran cantidad de recursos que requería para no solo mantenerse, sino crecer en el mercado de “grandes ligas”, la opción mejor se dio hace unos días: su venta al mejor postor, que fue el más grande comercializador de Centroamérica. Sus dueños la tenían clara.

12 ACTUALIDAD

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Venganza de los políticos Proyectos de ley de todo tipo para gravar la actividad extractiva. El trámite más adelantado lo lleva el que incrementa el impuesto de industria y comercio.

Simón Gaviria

E

Juan Mario Laserna

l ministro de Minas y Energía, Federico Renjifo, cree que son 26 proyectos. Los gremios del sector hablan de 24, pero la cifra no hace la diferencia.

Ese es el número de proyectos de ley que hacen curso en el Congreso de la República y que tienen que ver con la actividad petrolera y minera, muchos de los cuales no tienen futuro, pues la iniciativa es del Gobierno nacional, pero de cualquier forma, el “desgaste” es grande, a tal punto que los ministerios de Minas, Interior, Hacienda y Ambiente, al igual que las asociaciones del sector, tienen delegados permanentes en el Congreso haciendo seguimiento legislativo “para evitar sorpresas”.

Las iniciativas van desde reforma a los porcentajes de regalías que pagan las compañías, control y fiscalización de los recursos, medioambiente, condiciones para la exploración, código minero y hasta los más variados temas.

Un proyecto de ley busca gravar con impuesto de industria y comercio la actividad petrolera, con

Hernán Andrade

El proyecto El impuesto se pagará al municipio donde se realice la actividad. En caso de que la actividad cubra más municipios, a cada uno se le pagará según la tarifa que aplique.

La base gravable será el valor de la producción petrolera o el valor de extracción en boca de pozo.

Los precios de liquidación del impuesto serán los mismos que se utilizan en la liquidación de regalías.

El proyecto prevé fijar los rangos tarifarios para la actividad petrolera entre el 3 x 1.000 y el 10 por 10.000 mensual.

El impuesto sería deducible, en los términos de la legislación colombiana, cuando hubiere lugar.

lo que pretenden compensar los ingresos que las zonas productoras dejaron de percibir por cuenta de los cambios que hubo en regalías La verdad parece clara: después de los cambios en las normas sobre regalías, entre muchos congresistas quedó un “mal sabor” en el sentido de que perdieron el control sobre los recursos, pero creen Abril | Mayo 2013

que eso se puede “corregir” a través de nuevas leyes.

Pero entre esa maraña de iniciativas, hay una que preocupa por encima de todas las demás: cursa en la Cámara de Representantes el proyecto de ley 004 del 2012, una iniciativa parlamentaria que ya va para segundo debate y que busca adicionar a la estructura tributaria actual de los hidrocarburos un impuesto adicional de industria y comercio con destino a los municipios donde está el recurso.

No solo el trámite es motivo de preocupación, sino que es una bancada importante y “pesada” la que promueve el proyecto: los representantes Simón Gaviria, presidente del Partido Liberal, Jaime Rodríguez, Alejandro Chacón, Luis Enrique Dussán, Eriberto Escobar, León Darío Ramírez, Luis Antonio Serrano, Gerardo Tamayo, Albeiro Vanegas, Hugo Velásquez, y los senadores Hernán Andrade y Juan Mario Laserna, dos de los más cotizados dirigentes conservadores El Gobierno ya mostró su desacuerdo con la iniciativa, lo ha dicho en diferentes escenarios, incluso en un foro que sobre el tema se realizó en el propio Congreso de la República.

“En el primer momento, esas regiones van a recibir muchos más recursos, pero a la vuelta de dos o tres años, las compañías van a preferir retirarse, y esos municipios se quedarán con el cien por ciento de nada y el país, otra vez, con la sombra de la importación”, afirma un estudioso del tema.

“Eso no es cierto. Basta mirar los balances y resultados para comprobarlo. Y, además, los yacimientos no se los pueden llevar del país. El petróleo no se hace como maquila”, responde uno de los promotores.

ACTUALIDAD 13

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Peligra ahorro en energía y gas Un total de $78.900 millones dejó de pagar el sector industrial en el 2012, tras aplicación de norma que eliminó contribución del 8,9% de la tarifa. Consejo de Estado acepta demanda.

E

l sector industrial en Colombia no la pasó bien en 2012.

Fue la única actividad económica que presentó caída el año anterior, con un -0,7%.

Sin embargo, en medio de este panorama, 21.860 usuarios industriales reportaron ahorro de $613.470 millones en el rubro de consumo de servicios públicos. De este total, 78.900 millones correspondieron al ahorro por concepto de la sobretasa del gas natural y 534.570 al consumo de energía.

Estas cifras, reveladas por el Ministerio de Comercio, Industria y Comercio, dejan ver el impacto alcanzado por la nueva reglamen-

tación, expedida en el 2011 y que entró en vigencia en el 2012, cuyo objetivo es disminuir los costos en el pago de estos servicios.

Para el caso del gas, la normativa que reglamenta el asunto es el Decreto 4956 de 2011. Este eliminó la contribución del 8,9% en la tarifa de gas natural del sector manufacturero a partir del 2012.

La norma acaba de ser demandada ante el Consejo de Estado y fue aceptada por el tribunal.

La reducción de los gastos por pagos de la factura de gas en el sector ha sido evidente al comparar un año con la contribución y uno que no la tiene. En el 2010, esAbril | Mayo 2013

te volumen fue de $63.479 millones, mientras que en el 2012 llegó a $11.689 millones.

Para Sergio Díaz Granados, ministro de Comercio, Industria y Turismo, “estos ahorros les permiten a las empresas reinvertir en otras áreas prioritarias para sus industrias, como competitividad, capacitación e innovación, las cuales redundan directamente en la generación de más negocios, más ingresos y más empleos”.

El PIPE

Con el fin de seguir fortaleciendo el sector productivo, el Gobierno siguió promoviendo incentivos. El pasado 18 de abril lanzo el Plan de Impulso para la Productividad y el Empleo (PIPE), con el que se busca aumentar un punto en el PIB y generar 350.000 empleos.

Aunque en medio de voces favorables y otras escépticas sobre el momento en que se hará efectivo, dentro del primer paquete de medidas, que busca darle vida al objetivo de mejorar la competitividad sectorial del país, figuran algunas tributarias.

Se anunció la introducción de un sistema de tarifas de retención en la fuente para el pago del impuesto a la renta del 25%, fijado por la reciente reforma tributaria.

Las tarifas de la retefuente tendrán un tratamiento especial para tres sectores que han sufrido en el último tiempo: industria, agricultura y comercio. Esta medida, según el ministro Díaz Granados, busca aliviar su flujo de caja.

Para los sectores mencionados, incluyendo el manufacturero, la nueva tarifa de retención será del 0,3%, mientras que para los demás, salvo el minero, que será del 1,5%, llegará al 0,6%.

Con el gas natural como uno de los protagonistas, el Gobierno nacional busca incentivar al sector industrial colombiano, que estuvo el año anterior de capa caída.

14 ACTUALIDAD

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El ejemplo brasileño Este será un año de inmensas inversiones petrolíferas en Brasil. El Gobierno tiene entre manos dos grandes subastas: la de 289 bloques exploratorios en mayo y la del Presal, la reserva marítima que guarda 40.000 millones de barriles de crudo. Más de 60 empresas buscan hacerse a este botín.

A

más de 200 kilómetros de Río de Janeiro, debajo de 6.000 metros de mar, protegido por capas de tierra, roca y sal, se encuentra una de las reservas petroleras más grandes del mundo.

Los primeros análisis geológicos

“Tenemos una reserva potencial equivalente a todas las descubiertas en los últimos 60 años”, explicó Magda Chambriard, presidenta de la Agencia Nacional de Petróleos (ANP), al presentar el proyecto en el Rio Oil and Gas Expo.

Pero no es la única subasta en Brasil. La entidad también ofrecerá 289 bloques exploratorios en 11 cuencas sedimentarias, los cuales cuentan con una extensión superior a 155.000 km2 y están ubicados en las localidades de Santos y Campos, de donde actualmente se extrae el 80% de crudo que produce el gigante suramericano. Según el cronograma oficial, se recibirán las ofertas el próximo 14 de mayo.

Entre quienes compiten por los pozos se encuentran empresas de talla internacional, como la recién forjada alianza entre la española Repsol y la china Sinopec; los rumores de prensa señalan a Shell Brasil y ExxonMobil como seguros participantes. La subasta promete espacio para las empresas locales como Barra Energía y Queiroz Galvão, mientras que la insignia de Brasil, Petrobrás, espera más información para participar.

De todos modos, según la ley brasileña, Petrobrás tendrá al menos un 30% de participación en todos los pozos que se entregarán, incluso puede ser el líder de varios proyectos, para garantizar su participación en el mercado y sacarla de los números rojos que reportó estiman que en su interior existen el año pasado. Para el brasileño co40.000 millones de barriles de cru- mún fue una sorpresa que la petrodo, número suficiente para satis- lera estatal mostrara una disminufacer el mercado norteamericano ción del 2% en su producción, aún por más de 15 años. Le llaman el más si se tiene en cuenta que el “presal” brasileño y sale a subasta el mercado automotor brasileño está más activo que nunca y que las ne14 noviembre de este año.

Abril | Mayo 2013

ACTUALIDAD 15

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cesidades energéticas del país obligan al Gobierno a importar gasolina para satisfacer la demanda.

Pero según Adriano Pires, director del Centro Brasilero de Infraestructura, la petrolera nacional está en crisis. “Es una herramienta de la política a corto plazo, utilizada para proteger la industria local de la competencia y de la inflación (…) se creía que Petrobrás era indestructible, pero este ya no es el caso”, le explicó al diario The New York Times.

Pires argumenta que Petrobrás se convirtió en un motor de empleo nacional, al que incluso se le obliga a comprar maquinaria local para generar trabajo en otros frentes. Esta sería la razón por la cual el desempleo en Brasil se mantiene por debajo de los 6 puntos porcentuales. “Nuestro objetivo es sacar a los brasileños de la pobreza”, afirmó en contraste Doulma Rouseff, presidenta de Brasil.

Con la subasta, el país pretende superar su déficit energético, explorar el potencial real de sus reservas, fortalecer a Petrobrás y aumentar el valor de las regalías, que este año se estiman en US$16.880 millones, cuya distribución se convirtió en el centro de la polémica en los últimos meses.

El proyecto de ley por el cual se pretendía la reducción del costo de las regalías de un 27% a un 20% generó un fuerte enfrentamiento, en el cual los gobernadores de Río de Janeiro, Espíritu Santo y de São Paulo pidieron la intervención de la Corte Suprema argumentando que de esos porcentajes depende su sostenimiento. “Sólo en el primer año, la ley nos costaría unos US$600 millones”, explicó el gobernador de Río de Janeiro.

La ley también estipulaba un cambio en la distribución de las regalías, donde los estados no productores pasarían de recibir el 1,75% a un 27% del producido para el año 2019, lo que terminó por sobresaltar a los gobernadores y

motivó su declaración de inconstitucionalidad por parte de la Corte Suprema.

Con el ambiente caldeado, Brasil busca socios que quieran acoplarse al modelo de regalías declarado en el 2010, según el cual cualquier empresa que quiera invertir en la producción del campo Polygon (las cuencas sedimentarias de Campos y Santos) debe aceptar entregar una parte de la producción para la venta. Antes de la norma, quien ganaba la licitación obtenía una concesión para explotar el terreno, del cual solo debía reportar un dinero, pero a cambio se convertía en el dueño del petróleo y gas que se encontrara.

Con la subasta, Brasil espera aumentar su actual capacidad de 2 millones de barriles por día a unos 4 millones para el 2020.

A esto se le suman las medidas del Gobierno para controlar el precio de la gasolina, lo que para muchos puede desestimular el interés de participar en la licitación. Aunque los expertos aseguran que el mayor riesgo que atraviesa la suAbril | Mayo 2013

basta es el cambio de modelo que protagonizó EE.UU. con el aumento del Fracturing ( fracturación hidráulica), con lo cual puso de moda las exploraciones terrestres, lo que deja de lado los proyectos en mar abierto que resultan más costosos. “EE.UU. está redibujando el mapa petrolero mundial, mientras en Brasil la euforia se transformó en inercia”, sentenció un editorial de Folha de São Paulo, uno de los diarios más influyentes del país.

De todos modos, el optimismo rodea a la Agencia Nacional de Petróleo, al Gobierno de Rouseff y a las 61 empresas que deseen participar del negocio. “Era la señal que queríamos para el retorno a la normalidad de las licitaciones, y el Gobierno va a tener una respuesta positiva de los productores de petróleo y gas”, declaró Joao Carlos de Luca, presidente del Instituto Brasilero de Petróleo (IBP). Ángel González, director de operaciones de Repsol-Sinopec, manifestó que “el anuncio es algo muy bueno. Lo veníamos esperando desde hace tiempo y estamos preparados para participar”, para luego manifestar que la empresa está interesada en 16 pozos, de los cuales 12 están en la etapa de exploración.

Mientras, representantes de empresas locales de menos envergadura, como Barra Energía, se declararon aliviados. “Era algo que necesitábamos, principalmente los más pequeños, que estamos estrangulados”, declaró uno de sus directivos, Luciano Sixas Chagos, quien confirmó que la mayoría de sus proyectos ya se encuentran en la fase final.

Con la subasta, Brasil espera aumentar su actual capacidad de 2 millones de barriles por día a unos 4 millones para el 2020. Actualmente, en el país existen 11 operadores controlados por grupos extranjeros, que tienen una inversión proyectada de US$30.000 millones para los próximos siete años.

16 DOCUMENTO

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Propuesta de agenda para la cadena del gas en Colombia 1. DESCRIPCIÓN Y SITUACIÓN ACTUAL DEL SECTOR

Santiago ángel urdinola, Vicepresidente de hidrocarburos de La Andi

1.2 La Oferta:

1.1 La Cadena de Prestación del Servicio

Para prestar el servicio de gas natural a los usuarios finales, se requieren realizar las siguientes actividades.

La regulación de gas natural distingue dos tipos de usuarios: Consumidores regulados, los cuales tienen consumos inferiores a 100 mil pies cúbicos diarios -PCD. Estos consumidores solo pueden adquirir el gas a través de un distribuidor. El sector residencial es un ejemplo de este tipo de consumidores.

Consumidores no regulados, son aquellos que tienen consumos iguales o superiores a 100 mil PCD. Estos consumidores pueden adquirir el gas a cualquiera de los agentes °que realiza la actividad de comercialización e incluso suscribir contratos de transporte y pagar independiente el valor de la distribución. Por ejemplo, industrias del sector de Vidrio y Cerámica.

El nivel de producción actual se encuentra del orden de 1134 GBTUdia, siendo el campo Guajira el aportante de más del 50% de dicho gas.

El sector de gas natural es un sector intensivo en capital. De acuerdo con cifras de NATURGAS, en el año 2011 se invirtió 660 millones de dólares en las diferentes actividades que hacen posible la prestación del servicio. En la siguiente gráfica se presenta como es la distribución de los 660 millones de dólares por actividad.

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1.3 Las Reservas

Se entiende por reservas de gas al volumen de hidrocarburo que será posible extraer de los yacimientos, en condiciones rentables, a lo largo de su vida útil. Las reservas probadas, probables y posibles en conjunto en el país se incrementaron en un 12% entre el año 2000 y el año 2010, alcanzando 8099 GPC (Giga Pies Cúbicos) al final del 2010. Sin embargo, a partir del 2011 el incremento en reservas ha sido marginal como se puede apreciar en la siguiente gráfica.

Con una evolución: La demanda nacional promedio alcanzo los 894 MBTU, 1.8% superior a la del año anterior. En el mercado regulado, el consumo disminuyó 2.4%. En el mercado no regulado, la mayor variación se presentó en el sector petroquímico con una reducción del 17%. Estas variaciones negativas fueron compensadas por el crecimiento de la demanda térmica (4.4%) como resultado del inicio de la temporada de verano en el país. El gas natural 2.5% el sector industrial 3.4% y refinería 1.3%. en la siguiente gráfica se presenta la evolución de los últimos tres años.

1.4 El Transporte

Con 7.690 Kilómetros de la red de gasoductos en Colombia, se llega a 24 departamentos y a más de 640 poblaciones. Los más grandes transportadores son: PROMIGAS con más de 2.363 kmts, TGI con 4.503 KMTS (incluyendo los kms de TRASCOGAS) y TRANSORIENTE con 333 Kms.

Características especiales.

1.5 El Consumo

• Consumo térmico En situaciones hidrológicas normales, el consumo térmico es de aproximadamente 200-220 MPCD. Sin embargo, en situaciones hidrológicas críticas el consumo incrementa hasta en 300 MPCD adicionales y el sistema de gas natural no está en capacidad de atender toda la demanda.

Los principales consumidores de gas natural son el sector eléctrico y el sector industrial, los cuales consumen cerca del 55%. La siguiente gráfica presenta la composición del consumo de 2012 (1080 MBTUd) e incluye 37 MBTUd de las zonas Aisladas y exportaciones.

• GNV El consumo realizado en el interior (aprox. 55 MPCD) en general cuenta con un sustituto (gasolina), dado que los carros (taxis) tienen el sistema dual Gas-Gasolina para su operación, pero la gasolina es 2 veces más cara que el gas.

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• Exportaciones: El contrato suscrito entre Colombia y Venezuela por Chevron, Ecopetrol y PDVSA respectivamente fue renovado hasta mediados del 2014. La infraestructura del gasoducto Ricaurte tiene una capacidad máxima de transporte de 500 MM PCD (millones de pies cúbicos) y lo máximo que se ha exportado es 300MPCD, bajo el acuerdo de luego cambiar el sentido e importar desde Venezuela a la misma fórmula de precio. Los compromisos del contrato de importación van hasta el año 2027 y no es claro cuándo podría estar Venezuela en condiciones de exportar gas a Colombia.

Finalmente, como se aprecia en la siguiente gráfica, se prevé un incremento en el consumo de las refinerías, tanto de Cartagena como de Barranca, en razón a sus proyectos de ampliación y modernización; se prevé un incremento en el consumo industrial (3%Anual) y reducción de consumo del sector eléctrico (-1%).

En resumen, el gas natural continuará aumentando su participación en la canasta energética del país, con una demanda actual muy estable, pero con un fuerte pico que tiende a suavizarse y que se presenta entre cada 4 y 7 años por efecto de los cambios en la hidrología.

1.6 La Formula tarifaria y el esquema de comercialización.

La Ley 142 de 1994 establece que vía tarifa de gas se debe remunerar (i) el Suministro, (ii) el transporte, (iii) las perdidas reconocidas (1% en transporte y 2.5% en distribución), (iv) la distribución y (v) la comercialización de gas natural. Los componentes regulados de la tarifa (distribución y transporte) son actualizados cada 5 años mediante un proceso de revisión de la metodología tarifaria adelantado por la CREG. A continuación se describe el esquema de negociación de cada eslabón de la cadena: Suministro: el suministro desde el campo de Guajira tiene precio máximo regulado, mientras pa-

ra todos los demás campos el precio es de libre negociación. El gran usuario como consumidor no regulado puede comprar directamente al productor.

Cuando compra a un comercializador diferente al productor, este puede ofrecerle condiciones diferentes de acuerdo con su portafolio de suministro. La actual propuesta del esquema de comercialización de la CREG, propone un cambio importante hacia la industria y prohíbe que el consumidor contrate directamente con el productor, al igual que solo autoriza que las ventas de gas de los productores se hagan mediante subastas.

Los siguientes dos cargos son regulados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, a través de una metodología de valoración de activos y una tasa de remuneración (WACC) que sirve para calcular el ingreso anual que es distribuido entre toda la demanda de gas.

Transporte: en el año 2012 se fijó la nueva metodología que estará vigente mínimo 5 años. Los cargos están establecidos por tramos de longitud de tubo utilizado. La anterior formula tarifaría demoró más de 10 años en ser expedida, lo cual generó retrasos en la expansión de las redes, dado que los agentes necesitan claridad y estabilidad para evaluar la viabilidad financiera de sus proyectos, conociendo con anticipación como les será remunerado.

Distribución: la metodología de remuneración se revisará este año y consta básicamente de un valor de inversiones y una tasa de remuneración (WACC) con la cual se determina la anualidad que es distribuida entre toda la demanda para determinar el cargo por metro cubico de gas. El distribuidor puede agrupar la demanda en 6 rangos de consumo para cobrar tarifas diferenciales, siempre y cuando no supere el ingreso anual que debe recibir. La CREG está proponiendo para el siguiente periodo tarifario que iniciaría el próximo año, reconocer un WACC del 14.8%EA antes de impuestos.

Comercialización: los grandes usuarios, es decir aquellos que consumen más de 100 mil pies cúbicos diarios, hoy pueden escoger el comercializador y/o acceder directamente al productor-comercializador. En la propuesta regulatoria en comentarios, esta posibilidad se elimina. Dicho usuario debe negociar con el comercializador el cargo de comercialización que incluye entre otras labores: lectura de contador, remisión de facturas, etc.

1.7 El balance de mediano plazo

A pesar que el Indicador de Abastecimiento es de 14,2 años según la Resolución 124430 de octubre

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de 2012 del Ministerio de Minas y Energía, cuando se compara en el mediano plazo, la diferencia entre la oferta (producción) y la demanda (consumo), se evidencia que no existe suficiente capacidad para afrontar sin intervenciones en el mercado, un incremento en la demanda (termoeléctricas) como consecuencia del Fenómeno de “El Niño”, el cual se presenta entre cada 4 y 7 años. Lo anterior, en razón a la inminente declinación del campo de la Guajira anunciada por parte de los productores.

Basados en la Resolución 124219 del 23 de Mayo de 2012 (Declaración de Producción certificada por los Productores y Productores Comercializadores de gas natural), en las reservas disponibles probadas se obtiene la siguiente estimación de la oferta y la demanda de gas natural hasta el 2030.

La UPME ha estimado un escenario de demanda baja, lo que significa que se proyecta mantener una demanda total, igual que en el 2012, de 788MPCD y de 240MPCD exportados a Venezuela. Esto por cuanto, la demanda del sector térmico está proyectada considerando la entrada en operación de las plantas de generación eléctrica definidas por el esquema de expansión en generación y el crecimiento de la demanda de cada uno de los demás sectores de consumo. Es decir, se proyecta una disminución en los requerimientos de gas del sector, siempre y cuando ingresen los proyectos hidráulicos (Sogamoso, El Quimbo, etc.) y las plantas térmicas de Gecelca 3 (carbón).

La pendiente negativa de la demanda de gas mostrada en la gráfica para el año 2015 solo es posible si se termina el contrato de exportación de gas a Venezuela (250 MPCD) pactado para ese año. En caso contrario, se aumentaría la presión sobre el sistema.

A su vez, los picos corresponden a mayor consumo térmico como consecuencia del Fenómeno de “El Niño”.

Supuestos para la proyección de la demanda: considerando las estadísticas históricas entre el 2007 y el 2011, el sector que experimentó el mayor aumento en su consumo de gas natural fue el termoeléctrico con un 6%, seguido del residencial con un 2%, mientras que los sectores de transporte e indus-

trial y comercial presentaron un disminución del 2% y 6% respectivamente. La razón de crecimiento térmico fue porque en el periodo 2009-2010 se presentó el fenómeno de El Niño, en caso contrario la demanda industrial y GNV hubiera sido creciente.

Como se muestra en la gráfica, esto genera que a partir del 2019 exista una gran incertidumbre sobre el resultado final en el balance entre la oferta y la demanda de gas, dado que este depende del éxito de las actuales labores de exploración y producción de gas incluyendo la incorporación de hidrocarburos no convencionales, el despliegue de gasoductos, el crecimiento de la economía, las exportaciones/importaciones de gas a Venezuela, entre otros factores.

1.8 Instalación de plantas de regasificación

Debido al balance de mediano plazo presentado en el numeral anterior, el Gobierno Nacional está considerando la instalación de plantas de regasificación, con propuestas regulatorias para que la infraestructura se pague a través de un ingreso regulado, incrementando el precio del gas de todos los sectores de consumo. Teniendo en cuenta que la instalación de plantas de regasificación tiene un origen en la necesidad de cobertura frente a la incertidumbre de una escasez de gas luego del 2019 y en el caso de las plantas térmicas de respaldar sus obligaciones de energía firme (cargo por confiabilidad), ANDI considera que la CREG debe fomentar que estos costos los absorba el sector de consumo que requiera el gas importado.

Por ende, la regulación debe diferenciar entre el tratamiento que requiere un usuario regulado de uno no regulado. Para el usuario regulado, la CREG debe trasladar los precios más eficientes por lo que considera es el beneficio que obtiene de dichas plantas. Para el usuario no regulado, debe permitirle decidir si asume el costo (y el beneficio), el cual debe ser fijado bilateralmente con el dueño de la infraestructura de importación. Los que no asuman dicho costo no serían beneficiarios de la infraestructura y en caso de requerirla, deben sujetarse a las condiciones de precio de mercado por su uso. No obstante lo anterior, hay que garantizar, en todo caso, que el precio paridad de importación de este gas flexible, no afecte el precio del mercado interno, dado que la importación es solamente para cubrir faltantes de gas en momentos de escasez.

2. PROPUESTAS REGULATORIAS

Propuestas ANDI para resolver los cuellos de botella encontrados: El esquema explicado anteriormente ha presentado varios cuellos de botella que deben ser resueltos de forma prioritaria para garantizar la fluidez del

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mercado en el corto y mediano plazo. Al efecto, se resaltan las siguientes:

2.1 Demora decisiones regulatorias

La CREG establece la remuneración (directa o indirectamente) de la infraestructura actual y de las inversiones proyectadas de todos los eslabones de la cadena de suministro.

Por lo anterior, la ANDI propone fortalecer la CREG, específicamente en lo relativo a gas natural, con un incremento en la planta de personal que asuma funciones específicas respecto a la regulación de cada eslabón, con dolientes e indicadores de gestión en cada tema, para lograr la agilidad regulatoria que requiere el sector.

2.2 Garantizar mayor exploración, producción y transporte En Suministro (G), desde el año 2009 para los campos de más de 50 MPCD y desde 2011 para los campos con potencial de producción superior a 30 MPCD, se les ha limitado suscribir contratos de largo plazo y en general su labor de comercialización, limitando por ende, la posibilidad de realizar proyectos de consumo importantes en el sector manufacturero.

En Transporte, la anterior metodología de remuneración corresponde a la primera Resolución del año 2000. La regulación establece que cada 5 años se debe expedir la revisión de la metodología y que mientras ello ocurre se sigue aplicando la anterior.

Sin embargo, en general los agentes no pueden asumir altos riesgos de inversión hasta conocer con algún grado de certidumbre como se realizará su remuneración. La nueva metodología es la Resolución CREG 126 de 2010, la cual fue aplicada a los agentes y quedó en firme para establecer la remuneración de los agentes, en Resoluciones CREG de finales del año pasado (PROMIGAS: Resolución CREG 122 de 2012).

En Distribución, a través de la Resolución CREG 011 de 2003 se establecieron los criterios generales para remunerar la actividad (incluye también la comercialización). A través de la Resolución 090 de 2012 la CREG ha colocado para comentarios la nueva propuesta de remuneración.

En general las demoras en el establecimiento de señales claras para la remuneración de los diferentes eslabones de la cadena, generan incertidumbre y reducción de las inversiones en el sector de gas y por ende, los proyectos de ampliación en las redes que requieren las regiones no se realizan, en consecuencia se presentaran riesgos de desabastecimiento y posiblemente, intervención del mercado de gas natural por parte del Gobierno Nacional, para garantizar la atención de los sectores prioritarios.

En Colombia se debe garantizar el adecuado funcionamiento y la expansión del sector suministrador de gas para que la industria apalanque su crecimiento.

Es necesario mantener reglas claras que permitan incentivar las actividades de exploración y producción para asegurar el abastecimiento de la demanda nacional, de manera que la regasificación corresponda a una inversión de confiabilidad.

Las proyecciones indican que es necesario incorporar gas territorial, off-shore y de yacimientos no convencionales, tal como se aprecia en la siguiente grafica de la UPME, para así garantizar una oferta adecuada que satisfaga la demanda interna así como las exportaciones al exterior.

Para ello, ANDI recomienda:

1 2

Fomentar nuevas áreas de exploración de hidrocarburos en el país.

Agilidad en los procesos de licenciamiento ambiental bajo un enfoque de ventanilla única que permita que los proyectos de interés de la nación puedan contar con trámites expeditos gracias a la creación de una entidad encargada de la administración y coordinación de los procesos de licenciamiento con funciones similares a las ejercidas por la Oficina de Adminis-

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tración de Grandes Proyectos del Ministerio de Recursos Naturales de Canadá; que vía tasas especiales se permita generar recursos adicionales para aumentar los equipos de funcionarios que revisan las solicitudes y se fomente VITAL como ventanilla integral de trámites ambientales en línea, con el fin de facilitar un punto único de acceso a la gestión y la información de permisos y licencias ambientales para todo el territorio nacional a cargo de ANLA.

3 4

Reglamentación de los procesos de consulta previa.

Mayor apoyo para el fortalecimiento institucional a nuevas dependencias como ANLA (Autoridad Nacional de Licencias Ambientales).

5

Mantener la Estabilidad Fiscal y la certidumbre normativa con reglas de juego claras en el largo plazo para todos los agentes.

6

Expedición de un CONPES con reglas claras para la exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales. Así mismo, se debe acelerar la asignación de contratos para la explotación de gas del gas natural asociado al carbón.

7

Expedir un marco de comercialización de gas natural que conceda flexibilidad a los agentes para celebrar contratos en firme de largo plazo, concediendo libertad para definir los términos contractuales (indexador de precio, penalidades, periodo de reposición, fuerza mayor, plazo, entre otros) y permitiendo la negociación bilateral entre el productor y el consumidor industrial no regulado.

8

Garantizar la infraestructura de Transporte y distribución regional. Por ejemplo, realizar y viabilizar las ampliaciones como en el caso del gasoducto del sur en la Costa Atlántica, que permite incorporar la producción atrapada del campo La Creciente, de los pozos Mamey y Bonga de Hocol y del campo Ariana de Geoproduction, generando mayores eficiencias en el mercado de gas como producto de la competencia entre campos para el abastecimiento de la demanda.

9

Revisar la conveniencia de implementar una estampilla parcial en el mercado de algunas regiones del país (por ejemplo: occidente del país

y de Antioquia). Dado que el cargo por distancia actual hace inviable masificar el gas en dicha región para posteriormente, vía economías a escala, contar con tarifas más bajas en transporte.

10

Contar con un plan de expansión de las redes de trasporte y de los requerimientos regionales de distribución. Entre los proyectos, se debe realizar las ampliaciones necesarias para la atención del mercado en Huila y las ampliaciones en otros gasoductos regionales. Se podría implementar el modelo del sector eléctrico que establece un plan de expansión que es ejecutado por la UPME.

11

Para la remuneración de los cargos regulados vía WACC es conveniente revisar la metodología de actualización, de forma tal que se actualicen de acuerdo con las condiciones del país al momento de su aplicación. Existe una gran brecha entre la fecha de aplicación y la fecha en la cual se calcula la tasa, que además corresponde a un promedio histórico de los últimos dos años.

2.3 Garantizar el abastecimiento a sectores prioritarios

Durante los años de 2008 y 2009 el Gobierno Nacional expidió regulaciones para garantizar el abastecimiento a sectores prioritarios y evitar un racionamiento eléctrico. Por ejemplo, durante el Fenómeno de “El Niño” del año 2009, el sector industrial, que fue incentivado a cambiarse a gas con contratos firmes, tuvo que ceder su gas por orden del Gobierno Nacional para entregárselo a sectores definidos como prioritarios y que no tenían contratos de suministro firme en algunas zonas del país, para atender mercado residencial, gas natural vehicular y térmico. Lo mismo le sucedió a algunas plantas del sector térmico.

Frente a esto, la ANDI responde: • Que vía el nuevo gestor del mercado de gas (propuesto por el Gobierno) se proceda a verificar que efectivamente los mercados prioritarios cuentan con contratos de suministro en firme para que no se vean afectados por desabastecimiento ante situaciones coyunturales.

• Establecer un protocolo para mejorar la coordinación para las situaciones de dificultadde

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abastecimiento y para los mantenimientos que afecten el suministro, de forma tal que se informe las situaciones que afecten la disponibilidad con plazos que permitan al sector industrial acceder a combustibles sustitutos en los casos en los que es posible. Igualmente, dicho protocolo debe establecer que los mantenimientos importantes que son programados, deben ser realizados en fines de semana, Semana Santa, etc., e informados con suficiente anticipación, para si es del caso, establecer igualmente mantenimientos en calderas, en infraestructura de gas o vacaciones del personal.

2.4 Imposibilidad de contratar en el largo plazo (y hoy en el corto

En el año 2008 como consecuencia de que en algunos contratos de suministro en firme el productor pagó la penalización cuando no se disponía del gas, la CREG estableció que los productores no podrían firmar contratos de suministro en firme por encima de su capacidad de producción. Ante este nuevo requerimiento de la CREG, algunos productores no podían renovar sus contratos aún en los casos de agentes que atendían a usuarios residenciales (mercado prioritario).

En 2009 la CREG permitió renovar los contratos pero solo por dos años más y al cumplimiento de los dos años, en diciembre de 2011, la CREG nuevamente decidió permitir la contratación solamente por un plazo máximo hasta diciembre de 2013. Lo anterior, para contar con más tiempo, para emitir las reglas de comercialización de largo plazo. En resumen, desde el 2008 no existe la posibilidad para firmar contratos de largo plazo con los campos que abastecen el mayor porcentaje del gas nacional. Los campos de menos de 50 MPCD si pueden firmar contratos de largo plazo, pero constituyen solamente el 10% de la oferta de gas.

En su momento se estableció el siguiente mecanismo mixto para realizar la comercialización: • Si toda la oferta es inferior a la demanda real la comercialización se realizaría mediante subasta.

• De lo contrario, se realizaban contratos bilaterales.

La situación del mercado y la no presencia de los generadores térmicos en la demanda de gas (porque la mayoría ya tenían cubiertas sus necesidades de gas para el periodo 2012-2013 y porque algunos pre-

firieron firmar contratos de suministro de líquidos) permitieron que el mercado asignara el gas a través de contratos bilaterales. El esquema fue muy exitoso, ya que permitió asignar el gas en boca de pozo a precios más competitivos. El resultado fue de precios del gas para la Costa Atlántica cercanos a los 6 USD/MBTU (precio regulado) y para el mercado del interior se asignó entre 3 y 4 USD/MBTU. En contravía de los buenos resultados obtenidos, hoy la CREG pretende vía la Resolución 113/2012 (esquema de comercialización de gas) que todo el gas sea colocado por los productores a un comercializador, a través de una subasta.

Para la ANDI, este esquema es altamente inconveniente porque: 1. Restringe la competencia en el mercado: prohíbe la relación comercial entre el productor y el consumidor de gas. Es decir, el consumidor debe siempre adquirir el gas a través de un intermediario, el cual tiene un valido interés en obtener rentabilidad. Le da una clara posición de privilegio al comercializador (distribuidor) en la medida que lo hace indispensable en el acuerdo de suministro, con claras posibilidades de sacar provecho de esta situación.

2. Solo existe subasta como mecanismo de comercialización. La asignación del gas a través de un mecanismo de comercialización por subasta no permite que el productor ofrezca condiciones comerciales para incentivar crecimiento de demandas de gas de interés para el país, por ejemplo: industria petroquímica, la cogeneración, nuevas plantas de vidrio y cerámica, etc. Además la subasta no refleja características de la demanda que son importantes en la formación del precio (no solamente es importante el total consumido durante un periodo de tiempo sino también el perfil de consumo durante el mismo periodo.

Por ejemplo: no es lo mismo consumir 24 unidades de gas, una por hora, que consumir las 24 unidades en una sola hora), el consumo industrial es constante, las 24 horas, los 365 días de año mientras otros sectores por ejemplo el residencial tiene consumos solamente durante unas pocas horas del día.

En resumen, el esquema propuesto por la CREG va en contravía del desarrollo industrial del país, pues incrementará el costo del gas natural específicamente en la industria, haciendo menos competitivo el desarrollo de la industria intensiva en gas natural (cerámica y vidrio, siderúrgica, cogeneración con gas, alimentos, etc.).

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2.6 Buscar alternativas que aseguren precios competitivos para la industria

Por ello, ANDI propone que la CREG: • Permita que el productor atienda directamente al usuario no regulado, y que pueda ser la industria la que escoja el mejor mecanismo de atención de sus requerimientos, ya sea a través del productor o del distribuidor.

• Permita la contratación bilateral cuando la oferta de gas es mayor que la demanda. De lo contrario, establecer subastas con productos que capturen no solamente el volumen sino el perfil de consumo.

• Permita fimar contratos con plazos anuales dependiendo de la conveniencia para la industria y el productor, y no solamente como lo quiere establecer la CREG (dos productos, uno de un año y otro de 5 años). Lo anterior, dado que los proyectos de ampliaciones de planta, cogeneración o nuevas instalaciones que usen gas natural, requieren periodos de repago que muy posiblemente sobrepasen los 5 años.

Es necesario que la industria nacional cuente con precios más bajos a los niveles actuales, dado que sus competidores cuentan con dichos insumos a precios más bajos y pueden realizar reasignación de los mercados de los bienes producidos con evidente desventaja para los productores nacionales.

Adicionalmente, precios más competitivos de gas natural van a generar precios más competitivos de energía eléctrica, dado que el gas natural es un insumo importante para más del 25% de la capacidad instalada del país. Lo anterior fue demostrado por el Estudio de FEDESARROLLO en octubre de 2009, el cual encontró que un incremento del 1% en el precio del gas natural incrementa en un 0.1% el precio de electricidad en la bolsa diaria.

Respecto a los precios, la industria que consume más de 900mil metros cúbicos mensuales y que por ende, produce bienes que se consumen en el escenario internacional, cuenta con precios superiores a los obtenidos por sus similares en los países relevantes. En la siguiente gráfica se presentan los precios a los cuales accede dicha industria.

• Permita y garantice que el productor y el transportador de gas natural puedan realizar la segmentación real de la demanda, de acuerdo con las características de su consumo. Hoy lo puede hacer solamente el distribuidor, se requiere que se pueda realizar desde la producción y el transporte.

• Incluya al Director de la ANH dentro su comité decisorio para tener información fidedigna de los niveles de producción, así como para garantizar armonía entre las reglas que incentivan nuevos inversionistas en exploración y los incentivos en la producción, y al Ministerio de Comercio, Industria y Turismo para tener mejores herramientas en materia de competitividad.

2.5 Plantas de regasificación Como hemos advertido, ANDI propone que se permita al usuario no regulado, decidir si asume el costo (y el beneficio), el cual debe ser fijado bilateralmente con el dueño de la infraestructura de importación. No obstante lo anterior, hay que garantizar, en todo caso, que el precio paridad de importación de este gas flexible, no afecte el precio del mercado interno, dado que la importación es solamente para cubrir faltantes de gas en momentos de escasez.

Los altos precios del gas en Colombia con respecto a dichos países, generan que los capitales destinados en inversiones para el sector petroquímico, cerámica, vidrio, etc. se puedan estar desplazando a países como Estados Unidos, México y Perú.

Con el objetivo de reducir los precios del mercado interno, el Gobierno Nacional ha propuesto liberar el precio de Guajira. Sin embargo, ante la falta de competencia en el mercado, la instalación de plantas de regasificación y la posibilidad de exportación de hasta 500 MPCD, los consumidores consideran

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que es un escenario inconveniente. Por su parte, los productores consideran que es conveniente la liberación, porque de acuerdo con ellos, su objetivo es buscar asegurar la pronta monetización de sus reservas y los altos precios irían en contravía de este objetivo.

Al no existir consenso se podría buscar un mecanismo mixto en donde se permita la liberación de Guajira siempre y cuando se asegure un escenario de precios competitivos a nivel internacional. Por ende, el actual precio regulado se podría utilizar como referente máximo, que en caso de ser sobrepasado, ameritará una revisión especial por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos o la entidad encargada de garantizar que no exista ejercicio de la posición dominante por parte de ningún agente.

Así mismo, se propone que de manera paralela se implementen las siguientes medidas:

los diferentes rangos de consumo, sin embargo, respecto al precio medio del sistema, el precio de los rangos de más bajo consumo no puede estar por encima del 10%. Se debe buscar mayor flexibilidad reflejando los precios reales que cada tipo de usuario causa al sistema para no generar subsidios cruzados entre los diferentes tipos de usuarios.

Cabe destacar que los Estados Unidos ha encontrado un equilibrio que ha permitido recuperar a su industria su competitividad vía el aumento significativo en la exploración y explotación de hidrocarburos, en este caso no convencionales. Esto se ha traducido en reducciones significativas en el precio del gas, como se evidencia a continuación:

1

Libertad de acceso a la red de transporte: Aunque este derecho está consagrado por la Ley 142 de 1994, la CREG ha limitado dicho acceso permitiéndolo solamente si para el distribuidor de la zona le es imposible atender a dicho usuario. La Distribución es un componente importante de la cadena de suministro, pero la CREG no debería obligar a un usuario nuevo a conectarse al tubo de distribución y menos negarle la posibilidad durante la vida del proyecto de acceder a menores tarifas. Consideramos que para los usuarios que deciden conectarse a través de redes de distribución, se pueden establecer tiempos mínimos de permanencia, para remunerar adecuadamente los activos que han sido construidos por el distribuidor para lograr su atención.

2

Flexibilidad en la canasta de tarifas de distribución: la CREG debe mirar opciones para permitir a distribuidores flexibilizar canasta de tarifas y así establecer precios para

2.7 Fomentar la eficiencia energética

La imposibilidad de contratar gas en el largo plazo y las dudas sobre el abastecimiento futuro del gas, entre otras razones, ha impedido la realización de proyectos de eficiencia energética que propenden por hacer uso de un combustible más eficiente y más limpio.

Por ello, ANDI propone: • Fomentar incentivos tributarios, que hoy se encuentran solo para el tema de recuperación de calor, para los temas de eficiencia energética relacionados con gas.

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26 la gráfica

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Evolución de la IED en minería y petróleo, en los últimos 10 años en Colombia (Cifras en millones de dólares) IED EN PETRÓLEO

9.049

Principales países inversionistas en Colombia - 2012 10% 10% 9% 8% 7% 4% 4% 4% 3% 3% 38%

6.656

Chile Brasil EE.UU. Holanda Inglaterra Alemania Canadá Luxemburgo Francia Perú Otros

IED EN MINAS Y CANTERAS (Incluye carbón)

10.252

IED TOTAL

3.016

Fuente: BALANZA DE PAGOS, BANCO DE LA REPÚBLICA

3.333

1.720

(37%)

2.157 (21%)

1.246 278

(16%)

627 (36%)

2003

495

(41%)

1.125

1.995 (30%)

1.783 (27%)

(11%)

1.100 (12%)

(16%)

2004

2005 Abril | Mayo 2013

2006

2007

la gráfica 27

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PERÚ

BRASIL

ECUADOR

Fuente: BANCO CENTRAL DE PERÚ

Fuente: Brazilian Investment Information Network

Fuente: BANCO CENTRAL DE ECUADOR

15.823

IED EN MINAS Y CANTERAS EN LA REGIÓN (%) 2,7% 23,89%

13.438

50%

CHILE

ARGENTINA

Fuente: COMITÉ DE INVERSIONES EXTRANJERAS

Fuente: Banco Central de Argentina

9,4%

6.758

7.137

10.596

34,1%

5.377

5.083

(34%)

(38%)

3.405

3.025

(32%)

2.428 1.798

(42%)

(34%)

(17%)

2008

2.792 2.380

(41%)

1.755

(18%)

2.250 (14%)

(26%)

2009

2010

2011

2012 FUENTE: BANCO DE LA REPÚBLICA

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28 empresas

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Petroleras, líderes en exportaciones Dos escalafones ubicaron a los ‘holdings’ y empresas del sector de hidrocarburos al tope de las ventas externas de Colombia en 2012.

de este sector como el mayor aportante de divisas del país en 2012.

Dos escalafones publicados por www.losdatos.com, firma especializada en la producción de mediciones sectoriales, mostraron el liderazgo de Ecopetrol y de las otras empresas petroleras tanto en el rubro individual como en el de los conglomerados.

Según el listado publicado, del total de ventas del año anterior, que ascendieron a 60.667 millones de dólares, la Empresa Colombiana de Petróleo individualmente o como holding ocupó el primer lugar en ambas modalidades con 19.050 y 24.808 millones de dólares, respectivamente.

El escolta en ambos listados fue otra empresa petrolera, esta de origen extranjero. Se trata de la canadiense Pacific Rubiales, segunda como conglomerado e individualmente con su principal marca Meta Petroleum Corp, con montos que llegaron a 3.382 y 2.971 millones de dólares.

Si bien predominan las empresas en el tope de este sector, según Bernardo Naranjo, gerente de la firma encuestadora, esta brecha presenta dos miradas: “Ecopetrol es impresionante como empresa, pero esa diferencia con la segunda y las demás deja ver que somos dependientes de su producción”.

Empresas

C

omo en el calendario chino, las exportaciones de Colombia han estado ligadas históricamente a un animal. En el pasado fue un burro, acompañado de un campesino cafetero (Juan Valdez), el que enmarcó la venta externa de café. Ahora, un lagarto, como cualquiera de los que nace y se cría en Barrancabermeja, es el

emblema de las exportaciones de petróleo.

Lo que en otra época significó la Federación Nacional de Cafeteros, como la casa matriz del producto emblemático de las exportaciones de Colombia, lo es hoy Ecopetrol, estatal del crudo nacional, que lideró la delegación de empresas de hidrocarburos que marcaron el paso Abril | Mayo 2013

El 52 por ciento de las primeras 25 empresas mostradas por el escalafón con mayores ventas externas el año anterior, tanto miradas individualmente, es decir fuera de sus conglomerados, e incluyéndolos, correspondieron al sector petrolero.

Además de las ya mencionadas Ecopetrol y Meta Petroleum Corp, luego se sumaron otras once empresas para sumar trece. Se destacó la Refinería de Cartagena, siendo cuarta, con 2.107 millones de dólares; Hocol, en el quinto lugar con ventas por 2.060 millones de

empresas 29

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PRINCIPALES EXPORTADORES GRUPOS ECONÓMICOS (Millones de dólares) FUENTE: WWW.LOSDATOS.COM

POS RAZÓN

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

GRUPO ECOPETROL GRUPO PACIFIC DRUMMOND LTD CARBONES DEL CERREJÓN LIMITED CERREJÓN ZONA NORTE S. A. - CZN. S. A. CERRO MATOSO S.A. C.I. PRODECO S.A. C.I. J. GUTIÉRREZ Y CIA S.A. PETROMINERALES COLOMBIA LTD. FEDERACIÓN NACIONAL DE CAFETEROS DE COLOMBIA PETROBRAS COLOMBIA LIMITED C.I. METALES HERMANOS S.A. OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC AEROVÍAS DEL CONTINENTE AMERICANO S.A. AVIANCA C. I. GOLDEX S.A. OCCIDENTAL ANDINA LLC TEPMA C.I. UNIÓN DE BANANEROS DE URABÁ S.A. - UNIBÁN MEXICHEM RESINAS COLOMBIA S.A. S. CEPSA COLOMBIA S.A. S.C.I. S & JIL S.A.S. S.C.I. ANTIOQUEÑA DE EXPORTACIONES S.A.S. CHEVRON PETROLEUM COMPANY ORGANIZACION TERPEL S.A. SOCIEDAD DE FABRICACION DE AUTOMOTORES S A SOFASA S A SUBTOTAL RESTO TOTAL

2011

2012

22.639 2.972 2.145 2.132 1.111 827 1.360 496 0 724 421 235 608 507 346 314 415 361 346 0 115 159 250 218 92 38.794 18.159 56.954

24.808 3.382 2.599 1.944 1.074 881 751 683 625 562 530 500 491 460 389 365 363 354 323 308 306 293 292 287 286 42.857 17.810 60.667

PRINCIPALES EXPORTADORES EMPRESAS (Millones de dólares) FUENTE: WWW.LOSDATOS.COM

POS RAZÓN

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

ECOPETROL S.A. META PETROLEUM CORP DRUMMOND LTD REFINERIA DE CARTAGENA S.A. HOCOL CARBONES DEL CERREJÓN LIMITED CERREJÓN ZONA NORTE S. A. EQUION ENERGIA LIMITED CERRO MATOSO S.A. C.I. PRODECO S.A. C.I. J. GUTIÉRREZ Y CIA S.A. PETROMINERALES COLOMBIA LTD. FEDERACIÓN NACIONAL DE CAFETEROS PETROBRAS COLOMBIA LIMITED C.I. METALES HERMANOS S.A. OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC AVIANCA S.A. POLIPROPILENO DEL CARIBE S.A. PACIFIC STRATUS ENERGY COLOMBIA CORP C. I. GOLDEX S.A. OCCIDENTAL ANDINA LLC TEPMA C.I. UNION DE BANANEROS DE URABA S.A. - UNIBAN MEXICHEM RESINAS COLOMBIA S.A. S. CEPSA COLOMBIA S.A. SUBTOTAL RESTO TOTAL

2011

2012

16.880 723 2.145 2.128 2.093 2.132 1.111 915 827 1.360 496 0 724 421 235 608 507 436 2.249 346 314 415 361 346 0 37.774 19.180 56.954

19.050 2.971 2.599 2.107 2.060 1.944 1.074 965 881 751 683 625 562 530 500 491 460 454 411 389 365 363 354 323

Abril | Mayo 2013

40.914 19.753 60.667

dólares y Equion Energia Limited, en el octavo puesto, y exportaciones por 965 millones de dólares.

Luego se ubicaron: Petrominerales Colombia Ltd en el puesto doce; Petrobras Colombia Ltd (14), Occidental de Colombia Llc (16), Pacific Stratus Energy Colombia Corp (19), Occidental Andina Llc (21), Tepma (22) y Cepsa Colombia SA (25).

Las trece empresas dedicadas a la extracción de petróleo, gas y derivados vendieron productos por 30.392 millones de dólares, lo que significó una participación del 50,09 por ciento del total de las ventas externas del país.

Los holdings

Del top 25 de los grupos económicos nacionales más exportadores, tras los dos primeros mencionados (Ecopetrol y Pacific Rubiales), se ubicaron intercaladamente otros siete del sector petrolero.

La clasificación mostró en el noveno lugar a Petrominerales Colombia Ltda, con ventas por 562 millones de dólares, y luego, en el undécimo puesto, se ubicó Petrobras Colombia Limited con ingresos operacionales de 530 millones de dólares.

Las restantes empresas del sector fueron: Occidental de Colombia (13), Occidental Andina Ltd (16), Tepma (17), Cepsa Colombia SA (18), Chevrom Petroleum Company (23) y Organización Terpel SA (24).

Aunque las petroleras empataron en número con las empresas mineras, estas últimas fueron superadas por las de hidrocarburos en el volumen de ventas que ascendió a 37.643 millones de dólares, el 52 por ciento del total de exportaciones.

Como era de esperarse, las petroleras lideraron las ventas externas de Colombia, con más de la mitad del total de las divisas que recibió el país.

30 emprendimiento

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En cadena con petróleo y minería El programa de innovación, promovido con recursos de Bancóldex, pretende desarrollar empresas colombianas para que atiendan a la locomotora.

E

stimaciones de la fundación Fedesarrollo señalan que en la actualidad la demanda anual de bienes y servicios por parte de la minería y los hidrocarburos en el país es de US$ 10.000 millones y solo un 30% es provisto por empresas nacionales, lo que evidencia el potencial de esta industria que se mueve alrededor de los procesos de exploración y producción, transporte y almacenamiento y refinación.

Esto significa oportunidades por US$7.000 millones para las empresas colombianas que quieran participar de esta industria, que es una de las más dinámicas del momento.

Para lograr el objetivo de que las empresas colombianas no se queden por fuera de la fiesta, INNPulsa diseñó un programa de asociación público-privada, que incluye convenios con varios gremios, como el Sector de Minería a Gran Escala, Andi y Campetrol, orientado a que las grandes empresas como Ecopetrol y de ingeniería, como Tipiel. Gradualmente se irá extendiendo a las demás petroleras para que apliquen instrumentos en materia de innovación empresarial abierta, cuyos beneficios puedan aprovecharse por los proveedores.

Catalina Ortiz, gerente de este programa, explicó que a la fecha se han asignado $1.700 millones para los proyectos de esta línea especial,

que busca una reducción de tiempo y costos en proyectos de investigación; obtener soluciones e ideas innovadoras que sin apoyo de las empresas más grandes de la cadena no se habrían podido desarrollar; incorporación de la cultura de la innovación en organizaciones externas, y facilitar la comercialización de la innovación generada.

En esencia lo que se busca es que la innovación que se cree en la empresa ancla se replique en los proveedores y, de esta forma, jalonar una industria de servicios conexos, que está llamando la atención de las grandes empresas en 16 países, entre los que se destacan Canadá, Chile, China, Corea del Sur, Emiratos Árabes Unidos, España, India, Indonesia, Japón, Reino Unido, Rusia, Singapur y hasta Venezuela.

Para el 2014 se analiza la exploración de más de 570 pozos y 204 contratos de explotación y producción, lo que va a exigir un desempeño más destacado por parte de los colombianos.

El programa de INNpulsa Colombia, que está respaldado por Bancóldex, beneficia a las grandes empresas de hidrocarburos y minería, al cual se accede, por el momento, por invitación directa. La entidad financia la consultoría y el acompañamiento de alto nivel para desarrollar procesos de innovación abierta.

Inicialmente, INNpulsa aporAbril | Mayo 2013

INNPulsa diseñó un programa de asociación público-privada orientado a que las empresas apliquen instrumentos en materia de innovación empresarial abierta.

ta el 80% de la inversión para definir necesidades de innovación y encontrar aliados adecuados con una posible solución, y el 20% restante lo cubre la respectiva empresa. Cuando la iniciativa ya está en marcha, la fórmula se invierte y es la compañía la que debe asumir la mayor parte de los giros.

“Esta alianza estratégica facilitará el fortalecimiento y modernización de empresas pequeñas y medianas, que con el apoyo de las grandes mineras promueven el desarrollo regional con equidad en el país”, indicó Leonardo Villar, director de Fedesarrollo.

De acuerdo con un informe del Centro de Estudios sobre Desarrollo Económico de la Universidad de los Andes, la producción y exportación de nuevos productos y,

emprendimiento 31

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El programa INNPulsa Colombia está respaldado por Bancóldex y beneficia a las grandes empresas de hidrocarburos y minería.

por tanto, la diversificación están asociadas estrechamente con los procesos de desarrollo y tienen un impacto importante sobre la productividad de la economía, su crecimiento y la generación de empleo.

El consumo intermedio del sector de los hidrocarburos, excluyendo las compras de insumos en el interior del sector, representa el 51%; los servicios de transporte terrestre, el 33% , y los servicios de intermediación financiera, el 7,66%.

Según datos de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), en el 2011, los ingresos operacionales de las empresas de servicios petroleros en Colombia alcanzaron los $12.7 billones y el 25% del valor agregado del sector de extracción de petróleo, gas y minerales de uranio y torio.

La misma entidad indica que en el mismo período este sector fue responsable del 0,92% de los empleos en el país, con 63.000 pues-

tos de trabajo, con lo que registra una participación similar a la del sector de minas y canteras para ese año.

Unas 153 de las 310 empresas de servicios petroleros son pequeñas.

Sus ventas totalizaron $470.000 millones en el 2011. En ese mismo año, las cinco firmas de mayor tamaño cristalizaron recursos por $3.9 billones y las 23 siguientes (por tamaño) alcanzaron $4.3 billones.

Del total de las firmas proveedoras en Colombia, 187 se dedican a la extracción de petróleo y gas, que concentra el 77, 35% de los ingresos operacionales del sector.

Los cinco desafíos

Según los resultados preliminares del estudio de Fedesarrollo sobre los impactos socioeconómicos del sector minero en Colombia, dirigido por la experta Astrid Martínez Ortiz, hay cinco desafíos que se deben superar para que las grandes empresas aumenten la Abril | Mayo 2013

contratación de proveedores.

El primero es la escasez de mano de obra calificada; el segundo es la baja disponibilidad de equipos, pues la capacidad de suministro se encuentra concentrada en pocos proveedores y en regiones específicas, y no es suficiente para satisfacer la demanda total nacional; el tercero son los elevados tiempos de entrega y/o el incumplimiento de las entregas, que obedecen a que la cadena de suministro no está bien desarrollada y el servicio de transporte es limitado.

El cuarto desafío es el bajo cumplimiento de estándares internacionales, ya que la calidad de los materiales no cumple con los requerimientos de la demanda; la carencia de certificaciones de calidad y las fallas en criterios de Responsabilidad Social Empresarial, y el quinto es la inexistencia de un registro centralizado de proveedores locales y regionales.

Una de las conclusiones preliminares del estudio, que aplica tanto para el sector de hidrocarburos como para la minería, es que hay un espacio grande para ampliar los encadenamientos productivos de la minería hacia adelante (desarrollo de actividades productivas que usen productos mineros) y, en mayor grado, hacia atrás (proveedores del sector).

32 proyector

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El pico es de demanda Después de señales de alerta durante la segunda mitad de 2012, la información económica reportada por China al cierre del año pasado parecía mostrar que el país había recuperado su senda de crecimiento.

Nicolás Rivera Guerrero, Trader de energía, director Ejecutivo del Centro de Estudios del Mercado Financiero de la Universidad Sergio Arboleda.

CONSUMO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS MM B/P FUENTE DE DATOS: ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION

90,00

91,33

17,51

18,06

5,48

5,65

5,83

20,08

20,69

21,30

22,05

46,51

45,89

45,54

45,39

2011

2012

2013 Py

2014 Py

88,36

89,04

16,44

16,98

5,33

OECD

D

Asia (No OECD)

AUS y Europa del Este

esde que en el mundo se han adoptado, con cada vez más fuerza, las no tan nuevas tecnologías de fracturamiento, perforación multidireccional y extracción en arenas bituminosas, cada vez se escucha menos el termino pico petrolero o peak oil, que tanta acogida tuvo durante las últimas décadas entre los participantes del mercado, específicamente en los momentos de turbulencia que llevaron los precios del petróleo a cerca de US$150 por barril en el 2008. En los últimos meses, el pico, que ha comenzado a ganar seguidores entre los círculos petroleros, es relacionado con el consumo de este commodity en los países desarrollados.

Algunos analistas atribuyen este pico a cambios en los hábitos de consumo de energía de los habitan-

Otros

TOTAL

tes, concretamente en asuntos relacionados con eficiencia energética vehicular y cambios de fuentes de generación hacia gas natural, que habrían hecho cada vez menos necesario el petróleo dentro del mix energético. Otros, menos optimistas de la capacidad humana por mejorar sus niveles de eficiencia, atribuyen este fenómeno a la fuerte crisis económica que enfrentan estas economías desde hace ya varios años, que no ha permitido un repunte en los consumos de crudo. Esto desestima que la mayor eficiencia energética tenga un impacto significativo en el consumo total de hidrocarburos.

Sin importar cuál de los dos grupos tenga la razón, es innegable que según cifras de la Administración de Información de Energía de los Estados Unidos (EIA por su sigla en Abril | Mayo 2013

inglés), en los países pertenecientes a la OECD, el consumo de petróleo se ha reducido de 46.51 miles de millones de bp a 45,89 miles de millones de bp entre el 20011 y 2012 y, de acuerdo con proyecciones de la misma entidad, el consumo podría caer a 45.39 miles de millones de bp para el 2014, esto dentro de un contexto de crecimiento económico moderado.

La dinámica planteada ha tenido un impacto importante en los niveles de inventarios comerciales de crudo, que durante el 2012 registraron sus niveles máximos en cinco años y, conforme a las proyecciones de la EIA, se espera que sigan cerca de estos máximos durante los años 2013 y 2014.

Este fenómeno de acumulación de inventarios en EE.UU. es resultado conjunto de la reducción del consumo y el incremento de la producción de hidrocarburos en Norteamérica, que ha pasado de 16.7 miles de millones de bp en el 2011 a 17.9 miles de millones bp en el 2012 y se espera que llegue a 19.8 miles de millones de bp en el 2014, siendo esta la región de más alto crecimiento en producción en el mundo.

En lo que refiere a Europa, en el último reporte de la Agencia Internacional de Energía, se revisaron a la baja los pronósticos de demanda de petróleo por un segundo mes consecutivo tras considerar el impacto del paquete de salvamento a Chipre. Así mismo, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), en su informe de perspectivas del mercado, también recortó sus pronósticos de demanda para el 2013, siendo esta la tercera entidad en el mundo que ve un escenario de debilidad desde el lado de la demanda en el mercado de petróleo.

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INVENTARIOS COMERCIALES DE CRUDO EN EE.UU. MM de Barriles FUENTE DE DATOS: ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION

420

Proyección

Máximo: Rango 2008-2014

400 380 360 340

Nivel

320 300 280

Nov. 2014

Jul. 2014

Sep. 2014

Mar. 2014

May. 2014

Nov. 2013

Ene. 2014

Jul. 2013

Sep. 2013

Mar. 2013

May. 2013

Nov. 2012

Ene. 2013

Jul. 2012

Sep. 2012

Mar. 2012

May. 2012

Nov. 2011

Ene. 2012

Jul. 2011

Sep. 2011

Mar. 2011

May. 2011

Mínimo: Rango 2008-2012 Ene. 2011

260

PRODUCCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS EN MM B/P FUENTE DE DATOS: ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION

91,8

89,1

89,7

13,7

13,8

14,2

4,8 3,1

5,0 3,0

5,2 3,0

13,2

13,1

13,2

16,7

17,9

18,9

19,8

35,2

36,4

36,0

36,4

87,3 14,1 4,9 3,3

13,1

2011

OPEP

2012

Norte América Latino América

2013 PY

Rusia y Mar Caspio Otros no OPEP

2014 PY

Mar del Norte TOTAL

China, el gran consumidor

El balance en la ecuación de oferta y demanda se entiende cuando se tiene en cuenta que hoy en día el mayor crecimiento en el consumo de hidrocarburos a nivel mundial no proviene de los países de la OECD, sino de Asia, no pertenecientes a esta organización, principalmente de China e India.

Después de haber generado señales de alerta durante la segunda mitad de 2012, la información económica reportada por China al cierre del año pasado parecía mostrar que el país había recuperado su senda de crecimiento. Pero para el cierre del primer trimestre de este año, China sorprendió a los mercados con una tasa de crecimiento de su PIB real del 7,7%, frente a un estimado del 8%. Esta sola noticia fue suficiente para cambiar las expectativas de los agentes del mercado y preocupar a quienes le estaban apostando a que el menor consumo de los países de la OECD iba a ser fácilmente absorbido por Asia.

Impacto reciente en precios

Ante las expectativas de decrecimiento en el consumo de los países de la OECD, nuevos signos de

34 proyector

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COMPORTAMIENTO DEL PIB REAL EN CHINA FUENTE: BUREAU NACIONAL DE ESTADÍSTICAS DE CHINA – EXPECTATIVAS DEL MERCADO

14,00% 12,00% 10,00% 8,00% 6,00% 4,00%

Abr. 13

Ene. 13

Oct. 12

Jul. 12

Abr. 12

Ene. 12

Oct. 11

Jul. 11

Abr. 11

Nov.

Dic.

Oct.

Sep.

98,3

97,6

97,2

84,9

2012

Feb.

Mar.

Ene.

Dic.

Nov.

Oct.

Sep.

Ago.

Jul.

Jun.

77,9

Abr.

Al considerar las opiniones de los expertos, específicamente aquellas de algunos de los más importantes jugadores del mercado, se espera que para el 2013 el precio promedio del petróleo WTI se sitúe entre US$90 y US$95 por barril y el petróleo Brent, entre US$100 y 112, con la excepción de Levit Capital Management, que prevé una fuerte expansión de la actividad de producción en EE. UU., acompañada de una resolución de los problemas de transporte hacia los centros de refinación y cuyo estimativo es un precio de US$80 por barril para el petróleo WTI al cierre de 2013.

En general, los analistas coinciden en que una débil recuperación de la economía americana, mayor incertidumbre en Europa y reducción en la tasa de crecimiento de la China son los factores que impactarían la demanda. Así co-

111 106 101 96 91 86 81 76

May.

Perspectivas de los expertos

Ago.

Jun.

Jul.

debilidad económica en EE.UU. y PROYECCIÓN PRECIOS WTI (2013) Europa, el incremento en la pro- Dólares por barril ducción en Norteamérica y los FUNTE: ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION Int. Conf. Superior indicios de desaceleración eco- 130 120 nómica en China, el precio del pe- 110 Proyección EIA tróleo WTI presentó fuertes caí- 100 90 das durante la primera mitad de 80 abril, descendiendo de US$97 por 70 Int. Conf. Inferior barril a US$89 por barril, una va- 60 riación del 8,5% en menos de un mes, situación que no se observaDEL PETRÓLEO WTI da desde septiembre del año pa- PRECIOS Abril 2012 - abril 2013 | US$ por barril sado.

FUNTE: ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION

Abr.

Ene. 11

Oct. 10

Jul. 10

Abr. 19

Ene. 10

Oct. 09

Jul. 09

Abr. 09

0,00%

Ene. 09

2,00%

2013

mo la situación de tensión política en Oriente Medio, sobre todo en Irán, la mayor producción de EE.UU., unida a una solución a los cuellos de botella en transporte, y la posibilidad de un recorte de producción por parte de la OPEP, específicamente en Arabia Saudita, son los factores que impactarían la oferta.

Analista

Brent

Barclays Citi Levit Capital Management Sandford Bernstein Soc Gen Standard Chartered

WTI

112 95 104 90 80 110 ND 112 96 111 ND

ND: No Disponible.

Abril | Mayo 2013

Por su lado, la EIA, en su último informe de perspectivas, presentó también un escenario establebajista de precios para el petróleo WTI, con un pronóstico de US$93 por barril para fin de año, con un límite inferior en US$70 y un límite superior en US$130 por barril, estos estimativos son basados en los modelos de precios que utiliza el EIA, así como en las volatilidades implícitas del mercado de opciones sobre futuros de petróleo WTI. Desde un punto de vista técnico, el petróleo todavía se encuentra dentro de una gran zona de congestión que lleva varios años consolidándose. Hasta el momento, la zona de precios entre US$97 y US$98 se ha fortalecido con un relevante nivel de resistencia que fue confirmado a principios de abril, cuando los precios detuvieron su avance en US$97.

En la actualidad, los precios, después de haber caído y encontrado resistencia nuevamente en los alrededores de US$95, dan a entender que a corto plazo son los vendedores quienes tienen el control del mercado, más aún cuando el nivel de soporte de US$90 fue roto durante la segunda semana de abril.

Si el movimiento bajista se mantiene, posiblemente se encuentre soporte en el mercado en los alrededores de US$85; en el evento de que la fuerza de los vendedores sea de tal magnitud que este importante nivel de soporte sea roto, el siguiente nivel relevante de soporte está en los alrededores de US$77.

En el caso de que los vendedores decidan retener inventarios entre US$80 y US$90, como algunos analistas predicen, sería la posición lógica de varios miembros de la OPEP y, como consecuencia los precios comiencen a subir, US$90 y US$97 serían ahora los niveles de resistencia que los compradores deberían enfrentar ante un eventual repunte de precio.

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¿Salvará el petróleo a Maduro?

El presidente sabe que el “combustible” de la economía solo lo pone la empresa petrolera y promete pasar de producir tres millones de barriles diarios a cuatro en el 2014 y a seis en el 2019. Franja del Orinoco, la gran esperanza.

A

l día siguiente de haber ganado las elecciones en Venezuela, Nicolás Maduro se reunió con la junta directiva y operativa de la compañía Pdvsa, en la sede de la La Campiña, en Caracas, enviando un mensaje contundente acerca de lo que representa el petróleo y de la importancia que tendrá durante su mandato.

“Pdvsa sigue siendo una industria nacional y el petróleo sigue siendo venezolano, de la patria”, aseguró, y siguiendo el pregón del comandante Chávez, afirmó: “Pasarán 500 años, caerá el imperialismo, y Pdvsa seguirá siendo Pdvsa, la industria energética de la patria”.

Y a los trabajadores petroleros, les dijo: aprovecho para llamar a rectificar donde haya que hacerlo, lo que pasaría –precisó– por aprender nuevos métodos de dirección política, humana, técnica, gerencial y administrativa.

En ese mismo acto, Maduro elogió el desempeño de la máxima autoridad de Pdvsa, Rafael Ramírez, de quien recordó que es “uno de los hijos del comandante Chávez; con once años continuos trabajando al lado del líder supremo de la Revolución Bolivariana, recibiendo, hasta el último segundo de la vida del Comandante, instrucciones y orientaciones”.

En un editorial reciente, el diario La República, de Bogotá, aseguró que pese a las dificultades que enfrenta a corto plazo la economía venezolana, hay que tener la información completa para evaluar la si-

El manejo de la economía que hizo Chávez, sustentado en una gran intervención del Estado y un desplazamiento del sector privado, generó una gran confrontación ideológica interna: en el 2012 se registró un crecimiento del PIB del 5,6%, pero en los años 2013-2014 la situación será distinta. Según el FMI, el PIB solo crecerá el 0,1% y el 2,3% respectivamente, lo cual preocupa; pero que está lejos de ser una catástrofe, mucho menor de lo que sí es un problema delicado: la inflación, que está por encima del 25% anual.

No hay opción: PDVSA

Nicolás Maduro

tuación: “La economía venezolana es sostenible a mediano y largo plazo por su dependencia petrolera, y sus condiciones estructurales seguirán inalteradas durante las décadas venideras, con o sin chavismo. De cada US$100 que exporta en total el país, US$90 provienen de la venta del crudo. Sin duda, esto es un factor que da tranquilidad”.

Y, en efecto, eso es lo importante, y, seguramente, el nuevo Gobierno lo sabe y pondrá todo su empeño para que los recursos de Pdvsa sigan subsidiando el resto de la economía. Y Maduro lo necesita para mostrar que es un digno succesor del líder fallecido.

Abril | Mayo 2013

Pdvsa llegó a producir cuatro millones de barriles diarios de crudo, pero gradualmente se ha ido reduciendo a menos de tres en los últimos años, lo cual no es fácil de entender, a no ser porque la prioridad política se colocó por encima del manejo de la empresa: sus recursos han sido dedicados a atender el modelo socialista y se abandonó el criterio empresarial.

La Agencia Internacional de Energía (AIE) advirtió a mediados de marzo que el sector petrolero venezolano se enfrenta al deterioro. Según el diagnóstico del organismo, una de las razones de esta situación está relacionada con “una infraestructura de hidrocarburos envejecida, en desesperada necesidad de inversiones”.

Pero la empresa riposta: “No hay reservas más grandes en el mundo que las nuestras. La Faja [Petrolífera del Orinoco] había sido subestimada y era usada según la conveniencia de unos pocos”, dijo Eulogio del Pino, vicepresidente de Exploración y Producción de Pdvsa, quien anunció a finales de marzo pasado que Venezuela contaba con existencias de 297.570 millones de barriles de petróleo.

vecinos 37

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El funcionario señaló que con este volumen “garantizarían el consumo mundial de crudo por 100 años”. Y es que, en efecto, con este valor, Venezuela asciende al primer lugar mundial en el apartado de reservas y supera a Arabia Saudita, que contaba con 264.600 millones de barriles.

Los ingresos de la empresa en el 2012 fueron de US$125.000 millones, y los empleados ascienden a 121.000.

Pese a que hace tres años el gobierno de Hugo Chávez expropió los bienes de algunas petroleras extranjeras, en el 2010 les fueron adjudicados varios bloques en la Faja Petrolífera del Orinoco. Desde finales del año anterior comenzó la perforación en esta región por parte de siete empresas mixtas, con participación de empresas extranjeras y la compañía estatal local. La meta es que estas sociedades alcance una producción total de 2,1 millones de barriles diarios de crudo pesado en el 2019.

Ahora, Maduro pronostica pasar de producir tres millones de barriles diarios a cuatro en el 2014 y a seis en el 2019. Lo mismo pensaba Capriles, con lo que pese a la idea general de que la industria petrolera del país está en decadencia, las cosas no parecen ser tan ciertas o, al menos, ser fácilmente recuperable.

Siete empresas mixtas con participación accionaria de petroleras de América, Europa y Asia ya perforan bloques en la Faja Petrolífera de Orinoco. La meta es una producción diaria de 2,1 millones en el 2019.

Pese a que las cifras oficiales no generan confianza, Pdvsa dice que está bien. El año anterior incrementó un 42,87% la ejecución de inversiones y llegó a US$22.000 millones.

En ese ejercicio anual, las reservas de crudo alcanzaron una cifra superior a 297.000 millones de barriles, y la deuda financiera consolidada se ubicó en US$40.026 millones.

PIB VENEZUELA - TASA DE CRECIMIENTO FUENTE: BM Y FMI

16,8

10,3

9,3

8,4 4,8

5,5

4,2

2,1 0,1

-1,9

-3,3 -7,8 2003

* PREVISIÓN FMI 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013*

2014*

INFLACIÓN VENEZUELA (Variación) FUENTE: BANCO CENTRAL DE VENEZUELA

31,9

31,3 27,0

26,9

27,4

29,0

22,5 20,0

19,1 13,4

1999

2000

20,5

17,0 14,4

12,3

2001

2002

2003

2004

2005

“Unificamos esfuerzos con Petrovietnam, Chevron (Estados Unidos), Repsol (España), CNPC (China), ENI (Italia), Petronas (Malasia), ONGC (India) y varios consorcios rusos y japoneses, y eso nos permitirá cumplir las metas en menor tiempo”, dijo al Correo del Orinoco Rubén Figuera, director de Nuevos Proyectos del complejo.

Una de estas empresas se llama Petrocarabobo. Aunque el máximo accionista es Pdvsa, con un 60% de la participación, entre los restantes inversionistas figura Repsol YPF. Pese a los líos que tuvo en Argentina con la expropiación de sus bienes, la española ingresó en el mercado del vecino país con bríos.

Con una participación accionaria cercana al 12% forma parte de esta sociedad.

De esta empresa también son socias otras firmas extranjeras, como ONGC, Oil y IOC de la India y Abril | Mayo 2013

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Petronas de Malasia. En octubre del año anterior inició perforación en el primero de dieciocho pozos adjudicados en el Bloque Carabobo 1.

Otra de las empresas mixtas es Petroindependencia, que perfora en el Bloque Carabobo 3. Aunque su principal accionista es Pdvsa, también cuenta con la participación foránea de la petrolera estadounidense Chevron y de la japonesa Mitsubishi.

Las otras empresas mixtas que ya operan en este complejo del Orinoco son: Petromacareo, Petrourica, Petrojunín, Petromiranda, y Petrobicentenario.

En los términos anteriores, la realidad venezolana y su recuperación económica pasa por el petróleo y, concretamente, por la empresa Pdvsa: un país que del total de sus exportaciones, el 90% es crudo, no puede pensar en otra opción, al menos a corto plazo.

38 Perfil país

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Es el noveno mayor productor mundial de crudo, con una media diaria de 2.934.000 barriles diarios.

México lindo y petrolero L

ázaro Cárdenas fue uno de tantos militares que ocupó la presidencia de México en su historia.

Entre 1934 y 1940, este hombre nacido en el municipio de Jiquilpan (Michoacán) entró a la historia de su país por expedir leyes que nacionalizaron dos bienes representativos: los ferrocarriles y el petróleo.

“Con relación a la aplicación del decreto de expropiación de los bienes de compañías petroleras serán aquellos relacionados íntimamente con la explotación, administración y venta de los productos del petróleo”. Este es un segmento del

se creó Petróleos Mexicanos (Pémex), la empresa estatal de hidrocarburos, que se encargó, desde ese instante y hoy lo continúa haciendo, de darle vida a la orden presidencial, para lo cual su misión fue explotar y administrar estos bienes del subsuelo.

Y aunque desde ese momento a la fecha han transcurrido setenta y cinco años, desde mucho tiempo antes, este país norteamericano siempre fue un jugador de primer nivel de la industria petrolera internacional.

Por ejemplo, en 1920, en el territorio azteca operaron más de cien empresas extranjeras, y un año después, el Pozo de Cerro Azul, ubicado en la Faja de Oro, en el estado de Yucatán, logró cotas de producción que situaron al país en el segundo lugar mundial, con 57 millones discurso con el que este general de barriles. despojó de sus bienes a diecisiete Más tarde, en la década de los petroleras extranjeras y los devol- setenta, luego de la crisis petrolevió a la Nación. ra, la explotación del subsuelo del Este hecho ocurrió el 18 de mar- país se vio reactivada con el deszo de 1938, el mismo año en el que cubrimiento, en 1976, del Campo Abril | Mayo 2013

Perfil país 39

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Cantarell, hallado por un campesino con este apellido y nombre Rudesindo. En el 2003 alcanzó el segundo más activo del mundo, luego del Campo Ghawar en Arabia Saudita.

Más crudo que nunca

Hoy, si bien no es miembro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), el liderazgo de México está fuera de discusión a la hora de numerar a los países que mandan en esta industria de extracción en el mundo.

Es el noveno país productor internacional, con un volumen de extracción de 2.934.000 barriles de petróleo por día. En esta categoría se ubica por encima de potencias internacionales como Iraq, Kuwait, Brasil y Venezuela.

A la hora de exportar, aunque pierde casillas, continúa en la élite, situándose en el lugar trece, con 1.299.000 barriles diarios. En este mismo puesto se ubica en el apartado de consumo interno de productos refinados.

En cuanto a las reservas probadas, México es el décimo noveno, con un volumen de 12.170.000.000 barriles, y en la producción de productos refinados del crudo sube dos posiciones y ocupa el diecisiete, con 1.458.000 barriles.

En gas pierde protagonismo mundial, pero se encuentra en lu-

ja al lugar 18, con 55,1 billones de metros cúbicos.

Pesa en la economía El petróleo es el segundo sector más activo del portafolio exportador de México, según lo informa el Instituto Nacional de Estadística y Geografía (Inegi).

En enero del 2013, las ventas externas alcanzaron un monto de US$4.558 millones, lo que representó el 14,8% del total nacional, solamente superado por manufacturas, con el 78,6%. Otros derivados del petróleo pesaron 1,9%.

Por su parte, las compras externas de productos derivados del cruMirando al norte do pesaron el 10,0%. En este apartado también fueron superados por La zona de mayor producción de las manufacturas. Por lo anterior, la crudo se halla en el nororiente de la balanza comercial sectorial fue sugeografía nacional, especialmente en el peravitaria en US$549,8 millones, Golfo de México, sobre todo en Tamaumientras que la de productos inlipas y Chiapas. dustriales fue deficitaria.

Otro sector destacado es el norte, en Respecto de los destinos del el que se incluyen la ciudad de San Luis crudo azteca, EE.UU. es el primePotosí (Yucatán), el mismo lugar donde ro en compras del petróleo de ese lo extrajo por primera vez en este país, en el año 1904. país, pues alcanza un monto de US$3.436 millones. En este rubro gares no menos importantes: la supera a Europa y Asia. mejor figuración azteca se presenA menos de 12 meses de cumplir ta en consumo de gas natural, con 110 años de producirse la primera 59,15 billones de metros cúbicos, extracción oficial de hidrocarbuque lo sitúan en el puesto quince ros de su subsuelo, México contidel mercado internacional. En el núa siendo un país de tradición perubro de producción, el país ba- trolera internacional.

Pémex, una multilatina En medio del escándalo por muertes y pérdidas económicas por la explosión causada en la sede principal, ubicada en Ciudad de México, Pémex ocupó el tercer lugar del ranking 2012 de la revista América Economía. Las primeras posiciones también fueron del sector petrolero: Petrobrás y Pdvsa, en su orden.

Con ventas por US$111,734.6 millones, el

ejercicio reportó pérdidas por US$6.559 millones. Los activos registraron crecimiento cercano a US$110.000 millones.

En el listado mexicano, la petrolera estatal fue la primera empresa, por encima de América Móvil, del sector de telecomunicaciones, en el puesto 5; de Walt Mart, en el 10; la Comisión Federal de Energía Eléctrica, en el 13, Femsa, en el 25; y Cémex, en el 29.

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40 tecnología

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La energía del hielo Después de más de doce años de experimentación, los científicos japoneses lograron disociar gas natural del hidrato de metano que se encuentra en los permafrost de altamar.

E

l impacto de una enorme ola de agua salada provocada por un terremoto nivel 7 en la escala de Richter desencadenó la falla catastrófica en uno de los reactores de Fukushima en Japón, que con una serie de explosiones marcó el final de la energía nuclear nipona. Desde ese 11 de marzo del 2011, el Gobierno asiático apagó el interruptor de los nucleares, lo que significaba dejar al vaivén del mercado internacional el 95% de la energía que el país necesita para funcionar.

Desde 1966, la fusión de átomos le había permitido a Japón convertirse en una de las potencias del mundo, mantener su crecimiento industrial y superar la crisis de petróleo de 1971. “La energía atómica y los combustibles fósiles han sido los dos mayores pilares de la política energética nipona”, explicó el primer ministro Naoto Kan, quien es consciente de que desde el terremoto las fuentes alternativas de energía son una prioridad.

Antes de la fuga en Fukushima Abril | Mayo 2013

se esperaba que estas fuentes suplieran el 20% del consumo eléctrico. Ahora deben reemplazar los 15 gigavatios que producían las 17 centrales nucleares, un reto que los sistemas más ambiciosos de energía eólica o solar no podían satisfacer.

El déficit tuvo que soportarse aumentando el uso de termoeléctricas que debían producir la mayor cantidad de los 47 gigavatios que consume la nación nipona. La demanda elevó el precio del gas hasta alcanzar la cifra récord de US$16 por millón de btu (lo que en EE.UU. cuesta US$3,5) y convirtió al país en el principal importador de gas licuado del mundo.

Pocos sospechaban que enterrado en medio del permafrost de

tecnología 41

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la prefectura de Aichi se encontraría la esperanza energética de Japón.

Fuego en medio del océano

El 12 de mayo de 2013, una llama amarilla, generada por un quemador en el tope de una plataforma de excavación, montada sobre un buque científico en medio del mar, le daba la buena noticia al mundo y, especialmente, a los japoneses. El metano de hidrato, que permanecía recluso del hielo, podía extraerse utilizando un sistema que combina presión y calor para obtener gas natural.

La prueba debía durar dos semanas. La Corporación Nacional de Petróleo, Gas y Metales de Japón (Jogmec por sus siglas en inglés) anunció que durante el periodo de experimentación lograron extraer 120.000 m3 de gas natural, lo que superó con creces la experiencia de los canadienses del 2008,

En el proyecto de JOGMEC, durante el período de experimentación, lograron extraer 120.000 m3 de gas natural.

quienes apenas lograron extraer 13.000 m3 en cinco días y medio.

El proyecto de Jogmec comenzó en el año 2000 y tuvo una etapa de exploración superior a los siete años. En el 2009, el proyecto encontró en la península de Atsumi y Shina una reserva suficiente para hacer las pruebas de extracción,

por lo que comenzaron el montaje de la maquinaria, la excavación de 1.8 kilómetros de profundidad y la confirmación de las propiedades de la zona.

El reto era desarrollar una tecnología capaz de disociar el gas en condiciones inestables como en el permafrost de altamar. Su desarro-

42 tecnología llo tardó cuatro años y la primera llama del quemador es, hasta el momento, su principal éxito. La alegría se apoderó del buque científico que servía de base para las pruebas. Los científicos japoneses habían obtenido el hielo inflamable. “Japón podría finalmente tener una fuente de energía que pueda llamarse propia”, dijo notablemente emocionado Takami Kawamoto, portavoz de Jogmec.

Por las condiciones climáticas y un desperfecto en una de las bombas que comenzó a filtrar arena, debieron detener la producción seis días después de empezar.

La técnica anunciaba sus primeros riesgos. Se podía utilizar el vapor de agua y la diferencia de presiones para extraer el combustible, pero el clima sería una amenaza constante al desarrollar aplicaciones comerciales.

Ryo Minami, director de la División de Petróleo y Gas de la Agencia de Recursos Naturales de Japón, explicó que “hace diez años, todos sabían que había gas de esquisto en el suelo, pero extraerlo era demasiado costoso. Sin embargo, ahora se comercializa”.

Esa es la esperanza nipona, terminar su dependencia energética y convertirse en un país que pueda presumir de sus reservas de gas, que según los cálculos de la Jogmec le significarían un siglo de autonomía energética. “Dada la inercia actual y la importante financiación aportada por el programa de hidratos de gas japonés, es muy posible que Japón sea el primer país en producir gas natural de hidratos marinos a nivel comercial”, expresó Carolyn Koh, profesor de la Escuela de Minas de Colorado EE.UU. Por su parte, Ray Boswell, director de tecnología de hidratos de metano en el Laboratorio Nacional de Tecnologías Energéticas de Estados Unidos, manifestó: “Las investigaciones financiadas por el Gobierno tendrán que llevar a cabo

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cuenta de que hay una sensación de urgencia nacional por desarrollar una fuente de hidrocarburos doméstica […]. Aunque la prueba es tremendamente significativa, nadie va a defender que esa sea una fuente de energía económicamente viable. Aún está en la fase de investigación y desarrollo”.

Por el momento, Jogmec pretende perfeccionar la explotación de gas, fortalecer las medidas de seguridad y planear la producción a escala comercial para el año 2019.

El potencial de recurso es tan grande que el carbono encontrado en los hidratos de gas es, al menos, el doble de la cantidad de carbono en todos los otros combustibles fósiles del mundo.

El riesgo de quemar el hielo

El metano de hidrato que permanecía recluso del hielo, podía extraerse utilizando un sistema que combina presión y calor para obtener gas natural. pruebas que durarán varios meses antes de que las empresas comerciales de petróleo y gas inviertan dinero en la exploración, pero este tipo de pruebas son caras de realizar”, con lo que argumentó que pasarán años antes de que el hielo inflamable se convierta en el combustible que los japoneses esperan.

Mientras que Carolyn Ruppel, directora de Hidratos de Gas del Servicio Geológico de Estados Unidos, narró que “cuando te reúnes con los científicos japoneses que están trabajando en esto, te das Abril | Mayo 2013

No todos estaban contentos con la noticia. Los ambientalistas reaccionaron casi de inmediato, recordando que el metano es uno de los gases culpables del efecto invernadero y que al ser 21 veces más potente que el dióxido de carbono cualquier fuga afectaría seriamente la capa de ozono.

“El hidrato de metano fue clave del calentamiento global que condujo a una de las mayores extinciones en la historia de la Tierra’’, recordó Ryo Matsumoto, científico de la Universidad de Tokio que estudia al gas congelado desde finales de los años ochenta.

También argumentaron que al explotar los esquistos del permafrost se modificaba permanentemente la geografía de la zona, lo que podría traer distintos efectos en el medioambiente, más si se tiene en cuenta la inestabilidad sísmica del país asiático.

Por el momento, el hidrato de metano es el sueño japonés. La posibilidad de mover la industria nacional, por lo que la empresa estatal Jogmec lo promociona con los ojos sorprendidos de una niña que sonríe mientras el hielo se convierte en llamas amarillas y rojas.

44 inversión

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Biocombustibles, una mezcla con futuro

fotos: cortesía fedepalma

Tres nuevas plantas, que se construyen en los Llanos Orientales, Valle del Cauca y Magdalena, incrementarán en casi un 70% la capacidad de producción de etanol.

E

l pedal del acelerador de la industria de biocombustibles no está presionado hasta el fondo, pero la marcha de este sector agroindustrial avanza de forma sostenida y se prevé que en cuestión de meses su producción alcanzará niveles récord.

Después del inusitado incremento en los dos últimos años en la producción de biodiésel a base de aceite de palma y de alcohol carburante, hecho de caña de azúcar, se vienen importantes desarrollos para el sector.

Tres nuevas plantas, que se construyen en los Llanos Orientales, Valle del Cauca y Magdalena, incrementarán en casi un 70% la capacidad de producción de etanol, mientras que el sector palmicultor tiene en desarrollo unas 200.000 hectáreas de palma para aumentar la elaboración de aceite combustible.

Las perspectivas para el sector parecen buenas, aunque uno de sus integrantes, la Federación de Cultivadores de Palma (Fedepalma), se siente como en una espeAbril | Mayo 2013

cie de pico y placa implantado por el Gobierno, lo que le impide acelerar la marcha.

“Podemos aumentar en corto plazo la producción para alcanzar niveles 50% superiores a los de hoy, pero nos tienen frenados”, dice Jens Mesa Dishington, presidente de Fedepalma.

Actualmente, solo se permite la mezcla del 8% en Bogotá y del 10% en el resto del país de aceite de palma al diésel y del 8% de alcohol carburante (etanol) a la gasolina.

El cronograma inicial estimaba que para el 2012 las mezclas de etanol y biodiésel estarían en alrededor del 15%. Sin embargo, esta cifra parece muy lejana, al menos por ahora. Mesa Dishington tiene la esperanza de que para el 2015 se pueda llegar al 15% y en el 2020 al 20%.

El dirigente cree que su gremio puede contribuir en mayor medida a bajar los altos índices de contaminación producida por el monóxido de carbono que diariamente emiten 4 millones de vehículos y otras tantas motocicletas que circulan por Colombia.

Más que un obstáculo, los trancones, el mal estado de las vías, la deficiente infraestructura vial, el pico y placa y las continuas alzas en los precios de los combustibles han motivado el crecimiento de esta industria, que hoy tiene trece plantas de producción regadas por el país y por lo menos cinco más en proceso de construcción o ensanchamiento.

El año pasado, la producción de biodiésel llegó a 490.000 toneladas, con un crecimiento del 45% con respecto a la de 2010. La de etanol fue de 362 millones de litros, con un crecimiento del 24,3% frente a la producción de 2010.

De talla mundial

Mesa Dishington se queja de la lentitud del Gobierno para autorizar el aumento de las mezclas, sin tener en cuenta que Colombia ha

inversión 45

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logrado desarrollar una agroindustria de talla mundial y que el país figura como líder en el desarrollo de energía limpia; pues la palma de aceite y la caña de azúcar son las mejores y más limpias materias primas para el desarrollo de combustibles no fósiles.

“Vamos para tres años, y el Gobierno no se ha decidido a armar el cronograma para el sector y no ha definido su política de biocombustibles”, dice Mesa Dishington. El ministro de Minas y Energía, Federico Renjifo, citado recientemente por El Espectador, dijo que “por ahora, la mezcla del 15% no está en el mapa del Gobierno”.

Hay 450.000 hectáreas sembradas de palma, 200.000 de ellas en proceso de desarrollo, con una producción anual de 1.000 000 de toneladas de aceite, casi la mitad del cual está destinado al biodiésel.

Este sector emplea directa o indirectamente a 140.000 personas en el sector rural. Cinco de las ocho plantas productoras tienen previstos montajes de ampliación.

Tres de los cinco ingenios azucareros ampliaron en el 2011 su capacidad instalada, con lo cual se incrementó a 1.250.000 litros por día el potencial de producción de etanol, suficiente para abastecer la demanda nacional. La producción de estos ingenios es dual, es decir, que de forma simultánea producen azúcar y etanol.

La Asociación de Cultivadores de Caña (Asocaña) se siente orgullosa de su producto. “El 85% del etanol –dice– se degrada en aproximadamente veintiocho días, mientras que los combustibles fósiles pueden durar años para degradarse”.

Asocaña cree que el mercado de etanol puede multiplicarse por siete cuando entren en circulación los vehículos de tecnología flexible (flex fuel), que pueden consumir hasta un 85% de etanol. En Brasil, donde el etanol representa el 60% de combustible vehicular, el 90%

CONTAMINANTE

Año 2005 sin E10 Vs. Año 2006 con E10

Material Particuladomenor a 10 Micras

Octubre 08 sin E10 Vs. Enero-Agosto y Diciembre 08 con E10

-9%

+9%

Dióxido de Azufre

-26%

+10%

Monóxido de Carbono

-11%

+10%

Ozono

-12%

+8%

Tras varios años de implementación del programa de oxigenación de la gasolina, se ha comprobado una relación positiva entre el uso del etanol y la reducción de emisión de gases contaminantes en el país.

Fuente: Giraldo et. al. (2009)

“Podemos aumentar en corto plazo la producción para alcanzar niveles 50% superiores a los de hoy, pero nos tienen frenados”, Jens Mesa Dishington, presidente de (Fedepalma).

Ampliaciones Dic 10/Ene 11 Incauca Providencia Mayagüez

50.000 l/d 50.000 l/d 100.000 l/d

Tres ingenios azucareros aumentaron en 200 mil litros diarios su capacidad de producción.

Fuente: Asocaña

de los vehículos que se venden en la actualidad son flex fuel.

Los cañicultores citan diversos estudios para demostrar que la mezcla de alcohol en la gasolina no afecta el rendimiento de los motores. Inclusive, se hizo un análisis en dos vehículos de carburador con mezclas del 20% durante más de 100.000 kilómetros y no se hallaron efectos negativos.

En los próximos meses entrarán en operación los proyectos Bioenergy en Puerto López (Meta), la destilería del ingenio Riopaila en el Valle del Cauca y Agrifuels en Pivijay (Magdalena). El primero proAbril | Mayo 2013

ducirá 480.000 litros por día y el segundo, 400.000 litros.

Estudios citados por Asocaña señalan que hay tierra suficiente para la expansión de la agroindustria de los biocombustibles. Cálculos del Ministerio de Agricultura indican que en el 2009 existían subutilizadas más de 41 millones de hectáreas destinadas a ganadería extensiva. La mayoría de esta área se encuentra en zonas aptas para diferentes cultivos.

Y otro análisis contratado por el Ministerio de Minas muestra que hay un potencial de 4.9 millones de hectáreas aptas para la producción de etanol de caña de azúcar sin competir con la producción de alimentos.

Así las cosas, el panorama muestra un gran potencial para la industria del etanol en Colombia “si las reglas de juego del Gobierno son claras y estables en el tiempo, como ocurrió en Brasil”, advierte finalmente Asocaña.

46 región

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Barrancabermeja, una alianza petrolera El puerto es responsable de abastecer el 80% de los combustibles del país gracias al trabajo de la Refinería, que hoy se encuentra en etapa de modernización.

L

os yariguíes fueron los primeros pobladores de lo que hoy es Barrancabermeja. Vivían en un caserío llamado La Tora, fundado en 1536 por Gonzalo Jiménez de Quesada. Durante su permanencia en este lugar, el conquistador español y sus acompañantes se dieron cuenta de que sus habitantes jugaban con un líquido negruzco que fluía del interior de la tierra.

Este es el preámbulo de una

historia de bonanza que, sin embargo, debió esperar 369 años para continuar. En medio de la cotidianidad de esta población, la pesca y la atención a los turistas que pasaban, como medios de subsistencia de sus habitantes, en 1917, un grupo de geólogos estadounidenses descubrió, con una maquinaria rudimentaria, el primer pozo petrolero del país. Se trató de Infantas 1, con un potenAbril | Mayo 2013

cial de producción de 800 millones de barriles.

Desde ese momento, este hecho elevó el estatus del municipio como el principal puerto sobre el río Magdalena y epicentro nacional de la industria de los hidrocarburos. Hoy, luego de casi un siglo, el segundo municipio más poblado del departamento del Santander —191.764 habitantes, según el Dane— es un punto de desarrollo, apalancado en los réditos que deja la industria del crudo.

Aunque no ha estado exento de situaciones difíciles, como la violencia que lo ha atacado sin detenerse desde la década de los cuarenta del siglo anterior, el municipio de Barrancas Bermejas, como lo bautizó el conquistador español, presenta indicadores económicos que lo ubican en lugar de privilegio en el contexto nacional.

Recientemente, el presidente

región 47

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Juan Manuel Santos felicitó a las autoridades del puerto por ser la ciudad del país en la que la lucha contra la pobreza ha combatido este flagelo hasta llevarlo a puestos de vanguardia. Con un porcentaje del 30%, se sitúa por debajo del promedio nacional.

“Quiero felicitar al Alcalde porque Barrancabermeja es el municipio del país con los mejores indicadores de lucha contra la pobreza extrema, y eso es importante para nosotros como Gobierno”, Juan Manuel Santos.

Otro aspecto que resalta en su suelo es la construcción, que se ha convertido en un sector dinámico en el municipio, lo confirma el DANE. La aprobación de licencias de construcción en destinos diferentes a vivienda creció un 194,1% al comparar febrero con enero del 2013, lo que demuestra la dinámica en las actividades comerciales e industriales. El metraje avalado pasó en este periodo de 4.710 a 13.853 metros cuadrados.

Barranca es parte de Santander, uno de los departamentos de mayor progreso en el país, con los mejores indicadores sociales y económicos.

Según las cifras del Ministerio de Educación, el 48% de la población del departamento entre los 17 y 21 años están matriculados en programas de pregrado, proporción que se ubica como la segunda más alta entre las cinco principales regiones del país, lo cual se traduce en un volumen significativo de graduados todos los años.

Según las cifras del Ministerio, cerca del 60% de los recién graduados en Santander se quedan en el departamento a laborar.

Al tomar como muestra los años 2001, 2006 y 2011, se puede concluir que hoy una alta proporción de egresados de instituciones de educación superior en Santander está trabajando y que esta sobre-

Generador de recursos La principal fuente de ingresos del municipio de Barrancabermeja son los aportes que anualmente le realiza Ecopetrol.

Por ejemplo, en el 2011,

según cifras oficiales, la compañía le giró al municipio un total de $142.198 millones por concepto de impuestos de industria y comercio, retención de in-

sale frente a otras regiones, inclusive en salarios.

También se destaca el impacto en el mercado laboral de los egresados en carreras relacionadas con ingenierías, siendo esta una de las principales fortalezas que tiene el departamento, y Barranca es, en buena parte, soporte del trabajo técnico-profesional.

Motor de desarrollo

Sobre una extensión de 292 hectáreas, la Refinería de Barrancabermeja tiene 42 plantas de proceso, cuyo rendimiento le permite ser responsable del abastecimiento del 80% de los combustibles que se consumen en el país. Cuenta, además, con una capacidad para procesamiento de crudo que alcanza un total de 250.000 barriles diarios.

Desde 1959, en agosto se celebra la Fiesta Nacional del Petróleo en este municipio santandereano.

Sin embargo, pese al impacto que genera en la economía, este complejo industrial de hidrocarburos adelanta un proyecto de modernización de sus instalaciones con el fin de equiparlas con equipos de última generación que le permitan afianzarse en la realización de actividades de refinamiento de crudos pesados. Todo Abril | Mayo 2013

dustria y comercio, sobretasa a la gasolina, alumbrado público e impuesto predial. En el 2010, este valor ascendió a $120.018 millones.

comenzó en el 2008, y actualmente se encuentra en la fase tres.

Con una inversión de US$3.386 millones, Ecopetrol pretende aumentar los volúmenes de refinación hasta 300.000 barriles diarios de petróleo pesado y proveer hasta 50.000 barriles de diluyente, utilizado para facilitar el transporte del crudo.

Desde el 2017, cuando se prevé entren en operación las obras, la Refinería, que el año pasado cumplió 90 años de funcionamiento, contará con siete nuevas plantas, con las que busca alcanzar niveles casi óptimos en asuntos como el factor de alta conversión del 76% al 95%.

Las cifras más recientes de la Refinería, publicadas por la petrolera estatal, muestran que entre junio y septiembre del 2012, la carga de crudo procesado creció un 3,9% respecto del mismo período del 2011.

Según Orlando Díaz, gerente de la refinería, uno de los mayores impactos del proyecto se prevé que se dará en el ámbito social, con la generación de empleo en el municipio. En la etapa de mayor intensidad de la construcción, este llegará, según dijo el funcionario, a 4.000 nuevas plazas de trabajo.

No estaban errados ni Gonzalo Jiménez de Quesada y sus acompañantes cuando vieron que la vida de aquel caserío, hoy convertido en una ciudad intermedia del país y principal puerto sobre el Magdalena, vivía y viviría gracias a aquel líquido negruzco que salía de sus entrañas: el petróleo.

48 indicadores

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MERCADO ICE Crudo Brent

Bloomberg

CRUDO Y GAS

Plazo/Cierre US$

Producción Promedio diario

100,27

AÑO

100,12 99,85 99,67 99,34

JUL. 13

AGO. 13

SEP. 13

OCT. 13

NOV. 13

Crudo WTI

DIC. 13

99,21 ENE. 14

Plazo/Cierre US$ 89,57 89,51 89,45

100,46

936 915 785 671 588 531 529 525 528 541

1.128 1.060 1.090 1.016 874 730 680 648 615 578

Plazo/Cierre US$ 100,42

Crudo Gas (kbpd) (Mpcd)

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003

Bloomberg

Crudo BRENT

(Junio 2012)

100,46 100,42

JUN. 13

MERCADO NYMEX

100,27 100,12

JUN. 13

JUL. 13

AGO. 13

Crudo WTI

kbpd : Miles de barriles por día Mpcd: Millones de pies

cúbicos por día

SEP. 13

Plazo/Cierre US$ 89,53

89,67

89,6 89,29

89,28

Reservas 89,29

JUN. 13

JUL. 13

AGO. 13

SEP. 13

DIESEL

Plazo/Cierre US$ 851,5

847,75

88,99

AÑO

Crudo Gas (Mbbl) (Gpc)

2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003

2.259 2.058 1.988 1.668 1.358 1.510 1.453 1.478 1.542

6.630 7.058 8.460 7.277 7.084 7.349 7.527 7.212 6.688

88,76 MAY. 13

88,67 JUN. 13

JUL. 13

AGO. 13

SEP. 13

OCT. 13

ACEITE

NOV. 13

DIC. 13

Plazo/Cierre US$

281,22

Mbbl : Millones de barriles Gpc : Gigapies cúbicos

280,45 280,03

844

perforación pozos AGO. 13

GAS NATURAL

GBp/therm/US$

65,78

65,72 65,52

65,22 MAY. 13

JUN. 12

JUL. 13

AÑO

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003

0 54 19 73 35 53 38 126 63 4 45 112 36 11 28 75 47 1 51 99 29 0 41 70 22 0 34 56 16 0 19 35 10 0 11 21 6 0 22 28

AGO. 13

SECO

JUL. 13

MAY. 13

TOTAL

JUN. 12

279,82

PROD.

MAY. 13

EN PRUEBAS

(Acumulado)

840,25

JUN. 13

JUL. 13

GAS NATURAL

FUENTE: ANH

AGO. 13

(US$/MMBtu) 4,33

4,353

4,292 4,259

MAY. 13

JUN. 13

JUL. 13

AGO. 13

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Nuevo maquinista en la ANH Un vice de Hacienda pasó a manejar los negocios petroleros del país, y Minminas refuerza su equipo en la cartera.

E

l expresidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Orlando Cabrales Segovia, cambió de puesto, pero no abandonó el sector, al que está vinculado desde su casa paterna. Dejó la Agencia y ahora es el viceministro de Energía, cargo en el que sucedió a Tomás González Estrada, quien se fue como asesor para la Presidencia de la República.

Cabrales Segovia es un abogado

Germán Arce Zapata

javeriano, con máster en Filosofía, pero ya posee una gran experiencia en el sector, pues trabajó durante 16 años en la compañía BP, de los cuales durante seis fue vicepresidente jurídico para América Latina. También fue director jurídico de la misma compañía entre el 2001 y 2005. En Ecopetrol se desempeñó como asistente de dirección entre 1988 y 1990 y participó en las juntas directivas de empresas como Malterías de Colombia S.A., Aluminio Reynolds S.A., Astilleros Vikingos S.A., Oleo-

Orlando Cabrales Segovia

ducto Central (Ocensa) y en la Casa Editorial El Tiempo.

Ernesto Zamora fue el primer presidente de la ANH, y Cabrales continuó su trabajo y lo consolidó.

Ahora llega al cargo Germán Arce Zapata, quien estaba en el Ministerio de Hacienda como uno de los viceministros y antes ocupaba la Dirección de Crédito Público y del Tesoro Nacional.

Arce Zapata es economista egresado de la Universidad del Valle, con un máster en International Securities, Investment and Banking del ISMA Centre de la Universidad de Reading en el Reino Unido.

No tiene experiencia directa en el sector petrolero, pero su perfil se concentra en el mercado de capitales nacional y extranjero, así como en la estructuración de transacciones de banca de inversión, y conoce bien el sector público. En el Congreso de la República estuvo cerca del trámite de la ley de Asociaciones Público- Privadas y la reforma del Sistema General de Regalías, entre otras.

Ha sido miembro de juntas y consejos directivos, tales como Interconexión Eléctrica S.A., Isagén, Fiduciaria La Previsora, Banco Agrario de Colombia, Financiera de Desarrollo Nacional, Agencia Nacional de Infraestructura (ANI), Agencia Nacional de Minería (ANM) y la Unidad Nacional de Gestión del Riesgo de Desastres.

“Este nuevo equipo tiene la misión de seguir avanzando en políticas encaminadas al aprovechamiento sostenible de los recursos energéticos del país y contribuir al desarrollo económico y social de las regiones”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Federico Renjifo.

L ib ertad

y O rd e n