Revista Petroleo & Gas mayo / junio 2015

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petróleo gas

&

AÑO 3 | EDICIÓN 13 | MAyO - JUNIO DE 2015 | COLOMBIA | ISSN 3333-8888

7

Pacific Rubiales, una venta anunciada

Pelea del gas: ¿subsidio o ‘meritocracia’? 8 El ‘fracking’, sin vida asegurada

10

Los más ricos del petróleo

24

Canadá, potencia petroindustrial

28

Colombia entra en estrés petrolero La dramática caída en sísmica y exploración petrolera no permite ver un panorama alentador para Colombia. Aumenta el conflicto social en las regiones productoras. Primeras medidas para reactivar.

Bombas Alta presi贸n Gasolina o Diesel

Bombas Alta presi贸n Acople universal

Bombas GS

Bombas Multietapas

Bombas Autocebantes

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4 Perfil

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PORTADA | 12

Si no se explora, no hay petróleo

8 24 proyector

Los más ricos de los hidrocarburos

6 NEGOCIOS

28 perfil país

México abre ronda petrolera

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- EDITOR Silverio Gómez Carmona

silgom2012@hotmail.com DIRECTORA DE SOSTENIBILIDAD María Elena Vélez

redacción Alejandro Moya, José Luis

Barragán, Diana Carolina Lache,

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Mauricio José Gómez

Traducción Natalia Gómez Rodríguez

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CORRECCIÓN Nadia González Rodríguez

FotografíA Diego Caucayo Sebastián Felipe Abondano

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IMPRESión

Licitan lote 192

18

Total en Bolivia Rosneft a Ecuador

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32 investigación

Biorremediación: el poder de lo minúsculo

7 ACTUALIDAD

Pacific Rubiales: venta anunciada

34 controversia

La controversia en los peajes nacionales

Hacia la ‘meritocracia’ en gas l 8 10 debate

La discusión sobre el ‘fracking’

12 TEMA CENTRAL

Si no se explora, no hay petróleo

36 INDICADORES

28

Adriana Babativa Dayanna Rodríguez Sandra Gaitán Cel.: 301 5514118 sangai@marathondistribuciones.com

Canadá, una petroindustria potente

18 coyuntura

Ajustados a la fuerza

22 DATAMUNDO

Las cifras del gas propano

REVISTA PETRÓLEO & GAS es una publicación de GBS Grupo Editorial. Todos los derechos reservados.

Prohibida su reproducción total o parcial sin autorización expresa de GBS Grupo Editorial.

Mayo | Junio 2015

Las cifras del sector

38 OPINIÓN DEL DIRECTOR

No al ‘más o menos’

6 negocios

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Licitan lote 192

Total en Bolivia

Rosneft a Ecuador

Lima. Perúpetro, la agencia del gobierno, espera adjudicar el 15 de julio una licitación internacional para la operación del mayor lote petrolero del país.

El lote 192, también denominado 1AB ubicado en la selva amazónica de Perú, es operado actualmente por la argentina Pluspetrol y termina su contrato en agosto próximo. El lote produce entre 15.000 y 17.000 barriles por día.

La Paz. La petrolera francesa Total presupuestó una inversión de USD350 millones para este año en Bolivia, frente a 280 millones de 2014, especialmente para el desarrollo del campo Incahuasi, ubicado entre los departamentos de Chuquisaca y Santa Cruz. La inversión en el campo Incahuasi asciende a USD1.200 millones, compartidos con sus socios Gazprom y Tecpetrol.

Quito. El gobierno ecuatoriano busca acuerdos con la petrolera estatal rusa Rosneft sobre inversiones y transferencia de tecnología. Una comisión rusa visitó proyectos hidrocarburíferos. Rosneft realiza actividades en países como Venezuela y Brasil y en Estados Unidos, Canadá, la Unión Europea, Algeria, Noruega, Vietnam, Kazajistán, Abjasia, Siberia y la región ártica.

México abre ronda petrolera Primera gran apuesta del gobierno, luego de la apertura al capital privado con la reforma energética de 2014.

E

l gobierno mexicano lanzó la licitación para la explotación de 26 áreas de hidrocarburos en campos terrestres con la aprobación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y se prevé adjudicar los contratos el 15 de diciembre.

Cinco campos están ubicados en el estado de Chiapas, ocho en Nuevo León, cinco en Tabasco, dos en Tamaulipas y seis en Veracruz.

En su totalidad poseen más de 2.500 millones de barriles.

vadas con el fin de subir la producción de crudo a más de tres millones de barriles por día, frente a 2,3 millones de hoy.

Hasta ahora, las primeras dos fases de la Ronda Uno para adjudicación de contratos de producción compartida en aguas someras mexicanas cuentan con 42 procesos de precalificación que involucran a 35 firmas, de las cuales 34 son para exploración y posterior explotación de 14 campos y las ocho restantes para desarrollo de ocho campos, según la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

La gran apuesta será la apertura de propuestas en julio y la fase El potencial de producción de cuatro en aguas profundas, donde los campos pudo llegar a los 35.000 hay muchos recursos, altos costos barriles de petróleo por día y 225 de producción, riesgos y la mayor millones de pies cúbicos diarios de expectativa hacia el comportamiento de las gigantes operadoras gas.

El plan licitatorio hace parte de petroleras del mundo.

Los contratos se firmarán a 25 la reforma energética de 2014, que abrió la puerta al capital privado años con prorrogables por dos peen forma directa, quitándole a la riodos de cinco años. En ellos, no estatal Pemex el monopolio en el habrá restricciones para que las sector. Se espera inversiones por empresa puedan licitar por más de encima de 600 millones de dólares. uno, e incluso en lo individual o en El gobierno de Peña Nieto pre- consorcio puedan pujar por los 26 tende que lleguen inversiones pri- campos.

Mayo | Junio 2015

actualidad 7

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Pacific Rubiales: venta anunciada

La asamblea de accionistas deberá aprobar la venta total a Alfa de México y a Harbour Energy de Estados Unidos por una cifra cercana a los USD 5.000 millones.

COMPORTAMIENTO DE LA ACCIÓN DE PACIFIC RUBIALES (PREC) Último año FUENTE: BOLSA DE VALORES DE COLOMBIA

40.000 30.000 20.000

Mayo 25/15

$ 12.180

Julio 25/14

$ 34.300

10.000 0 JUL. 2014

E

SEP.

NOV.

l pasado 21 de mayo, Pacific Rubiales dijo en un comunicado de prensa que aceptó la oferta de compra hecha por la mexicana Alfa y por la firma de inversión estadounidense Harbour Energy. Así concluyó la especulación sobre el negocio que se había intensificado hace unas semanas, pero que en realidad venía desde finales de 2013, cuando se aseguró que la española Repsol estaba interesada en la compra para expandir los negocios en América Latina.

El acuerdo de ahora se hizo a un precio por acción de USD 5,3 por lo que el monto de la operación asciende a unos USD 4.930 millones, cada uno de los dos compradores quedará con un 50 por ciento y la empresa será retirada de las bolsas de valores. Alfa ya estaba como social de Pacific con un aproximado de 20 por ciento.

“La Junta (...) aprobó por unanimidad el arreglo y la celebra-

ENE. 2015

MAR.

ción del acuerdo del arreglo”, precisó Pacific en una comunicación a la Superintendencia Financiera de Colombia, entidad reguladora del tema en el país, donde la firma concentra la mayor parte de sus operaciones, luego de que un grupo de accionistas venezolanos dijo estar en capacidad de ofrecer más.

En negocio tiene que ser aprobado en la asamblea de accionistas de la petrolera en julio de 2015 y de aprobarse se cerrará en el tercer trimestre del año. Los accionistas que estén en desacuerdo, deberán vender sus títulos.

El grupo venezolano, conformado por O’Hara Administration Co, IPC Investments Corp., Telmaven Overseas Inc., Volbor Trading Ltd., Memphis Investment Limited, Agency Partner Corp., Orlando Alvarado, Fundación Nemone y Adar Macro Fund había elevado recientemente su participación a cerca del 19,5 por ciento, un poco Mayo | Junio 2015

más de lo que posee Alfa, mexicana con negocios en industria, energía y alimentos.

Harbour Energy es una compañía norteamericana localizada en Washington, pero con operaciones petroleras en Texas. Hace parte de la alianza entre Noble Group, una banca de inversión asiática y la norteamericana EIG Energy Partners.

La venta de Pacific Rubiales estaba anunciada desde hace varios meses y hubo amago de compra como el de la española Repsol, luego de que el gobierno argentino decidiera “sacarla” de su territorio, aunque finalmente no hubo nada concreto.

En Colombia se rumoraba sobre la venta y todo hecho relacionado con la petrolera era juzgado como un paso más en ese sentido.

La acción de Pacific Rubiales ha sido una gran damnificada de la caída de los precios internacionales del petróleo. La empresa canadiense de exploración y producción de petróleo y gas natural fue constituida en 2008 y su centro de operación es Colombia, aunque con presencia en Brasil, Guyana, Perú, Nueva Guinea, Guatemala y Belice.

Es propietaria de Petrominerales con activos de crudo liviano y pesado en Colombia, y de crudo y gas en Perú. En Colombia, Pacific posee el cien por ciento de Meta Petroleum Corp., compañía que opera los campos de crudo pesado Rubiales, Pirirí y Quifa en la cuenca de los Llanos; el cien por ciento de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., a través de la cual opera, entre otros, el campo de gas natural de La Creciente, en el municipio de San Pedro (departamento de Sucre), en el noroccidente del país.

El campo Rubiales deberá regresar a mediados del año entrante a Ecopetrol, al no haberse concretado la prórroga del contrato de explotación.

8 actualidad

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Hacia la ‘meritocracia’ en gas El gas propano vuelve a ser protagonista y a disputarle el mercado al gas natural, cuestionando los subsidios del Gobierno. Minminas alista medidas.

Evamaría Uribe, presidente de Gasnova

E

l presidente Juan Manuel Santos dijo, sin rodeos, a finales de abril en el congreso de Naturgas, gremio de productores, comercializadores y distribuidores de gas natural en el país: “… ambos energéticos deben competir por sus propios méritos”. ¿A quién se refería el primer mandatario como la contraparte de gas natural? Al gas licuado de petróleo (GLP), conocido comúnmente como gas propano, distribuido en cilindros por el país. La frase del mandatario fue reiterada luego por el ministro de Minas y Energía, Tomás González. ¿Y cuál es el problema? Hay una disputa entre los dos sistemas para quedarse con la mayor porción del mercado; las acusaciones son mu-

Eduardo Pizano de Narváez, presidente de Naturgas

tuas en el tema de los beneficios de unos y otros y la política oficial, controversia mucho más evidente con el resurgimiento de la oferta de gas propano, ‘opacada’ por una clara decisión de los gobiernos de estimular la expansión de redes de gas por el país. Ahora, empresas de capital extranjero, especialmente chileno, han decidido competir por los usuarios no solo de las regiones apartadas, sino también de las grandes ciudades. La inversión de esas empresas se estima en unos USD 600 millones.

Incluso, al gremio del gas natural (Naturgas), presidido por el exministro Eduardo Pizano de Narváez, le salió competencia: la Unión de Empresas Colombianas de Gas Propano (Gasnova) dirigida por Mayo | Junio 2015

Evamaría Uribe, quien fue Superintendente de Servicios Públicos y conoce muy bien el sector.

Después de varios años de que el Gobierno asignara importantes recursos del presupuesto nacional para masificar el gas natural, ahora las empresas de propano piden un tratamiento similar, como lo establece la Ley de Servicios Públicos. En ese sentido, el Gobierno ha iniciado un plan piloto que cubre regiones deprimidas como Putumayo, Nariño, Caquetá, San Andrés, Providencia y Santa Catalina. El gremio dice que los usuarios solicitan cubrimiento al resto del país, pues “… ha mejorado sustancialmente la calidad de vida de las familias de estratos 1 y 2, quienes hacen uso de este energético”.

Hoy ya se han beneficiado aproximadamente 280 mil familias de los estratos más pobres del país. Se estima que 190 mil beneficiarios son de Nariño, 40 mil de Putumayo, 40 mil de Caquetá y 9 mil entre San Andrés, Providencia y Santa Catalina.

“Este subsidio a la demanda libera ingresos y puede mejorar la capacidad adquisitiva de cada familia usuaria en $ 210.500/año. Dichos ingresos permiten optimizar sustancialmente la alimentación, la vivienda, la salud y la cobertura de otras necesidades básicas”, afirma Evamaría Uribe.

Según ese análisis, parecen evidentes los beneficios a los hogares pobres: el perfil mayoritario del usuario residencial en cilindro es el de ama de casa, mujer, madre y esposa o cabeza de familia, con edad promedio entre los 20 y los 45 años, la mayoría en unión libre -que además de administrar los recursos del hogar y tener tres hijos en prome-

actualidad 9

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dio por hogar- pertenece a los estratos 1 y 2. Usuarios con ingresos variables vinculados a trabajos informales.

La situación no tiene para nada contentos a los representados de Naturgas, como lo expusieron en el Congreso de Medellín, a través de su presidente: “el Gobierno debe fijar muy bien las fronteras entre los dos combustibles, pues consideramos que la política de subsidios para el propano, adoptada para algunas regions, terminó por frenar los planes de expansión del sector”. En ese orden, los proyectos de masificación de gas natural en departamentos como Caquetá, Putumayo y Nariño practicamente se han paralizado.

De acuerdo con su apreciación, hay un riesgo grande de abuso; puede haber beneficiados de los subsidios de gas natural, quienes también pueden acceder al gas subsidiado, aseguró en declaraciones a El Tiempo, el pasado 25 de abril, donde se advierte que la puja por el propano “es una encrucijada para el gas natural”.

La propuesta de Naturgas divide el mercado entre zona urbana y rural; con gas natural se atienden las ciudades y el campo, con gas propano para que no se siga cocinando con leña, situación inaceptable –de acuerdo con las cifras- para Gasnova.

“En 2015 fueron asignados para los subsidios al consumo de gas natural 385.000 millones de pesos, con un incremento del 60 por ciento, mientras que para el gas en cilindros, dichos recursos fueron apenas de 52.000 millones de pesos, cifra equivalente a la de 2013 y siete y media veces menos”, sostiene Gasnova.

“Apelando a las palabras del Presidente, es el usuario quien debe escoger la alternativa más favora-

SUBSIDIOS DEL GOBIERNO AL GAS (Millones de pesos)

385.000

GN - Redes GLP - Cilindros 289.000 240.000

56.000

2013

Las empresas distribuidoras de cilindros de gas, afiliadas a Gasnova, han realizado una inversión superior a los 500 millones de dólares para suministrar cilindros de alta calidad y seguridad.

ble, opciones que deben presentarse en igualdad de condiciones. Es sorprendente y contundente que, aún pudiendo optar a una alternativa que le financia la conexión, que además le subsidia la demanda en un significativo 60 por ciento para el estrato 1 y 50 por ciento para el estrato 2, finalmente prefieran una opción que, sin contar con una ayuda estatal de ningún tipo, deja la libertad y flexibilidad para enfrentar el duro y diario desafío de la alimentación de su familia”.

En Colombia circulan unos 8,5 millones de cilindros, los más antiguos del 2001, y unos 3 millones de hogares utilizan el propano, en tanto que en 2014 tenían acceso al servicio de gas natural casi 7,3 millones de usuarios en poco más de Mayo | Junio 2015

44.000

2014

52.000

2015

900 poblaciones por las que pasa el tubo.

Seguramente, la disputa entre propano y gas natural se mantendrá y las empresas buscarán los mecanismos para que los consumidores opten libremente por lo que consideren mejor y todo indica que el Gobierno tiene claro lo que sigue: expedir un decreto poniendo las reglas de juego claras y transparentes.

De acuerdo con lo dicho por el Presidente, la norma se basará en tres principios: que la competencia entre los dos sistemas sea por méritos no por subsidios, que los subsidios privilegien la cobertura y que los apoyos estatales busquen sustituir el uso de leña por gas, como se ha demostrado en la formalización ocurrida en distinta zonas del país, que el Gobierno destaca como exitosa.

Más allá de la oferta para los hogares, la disputa vendrá también ahora por la ampliación de los usos de gas propano a otros sectores, como ocurre con el natural. Todo indica que el Plan de Desarrollo autorizó el uso vehicular del GLP vehicular, pregonado por sus defensores con mayor autonomía, una ligera mayor potencia y el mismo beneficio ambiental.

10 debate

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La discusión sobre el ‘fracking’ Por su impacto sobre las fuentes de agua y el uso de químicos y emisión de metano, la discusión sobre el uso de esta tecnología en la explotación de recursos no renovables no es exclusividad local.

ros costos del fracking”, explica a DW Juliette Renaud, productora del documental Fracking Patagonia, basado en la extracción del gran yacimiento de Vaca Muerta.

En opinión de Jude Kirton-Darling, europarlamentaria inglesa de la bancada socialista y también miembro de la Asamblea Eurolat, tanto Europa como los países de América Latina y el Caribe deberían optar por una moratoria general hasta que no haya un marco legal vinculante que regule oportunidades y desafíos del gas de esquisto.

Urgencia colombiana

Yacimiento de Vaca Muerta en Argentina.

Y

a no es un secreto. En muchas partes del mundo, incluidas las potencias como Estados Unidos y Europa, la fracturación de rocas con químicos y agua y emisiones de gas metano, como opción para encontrar petróleo está en el centro de un debate que durará bastante tiempo.

La contundencia del argumento parecería no refutable: por cada fracturación se usan 23 millones de litros de agua al mes y entre un 90 y 95 por ciento de esta agua no puede ser reutilizada. Si los yacimientos están localizados en zonas donde el agua no es abundante, podría haber una especie de ‘estrés hídrico’. Es el comentario de Tianyi Luo, especialista del World Resources Institute (WRI), publicado

recientemente por El País de Madrid, España.

Cada país toma sus decisiones al respecto y resulta muy difícil elaborar un manual de comportamiento general. Por ejemplo, Polonia decidió que solo para las perforaciones a más de 5.000 metros de profundidad debe hacer un estudio de impacto preliminar.

El posible impacto no comprobado todavía se enfrenta a los favorables resultados económicos y energéticos nada despreciables, que para muchos países representaría la diferencia entre tener o no petróleo y gas.

La presión sobre países como Argentina es grande y es llevada a los escenarios mundiales. “Hay que tener en cuenta los verdadeMayo | Junio 2015

Las cifras colombianas no son favorables en materia petrolera: ya no hay crudo a USD 100 y con lo que hay la autosuficiencia nacional no va más allá de los próximos 6 años. Por eso, el fracturamiento hidráulico (fracking) es visto por algunos como una opción de rescate para el país, pero hay críticos frente a esta tecnología que se remonta en el mundo 60 años atrás, pero que no había adquirido tanta importancia como ahora.

El Gobierno Nacional continúa defendiendo su utilización y, tras su aprobación en septiembre del 2014, mantiene su convicción de que es el futuro. El pasado 5 de mayo, en entrevista con Yamit Amat en El Tiempo, el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Mauricio De la Mora, recalcó su importancia.

“Colombia necesita el fracking.

Nuestro futuro está en los yacimientos no convencionales y el offshore. Lo que hay que tener es una regulación ambiental, social y técnica clara. No podemos seguir viviendo de los yacimientos convencionales”, dijo el funcionario.

En este mismo sentido, el nuevo

debate 11

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presidente de Ecopetrol también avaló su uso.

Por su parte, los órganos de control, como lo han hecho desde hace 36 meses, no cesan en su acción de revelar los riesgos que su uso implica. A comienzo de mayo, la Contraloría General de la República, haciendo seguimiento a sus pronunciamientos de 2012, emitió una nueva función de advertencia donde reseña los peligros.

En su pronunciamiento, aunque reconoce los esfuerzos del Gobierno por generar marcos normativos para su utilización, este organismo remarca que los riesgos del uso de esta tecnología se ciernen sobre las fuentes hídricas y le recordó a la ANH que el sistema de gestión en diseño presenta falencias, pues no se sustenta en las características propias del país sino que pone como punto de referencia la experiencia en otras latitudes como Estados Unidos. Por ello, instó a la realización de más estudios.

Si por acá llueve…

La discusión por el uso del fracking y su impacto ha generado polémicas en otros países.

Por ejemplo, un reciente estudio del US Geological Survey (USGS) sobre la actividad geológica en Estados Unidos durante 2014 señaló que la actividad exploratoria por este método ha generado miles de movimientos sísmicos, aunque sin consecuencias.

Además, un estudio de las Universidades de Oregon y Cincinnati, recientemente publicado, alertó sobre los problemas en la salud humana como consecuencia de la contaminación de los recursos hídricos y los productos agrícolas. Adicionalmente, ante el uso indiscriminado de agua en los procesos exploratorios muchos terrenos se están convirtiendo en áridos.

Pero también hay voces a favor. En reciente entrevista con El País de España, Juan José Guerra Abud, ministro de Medioambiente de México, aseguró: “La resistencia a este sistema se basa en la falta de conocimiento. Cualquier actividad humana tiene consecuencias en el medioambiente y nuestra responsabilidad es minimizarlas. El fracturamiento hidráulico aportará más beneficios que perjuicios”.

Más pros y contras

En medio de las posturas del Ejecutivo y los órganos de control, aparecen otros actores que exponen sus posiciones que enriquecen o quizás enrarecen la discusión de un tema que, por el momento, no tiene vuelta atrás y que, por el contrario, no ha cesado en su dinamismo.

Por un lado, los gremios. La Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) continúa en su línea de escudero de primera línea del Gobierno Nacional y defensor a ultranza de la utilización del fracking por considerar y seguir reafirmando que contribuirá al crecimiento de sus reservas. Es más, según sus previsiones, en 10 o 15 años estas podrían triplicarse. Según planteó su presidente, Francisco José Lloreda, esta tecnología permitirá aprovechar de manera responsable estos yacimientos y, además, asegurar la autosostenibilidad energética del país a mediano plazo.

El fracturamiento hidráulico (fracking) es visto por algunos como una opción de rescate para el país, pero hay críticos frente a esta tecnología.

Sobre los peligros que pueda causar su uso, Lloreda propone la variable tiempo. “Hay inquietudes en la opinión pública sobre la estimulación hidráulica. El país necesita avanzar en el conocimiento de esos yacimiento primero a través de una etapa exploratoria, que es lo que se hará en los próximos tres o cuatro años”, manifestó el Presidente de la ACP. De otra parte, los analistas exponen sus inquietudes. “No podemos darnos el lujo de no hacer fracking”, declaró el nuevo presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry.

“Le faltó concluir que, con el Mayo | Junio 2015

fracking, sí podemos darnos el lujo de continuar destruyendo el medioambiente”, le ripostó Manuel Rodríguez Becerra, exministro de Medio Ambiente, en un artículo del 14 de abril en Portafolio, en la que expone sus preocupaciones acerca del impacto que tendrá.

En Colombia, según su visión, hace falta estudios independientes con bases científicas sobre el impacto ambiental y los recursos hídricos, y el Gobierno nacional no posee la capacidad técnica para generar este acervo. A partir de estos puntos, su propuesta es la declaración de una moratoria que serviría para hacer un análisis detallado del tema que permita más adelante tomar la decisión correcta.

Sin embargo, Rodríguez Becerra termina su escrito apelando a la ayuda divina: “En Colombia, parece que hemos resuelto encomendarnos, una vez más, al Sagrado Corazón”.

Con posiciones aún enfrentadas, pero con menos tiempo en la cuenta regresiva para el inicio de las exploraciones de no convencionales, el uso del fracking es protagonista de primer orden en la definición del futuro de la industria que soporta las exportaciones y los recursos fiscales del país.

12 TEMA CENTRAL

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Si no se explora, no hay petróleo Más allá de la coyuntura, hay alarma por lo que pueda pasar en unos años. Las cifras de sísmica y exploración están cayendo en forma dramática, con lo cual la producción no puede sostenerse.

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TEMA CENTRAL 13

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COLOMBIA - PRODUCCIÓN DIARIA DE PETRÓLEO (Miles de barriles)

ENE. 2015

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NOV.

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OCT.

1.035

1.009

SEP.

1.004

AGO.

1.004

ABR.

996

MAR.

MAR.

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952

938 FEB.

1.002

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979

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DIC. 2013

1.004

1.013

FUENTE: ANH

MAY.

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COLOMBIA - PRODUCCIÓN DIARIA DE GAS (Millones de pies cúbicos por día)

1.049

1.074

1.059

1.043

1.112 OCT.

1.092

1.109

1.083

1.072

1.108

1.084

1.109

1.138

SEP.

1.056

1.168

FUENTE: ANH

ENE. 2014

FEB.

MAR.

ABR.

MAY.

C

JUN.

JUL.

AGO.

ada día hay más consenso entre los expertos financieros y petroleros acerca de que el precio internacional del petróleo no pasará de 100 dólaresbarril, por lo menos en una década.

Incluso así lo asegura la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

Hay quienes dicen que por esa causa la economía internacional está creciendo muy poco y algunos se aventuran a hablar de crisis económica. En Colombia está haciendo carrera esa idea: la economía crecerá alrededor del 3 por Mayo | Junio 2015

NOV.

DIC.

ENE. 2015

FEB

MAR.

ciento en 2015 como consecuencia de esos relativos bajos precios del crudo.

Los datos no parecen corroborar esa tesis y tampoco la de que el precio actual del petróleo es de crisis. Las cifras están ahí: entre 1976 y 2004, el precio promedio del petróleo fue de 24 dólares-barril y entre 2004 y 2014 fue de 82 dólares.

Hoy el precio ronda los 60 dólares, esto es, 2,5 veces la cotización de 1976 a 2004. En esos términos, la pregunta es ¿se puede hablar ahora de un precio de crisis? La respuesta es un no rotundo.

14 TEMA CENTRAL

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ECOPETROL: INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN % sobre el total de inversiones FUENTE: ECOPETROL

16%

17%

17%

17% 14%

15%

14% 10%

9%

6%

2006

2007

2008

2009

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2011

2012

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2014

2015

SÍSMICA ONSHORE

Kilómetros equivalentes FUENTE: ANH-ACP

20.000

15.500

11.900 10.300

13.400

12.000

8.000

7.300 6.100 6.300 2005

2006

2007

2008

2009

Sin duda, los precios cayeron el año pasado desde unos niveles ‘anormales’ a partir de agosto, hasta perder más del 50 por ciento de su valor en un solo trimestre.

De USD 100 se pasó a un extremo de 40 en marzo de este año y desde ahí comenzó a recuperarse para estabilizarse entre los USD 55 y 60. Hoy se habla que llegará a unos USD 75-80 en el segundo semestre, valor inferior al de julio del año pasado, pero bastante por encima al promedio histórico. La sobreoferta de Estados Unidos y la menor demanda de los asiáticos explican muy buena parte del asunto.

Con los precios mencionados y los datos de producción internos, no parece haber motivo de alarma en el corto plazo, así al Gobierno se le bajen sus ingresos fiscales. El país está en zona de riesgo petrolero de no alcanzar la autosuficien-

2010

2011

2012

2013

2014

cia en cinco o seis años y ese sí es el gran reto y dolor de cabeza. En el reciente Congreso de Cinmipetrol, el ministro de Minas y Energía, Tomás González, informó que el país produjo 4.000 barriles adicionales en abril con respecto al mes anterior y pasó de 1.021.000 a 1.025.000, completando siete meses por encima del millón de barriles.

¿Dónde está la bolita?

Con lo que se tiene hoy, 2.600 millones de barriles en reservas probadas, Colombia recorre una ruta angustiante: solo tiene petróleo para 7 años, al cabo de los cuales se volvería importador. Ese es el verdadero problema más que los supuestos bajos precios del crudo, que afectan coyunturalmente a la industria y a las finanzas del gobierno central y regional. ¿La solución? Encontrar más Mayo | Junio 2015

petróleo, como lo han pregonado los ministros de Minas de los últimos gobiernos, incluyendo los no pocos de este gobierno: Carlos Rodado, Federico Rengifo, Amilkar Acosta y, el actual, Tomás González. También lo ha dicho el vigente en Hacienda, Mauricio Cárdenas, quien ya pasó por la cartera energética. ¿Y se está buscando? Las cifras no dan para responder con un sí, pese a la buena voluntad de los funcionarios. “¿La situación no es ni siquiera promisoria?”, le preguntó Yamid Amat en una entrevista de El Tiempo (3 de mayo) al nuevo presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Mauricio de la Mora Rodríguez y su respuesta fue: “No… no se está perforando ni siquiera el 20 por ciento de los pozos exploratorios planteados”.

En el primer trimestre de este año, de acuerdo con datos de ANH, solo se han perforado seis pozos para exploración, frente a 36 del mismo lapso del año pasado. En efecto, una reducción dramática.

La meta para el año es de 86 o sea que solo se alcanzó un 7 por ciento en tres meses.

“El que no explora, no produce”, dice la introducción de Perogrullo en petróleo. El millón de barriles que diariamente produce Colombia está saliendo en su mayor parte no de nuevos yacimientos sino de los ya existentes que recuperan su producción. Eso no está mal, si hay exploración que permita encontrar nuevos pozos productivos.

Para hacer exploración, se necesita prepararse. La primera actividad de exploración es la sísmica, a través de la cual se caracteriza una zona específica con el objetivo de poder determinar cuáles son las capas por perforar y a qué profundidad. Sin ese trabajo, no se puede saber dónde perforar para encontrar nuevos yacimientos.

Los datos de sísmica tampoco cuadran. Con datos oficiales se

TEMA CENTRAL 15

puede comprobar que desde hace varios años la sísmica en tierra se ha visto disminuida. En 2010 se alcanzó un pico de 20.000 kilómetros, en 2013 solo se llegó a 6.300 y el año pasado a 8.000, esto es una reducción de 60 por ciento.

Obviamente, las metas planteadas no se han cumplido. Para 2013 se programaron 17.972 kilómetros y solo se ejecutó 6.250, esto es 35por ciento. Para 2014 de 20.472 kilómetros, solo se llegó a un 39 por ciento. En offshore (agua profundas) en 2013 se ejecutó el 91 por ciento de lo programado y en 2014 el 89 por ciento, pero no quiere decir que hay petróleo.

De acuerdo con datos de la industria, en 2011 había 15 empresas que prestaban servicios de sísmica, hoy quedan 7. Hace cuatro años estaban activas 10 brigadas, cada una con 197 personas y en 2014 cayeron a cuatro.

“La reducción de la sísmica en Colombia tiene muchos efectos negativos: no solo estamos dejando de explorar las cuencas frías, sino que estamos reduciendo nuestras probabilidades de encontrar nuevas reservas, poniendo en jaque nuestra autosuficiencia energética. Sin embargo, lo más grave del tema es que las empresas operadoras ya redujeron en más de un 50 por ciento las inversiones proyectadas para 2015, esto significaría que no será posible esperar más de 4.000 kilómetros de sísmica equivalente en onshore”.

En el primer trimestre de este año, la disminución en sísmica fue de 96,5 por ciento frente a 2014, pues se pasó de 7.837 a solo 275 kilómetros. La meta es de 8.000 kilómetros para el año.

Luego viene la perforación exploratoria que es también determinante en la exploración, pues si no se perfora no es posible certificar lo encontrado en sísmica.

Perforando se certifica y se hallan nuevos yacimientos y esto permite cuantificar las reservas.

FOTO: CORTESIÍA EL TIEMPO

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puede estar planeando negativamente las reservas que tanto se necesita aumentar.

FUENTE: ACP El trabajo de Ecopetrol es de503 terminante en la industria petro455 lera colombiana y aunque es cierto que su situación financiera no 308 es la misma del pasado, en 2015 la participación de la inversión de la empresa en exploración será la 171 más baja (6 por ciento) de los últimos doce años como proporción 91 del total de las inversiones programadas. En 2014 fue del 14 por cien2011 2012 2013 2014 2010 to y el promedio de la última década ha estado por encima del 10 por INCIDENTES SOCIALES ciento.

(Incluye: amenazas. Bloqueos, otros incidentes) Lo más importante es que no es FUENTE: ACP 1.151 inútil la inversión en exploración petrolera en Colombia. Un estudio reciente de la UPME del Ministerio de Minas: “Escenarios de oferta de hidrocarburos en Colombia 2013627 2035” señala que el país podría in503 494 corporar reservas hasta ese año de cerca de 10.468 millones de barri249 les, un mínimo frente al potencial total calculado en más de 47.000 millones de barriles.

Hay quienes creen que la opción 2011 2012 2013 2014 2010 del país está en el mar, (offshore) lo Las metas de perforación tam- cual teóricamente no es discutibién están desinfladas en un 16 ble, pero los resultados no se ven por ciento frente al año anterior: antes de diez años, más si se tie830 pozos frente a 978 programa- ne en cuenta la poca experiencia dos en 2014 y 1003 en 2013. Así, se y lo que ha ocurrido en otras parBLOQUEO A LAS OPERACIONES PETROLERAS

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COLOMBIA - ATENTADOS A LA INFRAESTRUCTURA FUENTE: ACP

228

155

86

106

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53

98

2002

2003

2004

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2006

2007

32

32

31

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2009

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tes. En el Golfo de México se demoraron más de 20 años para llegar a una producción de 500.000 barriles diarios y en Mar del Norte, cerca de una década para alcanzarla.

“Para el desarrollo de esta actividad se requiere una infraestructura física adecuada, un desarrollo tecnológico elevado, puertos eficientes, desarrollo de industria nacional elevado, talento humano con experiencia, así como conocimiento, un alto grado de inversión, entes regulatorios flexibles e incentivos tributarios, entre otros muchos factores”. La pregunta es obvia: ¿tiene Colombia esas condiciones?

Pero adicionalmente, los recursos requeridos para offshore son cuantiosos. La inversión programada de Ecopetrol para toda la exploración en 2015 es de solo USD 500 millones, insuficientes para la magnitud de lo que se requiere.

Aunque sin duda esta es un opción futura por desarrollar, todo indica que en el corto plazo no es el camino para que Colombia solucione la probable insuficiencia petrolera que lo llevaría a ser importador en menos de una década.

La protesta social

El entonces Ministro de Minas, Amilkar Acosta, sorprendió al afirmar que veía hacia el futuro una disminución de los actos terroristas contra la infraestructura energética del país en buena parte por la seria posibilidad de llegar a un

136

84

2011

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2013

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POZOS EXPLORATORIOS FUENTE: ANH

131 126

115 112

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2011

2012

2013

113

2014

pacto de paz con los grupos guerrilleros, pero por el contrario su previsión era la de un aumento de la protesta social en las regiones productoras, reclamando mejores servicios, condiciones laborales y mayor atención de los gobiernos y empresas petroleras. ¿Tiene razón Acosta, hoy presidente de la Federación de Departamentos? En efecto, en 2014 ocurrieron 136 atentados contra la infraestructura, frente a 228 de 2013 y 151 de 2012, pero los bloqueos y protestas y otros incidentes pasaron de 500, segundo año en cantidad del último lustro.

De acuerdo con una encuesta realizada por Campetrol, los bloqueos han aumentado y en muchos casos retrasan las operaciones en campos, con una afectación estimada del 30 por ciento. Entre 2013 y 2014 hubo más de 950 bloqueos Mayo | Junio 2015

de las comunidades ubicadas en los principales departamentos productores como Meta, Casanare, Santander, Putumayo y Arauca.

Según datos de la Asociación Colombiana del Petróleo, entre 2013 y 2014 hubo más de 1.500 incidentes, expresados en bloqueos, amenazas, manifestaciones, protestas, paros, encuentros sindicales, entre otros.

No solo es retraso en las operaciones sino los mayores costos que implica la situación. Campetrol afirma que en una reciente encuesta se encontró que cerca del 45 por ciento del total de la tarifa de los servicios prestados por estas empresas está determinado por los gastos laborales y de contratación de bienes y servicios locales, exageradamente incrementados unilateralmente por las comunidades, sin regulación alguna por parte del Estado.

Lo que ocurrió hace dos semanas en Puerto Gaitán, zona de Rubiales, es contundente: se cerró la vía Puerto Gaitán hacia Campo Rubiales por protestas de habitantes del municipio, quienes aseguran que las empresas petroleras no han hecho inversiones que beneficien a la comunidad y supuestamente se han despedido a 12.000 trabajadores y contratistas. La empresa recibió un pliego de 14 puntos sobre temas laborales, ambientales y sociales. Personas de las veredas El Oasis, Santa Helena, Rubiales, Puerto Triunfo, Cuernavaca, Tillavá y la población indígena de Buenos Aires participaron en las protestas.

“Estamos protestando acá porque las empresas Pacific Rubiales, Ecopetrol y todas las que han venido no han hecho inversión social de ninguna clase. Nosotros estamos sin educación, sin puesto de salud, sin energía, sin agua; acá estamos a la deriva. Aquí han sacado todo el líquido y para las veredas no han hecho ninguna inversión”, dijo un habitante del municipio. Hubo enfrentamientos entre la comuni-

TEMA CENTRAL 17

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dad y el Escuadrón Móvil Antidisturbios (Esmad), que buscaba el retorno a la normalidad.

Ecopetrol y Pacific Rubiales denunciaron actos vandálicos en la zona de ingreso al complejo petrolero de campo Rubiales, que causaron daños a la infraestructura eléctrica, campamentos de albergue de trabajadores, al sistema de distribución e interrumpiendo la producción con afectación en 2 mil 600 barriles. Rubiales es el principal productor de crudo, con unos 185.000 barriles diarios y Quifa, cerca de ahí, responde por 45.000 barriles.

Una semana atrás, cerca de cien indígenas Piapoco y Salivas adelantaron una protesta en zona rural de Puerto Gaitán, en razón a que las empresas petroleras New Energy y Lewis no habrían hecho las consultas previas para entrar a explorar hidrocarburos en predios vecinos del resguardo Corozal-Tapaojo. Por eso taponaron la vía que une al Meta con Vichada. La policía despejó a la fuerza.

El pasado 7 de mayo, cerca de Cúcuta salieron a protestar por la llegada de una petrolera, que, según

INVERSIONES EN EXPLORACIÓN - 2015

35.000

US$ Millones

Monto Variación/2014

FUENTE: ACP- CAMPETROL

20.000 15.000 -33% -35%

5.800

2.700 Repsol

-32% 503

Occidental

12.000

11.500

Ecopetrol

-20%

-20%

-18%

-16%

-12%

Conoco

BP

Chevron

Statoil

Exxon

ellos, contrató personal venezolano para trabajos de exploración en el área y que en el pasado no le pagó a trabajadores de la zona. La empresa sería Turkist Petroleum.

En la zona rural de Acacías, Meta, se protesta porque pretenden instalar varios taladros para la explotación, pero supuestamente no se contrata mano de obra local.

También hubo enfrentamientos con la policía.

“Nos está trayendo un desplazamiento forzoso de mucha gente de otros departamentos para acá, y los de aquí, que somos los perjudicados, nos están desplazando pa-

ra otros lados”, afirmó un habitante de Acacías. En Caño Chiquiro y Paz de Ariporo hay inconformismo contra las empresas New Granada Energía y Parex, porque la comunidad reclama la adecuación de la vía de acceso a las veredas Centro Gaitán y Caño Chiquito.

En Ecopetrol, el ambiente sigue tenso y la USO cuenta con el apoyo del senador Jorge Enrique Robledo, quien hace unos días distribuyó un comunicado en el que se solidariza con las acciones de protesta del poderoso sindicato, que ya no es solo de la empresa sino que representa a los trabajadores de la industria.

Las primeras medidas Las empresas petroleras le • Regalía variable para la produchan pedido al Gobierno medidas ción adicional: menor regalía de corto plazo para incentivar para la producción adicional a la inversión, porque consideran la pactada. que la normatividad colombia- • Flexibilización para la explona no es competitiva en el teración petrolera, ampliando el ma. Las primeras medidas fueplazo de la fase exploratoria; ron anunciadas el jueves 28 de traslado de inversión a áreas mayo en el marco del plan de de mayor potencial; permitir reactivación económica. que ahorros por eficiencia en • Extensión de beneficios de la la exploración se conviertan en Ley de infraestructura para PImayor inversión para más coNES de hidrocarburos, minería nocimiento del área; incentivar y energía. la asignación de las áreas de • Mejorar las condiciones de los evaluación técnica; posibilidad contratos costa afuera adjudide convertir en cualquier mocados antes del 2014. mento las áreas de evaluación Liberación de caja por cumplien zonas de exploración y promiento de obligaciones de exducción. ploración: igualdad de condicio- • Reducción del canon superfines de las garantías para todos ciario: incentivo para la explolos contratos. ración bajando el arrendamien-

to de exploración en promedio • Revisión de la capacidad técniun 50 por ciento. co-financiera para habilitarse • Igualar requisitos de capacidad en los procesos competitivos. económica financiera con los La idea oficial va dirigida a de los yacimientos convencio- darle mayor libertad a la Agencia nales de la Ronda 2014.

Nacional de Hidrocarburos (ANH), • Claridad en integraciones y pró- para manejar los contratos con rrogas de yacimientos mineros. las empresas de acuerdo con las • Seguridad jurídica y eficiencia condiciones particulares. para que se puedan integrar Aunque resulta más evidente áreas. en los últimos dos años, la reali• Certeza jurídica y claridad a los dad es que buena parte de las intiempos de las prórrogas. versiones acordadas en las ron• Mantener beneficios arancela- das de la ANH desde el 2007 no rios para inversiones en el sec- se han podido llevar acabo, al tor minero. igual que los contratos. En los úl• Prórroga del Decreto 1755 de timos tres años, de los bloques 2013 manteniendo el beneficio ofertados (439) solo se han suarancelario de 0 por ciento pa- crito 144 contratos, esto es, el 33 ra las inversiones del sector. por ciento, y de la inversión pac• Asignación permanente de tada solo se ha ejecutado el 20 áreas. por ciento.

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18 coyuntura

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Ajustados a la fuerza A las empresas de servicios petroleros les cambió la vida por efecto de la situación del sector. Las petroleras aprovechan para renegociar.

P

ese a que se mantiene la meta de producir por encima de un millón de barriles al día, la información sobre la nueva actividad petrolera en el país no es alentadora: de acuerdo con datos de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), la actividad exploratoria se ha reducido este año en un 82,6 por ciento.

Las implicaciones sobre las cuentas nacionales no necesariamente se notan en el corto plazo y, aunque ocurren, otros indicadores pueden ‘ocultar’ la realidad o tener un rezago. Casos de flujos de inversión extranjera en la actividad o ajuste por parte de las firmas son la opción para aguantar al máximo con la esperanza de que las cosas mejorarán.

No es secreto que la perforación

exploratoria y la sísmica son indicadores básicos de la exploración, pues si no se perfora no es posible certificar lo hallado en los registros sísmicos para cuantificar posibles reservas.

Desde hace ya varios años, la actividad sísmica se ha reducido drásticamente por distintas razones, en particular por la inseguridad, bloqueos y demora en los permisos; la exploración ha sentido ese freno.

Así, de acuerdo con cifras del gremio, para 2015 se espera una disminución de cerca del 30 por ciento en la actividad sísmica y de un 20 por ciento en perforación de pozos exploratorios. De esta forma, se pondría en riesgo la autosuficiencia del país en el entendido de que a rebaja en esos rubros sigue una disminución en la producción.

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Se estima que Colombia tiene reservas para seis años en petróleo y cuatro en gas. Para mantener las reservas de crudo se necesita una exploración de unos 220 pozos promedio año, pero para este año se estima que solo serán 90.

Contratistas damnificados

En el corto plazo, las primeras afectadas con la disminución de la actividad son las empresas de bienes y servicios petroleros, cuya realidad es inocultable; se calcula que -al menos 15 de ellas- han llegado a la Superintendencia de Sociedades para encontrar una salida legal a su situación. En primera instancia la búsqueda de un acuerdo de negociación con sus acreedores. Todavía no aparece como primera opción la liquidación de

coyuntura 19

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Una encuesta de percepción entre las firmas, realizada por Campetrol arrojó que para el 47 por ciento se reducirá la exploración y 3 por ciento la cancelará, en tanto que un 26 por ciento disminuirá la actividad en yacimientos en explotación. las firmas y las dos o tres que están en esa situación son procesos del pasado.

El recorrido de la crisis empresarial es fácilmente explicado por los analistas con el crecimiento de la industria petrolera entre 20092012. En particular en la región de los Llanos, empresas como Ecopetrol y Pacific Rubiales hicieron grandes contrataciones con firmas de servicios, las cuales -para atender el boom- debieron expandir su capacidad y usaron distintas fuentes de recursos, entre ellas el endeudamiento financiero. Ahora, con la caída de la actividad, se ha generado una capacidad instalada ociosa y el incumplimiento de sus obligaciones con bancos y proveedores.

En otros casos, las petroleras han reducido no solo los contratos, sino ‘parado’ los pagos a contratistas o han renegociado claúsulas que, ante el nuevo panorama, alegan no poder cumplir. De nuevo, el golpe es para las empresas de servicios organizadas formalmente, aunque no se puede desconocer el impacto sobre actividades complementarias en las regiones productoras como alimenta-

ción, arrendamientos, hospedaje y transporte, entre otras.

Una encuesta de percepción entre las firmas, realizada por la Cámara de Servicios Petroleros (Campetrol) arrojó que para el 47 por ciento se reducirá la exploración y 3 por ciento la cancelará, en tanto que 26 por ciento disminuirá la actividad en yacimientos en explotación.

Hace dos meses, el presidente de Campetrol, Rubén Darío Lizarralde, advirtió sobre el impacto por una caída de 40 por ciento en la contratación nacional de las empresas del subsector de bienes y servicios petroleros. Ahora denuncia que las petroleras están usanMayo | Junio 2015

do el argumento de la crisis para reducir tarifas de contratación de una forma arbitraria.

Hay empresas con mayor mayor capacidad que otras para resistir, así tengan mayores costos de operación. Las pequeñas y medianas no tienen las mismas estructuras y tampoco cuentan con capacidad financiera importante; son las más expuestas a la ‘represión’ por parte de los prestamistas.

Y los pequeños servicios

Buena parte de estas empresas están domiciliadas legalmente en Bogotá, pero operan en las regiones productoras. Aunque también hay firmas de otras zonas que

20 coyuntura

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funcionarios y trabajadores de este tipo de unidades productivas en dicha región bajó ostensibleTodo crecía. El 2011 generó 50.302 empleos y en 2014 esta cifra subió a 120.000 mente. Petróleo & Gas establece puestos de trabajo. Sin embargo, con la contracción general y un aumento del desemque ha caído la actividad de alojapleo, el sector de empresas de bienes y servicios no ha sido ajeno al fenómeno. Todo miento: hotelería y viviendas que lo contrario, la disminución del empleo puede caer en 20 por ciento, así lo confirmó el se arrendaban para alojar a funpresidente de Campetrol, Rubén Darío Lizarralde. cionarios ocasionales que llegaban a la región. Las devoluciones de apartamentos aumentaron y la afluencia de clientes a hoteles de menor tamaño, que eran utilizados para alojarlos, quedó en punto muerto.

Un documento publicado en marzo por la Cámara de Comercio de Neiva (CCN) mostró que este departamento, séptimo productor nacional de hidrocarburos, se encuentra al borde del colapso por la caída de la actividad petrolera. En dicho estudio se estableció que la actividad de las empresas de bienes y servicios petroleros en esta zona del país se redujo entre 20 y 30 por ciento, consecuencia de la disminución de la inversión sectorial y, en especial, la pública que está en manos de Ecopetrol y que han recurrido a la Superintendense contrajo 30 por ciento para el La actividad de las cia para tratar de encontrarle una presente año. salida a la crisis financiera y en el Al igual que en Meta, los serviempresas de bienes y camino están otras de departacios de alojamiento han sufrido diservicios petroleros mentos como Santander, según el cho impacto. Según la CCN en el Superintendente, Francisco Reyes. primer bimestre de 2015 la ocupaen algunas zonas del Según publicó recientemente ción hotelera se redujo entre 30 y El Espectador, las operaciones de 40 por ciento y la solicitud de habipaís se redujo entre los proveedores en el Oriente del tación por parte de las petroleras y 20 y 30 por ciento país han bajado 45 por ciento, heempresas de servicios bajó 10 por cho que impacta adicionalmente a ciento. como consecuencia de otros sectores, beneficiados en el Los transportadores también pasado como transporte de carga sufren la crisis. El valor de los la disminución de la y hotelero. viajes se redujo y, mientras en el inversión sectorial.

En esta región, responsable de momento de apogeo el recorrido la mayor producción y generación entre Neiva y Puerto Asis (Putude regalías de la nación, ha mer- punto crítico. Mientras en 2011, mayo) era pagado por las petrolemado el volumen de tractomulas según el informe sectorial, estas ras a una tarifa de entre 2,4 y 2,5 que movilizan crudo y las que aún empresas demandaban el mayor millones de pesos, en la actualilo hacen han tenido que acomo- número de mano de obra del sec- dad, el de las ‘vacas flacas’ es readarse a la caída de las tarifas paga- tor de bienes y servicios en la eta- lizado por un pago de entre 1,5 y das por las petroleras. pa de evaluación y desarrollo, y 1,8 millones de pesos. Otros secMás en detalle, en el departa- desarrollo y producción. Hoy ha tores como el bancario y el de mento del Meta -primer produc- caído esta generación de puestos transporte aéreo también se retor nacional y mayor generador de trabajo. sintieron, señala el informe de la de regalías- la actividad llegó a Hoy se sabe que la presencia de Cámara de Comercio.

Cae el empleo sectorial

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22 datamundo

OFERTA Producción Mundial

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Las cifras del gas propano 280’000.000 toneladas/año Producción EN COLOMBIA PRINCIPAL PRODUCTOR: ECOPETROL

600.000 toneladas/año 540.000 toneladas/año

Cerca del 90% de la producción nacional.

EXPORTACIONES

42.000 toneladas/año al Caribe y Centroamérica

FuenteS: Statistical Review of Global LP Gas 2014. Sistema Único de Información - SUI y cálculos propios GASNOVA

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datamundo 23

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demanda CONSUMO Mundial CONSUMO EN COLOMBIA Familias que consumen GLP en el país cilindros vendidos al mes

265’300.000 toneladas/año

480.000 toneladas/año

3’000.000

2’600.000

Familias en Estrato 1 Familias en Estrato 2 Total familias en estratos 1 y 2

1’287.000 693.000 1’980.000

El combustible se consume en 1.107 municipios del país, para una cobertura del 83 por ciento. Solamente en el departamento del Vaupés no se vende GLP.

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24 proyector

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Los más ricos de los hidrocarburos A pesar de comenzar el año con pie izquierdo, estos afortunados del mundo energético están recuperando el paso. Sus historias –según la revista Forbes-, llenas de secretos, negocios oportunos y lujos, son resumidas por la revista Petróleo & Gas.

1 2 Mukesh Ambani

Len Blavatnik

De dejar la universidad a regalar aviones

La fe lucrativa del ‘rey’

A sus 58 años es el accionista mayoritario de Reliance Industries Limited, empresa avaluada en USD 75.000 millones que acaba de cerrar un acuerdo de expansión con Pemex y se encuentra en la lista de Fortune Global 500. En su juventud, Ambani abandonó sus estudios de ingeniería de la Universidad de Bombay, carrera que terminó en la Universidad de Stanford. Es el ciudadano indio más rico del mundo, tiene una colección de 168 carros de origen europeo y para el cumpleaños 44 de su esposa le regaló un jet Airbus de 60 millones de dólares.

De 57 años, ucraniano de nacimiento y conocido como ‘The King’, realizó el negocio más lucrativo del que se tenga registro. Después de años de inversiones y préstamos, constituyó en 2007 a LyondellBassell, uno de los gigantes petroquímicos del mundo que, debido a la crisis económica mundial, se declaró en bancarrota dos años después. Blavatnik perdió entonces USD 1.200 millones, pero invirtió 1.800 millones más comprando la mayoría de las acciones. En 2010, la empresa se recuperó y había aumentado su valor comercial en 103 por ciento, fue entonces que vendió una fracción por más de 7.000 millones de dólares, parte del dinero lo usó para comprar Warner Music y seguir con su sueño de juventud: ser productor musical.

Fortuna: USD

21.000 millones

Fortuna: USD

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20.200 millones

proyector 25

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4

Vagit Alekperov De ministro a millonario Fortuna:

USD 12.200 millones De 64 años, con estudios de ingeniería del Instituto de Petróleo y Química de Azerbaiyán, durante la Perestroika pasó de ser el ministro de petróleo más joven de la Unión Soviética a apoderarse del control de tres pozos petroleros y formar en 1993 a Lukoil, la petrolera independiente más grande de Rusia. De familia petrolera, comenzó a trabajar en el sector a los 18 años cuando era obrero en una plataforma en el Mar Caspio.

3 5 6 Mikhail Friedman

El temporal dueño del Mar del Norte Fortuna: USD

14.600 millones

Harold Hamm

Un colegial con una gran fortuna

Junto con sus amigos fundó en 1989 a Alfa Group, el grupo financiero más importante de Rusia, formaron un conglomerado de empresas petroleras llamado TNK B.P. el cual vendieron en 2013 por 28.000 millones de dólares. Reconocido como el empresario del año 2006 por la revista GQ, Friedman utilizó el dinero para conformar Letter One Holdings S.A. y adquirir 12 campos activos de petróleo en el Mar del Norte propiedad de RWE. Debido a la crisis de Ucrania, el gobierno inglés exigió a Friedman vender los mismos campos en menos de seis meses.

Fortuna:

USD 12.000 millones

Pese a que solo tiene un título de bachiller del Emid High School, Hamm tenía sueños de ser grande desde que tenía 19 años y trabajaba como bombero de una estación de gasolina. Su éxito empresarial comenzó en 1967 con el nacimiento de Continental Resources, pioneros en el desarrollo de las reservas de esquisto de la formación Bakken. El último año perdió 50 por ciento del valor comercial de su compañía, pero Hamm no está preocupado, “he visto esto seis o siete veces en mi vida”.

Richard Kinder

Un oleoducto más grande que la Tierra Fortuna: USD

12.000 millones

Nacido en Texas, con un doctorado en jurisprudencia de la Universidad de Missouri, Kinder se adentró en el negocio petrolero como abogado de Florida Gas Transmission, empresa que se convertiría en la extinta Enron. Es presidente y jefe de junta de Kinder Morgan, la compañía de oleoductos más grande de Estados Unidos que en 2014 adquirió el oleoducto El Paso por 70.000 millones de dólares. Tiene intereses en más de 128.000 kilómetros de oleoductos, suficiente para darle la vuelta al mundo tres veces.

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26 proyector

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7 Leonid Mikhelson

Los logros de la Perestroika Fortuna:

USD 11.700 millones

8

Con 59 años, este ingeniero del Instituto de Ingeniería y Construcción de Kuybyshev es el principal accionista de Novatek.

En 1987 fue nombrado director general de la estatal Kuibishevtruboprodstroy, empresa petrolera del Estado que pasó a sus manos en 1994, cuando cambió su nombre a Nova. Su principal proyecto es el campo Jonal en Siberia que costará 27.000 millones de dólares.

Pagando impuestos en tres países Fortuna: USD

10.700 millones

Nacido en Leninakom (Gyumri), Armenia, Timchenko es una de las personas más poderosas de Rusia. Pasó sus años de infancia en la Unión Soviética, pero durante seis años vivió en Alemania Federal, lo que lo convertiría en pieza clave de las negociaciones internacionales en las que participó. Ingeniero eléctrico del Instituto de Mecánica de San Petersburgo, en 1991 emigró a Finlandia donde comenzó su fortuna.

Aprovechó la caída de la Unión Soviética para comprar varias compañías y conformar el Grupo Volga y Gunvor, uno de los principales comerciantes de hidrocarburos del mundo. Aún paga impuestos a Finlandia, Armenia y Rusia, a pesar de tener la posibilidad de evitarlo declarando su ciudadanía como finlandés, Timchenko es claro en afirmar que “… mis impuestos se traducen en el salario de los médicos, profesores y militares rusos, mientras no esté en bancarrota no me haré pobre compartiendo mi fortuna con otros”.

Mohammed Al Amoudy El hombre fuerte de Arabia Saudita y Etiopía Fortuna: USD

9 Gennady Timchenko

11.300 millones

Desde 1970, Al Amoudy se enfocó en aumentar su portafolio, que entonces ya incluía grandes empresas en el sector de agricultura y construcción. Aprovechó su doble nacionalidad y conformó la petrolera Svenka, dueña de la refinería Preem y campos de producción en Suecia y Marruecos.

Es el hombre más rico de Etiopía, el segundo de Arabia Saudita. En los últimos años apoyó un proyecto de la Universidad King Saud de desarrollar el primer carro Saudí, conocido como Gazal-1, una camioneta que se lanzó en 2010 y tendrá un tope de producción de 20.000 unidades.

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28 Perfil país

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Canadá, una petroindustria potente

No solo produce sino que también transforma productos energéticos. En estas actividades es un jugador global de primer orden, incluso en producción de crudo se encuentra en el top 5.

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Perfil país 29

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C

ontar con más 10 millones de kilómetros cuadrados hace de Canadá un territorio fértil para la explotación de recursos no renovables. En la actualidad es una potencia minera y en los últimos 35 años se ha convertido en jugador protagónico del sector petrolífero.

Hoy se encuentra ubicado en el top 5 de la producción mundial.

Según The World Factbook, el país de la hoja de maple se ubica en el quinto lugar orbital con una producción de 4.001.000 barriles de petróleo por día (bpd), solo superado, en su orden, por Arabia Saudita, Estados Unidos, Rusia y China.

A comienzo de la década del ochenta del siglo XX, este país proMayo | Junio 2015

ducía 1.816.000 bpd, de acuerdo con la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA por sus siglas en inglés) y una década más tarde con la introducción de una política nacional se intensificó la actividad extractiva energética. Esta decisión coincidió con la entrada en vigencia del Nafta, tratado de libre comercio con México y Estados Unidos.

A partir de entonces, la producción de hidrocarburos en el gigante norteamericano fue incrementando con el paso de los años.

Según la EIA, al inicio del presente siglo subió a 2.632.000 bpd y en 2010 superó la barrera de los tres millones (3.318.000). En el último lustro cruzó la barrera de los 4 millones de bpd.

Este desempeño entusiasmó al actual primer ministro, el conservador Stephen Harper, quien considera que su país se puede erigir -en el mediano plazo- en una súper potencia energética emergente. Y pese a los vaivenes de los precios del petróleo que han perjudicado a estados productores como la región de Alberta, el sector de hidrocarburos no pierde dinámica.

En efecto, según la página estadística de la CIA, Canadá cuen ta

30 Perfil país

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Mercado global Al margen de la actividad fabril de producir y transformar petróleo, Canadá es un epicentro global en el mercado bursátil.

La primera de su país, la tercera de Norteamérica y séptima del mundo, Toronto Stock Exchange (TSX) es la primera bolsa de valores del planeta del sector de minería, petróleo y gas, y en la que cotizan el mayor número de compañía del subsector de hidrocarburos. Al término de 2014 su capitalización alcanzó 2,57 billones de dólares canadienses.

A corte del 30 de abril del presente año, según TSX Group, el grupo económico del cual hace parte, había 654 empresas listadas del sector de petróleo y gas. En este mes se vincularon cuatro nuevas compañías.

Creada en 1861, en la actualidad cuenta con cuatro sedes en su territorio nacional: Vancouver, Calgary, Toronto y Montreal. El actual presidente de este mercado de capitales es Kevin Cowan.

con el tercer stock global de reservas probadas de petróleo con 173.200 millones de barriles. A parte de los territorios en tierra firme y costa fuera, también existen recursos probados en el Mar de Beaufort en el océano Ártico frente a las costas del océano Pacífico y en el Golfo de San Lorenzo.

En este apartado solo se encuentra por debajo de Venezuela (297.700 millones de barriles) y Arabia Saudita (268.400 millones).

Incluso, supera ampliamente a su vecino Estados Unidos –creador de la industria y el país de moda en el sector- que se ubica en el undécimo lugar.

Precisamente, Canadá ha creci-

La producción de gas natural de Canadá es de 145.200 millones de metros cúbicos, lo que le permite clasificarse en el sexto lugar mundial. do su presencia en el mercado de la Unión Americana. Es en la actualidad el primer proveedor de petróleo de Estados Unidos con una participación del 39,9 por ciento del mercado según la EIA. Esta proMayo | Junio 2015

gresión inició en 2004 cuando era responsable del 16,13 por ciento del producto que le vendía y se intensificó a partir del 2010 partiendo de una base de 21,11 por ciento.

También transforma

La industria canadiense no solo se limita a producir sino que también se destaca en la industria de la refinación de petróleo. Es el undécimo productor mundial de hidrocarburos refinado con 1.927.000 millones de barriles.

En el apartado de comercio exterior de productos transformados este país se clasifica en el octavo lugar en exportaciones con 1.073.000 barriles por día y en el lugar 24 en importaciones con 238.900 bpd.

Y aunque no supera los 36 millones de habitantes, su parque fabril es amplio en varios sectores, lo que aumenta sus necesidades de consumo de este tipo de productos manufacturados. Es décimo en el contexto global con una utilización diaria de 2,39 millones de barriles, según The World Factbook.

Esta actividad se ve reflejada en la economía del país. En febrero de 2015, según Statistics Canada, el sector minero energético petrolero pesó 137.899 millones de dólares, equivalente al 8,33 por ciento del total de las industrias del país en su producto interno bruto.

Por su parte, en el comercio exterior, según UN Comtrade, tres de sus productos ocuparon el top 10 de sus exportaciones en el periodo 2010-2013. En este lapso, el primero del portafolio de ventas externas canadienses fue aceites crudos de petróleo o de mineral bituminoso. Esta partida arancelaria pesó 17,38 por ciento de las exportaciones del país.

Con una política nacional orientada en dicho sentido, Canadá continúa perfilándose como una súper potencia energética mundial y el petróleo es uno de sus principales bastiones en ese camino.

32 investigaciÓn

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Biorremediación:

el poder de lo minúsculo

Después de años de investigación, la biorremediación promete hacer, en meses, lo que a la naturaleza le tardaría años.

E

l ingeniero George M. Robinson quizás no imaginó que al experimentar con frascos de vidrio untados de petróleo y microorganismos caseros diera con parte de la respuesta que la industria de los hidrocarburos necesita con urgencia. Como borrar la huella del crudo y sus derivados del medioambiente en poco tiempo. El mismo principio de biorremediación en el que una selección de microorganismos podía desaparecer las manchas de petróleo de sus frascos, es la última apuesta para recuperar el medioambiente del Golfo de México, donde la BP derramó 4,9 millones de barriles de crudo.

Con sus experimentos iniciales, Robinson comprobó en 1960 que ciertas bacterias no solo se mantenían vivas en medio del petróleo, sino que además lograban degradarlo, lo que aplicó con éxi-

to ocho años después en el derrame del Cat Canyon eliminando en meses lo que a la naturaleza le habría tardado decenas de años. Sus pasos los siguió el científico Ananda Chakrabarty, quien desarrolló en 1975 junto con General Electric el superinsecto come petróleo (oil eating superbug), una variación de bacterias que degradaban el crudo y jugaron un papel vital eliminando gran parte de los 240.000 barriles que Exxon Valdez derramó en Alaska. Fue entonces que la biorremediación se convirtió en noticia.

Reto para microscópicos

La biorremediación fue puesta al límite cuando la BP comenzó a mitigar la crisis ambiental que generó en el Golfo de México en junio de 2010. Gastaron más de 1.800 galones de Corexit para dispersar el petróleo y abrirle camino a la bacMayo | Junio 2015

teria Alcanivorax Brokumensis, que según el Instituto Ruso de Investigación y Desarrollo de la Ecología, comenzaría a disminuir la contaminación de petróleo en el ambiente. Modificada genéticamente apenas unos años atrás, el Alcanivorax obtiene su energía del consumo de alcanos, que se encuentran de forma abundante en el petróleo crudo.

Según la Environmental Fundation, el Corexit aumentó la toxicidad del derrame en un 50 por ciento. El accidente había afectado a más de 8.000 especies nativas y un centenar de especies de aves migratorias. Desde entonces, más de 650 cuerpos de delfines que habrían fallecido como consecuencia de la contaminación han sido arrastrados a las costas. El petróleo generó distintas mutaciones en el sistema cardiaco de varias espe-

investigaciÓn 33

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La biorremediación fue puesta al límite cuando la BP comenzó a mitigar la crisis ambiental que generó en el Golfo de México en junio de 2010.

cies de peces lo que fue reportado en la revista Science. En medio del malestar, la única buena noticia es que los organismos microscópicos habían reducido sustancialmente la contaminación por petróleo.

Lo sucedido en el Golfo de México es apenas la punta del iceberg de la contaminación mundial por hidrocarburos. Estadísticas realizadas por la NASA muestran que los océanos reciben anualmente 1.374 millones de litros de crudo y sus derivados provenientes de procesos de la industria automotriz (cambios de aceite, lubricantes, sistemas hidráulicos) 518 millones de las limpiezas de los barcos, 234 millones del proceso natural de erosión de los lechos marinos, mientras que los accidentes de la industria petrolera aportan 140 millones de litros (menos del 7 por ciento). En Colombia a la estadística hay que sumarle los 3.124 barri-

les que por promedio se pierden en cada atentado terrorista contra los oleoductos nacionales.

Según Nelly Patricia Lozano, microbióloga de la Universidad Javeriana, la contaminación por hidrocarburos tiene un gran impacto ya que “… es de elevada persistencia, afecta el equilibrio de los ecosistemas, erosiona y produce efectos tóxicos, el agua se torna impotable, el aire irrespirable y la naturaleza no tiene cómo biodegradarla por su cuenta”. Por lo que las empresas petroleras y el Estado deben estar en la capacidad de resolverlas.

Un esfuerzo titánico si se tiene en cuenta que existen más de 34.000 casos documentados por contaminación de crudo en solo el continente americano.

Se ha comprobado que distintas variedades de bacterias y hongos tienen la capacidad para degradar o convertir en sustratos a los Mayo | Junio 2015

hidrocarburos. De hecho, el petróleo crudo es una fuente rica de materia orgánica, 80 por ciento de sus componentes no volátiles son oxidados por las bacterias en periodos de seis meses o un año.

Para Nelly Lozano es evidente la variación en los resultados obtenidos. “Al utilizar hongos del suelo se mejora de un 6 a un 80 por ciento, con las bacterias la variación está entre el 0,13 y el 50 por ciento, y con las bacterias marinas se puede estar entre 0,003 a un 100 por ciento”. La pregunta central está en la cantidad de nutrientes y de oxígeno que hace falta para que los microorganismos puedan hacer su labor. Una receta que decenas de empresas continúan buscando para encontrar al próximo Alcanivorax que además pueda eliminar un rango más amplio de subproductos como el diesel, la gasolina y los polímeros.

34 controversia

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La controversia en los peajes nacionales Cuestionan las deficiencias del sistema escogido por el Ministerio de Transporte para el recaudo electrónico vehicular.

cuencias nefastas que trae para el bien común.

Otro problema que tiene esta tecnología es que es muy fácil de clonar, como ocurrió con el escándalo de los “taxis gemeleados” en Bogotá, que le costó el puesto al entonces director de Movilidad Bernardo Villegas, porque compró por más de 2 mil millones de pesos sticker tags basados en el sistema americano, cuyo objetivo era diferenciar los taxis registrados legalmente de los ilegales; al día siguiente estos últimos, salieron a comprar stickers falsificados con lo cual se perdió esa platica de los impuestos de los bogotanos.

Un asunto de tecnología

E

n diciembre de 2013, el Ministerio de Transporte emitió el Decreto 2846: “Por medio del cual se adoptan estándares de tecnología para sistemas de recaudo electrónico vehicular y se dictan otras disposiciones”. El resultado: se adoptó el sistema americano de recaudo electrónico.

La norma está demandada porque supuestamente se violaron los debidos procesos en la convocatoria de las audiencias públicas; solo habrían participado los proveedores del sistema americano y no los proveedores de otros sistemas de tecnología como tampoco a todos los concesionarios del país.

También porque el trámite y los estudios que sustentan dicho Decreto, se habría iniciado como Sistema Integrado Nacional de Iden-

tificación Vehicular (SINIEV) para la identificación vehicular y terminó siendo Recaudo Electrónico Vehicular (REV).

Gracias a la elección del sistema americano de tecnología, al igual que con las tarjetas del SITP, los propietarios y empresas de vehículos -especialmente de transporte de pasajeros y de carga- se verán muy afectados porque para cada peaje deberán comprar un sticker tag, en caso de que los proveedores del sistema sean empresas diferentes, como lo que ocurre en Bogotá con Angelcom, y Recaudo Bogotá.

O si el Estado y los concesionarios, deciden solamente contratar con un proveedor, se podrá tener un solo sticker para pagar todos los peajes en el territorio nacional, lo cual significaría entregar el servicio a un monopolio con las conseMayo | Junio 2015

Un sticker tag del sistema americano es una estampilla que se coloca en el parabrisas del vehículo basado en un sistema pasivo de comunicación; es decir que se dispara cuando el código lo leen las antenas ubicadas en los peajes y por cualquier lector de códigos compatible. Por eso, en Bogotá se pudieron clonar los taxis. Es una tecnología desarrollada hace más de 50 años y, por lo tanto, se ha quedado corta para satisfacer las necesidades para la administración de sistemas inteligentes de transporte conocido como ITS, tendencia mundial.

En cambio, el sistema europeo es una tecnología de vanguardia que consiste en un dispositivo electrónico sellado, ubicado también en el parabrisas del vehículo, basado en un sistema semiactivo de comunicación; es decir, que hay un reconocimiento de doble vía con la antena lectora. A diferencia del sistema americano que es un solo código de lectura, el dispositivo europeo tiene una capacidad de hasta 12 claves diferentes de lectura con accesos limitados por tipo de usuario, por lo que diferentes concesionarios con diferentes proveedores del sistema pueden usar

controversia 35

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el mismo dispositivo sin compartir sus claves de seguridad de recaudo.

Como si fuera poco, y será más un problema de los concesionarios, el sistema americano como tecnología seleccionada para el recaudo electrónico vehicular no es un sistema seguro y no solo por su facilidad de ser clonado o falsificado, sino porque tiene serias deficiencias en el momento de su lectura, con lo cual el riesgo radica en que el sistema no capte la información y no se haga un pago real del peaje. Se calcula que este sistema tiene un 10 por ciento de merma en el recaudo en países como Canadá o Estados Unidos, donde la gente sí tiene la costumbre de pagar y no se le ocurre falsificar porque este es un delito penal. ¿Por qué en países como Costa Rica o Chile que optaron por la tecnología europea sin compararnos con otros más desarrollados, los sistemas funcionan y aquí no?

Más aún, ¿por qué el mismo dispositivo en otros países sirve para pagar peajes y parqueaderos y es un sistema seguro que nadie puede falsificar y en cambio, aquí seguimos haciendo colas monumentales en los peajes?

El sistema europeo ya ha sido probado aquí. Fue adoptado por la Concesión Devinorte de Bogotá en el peaje Andes, salida a Chía, con un criterio claro de decisión gerencial y servicio al usuario desde hace más de 6 años y que hoy tiene más de 50.000 vehículos registrados y un nivel de seguridad del 99,8 por ciento y; sin embargo, a pesar de esta buena experiencia no fue elegida la tecnología en la cual soporta sus operaciones de recaudo electrónico vehicular El Ministerio de Transporte se fue en contra de un estudio realizado por la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional que recomendó la adopción del sistema europeo para el recaudo electrónico vehicular (REV) por su ma-

Un sticker tag del sistema americano, es una estampilla que se coloca en el parabrisas del vehículo basado en un sistema pasivo de comunicación que se dispara cuando el código lo leen las antenas ubicadas en los peajes.

yor seguridad e interoperabilidad, prefirió adoptar el sistema americano de tecnología basado en una recomendación de una empresa que no tiene la seriedad, ni la experiencia, ni la objetividad de nuestra Alma Máter y que, adicionalmente, sus análisis eran para la adopción del Sistema de Identificación Vehicular (SINIEV) y no para el sistema de recaudo vehicular, conocido como REV En conclusión, se estaría a punto de ‘embarcar’ al país en la compra de una tecnología que no sirve para lo que se adoptó: recaudo Mayo | Junio 2015

electrónico vehicular y mucho menos para el modelo de negocio que requieren los concesionarios para garantizar el flujo de los recaudos.

Pero lo más grave es que, como siempre, las empresas y el sistema bancario tienen cómo protegerse y la solución salomónica es que el usuario final pague los sobrecostos y asuma el riesgo de comprar stickers tags atados a su cuenta bancaria que pueden ser falsificados. La letra menuda de los contratos de los peajes que usan la tecnología americana reconoce que el sistema no es seguro, pero establecen la obligatoriedad del pago del peaje imputado al usuario.

Además, si tiene que pasar por varios peajes, lo más probable es que deba comprar uno, por cada uno de ellos, con lo cual serán más costosos los sticker tags que el dispositivo electrónico, que además asegura que no será objeto de fraude y que no tendrá un panorámico lleno de estampillas.

36 indicadores

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MERCADO ICE

Bloomberg

Crudo Brent

Plazo/Cierre US$ 66,05

66,41

66,54

65,32

63,91

AGO. 15

SEP. 15

OCT. 15

NOV. 15

DIC. 15

Crudo WTI

ENE. 16

FEB. 16

Plazo/Cierre US$ 59,01 58,65

58,75

58,37

JUL. 15

AGO. 15

MERCADO NYMEX

SEP. 15

DIESEL

Bloomberg

Crudo WTI

Plazo/Cierre US$ 60,54 59,99

Enero - diciembre 2014

mes

64,54

JUL. 15

PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE PETRÓLEO

(Barriles promedio por día calendario - KBPD)

65,7 64,98

CRUDO Y GAS

OCT. 15

Plazo/Cierre US$ 587,75

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

59,37

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

58,77

(Millones de pies cúbicos por día - MPCD)

59,03

59,01

SEP. 15

OCT. 15

58,32 JUL. 15

AGO. 15

NOV. 15

DIC. 15

Crudo BRENT

585,25

585,25

JUN. 15

JUL. 15

AGO. 15

GAS NATURAL

SEP. 15

GBp/therm/US$ 42,12

41,72

41,67

65,32

64,54

63,91 JUL. 15

AGO. 15

SEP. 15

ACEITE

JUL. 15

GAS (MPCD)

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

AGO. 15

SEP. 15

OCT. 15

Plazo/Cierre US$ 193,27

190,91 190,5 JUN. 15

JUL. 15

191,32

AGO. 15

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).

41,42

JUN. 15

mes

FEB. 16

Plazo/Cierre US$

Enero - diciembre 2014 586,5

ENE. 16

64,98

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

60,05

FUENTE: ANH

SEP. 15

(US$/MMBtu) 2,864

2,87

2,851

2,824 JUN. 15

JUL. 15

AGO. 15

SEP. 15

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Mayo | Junio 2015

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indicadores 37

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combustibles

45,20

MAY. 22

MAY. 25

1.299,00

1.299,00

MAR. 15

ABR. 15

MAY. 15

MAY. 26

FEB. 15

%

MAR. 15

ABR. 15

MAY. 15

FEB. 15

$ 12,30 $ 333,00 $ 499,00

3,36% 3,10% 2,46%

FABRICATO TERPEL PFAVH

2.600

2.500

$ 16,40 $ 15.020,00 $ 3.360,00

-3,53% -3,10% -2,04%

FUENTE: BVC

1.154,05 1.152,34 1,150,91 1.150,64

Ene. 01

MAY. 27 FUENTE: SUPERINTENDENCIA FINANCIERA DE COLOMBIA

INDICADORES BURSÁTILES INTERNACIONALES Dow Jones

Nasdaq 18.232,02

857,09 855,56 852,03 846,95

(Datos en puntos)

2.130,82 2.126,06

2.125,85

5.071,743

5.032,751

18.041,54 MAY. 20

MAY. 21

MAY. 22

MAY. 26

MAY. 20

MAY. 21

FUENTE: BLOOMBERG

MAY. 22

MAY. 26

MAY. 15

FEB. 15

MAR. 15

7.692,88

7.692,88

ABR. 15

MAY. 15

FUENTE: MINISTERIO DE MINAS

Acciones más transadas

FUENTE: BVC

(Volumen en pesos)

PFAVAL CLH PFGRUPOARG

$ 42.272,54 Millones $ 24.544,55 Millones $ 11.088,43 Millones

IGBVC (Últimos tres meses) 10.800 10.500

10.129,6 Marzo 3

10.406,61

Mayo 26

9.900 9.600 MARZO

ABRIL

MAYO FUENTE: BOLSA DE VALORES DE COLOMBIA

CIERRE MERCADO DIVISAS Pr. Apertura Pr. Máximo Pr. Mínimo Pr. Promedio Pr. Último Volumen (mll.)

Operaciones

Standard & Poors

5.090,794

ABR. 15

FUENTE: BVC

Al cierre Valor ($) Var. (%)

5.089,362

18.285,74

7.709,00

FUENTE: BVC

21/05/15 22/05/15 25/05/15 26/05/15

2.400

MAR. 15

10.200

COLIR

2.392,46

FEB. 15

FUENTE: BVC

%

COLSC

7.709,00

FUENTE: MINISTERIO DE MINAS

PESOS

21/05/15 22/05/15 25/05/15 26/05/15

2.542,53

ENE. 15

FUENTE: MINISTERIO DE MINAS

2.700

18.285,4

7.963,00

Bajas más importantes

FUENTE: BVC

PESOS

Dólar (Tasa Representativa del mercado - Pesos x dólar - 2015)

2.300

7.963,00

FUENTE: MINISTERIO DE MINAS

Alzas más importantes ENKA BBVACOL ETB

7.963,00

45,20

FUENTE: BLOOMBERG

7.963,00

10.450,00

MAY. 21

45,50

1.299,00

ACPM (Galón)

10.450,00

1.299,00

Gasolina extra (Galón)

10.450,00

Gasolina corriente (Galón)

Precio promedio Bogotá - $

10.450,00

Gas natural vehicular

46,00

10.790,00

Carbón

2.104,2 MAY. 20

MAY. 21

FUENTE: BLOOMBERG

MAY. 22

$ $ $ $ $ US$

2.525,00 2.553,00 2.525,00 2.543,06 2.545,45 1.110,52 1.675

24,00 43,00 35,30 42,50 55,75 19,36% 10,27%

MAY. 26

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38 opinión del director

SILVERIO GÓMEZ CARMONA, Director

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Mientras la BP invertirá en exploración USD 20.000 millones y Chevron USD 35.000 millones, Ecopetrol presupuestó USD 500 millones.

No al ‘más o menos’ E

n una charla con estudiantes sobre la situación económica colombiana, uno de ellos planteó la siguiente inquietud: ¿cuál es la importancia de buscar obsesivamente producir un millón de barriles de petróleo al día, cuando el país solo tiene reservas para poco más de seis años? ¿No sería mejor acomodar la producción a un nivel que permita alargar en años las reservas y así aumentar la probabilidad de que se encuentre petróleo? ¿No resulta más barato para el país hacer esto en lugar de acelerar esa probabilidad de que el país se vuelva importador?

No parece descabellada la juvenil idea heterodoxa y no se pierde nada en considerarla, a no ser que se tome la decisión real de empujar desde ya fuertemente la exploración para buscar petróleo que se extraería en no menos de cinco años.

Porque como vamos, vamos muy mal, así seamos unos expertos en decirnos las verdades a medias o usar la máxima tropical del ‘mas o menos’.

No más. Llegó el momento de que el país conozca toda la verdad sobre la situación petrolera que está viviendo, no para discutir acerca de los errores o aciertos que se han dado, sino para prepararse hacia el futuro, que suena bastante dramático, si seguimos por la ruta actual. Hay que ser muy responsables.

Lo primero que se debe decir es que aunque Colombia no es un país petrolero, sí tiene un potencial importante. La UPME del Ministerio de Minas cuantificó que sin hacer alardes, Colombia podría incorporar reservas de 10.500 millones de barriles a 2035 de un potencial de 47.000 millones de barriles.

Hay que buscar urgentemente petróleo, para lo cual se debe invertir en sísmica y perforación como primeros pasos, pero los datos de caída en ambos trabajos es realmente dramática. Este año en sísmica ni siquiera haremos la mitad de 2010 y se han retirado ocho de las 15 empresas que hacían ese trabajo. En perforación

exploratoria se ha caído también, 13 por ciento en 2014.

Con todo respeto con el nuevo gran presidente Ecopetrol, hay que decir que las inversiones de la empresa en exploración para 2015 son increíbles: USD 500 millones, la proporción más baja del total de las inversiones de la compañía en al menos diez años cuando el país necesita mucho más y la empresa debe dar ejemplo. Para reírse si se compara con los USD 20.000 millones de BP o USD 35.000 millones de Chevron. ¿Será que Colombia no está dando las mínimas condiciones para invertir en petróleo? No se explica de otra forma el porqué las rondas petroleras no han sido exitosas. En ningún año, desde 2007, se han firmado la totalidad de los contratos de los bloques ofertados y en las tres últimas rondas ni siquiera se ha pasado del 45 por ciento.

Esta pregunta está en un documento de Campetrol, el gremio de los servicios petroleros: ¿cómo es posible que solo se haya podido ejecutar desde 2007 el 20 por ciento de los compromisos contractuales de las operadoras? ***** PD. *El pasado 26 de mayo, Ecopetrol anunció un ajuste a su plan de acción para los próximos cinco años.

Sin duda, es clave que la petrolera colombiana se acomode a las nuevas condiciones del mercado petrolero, pero no se puede olvidar que los resultados de la exploración off shore es de largo plazo. *Hay que agradecerle al presidente López Michelsen y a su ministro de Minas, Jaime García Parra, años 70, por la audacia que tuvieron al revolucionar el modelo de asociación que en 1969 había arrancado y dejó atrás la concesión. Hoy necesitamos una actitud similar para salvar al país, la cual sin duda la podrían liderar Tomás González y Mauricio Cárdenas, bajo la tutela de Juan Manuel Santos. Es urgente.

Mayo | Junio 2015

<Silgom2012@hotmail.com>