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AÑO 3 | EDICIÓN 15 | NOVIEMBRE - DICIEMBRE DE 2015 | COLOMBIA | ISSN 3333-8888
¿Petróleo a US$20? Ya no es una locura pensarlo. “Petromonarquías” de OPEP apuestan con riesgo. PÁG. 16
El gigante Reficar, una realidad La ampliación de la refinería de Cartagena terminó costando US$ 8.000 millones frente a un presupuesto inicial de US$ 3.600 millones. La Contraloría abre investigación.
4 CONTENIDO
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TEMA CENTRAL | 12
El gigante Reficar, una realidad
8 5 OPINIÓN DEL DIRECTOR
La apuesta de OPEP
DIRECTOR - EDITOR Silverio Gómez Carmona silgom2012@hotmail.com DIRECTORA DE SOSTENIBILIDAD María Elena Vélez redacción Alejandro Moya, José Luis Barragán, Diana Carolina Lache, Sebastián Felipe Abondano, Mauricio José Gómez COLABORADORES Nicolás Rivera Guerrero.
Traducción Natalia Gómez Rodríguez
asesoría editorial Prosigo Ltda.
Diseño Rolando Ramírez Ruiz
CORRECCIÓN Nadia González Rodríguez
FotografíA Diego Caucayo Sebastián Felipe Abondano
Gerente representante Martha Lucía Rodríguez Pardo Legal marluc0920@hotmail.com DIRECTORA ADMINISTRATIVA María Camila Gómez Y FINANCIERA camigomez36@gmail.com DIRECTORES Guillermo León Valencia COMERCIALES Cel.: 310 5726146 guillermo.medios@gmail.com Roberto Lozano Pulido Cel.: 315 22405534 r.lozano@gbsgrupoeditorial.com Jefe de administracióN asistente de administración Suscripciones SEDE administrativa Distribución IMPRESión
Adriana Babativa Dayanna Rodríguez Sandra Gaitán Cel.: 301 5514118 sangai@marathondistribuciones.com Carrera 76 # 179 70 Teléfonos: 311 561 1701 310 248 7935 Marathon Distribuciones PBX: 748 40 40 Ext. 1100 Ofimpresos
6 coNTROVERSIa
20
El gas tiene la culpa
8 negocios
Primeras apuestas en fracking
Chilena de gas amplía mercado
Perspectiva técnica: Petróleo Brent, Nicolás Rivera Guerrero.
20 PERFIL PAÍS
Kuwait, productor en pantalla
Pemex entra al mercado de EE.UU. Financiamiento de refinería en Ecuador
18 Análisis
23 proyecto
23
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El gigante Reficar, una realidad
¿Quién resistirá Petróleo a US$20? | 16
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Arranca moderna planta de biodiesel
24 INdicadores
Las cigras del sector
OPINIÓN DEL DIRECTOR 5
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SILVERIO GÓMEZ CARMONA, Director
¿Qué está planeando Putin al convertirse en el primer proveedor de crudo a China y apoyar con todo al régimen de Siria? ¿Cuánto cuesta producir un barril de petróleo?
La apuesta de OPEP A sí muchos digan que la OPEP está dividida o acabada, sus decisiones todavía juegan un papel muy importante en el mercado petrolero global. Lo acaba de certificar con su reunión de hace dos semanas: al decidir no cambiar la oferta de crudo de sus miembros, las cotizaciones cayeron en una forma muy fuerte y abrieron la puerta para que comience a hablarse de que no es imposible una cotización cercana a los USD 20, mucho antes de que se cumpla la predicción de la agencia de energía de la OCDE que habla de USD 80… pero en 2020. Hacer predicciones sobre lo que pasará con el precio del petróleo en el corto plazo (20162017) tiene validez lingüística, pero la posibilidad de acertar puede ser remota, porque hay muchos factores y actores que entran a jugar y no solo ligados a lo que pasa en el Oriente, sobre los cuales nadie tiene respuesta. ¿Qué está planeando Putin? Ya ha mandado varios mensajes como convertirse en el primer proveedor de petróleo a China desplazando a Arabia Saudita y apoyar con todo al régimen dictatorial de Siria, son solo dos bombas de gran tamaño. Todavía hay mucho por verse con el “macho” ruso, incluyendo el efecto de tener la moneda más devaluada del mundo. La “petromonarquía” saudí también tiene sus guardados que nadie conoce bien. Hasta ahora, se sabe que su oposición a reducir la
oferta es su estrategia para no perder participación en el mercado, “trampa” en la que cayó en el pasado, pero que ahora no parece con disposición de hacer y su objetivo es poner a sufrir a los productores de occidente por la vía de los costos, como parece estar logrando. ¿Quién resistirá un barril a USD 20? Fácil de averiguarlo. Según datos Rystad Energy, el costo de producir un barril es el arma que tienen las “petromonarquías” del Golfo Pérsico. En Arabia Saudita es USD 10, similar a Qatar e Irak con 11 dólares. En Kuwait todavía es más bajo: USD 8,5. El problema es de otros. En Venezuela vale USD 11, en Argentina USD 14 y en Colombia USD 19 similar a México y en Ecuador USD 23. Los demás out: en Reino Unido se habla de USD 52, en Canadá USD 41 y en Estados Unidos de USD 36. La respuesta no puede ser más clara, pero la pregunta es obvia: ¿está dispuesto Occidente a dejar que Oriente maneje el mercado que, con seguridad, tendrá como aliado a Putin? No parece lógico, racional o políticamente correcto. La historia está por escribirse. Es la apuesta de OPEP, así haya quienes crean que ya no tiene capacidad para decidir o que un alza de la tasa de interés por parte de la FED cambiará el panorama.
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<Silgom2012@hotmail.com>
6 controversia
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El gas tiene la culpa Colombia enfrenta el desabastecimiento de esta fuente de energía fósil antes de lo esperado y su importación encarece la generación térmica. Los usuarios de energía son los sacrificados.
A
mediados de octubre pasado, el Gobierno Nacional anunció una sobretasa a las tarifas de energía para evitar un racionamiento de energía eléctrica. El motivo: no se tiene el gas en el país para la generación térmica que se requiere para llenar el faltante de las hidroeléctricas como consecuencia del fenómeno de El Niño. Y el gas resulta más caro importarlo. Las críticas no se hicieron esperar. ¿Por qué tienen los usuarios que pagar los errores, cuando ya están cubriendo un seguro que se llama de confiabiliad y que tiene por objeto garantizar el suministro? ¿Por qué no hubo planeación
en el tema del gas? ¿Por qué se dio gas a Venezuela sabiendo que iba a escasear? La discusión no ha parado y se han desnudado varias fallas. Para el exministro Guillermo Perry, la actual crisis eléctrica es consecuencia de “demoras del Gobierno y la CREG en afrontar los problemas previstos de escasez de gas” y “(…) un sistema inadecuado de cargos por confiabilidad que constituye un seguro costosísimo y poco efectivo para los usuarios”. En el tema del gas, el asunto parece claro. Desde el 2006 se prevía que iba a darse la escasez en 2016 y las recomendaciones fueron claras por parte de la industria y la Noviembre | Diciembre 2015
Unidad de Planeamiento del Ministerio, comenzando por no entregarle más gas a Venezuela y agilizar el marco regulatorio. Nada de eso se hizo. En mayo de 2013, Petróleo & Gas planteó en su portada: Gas ¿hasta el 2019? La pregunta se sustentaba en las advertencias hechas por la ANDI al Gobierno Nacional de tomar medidas que garantizaran la aparición de nuevas reservas de esta fuente de energía fósil. En febrero de 2015, casi dos años después, la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) recortó en un año el vaticinio. Según ACP, las reservas de gas natural solo llegarán hasta 2018. Incluso, anticipó que en la Costa Caribe se acabarían en dos años y en el interior del país en tres. El 15 de octubre de 2015, ocho meses más tarde, cuando se anunciaron las medidas para mitigar el impacto del Fenómeno de El Niño en el país, el Gobierno Nacional, aunque sin nombrarlo, anticipaba los pronósticos. “Mi mensaje a los colombianos es que tenemos que ser conscientes de este fenómeno, que nos va a afectar mucho más de lo que hasta ahora nos ha venido afectando. Y tenemos que ahorrar agua, ahorrar energía y hacer todo lo posible para poder mitigar el efecto de este fenómeno”, aseguró Juan Manuel Santos, presidente de la República. Doce días después, tras conocerse el anuncio del aumento de las tarifas de energía, la Asociación Colombiana de Generadoras de Energía (Acolgén) aunque eximió a sus agremiados de alguna responsabilidad, resaltó la coincidencia entre la intensidad del pro-
controversia 7
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blema climático y la ausencia de esta materia prima. “El sector generador no es el que se tiene que dar cuenta del déficit regulatorio. Lo que pasa es que este fenómeno de El Niño tiene unas variables que nadie podía prever. Este es el primer fenómeno de El Niño que el sector eléctrico colombiano vive sin tener gas para sus plantas. Si pudieran operar las plantas con gas no tendríamos ese déficit, porque el cargo de confiabilidad hubiera alcanzado”, aseguró a Colprensa Ángela Montoya Holguín, presidenta de Acolgén.
Las razones
El vaticinio gremial se anticipó casi un lustro. ¿Por qué ocurrió? Y en este periodo de dos años, ¿qué ocurrió? Una razón de la carencia de gas natural es el mercado. El aumento en la demanda ha desbordado a la oferta, causando impacto desfavorable en el suministro. Según Acolgén, este nivel de aumento ha llegado a 9,1 por ciento interanual, siendo los mayores responsables de este desempeño los sectores residencial con 39,3 por ciento, la refinación de hidrocarburos con 37,9 por ciento y la industria con 21,8 por ciento. Además, el consumo de las centrales térmicas aumentó en casi un 50 por ciento en el último tiempo, situación que, en medio del fenómeno de El Niño, según Eduardo Pizano, presidente de Naturgas, está produciendo “estrés en el sistema”. En efecto, las térmicas han pasado de consumir 250 millones de pies cúbicos diarios a 370 millones de pies cúbicos. Otra razón es la falta de inversión para explotar nuevas reservas, así lo planteó la ACP. “Tenemos una situación delicada de oferta y demanda de gas: entre los años 2015 y 2028 las reservas probadas declinarán 5 por ciento anual; es decir, un déficit a partir de 2018 y en la Costa Atlán-
Alza extra de tarifas de energía (En pesos)
Estrato uno:
Valor mensual: 439,0 Valor tres años: 15.804,0 Estrato dos:
Valor mensual: 494,0 Valor tres años: 17.784,0 Estrato tres:
Valor mensual: 929,0 Valor tres años: 33.444,0 Estrato cuatro:
Valor mensual: 1.298,0 Valor tres años: 46.728,0 Estrato cinco:
Valor mensual: 1.873,0 Valor tres años: 67.428,0 Estrato seis:
Valor mensual: 2.943,0 Valor tres años: 105.948,0 Fuente: Ministerio de Minas y Energía
tica a partir del año 2017”, aseguró Francisco Lloreda, presidente del gremio, en rueda de prensa. Frente a este panorama surge la posibilidad de importar dicho energético y planteó el panorama actual: Colombia produce 1.200 millones de pies cúbicos y utiliza 1.050 millones para su demanda interna. El excedente es vendido a Venezuela.
Venezuela
Precisamente, en 2005, durante la primera administración del presidente Álvaro Uribe Vélez, Colombia suscribió un convenio con Venezuela para la construcción de un gasoducto binacional. Este acuerdo comprometió al suministro de gas al vecino país hasta 2010, hecho que se prorrogó hasta este año, y los venezolanos luego serían los proveedores utilizando la nueva capacidad instalada. Sin embargo, el pasado 11 de junio, PDVSA, petrolera estatal venezolana, anunció la cancelación del contrato de suministro de gas desde Colombia, aduciendo que el envío, en los últimos meses, ha sido “irregular”. Y aunque días antes, la misma compañía venezolana haNoviembre | Diciembre 2015
bía informado sobre el inicio del suministro de gas para saldar las compromisos pendientes, a la fecha no ha llegado el primer pie cúbico a territorio nacional. En medio de este panorama, el pasado 5 de noviembre, durante un conversatorio organizado por Gases de Occidente, se confirmó que Colombia deberá importar este combustible a partir de enero del 2016, es decir en menos de un mes, y preciso de la tierra de Simón Bolívar. Un contrato suscrito entre ambos países, con una vigencia de diez años, garantizará el suministro. Inicialmente este será de 39 millones de pies cúbicos diarios y se prevé que llegue a un tope de 150 millones de pies cúbicos. Así las cosas, Colombia enfrenta no solo el reto de garantizar que no se repita un apagón como el de hace 20 años, que causó pérdidas en las finanzas del país por más de 10 billones de pesos, sino que, en la consecución de este objetivo, debe evitar el desabastecimiento del gas, materia prima para que el sistema de suministro energético funcione. Y los usuarios de la energía ponen la plata de sus bolsillos.
8 negocios
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Pemex entra al Mercado en EE. UU.
Financiamiento de Refinería en Ecuador
Chilena de gas amplía mercado
MÉxico. Petróleos Mexicanos (Pemex) entrará en el mercado de gasolina al detal en Estados Unidos, al abrir la primera de cinco gasolineras, en Houston, Texas. La operación se hará a través de franquicias con inversión de terceros, quienes son los propietarios de las estaciones de servicio. Houston fue elegida por su alta población de origen latino, específicamente mexicano.
El gobierno de Ecuador, representado por el vicepresidente Jorge Glas, viajará a China para evaluar la propuesta de una empresa que quiere construir la Refinería del Pacífico, complejo petroquímico que promueve Ecuador desde 2007. La refinería está localizada en El Aromo, provincia de Manabí (suroeste), ya tiene como accionistas a Petroecuador y a PDVSA de Venezuela y procesará 300.000 barriles diarios de petróleo.
Santiago. Lipigas de Chile anuncio la compra de la empresa Neogas Perú por USD 25,6 millones, operación que se enmarca en la estrategia de la chilena de entrar en forma importante al mercado de distribución de gas en Latinoamérica. Neogas realizó ventas por USD 43,5 millones en los últimos doce meses y tuvo utilidades por USD 7,5 millones.
Quito.
Primeras apuestas en ‘fracking’ Pese a los bajos precios internacionales del crudo, dos petroleras deciden buscar petróleo usando la controvertida técnica de fracturación.
ExxonMobil Corp. y ConocoPhillips han decidido buscar en Colombia gas natural y petróleo mediante el esquema de fracturación hidráulica: fracking. Aunque se han hecho anuncios en tal sentido, solo hasta ahora parece haber una aproximación certera y con posibilidades reales.
Para los entendidos en el tema, los actuales precios internacionales del petróleo, alrededor de 40 dólares, hacen muy difícil implementar explotaciones no convencionales en Colombia, pues no resultan rentables. Los estimativos señalan que el precio deberá colocarse sobre USD 70 por barril para que sean viables. La segunda apuesta es de ConocoPhillips, una de las más grandes del mundo, para explorar y explotar en Cesar y Santander en asociación con Canacol, en una proporción de 80 y 20 por ciento. El proyecto está dentro de los intereses nacionales, según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y el Ministerio de Minas y Energía. La primera compañía entregó La inversión estimada en el a la Agencia Nacional de Licencia proyecto es de USD 85 millones. Ambientales (ANLA) una evalua- La exploración tiene un plazo de ción de impacto medioambiental 9 años para hacerse y la explotaen el bloque VMM-37. Así, Exxon ción de 30. Conoco adelanta propodrá adquirir un 70 por ciento en yectos en Estados Unidos, Asia y la operación no convencional y el Canadá, pero es la primera incur30 por ciento será de Sintana Ener- sión en América Latina en este tigy Inc. (SEI). po de negocio. Noviembre | Diciembre 2015
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Pedro Pérez Rodríguez, Decano Facultad de Ingeniería Universidad de los Andes
El gigante Reficar, A una realidad La ampliación de la Refinería de Cartagena terminó costando USD 8.015 millones frente a un presupuesto de USD 3.700 millones. La Contraloría lo pone en la mira por sobrecostos. Una ironía para Echeverri. Noviembre | Diciembre 2015
mediados de julio de 2012, el entonces Ministro de Hacienda, Juan Carlos Echeverri, fue protagonista de un fuerte episodio en la junta directiva de Ecopetrol —de la cual hacía parte como encargado de las finanzas públicas—, de lejos, el principal aportante: un enfrentamiento verbal muy fuerte con el presidente de la Refinería de Cartagena (Reficar) uno de los proyectos más grandes y costosos para el país. La extrema moles-
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Combustibles limpios La apertura de la nueva Reficar representa para Colombia dar el paso más firme en el proceso de la producción de combustibles limpios que deben contribuir a mejorar la calidad del aire respirado por sus 48 millones de habitantes. En sintonía con la normatividad promulgada en 2009, por los ministerios del sector, y que obliga a producir combustibles como la gasolina y el diésel con un volumen inferior de azufre a 50 partes por millón (ppm), la refinería bajará este rango en los productos. Así las cosas, con este entorno jurídico, la producción del complejo ofrecerá una disminución considerable del contaminante. Cuando entren en funcionamiento las 31 plantas de tratamiento, la gasolina generada contendrá 50 ppm de azufre cuando antes este volumen llegaba a 800 ppm. Para el caso del diésel, la disminución en el contenido contaminante será mayor. Esta pasará de 2.400 ppm de azufre cuando funcionaba el complejo antiguo a 10 ppm.
tia de Echeverri tenía fundamento: la ampliación de la Refinería de Cartagena se había presupuestado en USD 3.700 millones y por sobrecostos había subido a USD 4.022 millones. Las explicaciones dadas en ese momento por el presidente de Reficar, Orlando Cabrales, no le convencieron al Ministro, quien las consideró exageradas. Su rabia llegó a tal punto que golpeó la mesa. “Con USD 1.500 millones se podría atender durante un año completo a miles de las familias más
desamparadas del país... A mí me toca recoger la plata de los impuestos y cuando uno suma 100 millones de dólares es mucha plata, ahora pensemos que los sobrecostos no son por eso, sino por 1.500 millones de dólares”, dijo Echeverry para explicar su ira. Seis semanas después, Echeverri dejó el Ministerio y quedó la sensación de que su salida se debió al episodio en la junta de Ecopetrol, aunque es claro que hubo otros motivos adicionales. ¿Que pasaría hoy si Echeverri siNoviembre | Diciembre 2015
guiera en Hacienda, al comprobarse que el proyecto no costó los escandalosos USD 4.900 millones que le sacaron “la piedra” sino USD 8.015 millones? La diferencia no son ya los USD 1.500 millones, sino USD 4.600 millones, esto es, unos sobrecostos de 135 por ciento sobre el valor inicial presupuesto. Sin duda, hay una gran ironía que, con seguridad, el economista Echeverri nunca calculó: tres años después de pasar por Hacienda, fue nombrado presidente de Ecopetrol, dueño de Reficar, y debió entregar los voluminosos recursos que ahora deberá administrar y garantizar su éxito, pues no tiene otro camino. De cualquier forma, para Echeverri los sobrecostos en la refinería no son para pasar por alto. Poco después de entrar a la presidencia de Ecopetrol anunció una “auditoría especial” a las inversiones rea-
12 tema central lizadas, reconociendo que hay una parte justificable y que es connatural a que un megaproyecto aumente en costo, pero hay otra que es atribuible a negligencia, falta de eficiencia, menor productividad de la planeada, que se tratará de recuperar. El manejo de la deuda del proyecto es otro asunto que su dueño deberá manejar con mucho tino para evitar un efecto contagio sobre su estructura financiera de la petrolera. De los ingresos totales (no utilidades) de Reficar, saldrá una suma entre USD 700 y 800 millones en los próximos diez años para atender los compromisos financieros y la empresa también aspira a recuperar en algo su inversión durante ese periodo. Los enredos legales serán una constante en los próximos años. La empresa ya ha anunciado que iniciará acciones en tribunales internacionales contra el constructor del proyecto Chicago Bridge and Iron (CBI) porque considera que parte significativa de los sobrecostos fueron consecuencia de la gestión del constructor, tema en el que Echeverri está total-
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La refinería de Cartagena producirá 10.000 barriles de jet fuel, 5.000 de prolipropileno, 90.000 de diésel, 40.000 de náfta y gasolina, y 4.000 de GLP. mente convencido. Será un proceso largo. Hay quienes sostienen que el negocio de Reficar arrancó mal en la misma asociación que tuvo Ecopetrol con la transnacional minera Glencore que se había Ganado la licitación del proyecto en agosto de 2006 al ofrecer USD 631 millones, (un poco más que Petrobras) y que se demoró en arrancar porque la firma extranjera no consiguió el financiamiento externo previsto. Tres años después, Ecopetrol se quedó con todo el proyecto por USD 550 millones porque la suiza decidió vender. Hoy, la gran minera y transportadora de petróleo
Glencore, está en serios problemas financieros y una deuda que pasa de los USD 30.000 millones. Cuando arrancó el proyecto, Glencore tenía el 51 por ciento y lo manejaba. En ese orden contrató la construcción con CBI en unas condiciones poco favorables en las áreas de ingeniería, compras y administración, contrato que dejó amarrado a Ecopetrol cuando se quedó con la totalidad, pues resultaba muy costoso revisarlo. Uno de los aspectos más controversiales era el abultado pago de cuentas por personal vinculado al proyecto y uno de los rubros más onerosos de los sobrecostos. Entre agosto y noviembre de 2014, la Contraloría General de la República realizó una auditoría especial a Reficar y los resultados los dará a conocer próximamente, pues el informe ya está en manos del Contralor Edgardo Maya Villazón. Con seguridad dará de qué hablar y habrá hallazgos fiscales en la empresas que solo el año pasado perdió casi 650.000 millones de pesos. Para los entendidos y la misma Ecopetrol, los abultados sobrecos-
Primera exportación Transcurrido un mes de haber sido inauguradas las nuevas instalaciones de la Unidad de Crudo, Reficar realizó la primera venta externa de productos generados de su recién estrenada capacidad instalada. Según informó la compañía el pasado primero de diciembre, el despacho al exterior tuvo como destino la Costa Este de Estados Unidos y países del Caribe y correspondió a
200.000 barriles de nafta virgen y 50.000 barriles de combustible de aviación (JET A-1). Con este embarque que salió desde el muelle de la refinería, ubicado en la bahía de Cartagena, la compañía puso en marcha la estrategia para la comercialización internacional de los combustibles producidos en este complejo petroquímico.
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Reficar contribuirá en la reducción del déficit fiscal del país en US$1.500 millones además de ser responsable de la sustitución de importaciones de productos de este rubro y el aumento de las ventas externas, reseñó el presidente Juan Manuel Santos. tos en la ampliación de la Refinería de Cartagena son un asunto al que debe ponerse toda la atención para futuros proyectos. Sin embargo, no debe ponerse en duda la importancia de lo que significa para el país y la empresa la entrada en operación de este gigante industrial que, aunque no es transcendental en la generación de empleo directo, representará mucho para la industria, porque se estima que aportará 10 por ciento del PIB sectorial cuando esté en plena operación. De cualquier forma, la inversión en Reficar implica una revisión de otros proyectos de Ecopetrol: la ampliación de la tercera fase de la refinería de Barranca, aprobada por la junta en 2011 y con una asignación de USD 3.400 millones. La nueva administración de Ecopetrol lo ha parado hasta nueva orden.
tagena, va a generar muchísima prosperidad para el país. Es un hito en el desarrollo económico y social para el país. Después de más de 8.000 millones de dólares y seis años de inversión y de tiempo, hoy, finalmente, pusimos en marcha esta gran refinería”, aseguró Juan Manuel Santos, presidente de la República, cuando puso en operación la planta en Cartagena el 21 de octubre de 2015. Este entusiasmo del primer mandatario de la nación tiene justificación. En medio de una etapa de “vacas flacas”, con una caída de las rentas petroleras en Muy cara, pero gran obra el fisco de la nación en cerca de 20 “Hoy es un día histórico para Co- billones de pesos, la inauguración lombia. Lo que hoy estamos ha- de la nueva Reficar representa un ciendo, dándose inicio a esta alivio y una apuesta presente y fuinversión y a esta Refinería de Car- tura en la que, según previsiones Noviembre | Diciembre 2015
del Gobierno Nacional, impactará favorablemente la economía nacional. Como lo reseñaba Santos en rueda de prensa —realizada en las instalaciones de Reficar, ubicadas en el distrito de Mamonal en las afueras de la capital del departamento de Bolívar— cuando dicho complejo esté en pleno funcionamiento tendrá la capacidad de aportar un punto porcentual adicional al Producto Interno Bruto (PIB) nacional y 10 puntos porcentuales al PIB del sector industrial. En el corto plazo, según Ecopetrol, la operación de la nueva Reficar tendrá un efecto positivo en la balanza comercial del país de USD 800 millones en 2016, según el último informe trimestral de inflación
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del Banco de la República, lo cual no quiere decir que eso sea bueno para la empresa. Asimismo, como lo reseñó el primer mandatario, este proyecto contribuirá en la reducción del déficit fiscal del país en USD 1.500 millones además de ser responsable de la sustitución de importaciones de productos de este rubro y el aumento de las ventas externas. Estos beneficios a la macroeconomía nacional así como la adición de casi 10 puntos porcentuales al agregado de la economía del departamento de Bolívar serán consecuencia de la actividad productiva. Se prevé, según información de Ecopetrol, que el nivel de producción registrará una ampliación de casi ciento por ciento. Cuando entre en pleno funcionamiento el complejo petroquímico, previsto para marzo del próximo año, este pasará de generar 80.000 barriles de petróleo refinado, volumen tope hasta 2013, cuando dejó de funcionar la antigua refinería,
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Según Ecopetrol, en el corto plazo, la operación de la nueva refinería de Cartagena tendrá un efecto positivo en la balanza comercial del país de US$800 millones en 2016. y llegará hasta 165.000 barriles de petróleo refinado. Además, con el montaje de esta infraestructura compuesta por 31 plantas situadas en un área de 140 hectáreas, el país adquirió la capacidad técnica de montar una cadena manufacturera que le permita generar productos derivados del petróleo, entre las novedades el coque, producido por primera vez en territorio nacional. (Ver recuadro). Noviembre | Diciembre 2015
“Me enorgullece mucho decirlo. Sin duda es la refinería más moderna de América Latina, pero los expertos me señalan que se puede decir que también es la más moderna del mundo porque si medimos todos los factores que miden la eficiencia, incluyendo el ambiental, se puede decir que es la más moderna del mundo”, aseguró el presidente Santos, en medio de los aplausos de los trabajadores en la inauguración, quienes ya hicieron un plantón a comienzos de diciembre porque muchos quedarán vacantes en la operación del complejo. Quienes defienden, alegan que los sobrecostos y el retraso en la entrega de las obras son comunes y de vieja data en las obras civiles del país, América Latina y el mundo y se escudan en un estudio hecho a 258 obras de infraestructura en países de los cinco continentes que les permitió establecer a los investigadores de la Universidad Aalborg de Dinamarca que el 86 por ciento de las obras pre-
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sentaban riesgo de incurrir en este fenómeno. Es un consuelo para quienes se idearon y pusieron en marcha a Reficar. Las grandes cifras de Reficar tampoco se discuten. La inversión de USD 8.015 millones; es decir, 24,45 billones de pesos es equivalente al 11,32 por ciento del presupuesto general de la nación para 2016 de 215,9 billones de pesos y es 24 veces mayor que el presupuesto de Cartagena, la ciudad sede, que para el próximo año, según fuente oficial, será de 975.787 millones de pesos. La confianza en esta inversión es muy alta, prueba de ello es que el diario económico La República tituló su editorial el pasado 19 de octubre: “Ya llega el esperado día de San Reficar”, debido a las grandes expectativas generadas por el proyecto industrial más grande y costoso del país. El otrora duro Ministro de Hacienda con el proyecto y hoy presidente de Ecopetrol cree que el negocio finalmente será bueno: “Las empresas de petróleo y gas estamos teniendo mucha más rentabilidad en la refinación… Reficar le va a dar un muy importante empuje de rentabilidad al grupo empresarial y le va a permitir a Colombia generar autonomía de combustibles además de exportar a otros países”. Por su parte, el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, aseveró que “la reapertura de Reficar aportará 0,3 por ciento al crecimiento del PIB en el cuarto trimestre de 2015. En el mismo periodo, producirá un flujo de dólares hacia el país cercano a los USD 190 millones, y le aportará 6 por ciento al crecimiento de la industria manufacturera en 2016”. Para el funcionario en esta planta va a estar 0,5 por ciento del PIB y participará con 40 por ciento de la industria de refinación de hidrocarburos en Colombia. “La refinación pesa cerca de 12 por ciento
Nace portafolio productor Además del coque, que se generará por primera vez en el país con un volumen estimado de 2.500 toneladas diarias, el portafolio de productos derivados del petróleo manufacturados en la nueva Refinería de Cartagena se amplía. Según se prevé, de acuerdo con información de Ecopetrol, en Reficar se producirá 10.000 barriles de jet fuel, 5.000 de prolipropileno, 90.000 de diésel, 40.000 de náfta y gasolina y 4.000 de GLP. En este lugar también se reutilizará el azufre y del mismo se producirán 270 toneladas. Además, con la duplicación en la producción hasta 165.000 bpd rehidratados en este complejo, Colombia puede dar un salto en la clasificación mundial de países dedicados a la industria del downstream. De acuerdo con The World Factbook, el país cafetero se ubica en el puesto 41 mundial. Con esa inyección en la producción podría ganar algunas casillas y ponerse, por ejemplo, por encima de países petroleros como Noruega. Según este organismo de información estadística de Estados Unidos, Colombia es el quinto país productor de refinados de América Latina y el Caribe. Solo es superado, en su orden, por Brasil (8 puesto), México (14), Venezuela (22) y Argentina (26). En cuanto al comercio exterior, entre los países exportadores de este tipo de productos, la nación cafetera ocupa el puesto 45, lo que la erige como el séptimo vendedor del subcontinente. En este listado está por debajo de Venezuela (puesto 15), Aruba (30), Curazao (33), Brasil (36), México (37) y Trinidad y Tobago (44).
del sector manufacturero y la industria es 11 por ciento del PIB”, explicó. Tras la modernización, se producirán 165.000 barriles en una refinería que solo producía 80.000 barriles. De estos, 75.000 serán de diésel, 30.000 de nafta, 30.000 de gasolina, 14.000 de jet fuel, 5.000 de propileno, 4.000 de GLP, 270 toneladas de azufre y 75.000 toneladas de coque. El jefe de la cartera de Minas y Energía, Tomás González, recalcó Noviembre | Diciembre 2015
que además de las bondades económicas, se trata de un paso importante en términos de seguridad y eficiencia energética, con la producción de un petróleo más limpio y eficaz. Luego de concluir una novela en la que se derramaron lágrimas y que duró varios años, Gobierno y empresa esperan el inicio de otra historia, de épicas hazañas, en la que se espera que las sonrisas aparezcan por un mayor progreso económico de Colombia.
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¿Quién resistirá el petróleo a USD 20? Plantear ese nivel de precio ya no es una locura. Decisión de OPEP de mantener producción y sobreoferta mundial deprime más el mercado. Panorama sin cambios en 2016.
acciones de las europeas cayeron bruscamente como Repsol (5,5 por ciento), ENI (2,46 por ciento) y la francesa Total (1,4 por ciento). Lo mismo ocurre en Estados Unidos, donde las petroleras mantienen sus niveles de producción, así sea a precios bajos porque “necesitan COMPORTAMIENTO DEL PRECIO DEL PETRÓLEO WTI el flujo de caja con desesperación”, Último año - Dólares por barril sostuvo el director de la consulto65 60,94 ra PIRA, de acuerdo con un análi60 sis de Wall Street Journal Américas. “Durante el ultimo año, las pe55 troleras estadounidenses se han 37,16 50 mantenido a flote gracias a sus coberturas —contratos financieros 45 que les aseguraban precios más altos por su crudo—, además de una 40 inyección de capital de Wall Street 35 durante el primer semestre que las ayudó a seguir bombeando, pese al 30 DIC. 10 DIC. 9 derrumbe de los precios. Las em2014 2015 presas también redujeron costos y os precios del petróleo alcan- cado y enfrentar así al crudo frac- desarrollaron mejores técnicas pazaron en la segunda semana king de origen estadounidense. El ra extraer más crudo y gas natural de este diciembre los niveles otro bloque, menos poderoso, lo por pozo”, anota WSJ Américas. más bajos desde la crisis financie- integran Venezuela, Ecuador y los ra de comienzos de 2009. El barril africanos, que están sufriendo las Y nada cambiará de crudo brent, referencia en Euro- consecuencias en sus economías Son muy pocas las voces que creen pa, llegó el lunes 7 de diciembre a de la baja en los precios y necesi- que en el corto plazo (2016) las co40,7 dólares y el ligero y dulce WTI tan un respiro y no les interesa per- sas cambien y la creencia general se cotizó USD 37,65. der participación con tal de recibir es que el mercado mundial de crudo seguirá inundado. Los motivos del derrumbe son más ingresos. Si la producción de OPEP no cae, varios, algunos conocidos, pero la La disputa es difícil y una apuessensibilidad del mercado hace que ta arriesgada. OPEP tiene una cuo- se esperaría la ocurrencia de otros hechos otrora normales, impac- ta de producción autoimpuesta de hechos para que los precios repunten fuertemente: el último, las di- 30 millones de barriles diarios, pe- taran, pero estos no dan señales en ferencias y división del grupo de ro con reglas confusas: en noviem- tal sentido, arrancando por la pérla OPEP, evidentes en su última re- bre pasado los estados miembros dida de capacidad del cartel para unión del viernes 4 de diciembre del cartel la incumplieron amplia- manejar la situación, un mensaje desfavorable y de incapacidad al en Viena, sobre su negativa de re- mente al producir 31,57 millones. ducir la oferta de petróleo para el Por ahora, la decisión sobre un mundo. Incluso hay quienes afir2016 a sabiendas de la sobreoferta aumento o rebaja de la cuota de man que los días de esa organizaexistente y la poca reacción de la producción quedó aplazada hasta ción están contados. A la reunión de Viena regresó Indemanda. junio, cuando la OPEP vuelva a reLas condiciones del grupo las unirse. No se descarta una cumbre donesia, luego de seis años de aupone Arabia Saudí, que lidera a las extra, si las condiciones lo ameri- sencia y nadie sabe cómo acomodará su oferta de dos millones de llamadas “petromonarquías” ne- tan. gadas a reducir la producción así Luego de lo decidido por OPEP, barriles diarios al techo de los 30 sacrifiquen márgenes con tal de el impacto de los precios sobre las millones de OPEP, como tampoco no perder participación en el mer- petroleras no se hizo esperar. Las se prevé lo que pasará con el levan-
L
Noviembre | Diciembre 2015
tema central 17
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tamiento de las sanciones a Irán y que implica un millón más de barriles que aportará la República Islámica en 2016. Las necesidades económicas rusas por las sanciones adoptadas por la UE también conspiran contra el mercado petrolero. Por primera vez se ha convertido en el primer proveedor de petróleo a China ante las limitaciones impuestas en su contra. En esos términos, Putin ya superó a Arabia Saudí como primer vendedor de petróleo a China con un promedio de 927.000 barriles diarios. Angola también ya superó a la “petromonarquía”. “Tenemos que vender petróleo tanto si sigue bajando como si vuelve a los 100 dólares por barril”, dijo hace unas semanas el ministro de Petróleo iraní, Bijan Zanganeh, que es la misma situación de la mayoría de productores, sin alternativa alguna si quieren que sus economías se mantengan a flote. Una máxima que el gobernante ruso no tiene recato alguno en practicar. Si eso es lo que está pasando en el mercado petrolero, las premoniciones de que el precio del crudo desciendan a USD 20 dólares-barril en el corto plazo, como lo ha dicho Goldman Sachs no se pueden descartar, aunque parece claro que los precios bajos pueden ayudar a la recuperación de la economía, en particular Europa y Japón y esa mayor dinámica empuje positivamente las cotizaciones.
Con la esperanza de 2020
Pero hay otros escenarios menos alarmistas. Los economistas y expertos de la Agencia Internacional de Energía (AIE) consideran que la historia muestra que unos precios bajos de petróleo empujan fuerzas para estimular el crecimiento de la economía, que a su vez estimula la demanda de petróleo a la par que hay una obvia disminución de la oferta. La
Vladimir Putin
Nicolás Maduro Mientras Rusia se convierte en principal proveedor de petróleo a China para enfrentar las sanciones económicas, Venezuela paga las consecuencias de la decisión de OPEP de mantener la producción.
Agencia fue creada por la OCDE en 1974 para evaluar el tema energético de sus miembros. Así, esta no sería la excepción. Y aunque se pueden presentar obstáculos, el precio del barril volverá a niveles de 80 dólares para 2020. La tesis se sustenta en que el periodo de sobreoferta actual no será duradero por la fuerte rebaja de las inversiones de la industria. Y continúa la previsión: Irán e Irak liderarán el aumento de la producción de OPEP, pero la AIE advierte que la inestabilidad de Noviembre | Diciembre 2015
Irak y las dificultades de Irán para canalizar toda la inversión necesaria, serán factores que afectarán la oferta y advierte que así no se podrá garantizar un nivel de inversión estimado en USD 630.000 millones en exploración y producción de gas y petróleo para que no baje la producción de los yacimientos existentes. ¿Y qué pasa si no se cumplen esas previsiones y los precios siguen deprimidos por más tiempo? Es una opción no descartable, según la misma AIE, lo cual favorecería a los países de Oriente Medio que producen a muy bajo costo y ganarían participación en el mercado en forma peligrosa desde el punto de vista geopolítico y de seguridad energética, lo cual no parece estar dispuestos a aceptar las economías avanzadas. Las diferencias en este sentido son grandes. Según datos de la consultora Rystad Energy, el africano Angola es el país menos eficiente de OPEP, con un costo medio por barril de 35 dólares, en Nigeria es casi 30, en Libia 20 y en Venezuela, ronda los 11 dólares. En Colombia es 19 dólares, en Argentina 14 y en Ecuador 23 dólares. En Reino Unido se habla de 52 dólares, en Canadá 41 y en Estados Unidos de 36 dólares. Mientras tanto, la ventaja la tienen las “petromonarquías” del Golfo Pérsico. En Arabia Saudí, el costo es de 10 dólares por barril, similar a Qatar y por debajo de Irak con 11 dólares. En Kuwait todavía es más bajo: 8,5 dólares. Así, las potencias petroleras de oriente están en capacidad de enfrentar una caída mayor de los precios del crudo que los países de occidente, si se habla solo de la relación precio/costo, pero no necesariamente en el manejo global, en el entendido que esas potencias petroleras deben sostener, entre otras cosas, unas estructuras de gobierno muy caras por los lujos y ostentación de sus líderes.
18 análisis
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Perspectiva técnica Petróleo Brent La caída del precio del crudo a USD 42 marcaría un aumento en la demanda para iniciar una recuperación. Nicolás Rivera Guerrero, Trader de commodities, analista técnico, profesor de derivados
Contexto de largo plazo (Gráfico 1) PETRÓLEO CRUDO BRENT - Precio Spot (EOD) ICE
PETRÓLEO CRUDO BRENT - Precio Spot (EOD) ICE
FUENTE: STOCKCHARTS.COM
Nov. 23 de 2015 - O 44.46 H 45.73 L 43.57 C 45.18 V 291.0K Chg +0.73 (+1.64%) USD BRENT (Diario) 45.18 23 de noviembre
130 120 110
FUENTE: STOCKCHARTS.COM
Nov. 23 de 2015 - O 44.46 H 45.73 L 43.57 C 45.18 V 291.0K Chg +0.73 (+1.64%) 115 110 105 100 95 90 85 80 75 70
USD BRENT (Diario) 45.18 23 de noviembre
100 90 80 70
65 60
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45.18
11 A J O 12 A J O 13 A J O 14 A J O 15 A J O
La ruptura bajista por debajo de 46 USD/Bbl definió la tendencia de largo plazo, la cual sigue siendo bajista a la fecha de esta publicación. Aun cuando los precios corrigieron al alza rápidamente hasta 55 USD/ Bbl, la demanda que se originó en el punto medio del canal de precios fue insuficiente para cambiar
40
J
J
A
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O
N
la tendencia y la nueva zona de valor se formó en los alrededores de 50 USD/Bbl, USD 8 USD/Bbl por debajo de la zona de valor anterior, lo que refuerza la conclusión que la tendencia bajista se mantiene. El próximo nivel importante de precios es el mínimo del año en 42 USD/Bbl. En este punto podrá es-
D
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A
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perarse demanda suficiente como para detener la tendencia bajista actual. En caso de no aparecer demanda suficiente en ese nivel, 39 USD/Bbl. y 35 USD/Bbl. serán los próximos niveles importantes de precio, en la medida que los vendedores busquen el extremo inferior del canal de precios.
Análisis de corto plazo PETRÓLEO CRUDO BRENT - Precio Spot (EOD) ICE
PETRÓLEO CRUDO BRENT - Precio Spot (EOD) ICE
FUENTE: STOCKCHARTS.COM
Nov. 23 de 2015 - O 44.46 H 45.73 L 43.57 C 45.18 V 291.0K Chg +0.73 (+1.64%) 80.0
USD BRENT (Diario) 45.18 23 de noviembre
FUENTE: STOCKCHARTS.COM
Nov. 23 de 2015 - O 44.46 H 45.73 L 43.57 C 45.18 V 291.0K Chg +0.73 (+1.64%) USD BRENT (Diario) 45.18 23 de noviembre
54 53 52 51 50 49 48 47 46 45.18 45
75.0 70.0 65.0 60.0 55.0 50.0
44 43
45.18
DIC. 2015 ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV.
La fuerte corrección alcista desde 42 USD/Bbl, se detuvo en el 50 por ciento de la tendencia bajista originada desde mediados del año pasado. Desde ahí, los precios se congestionaron durante octubre
AGO. 10 17 24 SEP. 8 14 21 28OCT.
y la primera semana de noviembre y solo hasta la segunda semana de noviembre han mostrado nuevamente señales de debilidad, dentro de lo que se ha configurado como un canal de precios, cuyo exNoviembre | Diciembre 2015
12 19 26 NOV. 9
16 23
tremo inferior fue alcanzado a mediados de noviembre. A la fecha de este artículo la tendencia de corto plazo sigue siendo bajista, dentro del contexto de un canal de tendencia descendente.
análisis 19
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Posibles escenarios a considerar:
de precios cuyo punto medio es- • Perspectiva: bajista. taría ubicado en los alrededores • Estado de la tendencia: interde 48 USD/Bbl. medio.
• Continuación de la tendencia bajista: si los precios se man- • Cambio en la dirección de la tendencia: la ruptura de la tentienen dentro del canal de corto dencia bajista con un alza de plazo, no es extraño experimenprecios por encima de 51 USD/ tar un retroceso hasta la zona de Bbl, debería ser confirmada con 47 USD/Bbl antes de reiniciar la un retroceso antes de motivar caída hacia 42 USD/Bbl, si la tenun cambio de sesgo en la defidencia bajista atrae más seguinición de la tendencia. En todo dores, el punto medio del canal caso, una ruptura de la tendenen 45 USD/Bbl debería proveer cia de corto plazo solo quedaría oferta suficiente para intentar confirmada una vez los precios una ruptura por debajo de 42 superen el máximo de octubre USD/Bbl. en 55 USD/Bbl. • Formación de un rango de precios de largo plazo con extre- Recomendaciones mo inferior en 42 USD/Bbl: si técnicas la oferta es insuficiente para motivar negociaciones por debajo Con base en el análisis descrito de 42 USD/Bbl, estaríamos ante anteriormente se presentan las sila formación de un nuevo rango guientes recomendaciones:
Noviembre | Diciembre 2015
• Acción recomendada: mantener posiciones cortas en el corto plazo, esperar el testeo del extremo superior del canal de precios o la ruptura del extremo inferior antes de iniciar nuevas posiciones cortas.
Niveles de acción: • Precios por encima de 55 USD/ Bbl generarían un cambio de perspectiva alcista. • Precios entre 42 USD/Bbl y 55 USD/Bbl serían indicativos de congestión. • Precios por debajo de 42 USD/ Bbl confirman la perspectiva a bajista.
20 Perfil país
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Kuwait,
productor en ‘pantalla’ Es el cuarto productor de los países de la OPEP y noveno en el contexto global. Su riqueza quedó en evidencia en el planeta gracias a la televisión.
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E
l cubrimiento global de noticias de conflictos armados tuvo en la Guerra del Golfo —producida a comienzo de la década del noventa de la centuria anterior— un antes y un después. La transmisión en vivo, por parte de canales como el estadounidense CNN, de las imágenes del desierto de Kuwait lleno de columnas de fuego y humo mostró la razón de ser de este evento. La causa fue la invasión militar de Iraq que, con el propósito de saldar una cuenta a favor, quiso apoderarse de las reservas de petróleo de ese emirato. Este hecho causó la respuesta de los países de la Coalición, liderados por Estados Unidos,
Perfil país 21
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104 billones de barriles es el volumen de las reservas probadas de crudo que tiene este país del Golfo Pérsico y que, a corte de junio del presente año, lo ubican en el sexto lugar del mundo, según The World Factbook. que, con diversos intereses geopolíticos en juego, emprendieron la misión de salvaguardar el origen del energético del cual eran consumidores de primer orden. En este territorio se originó este conflicto que hizo internacional el nombre de Kuwait y el de su potencial para producir hidrocarburos, un hecho que se remonta al comienzo del siglo XX. Tras convertirse en protectorado de Gran Bretaña al estallar la Primera Guerra Mundial, en este país se descubrieron los primeros yacimientos. En los años 30 empezó la exploración y luego de dos décadas, en 1953, se convirtió en el primer productor del Golfo Pérsico. Antes de la crisis de los 70, los excedentes financieros eran enormes y les sirvió para financiar las guerras de los vecinos como las de Irán e Iraq en la década de los 80, lo reseña Raúl Sohr en Chao petróleo: el mundo de las energías del futuro. Con una industria floreciente, Noviembre | Diciembre 2015
22 Perfil país
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En los años 30 empezó la exploración y luego de dos décadas, en 1953 se convirtió en el primer productor del Golfo Pérsico.
La Nueva Refinería Proyecto Al-Zour (PNR), que se encuentra 90 kilometros al sur de la ciudad de Kuwait y será una de las mayores plantas de refinación de petróleo en el mundo, con una capacidad de producción de refino de 615.000 bpd.
este país árabe se ha convertido en una marca de la actividad extractora y las razones saltan a la vista. En su geografía nacional de 17.818 kilómetros cuadrados (km2) se esparcen las operaciones de las multinacionales y de la estatal Kuwait Petroleum Corporation (KPC), que es la encargada de regular el tema en la nación. Hoy, según la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), es el cuarto productor de este club. En octubre del presente año registró un nivel de extracción de 2.688.000 barriles de petróleo diario (bpd). Por su parte, según The World Factbook, este país del Medio Oriente es el noveno productor mundial, con un volumen de 2.616.000 bpd. Buena parte de este crudo es utilizado para ser vendido al exterior. Según el organismo estadounidense, Kuwait es la séptima potencia global en exportaciones de este producto con un total de 1.824.000 bpd. Este hecho se ve reflejado en el comercio exterior del país. De acuerdo con UN Comtrade, entre 2011 y 2013 el crudo y sus derivados fueron la principal fuente de divisas.
En dicho periodo, de las 10 primeras partidas arancelarias, siete, incluyendo las cinco primeras, corresponden a este rubro. En efecto, a la cabeza se encuentra aceites crudos de petróleo o de mineral bituminoso que, en ese trienio, generaron divisas por 135,322,8 millones de dólares. Incluso, en el último año de referencia, este producto fue responsable del 67 por ciento de las ventas externas del país. En el segundo lugar se ubica aceites de petróleo o de mineral bituminoso —excepto los aceites crudos— y preparaciones no expresadas ni comprendidas en otra parte, con un contenido de aceites
de petróleo o de mineral bituminoso superior o igual al 70 por ciento en peso, en las que estos aceites constituyan el elemento base, excepto los desechos de aceites, con USD 59,624,2 millones. Los otros productos del ramo que integran el Top 10 exportador del emirato son: gas de petróleo y demás hidrocarburos gaseosos en el tercer lugar; polímeros de etileno en formas primarias en el cuarto lugar; alcoholes acílicos y sus derivados en la quinta posición; polímeros de propileno o de otras olefinas en formas primarias en la novena casilla y polímeros de estireno en el décimo puesto. Con una historia de 80 años en el negocio, Kuwait es un jugador global en la mira de sus vecinos deseosos de adueñarse de sus riquezas y de los países desarrollados que quieren acceso directo a esta capacidad casi inagotable para producir petróleo. Este emirato se puso en el radar mundial por su crudo y el negocio de las noticias y sus dueños (ver Ted Turner) se lo agradecerá por siempre.
Reformas para detener la crisis Al igual que el resto de países que viven de la producción petrolera, Kuwait ha sido víctima de la depreciación del precio internacional del petróleo. Según fuentes oficiales, en un 60 por ciento han caído los ingresos de este emirato árabe. Para contrarrestar esta pérdida en el poder adquisitivo del país, el emir Sabah al Ahmad al Sabah instó al Gobierno nacional y al Legislativo a introducir reformas. Una primera medida de las autoridades sería disminuir los gastos oficiales. Según lo señaló Al Sabah, en un discurso ante los legisladores, de no tomar medidas la dinámica actual del mercado internacional “conduce a un déficit presupuestario, lo que limita nuestras aspiraciones de desarrollo”. En esa misma tónica se han mostrado el Gobierno nacional de Arabia Saudita. Noviembre | Diciembre 2015
proyecto 23
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Arranca moderna planta de biodíesel Con una inversión de USD 30 millones y tecnología de punta, se inauguró la planta de producción de biodíesel Bio D S.A., que producirá 600 toneladas diarias, 200.000 toneladas al año, localizada en el Complejo Petrolero de la Sabana, en Facatativá.
L
as 200.000 toneladas de aceite necesitan 66.000 hectáreas sembradas en palma y la operación de 7 extractoras que procesan los racimos de fruta, lo cual genera empleo directo e indirecto para más de 30.000 personas. Otro elemento de sostenibilidad es que aunque para producir biodíesel se usa agua, se carga con el líquido por una sola vez y no requiere más reposición durante su operación, pues reprocesa el líquido y lo destila, según informó Tito Salcedo, gerente Ge-
neral de Bio D S.A. El uso de la Planta Lurgi en la producción de Biodiésel generará un ahorro de 40 por ciento de agua. Es la primera planta en Latinoamérica que realiza sus procesos con cero efluentes o agua residual y con remoción de Hazel. Salcedo dijo que ya se encuentran entre sus clientes Terpel, Chevrolet, Biomax y la expectativa es entregar un producto de mejor calidad, pues es energía alternativa que facilitará atenuar los efectos del cambio climático y del efecto Noviembre | Diciembre 2015
invernadero producidos por los gases tóxicos de los combustibles fósiles. Es producto apto para ser comercializado en Estados Unidos y Europa. La planta de producción de biodíesel, considerada la de mayor capacidad instalada en Colombia, está orientada a producir aceite y biodíesel. En un comunicado, la empresa indicó que la inversión de la planta y sus servicios en este proyecto fueron de 62.000 millones de pesos, “(…) los cuales no incluyen las inversiones acumuladas de la compañía; que ascienden a los USD 50 millones. Por otro lado, el valor estimado en cultivos, extractoras e inversiones de Bio D S.A. asciende a más de tres billones de pesos”. La tecnología que se utilizó es alemana, con la empresa Lurgi, proveedor líder de la industria petrolera y en el diseño de plantas de biodíesel, para el proceso de transesterificación (etapa en la cual el aceite es transformado catalíticamente, mediante agregado de metanol con el catalizador, en metil o etiléster y glicerol). Dichos equipos permiten el uso de diferentes materias primas, incluyendo el aceite vegetal usado de cocina, proporcionando una alternativa de disposición de este residuo, evitando problemas ambientales y la no generación de residuos. En su cadena de valor interviene además Biogras S.A.S., empresa especializada y responsable del servicio de recolección, manejo, tratamiento y transporte del AVU hasta la planta de biodíesel de Bio D S.A.. Tienen en Bogotá trece puntos limpios ubicados en diversos centros comerciales, así como en sectores empresariales, en restaurantes y hoteles, de recolección de aceite vegetal comestible que ya no se utiliza y que vertido a las aguas es altamente contaminante, a fin de convertirlo también en biodíesel.
24 indicadores
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MERCADO ICE
Bloomberg
Crudo Brent
Plazo/Cierre US$ 44,76 44,06 43,24
40,57 39,9 FEB. 16
MAR. 16
ABR. 16
MAY. 16
JUN. 16
Crudo WTI
JUL. 16
AGO. 16
Plazo/Cierre US$ 40,55 39,51 38,14
36,47 ENE. 16
FEB. 16
MAR. 16
DIESEL
ABR. 16
Plazo/Cierre US$ 387,75
362,5 MAR. 16
GAS NATURAL
ABR. 16
GBp/therm/US$ 41,42
41,72
41,67
42,12 ENE. 16
FEB. 16
MAR. 16
Plazo/Cierre US$ 41,4
Crudo (KBPD)
1.014.811 1.003.953 979.039 938.359 951.945 1.011.136 971.011 1.001.930 995.770 1.004.340 1.003.940 1.009.230
(Millones de pies cúbicos por día - MPCD)
ABR. 16
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
1.156 1.168 1.131 1.109 1.084 1.108 1.072 1.083 1.109 1.112 1.092 1.043
42,65
43,55
39,5 38,16 36,47 ENE. 16
FEB. 16
MAR. 16
ABR. 16
MAY. 16
JUN. 16
Crudo BRENT
JUL. 16
AGO. 16
Plazo/Cierre US$ 41,43 40,57 39,9
La producción diaria estimada promedio mensual de petróleo con corte a 31 de Diciembre 2014 fue de 1.009 KBPD.
Producción Mensual de Gas en Colombia
42,13
40,55
39,55
ENE. 16
FEB. 16
MAR. 16
ACEITE
ABR. 16
Plazo/Cierre US$ 129,15 127,15
GAS mes (MPCD)
371,75
FEB. 16
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Bloomberg
Crudo WTI
Enero - diciembre 2014
380,5
ENE. 16
MERCADO NYMEX
(Barriles promedio por día calendario - KBPD) mes
41,43
ENE. 16
PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE PETRÓLEO
Enero - diciembre 2014
42,35
39,55
CRUDO Y GAS
124,62
121,72 ENE. 16
FEB. 16
MAR. 16
GAS NATURAL
La producción diaria estimada promedio mensual de gas con corte a 31 de Diciembre de 2014 alcanzó los 1.043 Millones de pies cúbicos por día (MPCD). FUENTE: ANH
ABR. 16
(US$/MMBtu) 2,198 2,121 2,066
2,004
ENE. 16
FEB. 16
MAR. 16
ABR. 16
audit, tax & business consulting services
Calle 93 No. 11A-11 Of. 603 / Bogotá - colombia / PBX: 691 99 01
Noviembre | Diciembre 2015
jahvmcgregor@jahvmcgregor.com.co
indicadores 25
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combustibles
7.688,30
7.669,70
42,00
8.036,90
1.603,00
ACPM (Galón)
7.904,60
1.609,00
11.490,00
42,00
Gasolina extra (Galón)
8.141,10
11.040,00
42,00
Gasolina corriente (Galón)
1.699,00
11.040,00
Precio promedio Bogotá - $
11.200,00
42,00
Gas Natural Vehicular
10.980,00
Carbón
7.592,80
7.818,00
7.469,00
1.609,00 DIC. 07
DIC. 08
DIC. 09
DIC. 10
SEP. 15
OCT. 15
FUENTE: BLOOMBERG
DIC. 15
SEP. 15
%
ÉXITO $ 13.240,00 GRUPOSURA $ 31.920,00 PFGRUPSURA $ 30.800,00
5,92% 5,84% 5,12%
PREC CNEC TERPEL
2.900
3.259,56
DIC. 11 FUENTE: SUPERINTENDENCIA FINANCIERA DE COLOMBIA
INDICADORES BURSÁTILES INTERNACIONALES 5.101,812
-5,16% -4,54% -3,63%
FUENTE: BVC
864,34 850,7 851,2 849,04
680,02 666,92 674,49 684,61
(Datos en puntos) 2.077,07
2.063,59 17.141,75
17.081,89
5.045,172 2.050,8
16.924,75 DIC. 07
DIC. 08
DIC. 09
2.047,62
5.022,865 DIC. 10
DIC. 07
DIC. 08
FUENTE: BLOOMBERG
DIC. 09
DIC. 10
DIC. 07
DIC. 08
FUENTE: BLOOMBERG
DIC. 15
SEP. 15
OCT. 15
DIC. 09
NOV. 15
DIC. 15
FUENTE: MINISTERIO DE MINAS
Acciones más transadas
FUENTE: BVC
(Volumen en pesos)
ÉXITO PFBCOLOM GRUPOSURA
$ 29.300,53 Millones $ 16.077,15 Millones $ 10.099,74 Millones
ÍNDICE COLCAP (Últimos tres meses) 1.300
1.200
1.274,28
1.080,06
Octubre 13
Standard & Poors 5.098,243
NOV. 15
Diciembre 11
FUENTE: BVC
4/12/15 7/12/15 9/12/15 10/12/15
2.392,46 2.500
17.131,86
$ 3.035,00 $ 6.100,00 $ 10.100,00
COLIR
Nasdaq
OCT. 15
FUENTE: BVC
%
COLSC
3.100
Dow Jones
SEP. 15
FUENTE: MINISTERIO DE MINAS
PESOS
4/12/15 7/12/15 9/12/15 10/12/15
3.300
Ene. 01
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DIC. 15
FUENTE: MINISTERIO DE MINAS
Dólar (Tasa Representativa del mercado - Pesos x dólar - 2015)
2.700
NOV. 15
Bajas más importantes
FUENTE: BVC
PESOS
2.300
OCT. 15
FUENTE: MINISTERIO DE MINAS
Alzas más importantes
NOV. 15
1.100
1.000
OCT. 2015
DIC. 2015
FUENTE: BOLSA DE VALORES DE COLOMBIA
CIERRE MERCADO DIVISAS
FUENTE: BVC
Al cierre
Valor ($)
Var. (%)
$ 3.280,00 $ 3.280,00 $ 3.244,00 $ 3.259,80 $ 3.246,20 US $ 789,09 1.445
-35 -47,9 -1 -32,86 -36,9 16,33% 4,41%
Pr. Apertura Pr. Máximo Pr. Mínimo Pr. Promedio Pr. Último Volumen (mll.) Operaciones
DIC. 10
FUENTE: BLOOMBERG
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Noviembre | Diciembre 2015
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