Negocios&
ISSN 2346-4348 • Distribución Internacional Gratuita • Edición 15 • Septiembre 2016
revista
Petróleo Entrevista
La cuarta Licitación de la Ronda Uno se centrará en la exploración y extracción en aguas profundas del Golfo de México
Opinión
Las empresas petroleras sí tienen como aportarle a la paz
Infraestructura
El edificio terminal del nuevo aeropuerto internacional de la Ciudad de México
Economía
El Sistema General de Regalías derivadas de las actividades del sector extractivo
Guillermo I. García Alcocer Comisionado Presidente de la Comisión Reguladora de Energía
Artículo Mg. Nelson Riveros Leal Jefe Consultoría y Emprendimiento Universidad de Bogotá Jorge Tadeo Lozano
Integro Andina Ltda. Ocupa uno de los primeros lugares entre los corredores de reaseguros en Colombia, proporcionando soluciones de reaseguro innovadoras y creativas, mediante un equipo de gran experiencia y el acceso y soporte de reaseguradores de primera línea en todo el mundo. Somos un corredor de reaseguros especializado en el diseño, y colocación de riesgos de alta complejidad en el sector de petróleos, minería, daños materiales y líneas financieras.
EJECUTIVOS
Negocios& revista
Petróleo Negocios&
ISSN 2346-4348 • Distribución Internacional Gratuita • Edición 15 • Septiembre 2016
Edición 15
revista
Petróleo Entrevista
La cuarta Licitación de la Ronda Uno se centrará en la exploración y extracción en aguas profundas del Golfo de México
Opinión
Las empresas petroleras sí tienen como aportarle a la paz
Infraestructura
El edificio terminal del nuevo aeropuerto internacional de la Ciudad de México
Economía
El Sistema General de Regalías derivadas de las actividades del sector extractivo
Estrategia Territorial del Sector Hidrocarburos: La apuesta del Gobierno por el progreso territorial y la paz del país
Guillermo I. García Alcocer Comisionado Presidente de la Comisión Reguladora de Energía
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Artículo Mg. Nelson Riveros Leal Jefe Consultoría y Emprendimiento Universidad de Bogotá Jorge Tadeo Lozano
Directora General Johana Rodríguez Consejo Editorial Johana Rodríguez, José Cañón, Diana Tapia Rojas, Diana Camacho Amparo Torres, Manuel Roncancio Corrección de Estilo Diana Tapia Rojas Director Creativo Luis Manuel Roncancio Departamento Comercial Diana Camacho diana.camacho@negociosypetroleo.com Amparo Torres amparo.torres@negociosypetroleo.com Regional Manager for North and Central America Diana Tapia Rojas diana.tapia@negociosypetroleo.com Diseño, Diagramación e Impresión Pictograma Creativos S.A.S. Teléfonos: 3000881 - 7046140 Fotografía: www.freepik.com, Archivo y Cortesía
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La cuarta Licitación de la Ronda Uno se centrará en la exploración y extracción en aguas profundas del Golfo de México
COLOMBIA Carrera 22 No 17 - 60 Bodega 49 Bogotá - Colombia Teléfonos: (+571) 560 27 24 - 560 33 71 Móvil: (+57) 318 802 08 27 colombia@negociosypetroleo.com
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Revista Negocios y Petroleo Revista Negocios & Petróleo
w w w. n e g o c i o s y p e t r o l e o . c o m
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Contenido Transporte
Mejore sus tiempos de paradas de planta mediante la optimización del recurso humano
Energía móvil: aliada estratégica para la ampliación del Canal de Panamá
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Perspectivas del Sector
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Entrevista
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Portada
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Empresarial
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Infraestructura
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Minería
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Educación
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Internacional
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Economía
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Medio Ambiente
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Responsabilidad Social
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Tejido Empresarial
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Gobierno Corporativo
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Editorial
Editorial
Necesitamos una gran mesa de concertación
en la industria de los hidrocarburos
E
n Agosto de 2014 comenzó la más fuerte crisis de los últimos años del sector de hidrocarburos en el mundo, que de por sí, pocos analistas la tenían en su radar y aún menos en las dimensiones que se ha presentado. Esta coyuntura ha afectado el panorama del sector petrolero en Colombia, el cual es cada vez más preocupante y está llegando a unos límites que de no actuar rápidamente con un compromiso serio de todos los interesados, las consecuencias serán muy graves. El desempleo es cada vez mayor, la afectación económica en las regiones es de proporciones alarmantes, la parálisis del sector llegó al 90% en perforación exploratoria y en sísmica onshore en lo corrido del año, las exportaciones y los ingresos fiscales por el piso, lo que hace que la economía del país esté muy afectada ya que no existe un sector que se acerque y apalanque a la industria petrolera colombiana. De no tener hallazgos importantes ahora y de seguir teniendo una producción promedio como la de los últimos dos años, en aproximadamente cinco años nos convertiremos nuevamente en importadores de crudo y muy posiblemente a valores por encima de 50 US$/ Bbl, lo cual profundizaría aún más la crisis económica y de empleo. La empresa de los hidrocarburos tiene que comprometerse con un Acuerdo Nacional para su reactivación con unos objetivos serios que permitan analizar y
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tomar las acciones necesarias y con un control permanente para que el plan siga la hoja de ruta trazada. Este acuerdo tiene que ser con todos los estamentos y en unidad: Gobierno, empresas operadoras y de servicios, gremios, academia y las regiones del país. No podemos trabajar en este propósito de forma independiente, todos debemos buscar un gana - gana que fortalezca a los interesados. El Gobierno debe impulsar una política petrolera acorde a la nueva realidad, en donde el government take, como punto esencial de la competitividad, se ajuste para que los inversionistas visualicen atractivo al país. El government take tiene en cuenta los impuestos, regalías y los pagos que las compañías hacen a la entidad encargada de administrar los recursos petroleros de un país, por tanto, es muy importante tener una reforma tributaria que estimule la inversión en el sector, además de tener contratos firmes y acordes a la realidad de la industria, debemos brindar seguridad y estabilidad jurídica con unas reglas de juego claras y a largo plazo. Por otra parte, es importante manejar tiempos acordes al licenciamiento ambiental y de consultas previas. El aporte de las empresas operadoras y de servicios petroleros es ser cada día más eficientes a través de la implementación de tecnologías de punta para reducir los costos operacionales y de transporte, e incrementar el éxito exploratorio para aportar reservas al país y de esta forma ayudar a la competitividad del sector.
Juan Carlos Rodríguez Esparza Director Ejecutivo Acipet La academia debe participar potenciando el pénsum académico para preparar a las promociones salientes y así guiarles en el cómo enfrentar este tipo de crisis enfatizando en la innovación y el emprendimiento con liderazgo, asimismo fortalecer al egresado en procesos de negociación y gerenciamiento de proyectos. A su vez, en estos momentos donde el mercado está saturado y competido, se debe restringir el ingreso al programa de pregrado en ingeniería de petróleos hasta que logremos sortear esta crisis. También consideramos de suma importancia la labor que vienen desarrollando algunas escuelas que cuentan y ofrecen posgrados en materia petrolera en el país, ello contribuye a una mejor capacitación de los ingenieros de petróleo en las especializaciones, maestrías y doctorados, para aportar al desarrollo y reactivación del sector en los próximos años. La invitación que hace la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos – Acipet, es precisamente a que estructuremos estas ideas para enfrentar la actual crisis petrolera y la llevemos a una gran mesa de concertación de la industria de los hidrocarburos para así lograr el Acuerdo Nacional que aportará a la reactivación del sector, de lo contrario estamos condenados a repetir la historia de ser importadores de crudo y las consecuencias que sufrirá el sector, el empleo y la economía en las regiones y el país serían graves.
Transporte
Funcionamiento de la red de gasoductos Juan Enrique González Azuara Titular de la Unidad de Transporte y Almacenamiento CENAGAS
E
l Decreto de promulgación de la Reforma Energética, publicado el 20 de diciembre de 2013, estableció un nuevo marco regulatorio y una nueva estructura del sector energético en México al permitir la participación de empresas privadas en las diferentes actividades de la cadena de valor y eliminar la integración vertical existente. Es decir, la reforma energética representa una transformación gradual del modelo de gas natural en el país, que permitirá crear un mercado desarrollado, donde la libre competencia sea el reflejo de reglas claras y transparentes que promuevan la inversión en nueva infraestructura y empleos en México. Bajo esta nueva estructura de mercado, el 28 de agosto de 2014 se creó el Centro Nacional de Control del Gas Natural (CENAGAS) como un organismo público descentralizado, sectorizado a la Secretaría de Energía, cuyo objetivo es gestionar, administrar y operar el Sistema
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Transporte y almacenamiento nacional integrado de gas en México de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural (Sistrangás), para garantizar la continuidad y seguridad de los servicios en dicho sistema. En octubre de 2015, el CENAGAS y Petróleos Mexicanos (Pemex) concretaron la transferencia de la infraestructura del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) y el Sistema Naco Hermosillo (SNH), cumpliendo la directriz de la reforma energética en materia de desintegración vertical que Petróleos Mexicanos tenía en la producción, la logística y el suministro del gas natural; de tal manera, que el CENAGAS a partir del 1 de enero de 2016, se convirtió en el titular de los permisos de transporte de estos dos gasoductos. Esta transferencia implica un reto para la entidad en su carácter de transportista, ya que como organismo nuevo debe operar y mantener en óptimas condiciones la red de gasoductos más grande del
país, garantizando el servicio de forma eficiente, confiable y segura. Para cumplir con un proceso de transición ordenado, el CENAGAS firmó con Pemex ocho contratos específicos de prestación de servicios mediante los cuales esta empresa productiva del Estado seguiría realizando las actividades relacionadas con la operación de los sistemas, mediante la supervisión del organismo. Este proceso implica la transferencia de conocimiento que permitiría en un corto plazo al CENAGAS, realizar dichas actividades bajo su propia dirección y responsabilidad. En cuestión de operación, la práctica del mercado indica que un gasoducto debe tener las herramientas tecnológicas necesarias que permitan el control óptimo y seguro de la infraestructura, la cual también comprende estaciones de compresión, trampas de diablos, válvulas de
seccionamiento, estaciones de regulación y medición, rectificadores, etc. De esta manera, el CENAGAS en su carácter de transportista, está en el proceso de desarrollo de varios proyectos que permitan mantener a la vanguardia el estado de los gasoductos, como es el desarrollo de su propio sistema Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) y software comercial que permitiría tomar el control de los sistemas en tiempo real, optimizando los proveedores, al amparo de los contratos específicos referidos, y brindando un servicio de transporte moderno y seguro. En materia regulatoria, a finales de 2015 y principios de 2016, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) publicó diversos instrumentos regulatorios para el servicio de transporte, dentro de los que destacan las Disposiciones Administrativas, carácter general emitidas en materia de acceso abierto y prestación de los servicios de transporte, así como aquellas en materia de medición. En asuntos de acceso abierto, el CENAGAS en su carácter de transportista, presentó al órgano regulador una propuesta de Términos y Condiciones para la Prestación de los Servicios, la cual incluye las mejores prácticas internacionales en materia comercial, al ser elaborados bajo los estándares de la asociación norteamericana North American Energy Standards Board (NAESB).
En cuanto a medición, se está trabajando en la evaluación de todas las Estaciones de Regulación y Medición que son responsabilidad del CENAGAS, a fin de que esta infraestructura sea modernizada con el objetivo de contar con sistemas de redundancia, confiabilidad en la medición y que toda la información pueda ser transferida en tiempo real al sistema SCADA. Por otra parte, el Sistrangás es una agrupación de gasoductos integrados para efectos tarifarios, mismo que actualmente está conformado por el SNG y seis ductos privados: Gasoductos de Tamaulipas, Gasoductos del Bajío, Gas Natural del Noroeste (antes Transportadora de Gas Natural de Zacatecas), Gasoductos del Noroeste (Los Ramones Fase I), TAG Pipelines Norte (Los Ramones Fase II Norte) y TAG Pipelines Sur (Los Ramones Fase II Sur). Cada uno de los sistemas integrados que forman parte del Sistrangás y la totalidad de su capacidad es administrada por el gestor independiente, el cuál realizará las acciones necesarias para gestionar dicha capacidad y coordinar a los diferentes agentes involucrados en el servicio de transporte (usuarios finales, transportistas, suministradores y comercializadores), manteniendo el balance en el sistema integrado y garantizando condiciones de acceso abierto, transparencia y equidad.
De esta forma, el CENAGAS en su carácter de gestor independiente realiza diversas actividades entre las que destaca el observar la operación de los ductos que están interconectados y que conforman el Sistrangás, identificar cualquier problema en los ductos por donde se realizan las importaciones, evaluar fuentes de suministro de gas, así como cobrar a los usuarios por el servicio de transporte prestado en el Sistrangás a fin de responder las obligaciones de pago con los sistemas que componen el sistema integrado, en los términos que determine la CRE. Finalmente, es importante mencionar que el gestor independiente tiene la obligación de presentar a la Secretaria de Energía el Plan Quinquenal de Expansión del Sistrangás, el cual evalúa de manera integral la oferta y demanda de gas natural, con el objetivo de presentar proyectos de gasoductos que desarrollen eficientemente la red de transporte de gas natural. Los retos del CENAGAS no son menores, pero con la motivación del personal se trabaja para desarrollar los sistemas de transporte y cumplir con los mandatos establecidos en las leyes y así permitir el desarrollo del mercado de gas natural en beneficio del crecimiento económico del país.
Sección Perspectivas del Sector
Estrategia Territorial del Sector Hidrocarburos Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH
La apuesta del Gobierno por el progreso territorial y la paz del país
L
a Agencia Nacional de Hidrocarburos consolida en 2016, la Estrategia Territorial del sector Hidrocarburos (ETH), una apuesta por el desarrollo de instancias de diálogo democrático en los municipios hidrocarburíferos de Colombia, generando confianza y gestionando planes de acción destinados a los actores del territorio quienes acuerdan acciones y/o compromisos alcanzables, medibles y verificables. La estrategia territorial surgió por el interés no sólo de articular a los integrantes del sector, también de generar y promover capacidades en comunidades, empresas y gobiernos departamentales y municipales, transformando las relaciones conflictivas para que así se puedan construir visiones en torno al diálogo y el desarrollo humano sostenible de todos los territorios del país. Durante su primera fase de ejecución entre 2013 y 2015, la ETH logró establecer los parámetros sociales que atienden los prin-
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cipales fenómenos socioeconómicos de la nación, y se plantearon cuatro programas para la gestión del conocimiento que arrojaron grandes beneficios al durante la primera etapa: Avanza, que convoca espacios de diálogo entre gobiernos municipales, comunidades e industria; Lidera, que acompaña al ramo en su relación con el territorio y capacita a todos los participantes del diálogo para concertar propuestas en igualdad de condiciones; Convive, que resuelve los conflictos y proporciona mecanismos para la gestión de las diferencias; y Acciones Demostrativas, que corresponde a aquellas inversiones sociales focalizadas en iniciativas prioritarias para los actores del territorio. La primera fase de la ETH arrojó resultados positivos con el programa Avanza por ejemplo, en el que el sector, las comunidades y los gobiernos lograron concertar 15 planes de acción en los municipios de Acacias, Castilla la Nueva, Puerto Nare, Puerto Boyacá, Riohacha, Uribía, Tauramena, Paz de Ariporo,
Puerto Asís, Mocoa, Villagarzón, Toledo, Aipe, Melgar y San Pedro. Por otro lado, a través del programa Convive, en cabeza del Ministerio del Interior, se identificaron 116 alertas tempranas en 2015, de las cuales sólo 24 escalaron a una vía de hecho. Al menos 7.600 personas entre líderes sociales, empresas contratistas y gobiernos se beneficiaron del programa ‘Lidera’ que les brindó conocimientos en buenas prácticas, regulación y planeación de la industria, además de la formación en gobernabilidad y gestión pública. Dentro de los grandes logros de esta primera fase de ejecución se destaca la puesta en marcha del SIGETH, (Sistema de Información Geográfica para la Estrategia Territorial de Hidrocarburos) una herramienta que facilita la información de los sucesos en los territorios para los diferentes miembros clave, y reduce los tiempos de reacción del equipo de la ETH. Dicho
Negocios& revista
Petróleo sistema brinda la posibilidad al Gobierno Nacional de tener información de primera mano para tomar decisiones oportunas.
“Nuestro ejercicio de articulación entre entidades del gobierno va dirigido a terminar con la conflictividad en los territorios con actividad hidrocarburífera. En la actual coyuntura, la Estrategia Territorial del Sector Hidrocarburos se convierte en una herramienta para la construcción de paz en torno a las comunidades, gobierno e industria” afirmó Orlando Velandia, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos ya inició este año su Fase II, apostándole a un acercamiento más fuerte con las regiones y sus nuevos gobernantes con el objetivo de dar soluciones aterrizadas a la realidad de las zonas. Para lograrlo, la ETH ha fortalecido los equipos con la firma de convenios entre entidades estratégicas del orden nacional, entre ellas, el programa de las Naciones unidas PNUD, el Ministerio de Minas y Energía, Ministerio del interior, la Unidad Administrativa Especial del Servicio Público de Empleo y el Ministerio del Trabajo.
territorial, donde es Colombia como país, el que asume el liderazgo de la gestión sostenible y equitativa de la industria. Igualmente, la gerencia por resultados, definirá un único marco de acción para las entidades socias de la ETH, donde se establecen las responsabilidades claras de cada uno para la consecución de los compromisos y actividades planeadas.
El principio orientador para esta nueva fase de implementación es la institucionalización, que tiene como meta, desarrollar capacidades tanto de las entidades socias de la ETH como de los elementos con los que interactúa. Este enfoque guiará las acciones de la ETH desde una perspectiva
La segunda fase de la Estrategia se realizará principalmente en: la región Caribe (La Guajira, Córdoba y Sucre), Norte de Santander, Arauca, Casanare, Meta, Magdalena Medio, Putumayo, Huila, Tolima y Caquetá, atendiendo de igual forma a las demás regiones del país.
• La Estrategia Territorial del sector Hidrocarburos ETH, liderada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos surgió como iniciativa del Gobierno Nacional para promover las visiones participativas del desarrollo humano sostenible en las regiones con actividad hidrocarburífera. • En 2014 la ETH tenía presencia en 6 departamentos del país y actualmente su cobertura llega a más de 10 departamentos, entre los cuales se incluye: La Guajira, Norte de Santander, Magdalena Medio, Arauca, Casanare, Meta y Putumayo. • En el 2016 la ETH inició la segunda fase de trabajo en el territorio nacional.
Perspectivas del Sector Sección
Contexto actual del sector energético local y global S&P Global Platts y Thomson Reuters
Expertos y decisores se reunieron para debatir sobre el tema
Entre los principales temas discutidos en el evento estaban los nuevos flujos de grados ligeros de petróleo crudo, el panorama petroquímico en Norteamérica, el incentivo a la construcción de gasoductos en EEUU y la actual situación de la energía global.
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finales de junio, Thomson Reuters y S&P Global Platts reunieron a expertos de Platts Analytics, la unidad de predicción y análisis de S&P Global Platts, y de Thomson Reuters y a más de 100 decisores del mercado financiero de grandes empresas e instituciones que actúan en México para analizar el sector energético desde diferentes perspectivas.
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El tema del encuentro fueron los vertiginosos cambios en el sector energético de México y cómo los mercados se están acomodando a los nuevos flujos de grados ligeros de petróleo crudo y productos ligeros como los líquidos del gas natural. Richard Capuchino, director editorial adjunto de desarrollo del mercado de petróleo para Américas de S&P Global Platts, compartió con la audiencia el tema “Estados Unidos y México: Crudos y otros productos ligeros”. Sobre ese tema, Capuchino señaló que Estados Unidos siempre ha sido un gran exportador de productos refinados, pero ahora con la suspensión de la prohibición de la exportación de petróleo crudo en las Américas, en particular en México y América del Sur, tienen la opción de comprar crudos ligeros y dulces de su vecino del norte. “Ya hemos visto el movimiento del crudo de West Texas Intermediate (WTI) y del Golfo de México, como Bonito, exportado a Venezuela y Colombia y, muy probablemente, las
exportaciones de crudo del Golfo de Estados Unidos competirán frente a los grados ligeros y dulces de África occidental, en particular de Nigeria. “ Bernardo Fallas, director editorial adjunto de productos petroquímicos (América) de S&P Global Platts, analizó la posición de México en el panorama petroquímico de América. “A medida que México celebra la nueva capacidad petroquímica con la puesta en marcha de Etileno XXI, el país enfrenta desafíos relacionados con la disponibilidad de materias primas, principalmente etano, que amenazan con paralizar un mayor desarrollo”. Fallas enfatizó que, con el aumento esperado de la demanda de productos químicos y resinas, el desarrollo de reservas de gas esquisto de México y la inversión en refinación y otros procesos clave serán fundamentales para enfrentar su déficit petroquímico sustancial. “La reforma energética recientemente aprobada puede llegar muy lejos en incentivar este tipo de desarrollos a largo plazo, pero el tiempo es crítico”, dijo Fallas.
El director de Servicios de Consultoría, Petróleo y Gas de S&P Global Platts, Rick Allen, disertó sobre cómo EE.UU. fomenta la construcción de gaseoductos. Los hallazgos clave de Allen revelan que “la demanda mexicana de gas sigue creciendo a un ritmo vertiginoso, y pronosticamos que la demanda continúe aumentando por otros 1.5 a 2.0 mil millones de pies cúbicos por día durante los próximos cinco años. No sólo se necesitan gaseoductos adicionales, y que estos se construyan en el interior de México y a lo largo de los cruces fronterizos, también será necesaria infraestructura adicional para exploración y producción en los
Estados Unidos y eso dependerá de la localización de la fuente esencial de los suministros de gas.” Sobre la actual situación de la energía global, Aicha Zolini Valente, Gerente de Desarrollo de Mercado de Commodities de Thomson Reuters, recuerda: “Predecir el mercado siempre es un desafío, por ello es indispensable contar con herramientas que cubran todas las bases para poder tomar decisiones rápidas y precisas en un ambiente muy complejo. El petróleo crudo es de los productos más volátiles del mercado – su precio cuadruplicó entre 2002 y 2014, luego cayó un 70% entre 2014 y 2016”, recuerda la ejecutiva.
“Cada vertical en la cadena de valor se ve directa o indirectamente afectada por los movimientos del petróleo. Cuando los precios del petróleo suben, también aumentan las inversiones en E&P (exploración y producción). Recientemente, la producción mundial se estancó, mientras que el consumo creció, lo que lleva el mercado a presentar capacidad inferior de producción y déficit potencial en el futuro. En consecuencia, las inversiones en E&P también estacionaron”, analiza Valente. “Un sondeo de opinión realizado por Thomson Reuters en marzo de este año, respondido por 750 actores de la industria, reveló que este grupo espera que el precio del barril de petróleo alcance un nivel sustentable entre USD60 y USD80, de media, hasta el 2020. Este resultado demuestra que el mercado espera que el precio aumente, lo cual podría provocar una consecuente retomada de las inversiones en E&P”, concluye la especialista de Thomson Reuters.
Perspectivas del Sector
¿Qué se avecina para la industria del petróleo y gas Fabiola Ortiz Analista de Calificaciones S&P Global Ratings
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durante la segunda mitad del 2016 y 2017?
urante los últimos 12 meses, la industria del petróleo y gas se ha caracterizado por su gran volatilidad. El 11 de febrero de este año, el precio de petróleo West Texas Intermediate (WTI) tocó su nivel más bajo de US$26.19 por barril (bbl). Sin embargo, en junio pasado, el precio alcanzó los US$51.23/bbl. Esta inestabilidad se ha debido, principalmente, al interés de los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), en especial, Arabia Saudita, en mantener su participación de mercado, lo que ha resultado en un exceso de oferta. Lo anterior ha provocado incrementos en los inventarios de
crudo, lo que a su vez presiona considerablemente el precio spot y de futuros de corto plazo. Aunque no esperamos que el precio caiga por debajo del precio observado a principio de año, sí consideramos que continuará la volatilidad durante la segunda mitad del 2016. En América Latina, se vive la misma tendencia. En México, la mezcla mexicana bajó hasta US$22.06/bbl el 21 de enero de este año. Sin embargo, alcanzó niveles de US$45/bbl durante junio, es decir un diferencial promedio de US$5/bbl con respecto al WTI. En Colombia, el diferencial es un poco mayor de cerca de US$10/bbl. El nivel actual de exposición a los precios internacionales varía entre cada una de las compañías de petróleo y gas en la región dependiendo de los diferentes niveles de integración de las áreas de exploración y producción; las actividades de reparación y mantenimiento; el perfil neto de importación o exportación, y la estructura de precios internos para los combustibles. Como resultado de la volatilidad, las compañías de petróleo y gas se han tenido que adaptar al nuevo entorno de precios, por lo que han reducido sus gastos de capital. Éstos los están dirigiendo a inversiones en pozos más productivos y rentables, y las empresas se enfocan en eficiencias operativas y en
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Perspectivas del Sector medidas para recortar costos. Desafortunadamente, estas medidas no fueron suficientes para compensar el impacto de los menores precios en sus indicadores financieros, por lo que a comienzos del año, cuando los precios del petróleo tocaron sus niveles más bajos, S&P Global Ratings tomó varias acciones de calificación negativas a nivel global. De hecho, durante los primeros siete meses del 2016, incumplieron cerca de 59 empresas del sector de petróleo y gas de los 111 incumplimientos totales, es decir un 53% del total. La buena noticia es que de estos 59 incumplimientos del sector, solamente una empresa se ubica en América Latina: Pacific Exploration and Production Corp. (Pacific; escala global, D/--/--). La compañía productora de petróleo y gas con sede en Canadá incumplió el pago de intereses por US$31.3 millones de sus notas, debido a que los bajos precios de petróleo afectaron su estructura de capital, lo que debilitó su liquidez y provocó que vulnerara sus restricciones de apalancamiento.
Perspectiva del Sector de Petróleo y Gas en la región
En la región, calificamos cerca de 20 empresas pertenecientes al ramo petrolero y gasífero, y nuestra perspectiva para los siguientes dos años continua siendo principalmente estable. Mientras que el 61% de las empresas que calificamos cuenta con perspectiva estable, el 39% restante tiene un panorama negativo, debido, al volátil entorno de los precios del crudo y a la desaceleración
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económica en Brasil. Es importante resaltar que la óptica de las calificaciones pueden cambiar como resultado de los movimientos en las calificaciones soberanas, dada la estructura de la tenencia accionaria de las empresas, el rol que juegan estas dentro de la economía del país, así como el vínculo que tienen con sus respectivos gobiernos. Por otro lado, hemos observado que las firmas continúan tomando medidas para mitigar el impacto de la volatilidad de precios, sobre todo en el grado de la producción, ya que esto resultaría en una menor generación de flujos operativos. Durante el primer semestre del año, las empresas mostraron una caída importante en sus ventas de cerca de 20%30% en promedio, comparado con una caída entre el 15% y 20% en la utilidad de operación antes de intereses, depreciación y amortización (EBITDA), la cual ha sido aminorada por las medidas de recorte de gastos y la depreciación de las monedas en América Latina frente al dólar. Recordemos que las compañías de la industria cuentan con una cobertura natural frente a los movimientos de tipo de cambio dado que la mayoría de los ingresos están indexados al dólar, pero no todos los gastos se realizan en esta moneda (como puede ser el gasto de nómina) dependiendo del nivel de integración, lo que ha tenido un efecto positivo en la generación de EBITDA. Asimismo, las empresas han realizado recortes importantes a sus gastos de inversión —en promedio del 30%40%— durante 2016, comparado con los niveles registrados un año anterior. Sin embargo, y a pesar de estas medidas, el apalancamiento se ha incrementado en la mayoría de ellas. Finalmente, otro vehículo que las compañías han utilizado, es continuar con los planes de desinversión, principalmente en actividades no estratégicas, y en particular, activos de refinación, procesamiento, almacenamiento (midstream) y de transporte, distribución y comercialización (downstream). Recientemente, por ejemplo,
Petróleos Mexicanos (PEMEX; escala global, moneda extranjera, BBB+/ Estable/--, moneda local, A/Estable/--, y escala nacional, mxAAA/Estable/mxA1+) en México, anunció que alcanzó un acuerdo para la venta de su participación a IEnova en dos de los siete activos de Gasoductos de Chihuahua por cerca de US$1,108 millones. Otro caso, en Brasil, Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (escala global, moneda extranjera y local, B+/Negativa/--, y escala nacional, brBBB-/ Negativa/--), en donde contempla un plan de desinversión en activos por US$15,100 millones, de los cuales la empresa logró una desinversión por US$4,500 millones a la fecha. Y, en el caso de Ecopetrol, en Colombia, durante el primer semestre de 2016, continúo con su etapa de desinversión de su participación en Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. (EEB; escala global, BBB-/ Negativa/--) e Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA; escala global, BBB/ Negativa/--) de la cual obtuvo cerca de US$242 millones, con lo que mejoró el flujo de efectivo de la compañía. En opinión de S&P Global Ratings, la principal variable que ha afectado el desempeño de las empresas del sector de petróleo y gas han sido los bajos precios de estas materias primas; los cuales, a su vez, se han visto afectados por una economía mundial moderada y un dólar más sólido. La perspectiva del sector se puede ver afectada si los precios del petróleo se ubican por debajo de nuestras expectativas (un supuesto de WTI y del Brent de US$40/bbl para 2016, US$45/bbl para 2017 y US$50bbl para los siguientes años) lo que podría afectar la viabilidad económica de los campos, provocación de una menor producción y, por lo tanto, una menor generación de flujo, lo que limitaría el acceso al mercado de algunas empresas. Además, un proceso de desinversión más lento que perjudique la posición de liquidez de las compañías, aunado a la debilidad económica de la región, podría llevarnos a tomar acciones de calificación negativas sobre las mismas en los siguientes años.
Entrevista
La cuarta Licitación de la Ronda Uno Alma América Porres Luna Comisionada CNH
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egocios & Petróleo conversó con la doctora Alma América Porres Luna, Comisionada de la Comisión Nacional de Hidrocarburos – CNH, acerca de la Cuarta Licitación de la Ronda Uno que se realizará en diciembre de este año. Negocios & Petróleo: ¿En qué consiste la licitación 4 de la Ronda Uno? Alma América Porres Luna: Es un proceso de licitación pública internacional para contratos de licencia de exploración y extracción de hidrocarburos en aguas profundas. En esta licitación pueden participar tanto empresas mexicanas como extranjeras, así como las Empresas Productivas del Estado, en este caso, Petróleos mexicanos (Pemex), ya sea de manera individual o en consorcio. Para ello existen dos contratos específicos que pueden ser 18
se centrará en la exploración y extracción en aguas profundas del Golfo de México consultados en la página web www. rondasmexico.gob.mx.
N & P: ¿Cuántas áreas o bloques a explorar comprende?
La Licitación 4 es la etapa final de la Ronda 1, después de dos Licitaciones que incluyeron Exploración y extracción en aguas someras, y una que incluyó extracción en campos terrestres. Sin duda, es una de las licitaciones más esperadas por las compañías tanto nacionales como extranjeras ya que el potencial es muy alto.
A.A.P.L: Está integrada por diez áreas localizadas en aguas profundas del Golfo de México dentro de las provincias petroleras denominadas ‘Cinturón Plegado Perdido’ y ‘Cuenca Salina’ que abarcan un área de 23,836 km2.
Esta etapa otorgará contratos de Licencia para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos en área localizadas en aguas profundas del Golfo de México con un recurso prospectivo medio de 10,890 millones de petróleo crudo equivalente. El hidrocarburo esperado es aceite de superligero a ligero en el ‘Cinturón Perdido’ y de ligero a extrapesado en la ‘Cuenca Salina’.
A.A.P.L: La Provincia Petrolera ‘Cinturón Plegado Perdido’ se localiza costa fuera frente al estado de Tamaulipas e incluye las provincias geológicas de Cinturón Plegado Perdido y Salina del Bravo. La Cuenca Salina se localiza frente las costas de los estados de Veracruz y Tabasco e incluye la provincia geológica del Salina del Istmo.
N & P: ¿En dónde se encuentran localizados dichos bloques?
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Petróleo
Cinturón Plegado Perdido N & P: ¿Cuáles son las obligaciones técnicas, ambientales y sociales para las empresas ganadoras? A.A.P.L:. Las compañías nacionales o extranjeras que deseen participar deben cumplir con requisitos técnicos, capacidad financiera, seguridad ambiental y de contenido nacional.
Cuenca Salina
En cuanto a capacidad técnica, experiencia en al menos un proyecto de exploración y/o extracción en aguas profundas con un tirante mayor a 1,000 metros, en el periodo de 2011- 2015; inversiones de capital en proyectos de exploración y/o extracción de por lo menos 2,000 millones de dólares, en conjunto; experiencia en sistemas de gestión de seguridad industrial, seguridad operativa y protección al ambiente en instalaciones o proyectos en aguas profundas en los últimos 5 años, tales como OHSAS 18001 (seguridad) e ISO 14001 (medio ambiente). Capacidad financiera: El Operador debe demostrar que cuenta con una capital contable de por lo menos 2,000 millones de dólares, o activos totales con un valor mínimo de 10,000 millones de dólares y una calificación crediticia de grado de inversión emitida durante 2014 o 2015 (Fitch Ratings, Moody´sInvestors Service, o Standard & Poors, Rating Services); y el No Operador. Demostrar un capital contable de al menos 250 millones de dólares. Seguros, Seguridad y Protección al Ambiente. Cobertura internacional para los riesgos asociados al proyecto; contar con experiencia en la implementación y operación de sistemas de gestión de seguridad industrial, seguridad operativa y de protección ambiental en instalaciones o proyectos de exploración y/ extracción; demostrar que forma parte de alguna mutualidad que preste el servicio de control 19
Entrevista de pozos o que cuentan con los servicios de alguna compañía especializada; obligaciones conforme a sistemas de administración que serán aprobados por la ASEA e Incorporar requerimientos necesarios para la ejecución de proyectos en materia de seguridad industrial, operativa, salud en el trabajo y protección al ambiente. N & P: ¿ En qué momento toman posesión de las áreas? A.A.P.L: La posesión de las áreas se realiza una vez que se formaliza el contrato y se lleva durante la etapa de transición. A partir de la fecha efectiva, iniciará una etapa con duración de hasta ciento veinte (120) días hábiles en la cual se llevará a cabo la entrega del Área Contractual al Contratista por parte de la CNH, o de un tercero designado para tal efecto. La Etapa de Transición de Arranque se llevará a cabo de conformidad con la Normatividad Aplicable. N & P: ¿ Cómo logrará la CNH que estas compañías cumplan con sus obligaciones? A.A.P.L: En la Comisión estamos convencidos de que nuestro Marco Normativo es robusto y contamos con el personal técnico, administrativo y legal experimentado, y con las competencias necesarias para regular y supervisar los trabajos de exploración y extracción de hidrocarburos. En la Comisión le damos seguimiento puntual a todas las fases del desarrollo del proyecto, desde la exploración, hasta la evaluación y el desarrollo
del posible descubrimiento. También es importante mencionar que la Comisión no es la única involucrada, la Secretarías de Economía, Hacienda y la ASEA son piezas clave para darle seguimiento a las obligaciones de las compañías. Todo lo visualizamos de manera integral, se tiene una normativa ya conjuntada para el caso de aguas profundas en lo que se refiere a lineamientos de planes de exploración y extracción. Los lineamientos (de perforación de pozos) se han venido modificando para que puedan ser aplicados en todas las empresas y así acceda cualquier operador. N & P: ¿Pemex seguirá teniendo participación en las licitaciones de ésta y las siguientes rondas? A.A.P.L: La Empresa Productiva del Estado fue, es y seguirá siendo palanca del desarrollo del país. Consideramos que la participación e interés de Pemex en las licitaciones generan un marco de confianza para las demás compañías. Recordemos que Pemex inició con los trabajos de exploración en ‘Perdido’ y el marco normativo le permite asociarse con otra compañía para desarrollo de un proyecto de aguas profundas. Sin duda, una alianza estratégica entre Pemex y otra compañía con tecnología y sobre todo, conocimiento y experiencia, sería muy prometedora. N & P: Tras la aprobación de la Reforma Energética, compañías nacionales e internacionales centraron su atención en México por ser un país con potencial en cuanto
a hidrocarburos se refiere y decidieron invertir en este rubro ¿En qué beneficia esto al país y a la población mexicana? A.A.P.L: La historia de México no podría entenderse sin la historia de éxitos y fracasos de la industria petrolera mexicana. En el 2004, la producción de aceite ha disminuido considerablemente por la caída en la producción de Cantarell. En cuanto a la producción de gas natural, desde el 2009 también ha habido una disminución en la producción considerable. La Reforma Energética tiene como propósito revertir estas caídas en la producción y brindar seguridad energética al país. Los contratos, por ejemplo, poseen esa parte de Contenido Nacional y lo que se solicita es que las empresas mexicanas tengan un desarrollo relevante para que puedan proporcionar los servicios a las operadoras, o al mismo recurso humano que se ha estado formando a través del tiempo. Se solicita un porcentaje mínimo de participación a nivel nacional (3% en la parte inicial de exploración) para posteriormente hacer un incremento adicional por periodo, esto es importante para la industria petrolera pero también para la sociedad mexicana. N & P:¿Le hace falta a México capacitación al recurso humano perteneciente al sector de los hidrocaburos? A.A.P.L: En aguas profundas por ejemplo, el país cuenta con el 50% de los recursos prospectivos, o sea, de lo que pueda existir de hidrocarburos para el futuro, ese 50% se ubica en el Golfo de México. La respuesta concreta es sí se requiere de recursos humanos más capacitados en este tema de aguas profundas, pero en México se necesitan diversos recursos para trabajar en aguas profundas, sobre todo para las etapas de desarrollo y extracción, etapas en las que el país ha explorado y descubierto pozos pero no ha explotado por dos situaciones: falta de conocimientos tecnológicos e inversión. N & P: ¿Han replicado alguna experiencia internacional con respecto a Rondas?
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Negocios& revista
Petróleo “26 empresas cumplieron los requerimientos para las 10 áreas contractuales. Dichas compañías pertenecen a Estados Unidos, Holanda, Portugal, Francia, Malasia, Noruega, Rusia, Inglaterra, Australia, Canadá, Italia, Japón, México, China, India, España y Brasil”. Concluyó la doctora Porres Luna. A.A.P.L: Las rondas y licitaciones que se han propuesto, consideran las mejores prácticas a nivel internacional, así mismo de los resultados que se obtiene de cada licitación se rescatan las lecciones aprendidas, así como las opiniones y comentarios de las compañías y de la sociedad a fin de mejorar, mantener e innovar en las subsecuentes licitaciones.
Unidos, Noruega, Inglaterra y algunos pertenecientes de Asia. N & P: ¿Qué nos puede adelantar acerca de la próxima Ronda 2?
Las tres primeras licitaciones de la Ronda 1 nos han servido de mucha experiencia y la estamos aplicando en esta cuarta licitación y en la futuras Rondas. La disposición y comentarios de las compañías interesadas, también ha sido parte fundamental de nuestra curva de aprendizaje.
A.A.P.L: La Ronda 2 inició el 19 de julio con el anuncio de la Licitación 1, la cual está integrada por 15 áreas localizadas en aguas someras del Golfo de México dentro de las provincias petroleras de Tampico-Misantla, Veracruz y Cuencas del Sureste. Seis bloques están ubicados en las costas de Veracruz, ocho en Tabasco y uno frente a Campeche. Estamos satisfechos con los primeros resultados de la Ronda 1, y confiamos que la Ronda 2 seguirá un curso favorable para el país.
Se han replicado experiencias exitosas en contratos, normativas, lineamientos y requisitos, y se adecuaron a las condiciones del país. Tomamos como referencia reformas energéticas implementadas en países como Brasil y Colombia, Estados
N & P: ¿ Cómo garantiza la CNH a la población en general y a las empresas interesadas en licitar en ésta y las siguientes rondas, que todos los procesos sean llevados a cabo con total transparencia y objetividad?
A.A.P.L: La CNH lleva adelante un proceso de transparencia que es visible para todos los mexicanos e interesados en conocer los procedimientos licitatorios. En primera instancia se cumple con todas las etapas establecidas para el proceso licitatorio, así como con los tiempos establecidos. Todo es publicado y actualizado en la página web mencionada en el inicio, para que tanto las empresas interesadas como la población en general, tengan acceso a la información y conozca las etapas en que se encuentra el proceso. La Comisión realiza diferentes acciones, por ejemplo se apoya de una unidad de inteligencia financiera que pertenece a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), para acreditar la procedencia lícita de los recursos; establece un portal de aclaraciones y modificaciones de las bases; cuenta con un buzón electrónico para recibir comentarios de la sociedad; los actos de apertura de la propuesta son transmitidos en tiempo real por medios electrónicos en presencia de un fedatario público. Todo lo anterior aplica para la firma del contrato, después se presentan los procesos posteriores para la misma adjudicación, se hace público y se realiza seguimiento de los planes que presentan las compañías, se evalúa e igual se hace público, se presenta o no su autorización de cada pozo, así garantizamos a los participantes y a los mexicanos la transparencia en todo el proceso.
Portada
Petrolíferos en México Guillermo I. García Alcocer Comisionado Presidente Comisión Reguladora de Energía
Hacia la consolidación de un mercado abierto y competitivo
L
a Reforma Energética de 20132014 detonó una transformación profunda de las industrias de hidrocarburos y energía eléctrica en México. El nuevo marco jurídico, impulsado por el Presidente Enrique Peña Nieto, sentó las bases para transitar de un modelo energético centralizado y verticalmente integrado, hacia uno abierto a la competencia y la libre concurrencia de distintos agentes económicos. Entre los cambios principales promovidos por la Reforma Energética, está la liberalización del mercado de petrolíferos, abriendo así la posibilidad de que nuevos actores inviertan en proyectos de importación, logística y venta al público de gasolinas y diésel. El éxito de la Reforma depende en gran medida
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de la implementación correcta de esta apertura, ya que el comportamiento de estos mercados afecta directamente el bolsillo de todos los mexicanos, así como en el funcionamiento de la economía nacional. En este contexto, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) tiene por mandato de ley, responsabilidades de suma importancia, entre las cuales se encuentra la regulación y supervisión integral de la cadena logística de los petrolíferos, que incluye su transporte, almacenamiento, distribución, comercialización y expendio al público. A partir de lo dispuesto por la Reforma, la CRE se ha convertido en el regulador del sistema circulatorio de los petrolíferos en México; su tarea primordial
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Petróleo
en este respecto, es la de garantizar que las gasolinas y el diésel lleguen a los consumidores en las cantidades demandadas, con la calidad adecuada y a costos competitivos. El presente artículo describe la ruta crítica hacia la consolidación de un mercado robusto de petrolíferos, en el cual participen múltiples inversionistas y oferentes en la cadena de suministro para atender la demanda nacional con productos de calidad y a costos eficientes.
¿Hacia dónde se dirige el mercado de gasolinas y diésel? El artículo transitorio décimo cuarto de la Ley de Hidrocarburos, establece que los precios de las gasolinas y el diésel se determinarán bajo condiciones de mercado a partir de 1 de enero de 2018. En esta misma ley se prevé la posibilidad de adelantar la liberalización de precios, siempre y cuando la Comisión Federal de Competencia Económica (COFECE) emita una declaratoria de competencia efectiva en el mercado.
Ahora bien, para que cualquiera de estos escenarios se materialice y rinda los beneficios esperados a los consumidores, desde el Gobierno de la República se han emprendido cinco acciones encaminadas a liberalizar el precio de los combustibles. Primero, se decidió terminar con el régimen de los llamados gasolinazos mensuales, y sustituirlos con una banda de precios transitoria en tanto se liberaliza por completo el mercado. Para 2016, el Congreso de la Unión aprobó la fórmula de precios máximos para la gasolina y el diésel propuesta por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), así como una banda de fluctuación de +3/-3 por ciento respecto a los precios observados en 2015. La aplicación de la banda de precios ha resultado en un ejercicio de sensibilización muy efectivo, ya que ha servido tanto a empresarios como a consumidores para interactuar en un entorno de mayor competencia y dinamismo en preparación para la apertura total ya próxima. En el transcurso de 2016, varias gasolineras han disminuido sus precios en un
intento por diferenciarse e incrementar su participación de mercado. Segundo, cabe destacar el esfuerzo regulatorio sin precedentes llevado a cabo por la CRE en 2015 para otorgar más de 11 mil permisos a las gasolineras en operación. Este objetivo se alcanzó gracias al uso intensivo de tecnologías de la información, lo que permitió emitir estos permisos electrónicamente –sin emplear una sola hoja de papel– y que el tiempo de respuesta, en promedio, fuera de tan sólo 13 días. A agosto de 2016, todas las gasolineras operando en México contaban con un permiso otorgado por la CRE para llevar a cabo esta actividad. Tercero, el Presidente Enrique Peña Nieto anunció el adelanto de la libre importación de gasolinas y diésel, de enero de 2017 a abril de 2016. Lo anterior, con el propósito de informar al mercado sobre el interés de inversionistas potenciales, atraer capital para el desarrollo de infraestructura de transporte y almacenamiento, y promover la competencia en estos mercados clave para todos los mexicanos. 23
Portada
Es así que, a partir del 1 de abril de 2016, empresas distintas a Petróleos Mexicanos (Pemex) comenzaron a solicitar permisos de importación a la Secretaría de Energía (SENER). Hasta agosto de 2016, se otorgaron 105 permisos de importación de gasolina y 151 permisos de importación de diésel, cuya capacidad equivale a aproximadamente el doble y el triple del consumo nacional de gasolina y diésel en 2015, respectivamente. Cuarto, en marzo de 2016, y en congruencia con el adelanto de la libre importación de combustibles, la CRE aprobó la propuesta tarifaria de almacenamiento y transporte por ducto presentada por Pemex Logística para el periodo comprendido entre el 1 de abril de 2016 y el 31 de diciembre de 2018. Este esquema tarifario está sujeto a revisiones y ajustes; sin embargo, éste fue un paso importante en la apertura del mercado, pues brindó certidumbre a los importadores y comercializadores de gasolinas y diésel, al establecer las tarifas máximas correspondientes. Quinto, el pasado 9 de agosto de 2016, el Comité Consultivo Nacional de Norma24
lización de Hidrocarburos, Petrolíferos y Petroquímicos –encabezado por la CRE– aprobó por unanimidad la “NOM016-CRE-2016, Especificaciones de calidad de los petrolíferos”. La elaboración de esta norma constituye un ejercicio de Estado continuo, plural y participativo para establecer los rangos y criterios de calidad de diversos combustibles, entre ellos las gasolinas y el diésel. La NOM-016 concilia tres objetivos fundamentales: promover un abasto continuo de combustibles en territorio nacional; establecer condiciones de eficiencia y competitividad en el mercado de petrolíferos; y fomentar la transición hacia combustibles de menor impacto ambiental y de salud pública. Cabe agregar que en la elaboración de la norma contribuyeron expertos técnicos, autoridades, centros de investigación, academia, asociaciones ambientales e industriales, así como distribuidores, agrupaciones de consumidores y la sociedad en general a través de una consulta pública. Mediante estas cinco acciones coordinadas, la CRE y otras dependencias del Gobierno de la República han sentado las
bases para que nuevos actores inviertan en proyectos de importación, logística y venta al público de gasolinas y diésel. Una buena señal para las autoridades y el mercado en general, ha sido el anuncio de nuevos proyectos de transporte y almacenamiento de petrolíferos. La apertura en logística ha detonado el interés del sector privado, el cual competirá con Pemex desde ya, y de forma incremental para ofrecer el mejor servicio al menor costo. A agosto de 2016, el sector privado ha manifestado su intención de desarrollar al menos cuatro proyectos de transporte; tres de ellos llevarán petrolíferos por ducto de Tuxpan, Veracruz al centro del país, mientras que uno adicional transportará gasolina, diésel y turbosina desde Corpus Christi, Texas hasta Santa Catarina, Nuevo León. Se tiene contemplado que estos proyectos comiencen a operar en 2018. En paralelo, la iniciativa privada ya ha solicitado ante la CRE, los permisos correspondientes para el desarrollo de seis terminales de almacenamiento, ubicadas en los estados de
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Petróleo San Luis Potosí, Baja California Sur, Tamaulipas, Guanajuato y dos en Veracruz. Asimismo, existe un creciente interés del sector privado por competir en el segmento de las gasolineras. A partir de junio de 2016, comenzamos a ver marcas distintas a Pemex. Esta es una de las consecuencias más tangibles y trascendentes de la Reforma Energética, debido a que permite mayor competencia y diferenciación en la oferta de productos, servicios y precios al público en las gasolineras de México.
¿Qué queda por delante? En septiembre de 2016, la CRE aprobará las reglas y el procedimiento para que Pemex Logística realice una Temporada Abierta, mediante la cual se garantice el acceso abierto a su infraestructura de transporte y almacenamiento. Esta regulación asimétrica no comprometerá
la operación de las refinerías de Pemex, establecerá condiciones de competencia equitativa y favorecerá la asignación eficiente de la capacidad disponible. Además, la Temporada Abierta incluirá mecanismos que eviten el acaparamiento de capacidad, revelará información de mercado, que a su vez servirá para revisar el esquema tarifario de almacenamiento, y contribuirá a identificar necesidades de inversión en infraestructura. La CRE ha instruido a Pemex la separación del contrato de suministro, o venta de primera mano, del contrato de franquicia. Asimismo, la Comisión pronto aprobará el modelo de contrato de comercialización, cuidando que no existan tratos discriminatorios o ventas atadas. Por último, es fundamental que la estrategia para liberalizar los precios de las gasolinas y el diésel se entienda como un ejercicio de Estado, en el que
se requiere la colaboración activa de distintos organismos públicos. De no existir una estrategia coordinada, se correría el riesgo de abrir el mercado de manera no eficiente, y por tanto, en condiciones desfavorables para los consumidores. La CRE está consciente del impacto y los beneficios que puede traer a la población la consolidación un mercado robusto de gasolinas y diésel, tal y como lo plantea la Reforma Energética. Ya se han dado pasos firmes en este sentido, y el mercado naciente de petrolíferos así lo confirma. No obstante, aún quedan tareas pendientes con miras a la liberalización de los precios. Por esta razón, la Comisión Reguladora de Energía ratifica su compromiso con la seguridad de suministro y con el desarrollo de un mercado energético eficiente, competitivo y sostenible, que detone inversiones y fuentes de empleo en beneficio de las familias mexicanas y de la economía nacional en su conjunto.
Opinión
Las empresas petroleras sí tienen como aportarle a la paz Álvaro Amaya Director del Programa de Empresas, Derechos Humanos y Justicia Transicional Fundación Ideas para la Paz
L
os colombianos estamos ad portas de presenciar la celebración del Acuerdo Final de la Mesa de La Habana y nos preguntamos cómo debemos responder en la era del posconflicto. La industria de los hidrocarburos no escapa a la pregunta sobre las oportunidades y retos que ello traerá al sector, y en la misma línea, sobre el tipo de contribución que podrá realizar para hacer de la paz un asunto sostenible. Si bien hoy la discusión sobre el aporte empresarial se ha centrado principalmente en su financiación, la industria petrolera tendrá un papel importante en la construcción de la paz territorial que va más allá del presupuesto. Esto sin desconocer que los proyectos extractivos en Colombia han aportado importantes recursos al presupuesto nacional, que mediante las regalías se han impulsado innumerables proyectos a nivel territorial, y que hacia adelante la financiación del posconflicto en algunas regiones está llamada a ser un componente mediante la cual la industria contribuirá a la sostenibilidad de la paz. Sin embargo, en el escenario actual, donde la renta petrolera se encuentra golpeada, entre otros, por la caída de los precios internacionales del barril, definitivamente la discusión sobre el crudo y la paz no se centra únicamente en la financiación del posconflicto. Es importante tener en cuenta que los proyectos extractivos han sido históricamente
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objeto de resistencia o crítica en lo local, por lo que el aire de la paz representa una oportunidad para trabajar en mecanismos que faciliten el relacionamiento y el diálogo con comunidades teniendo como norte la creación de valor compartido. Esto es a la vez un reto, dado el actual contexto en el que la protesta social alcanza índices altos, lo que refleja no sólo el descontento ciudadano sino una fuerte capacidad organizativa de los actores sociales. Los acuerdos de La Habana promueven espacios en donde las compañías, autoridades locales y comunidades, podrán avanzar en la construcción de la paz. En este sentido, por ejemplo, el Acuerdo de Reforma Rural Integral promueve los Programas de Desarrollo Local con Enfoque Territorial (PDET), los cuales tienen un carácter participativo y buscan garantizar el goce de derechos económicos, sociales y culturales en zonas rurales y “hacer del campo colombiano un escenario de reconciliación en el que todos trabajan alrededor de un propósito común, que es la edificación del bien supremo de la paz”. Los PDET serán escenarios en donde diferentes actores locales podrán dialogar y coordinar intereses, lo que evitará conflictos sociales y posibilitará la creación de mecanismos para solucionar aquellos que surjan en el futuro. Pero ello no sólo depende del sector privado, sino que debe ser liderado por el
Estado. Las zonas o regiones en donde los proyectos petroleros tienen lugar, suelen coincidir con poblaciones donde la institucionalidad pública es débil y con altos índices de necesidades básicas insatisfechas. Han sido estas condiciones las que han facilitado la creación, consolidación o presencia de grupos armados ilegales. Si bien el Estado es el principal responsable del fortalecimiento institucional y la satisfacción de derechos, hoy los empresarios están llamados a aportar pasiva y activamente en esa tarea. De forma pasiva, al evitar exacerbar conflictos sociales, profundizar inequidades o debilitar la institucionalidad. Y de forma activa, promoviendo el fortalecimiento institucional y aportando en las iniciativas públicas y comunitarias de desarrollo local, que persiga el aseguramiento sostenible de derechos económicos, sociales y culturales. También resulta de vital importancia actuar permanentemente en contra de la corrupción, lo cual implica mantener o ajustar los mecanismos corporativos para evitar promover circuitos de corrupción, reforzar la transparencia en la operación empresarial y, de ser posible, apoyar eficazmente instrumentos de vigilancia del erario público local para garantizar que los recursos sean usados en pro del crecimiento social y económico y evitar que se pierdan.
Por otro lado, uno de los principales retos que deberá afrontar la industria petrolera en el posconflicto es el de la seguridad. Si bien es razonable esperar que disminuyan los ataques a la infraestructura energética que comete la guerrilla, la presencia de bandas criminales, el narcotráfico y otras economías ilegales ya emergen como nuevas amenazas. El sector de los hidrocarburos tendrá que repensar su estrategia en dicha materia, lo cual implica, por ejemplo, revisar el alcance de los convenios con la fuerza pública, evaluar su adaptación a las nuevas circunstancias o inclusive su terminación. Así mismo, valorar la forma de aplicar estándares de protección empresarial como los Principios Voluntarios sobre Seguridad y Derechos Humanos, que con otras herramientas, deben adaptarse a nuevos riesgos y modos de operar. Esta discusión la debe dar la industria en su conjunto (algunos en el sector ya se están cuestionando al respecto) toda vez que
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su dilación puede traer consecuencias negativas en materia de seguridad. Lograr la tan anhelada paz supone un grado de innovación para las empresas del sector. De esta manera, la inversión social o las acciones realizadas en materia de responsabilidad social corporativa tendrán un potencial enorme en la construcción de la misma en la medida que incorporen esta dimensión dentro de la planeación y ejecución de sus proyectos. Estas acciones son medulares en cuanto al legado de la industria en las zonas afectadas por el conflicto. Tristemente, la presencia de compañías petroleras en ciertos contextos será recordada de manera negativa y sin un sello de prosperidad y bienestar económico, social y ambiental. Los actos en pro de la edificación de la paz son una forma de promover cambios en el patrimonio que la industria dejará en las regiones. El Acuerdo Final para la terminación del conflicto y la construcción de una paz
estable y duradera, su implementación y el actual ambiente de pacificación, son una oportunidad (inmersa en numerosos retos) para las compañías del ramo de los hidrocarburos, ya que pueden aportar a la generación de valor social y económico sostenible en sus entornos de operación. El sector empresarial y en general el sector industrial, tendrán un papel fundamental en impulsar procesos de transformación económica, social y cultural, y en generar las condiciones de desarrollo y bienestar en las regiones que hagan de la paz una alternativa real y sostenible. De esta manera no sólo se facilita la obtención de la licencia social en estos contextos, sino que se contribuye a la paz sostenible. No será fácil, sin embargo la operación petrolera es difícil en si misma, así que la experiencia del sector proporcionará habilidades que facilitarán el abordaje de los retos que traerá el posconflicto. Esta es la invitación que hace el Acuerdo Final, estas son formas de cómo las empresas petroleras pueden apostarle a la paz.
LARTC 5th Annual Meeting 5 - 6 October 2016 | Mexico City, Mexico
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Empresarial
Mejore sus tiempos de paradas de planta mediante la optimización del recurso humano Jim Parrish Vice Presidente Senior GP Strategies
Jorge Trespalacios Director de Desarrollo de Negocios GP Strategies Documento publicado originalmente por BIC Magazine 28
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l enfoque para desarrollar e implementar con éxito un proceso de ‘Parada de Planta’ varía de una organización a otra. En la mayoría de las organizaciones, el tiempo entre una y otra ‘Parada de Planta’ es demasiado largo y gran parte del conocimiento de los operadores e ingenieros sobre el tema se va perdiendo. El resultado, es que más del 75 por ciento de los plazos de entrega se retrasan y surgen problemas por errores humanos que causan en toda la organización, un aumento de la tensión. Hay dos elementos claves y vitales para el éxito de cualquier proceso de ‘Parada de Planta’ y la ‘Puesta en Servicio’: preparación de la fuerza laboral y la disponibilidad del sistema. La preparación de la fuerza laboral asegura que los trabajadores tengan el conocimiento y las competencias para parar la unidad y arrancarla al momento que esté lista. Esta herramienta laboral incluye temas como: definición de puestos de trabajo, tareas y competencias; desarrollo de procedimientos estándar y el entrenamiento en esos procedimientos; y lo más importante, la transferencia de la tecnología implementada en la ‘Parada de Planta’. La disponibilidad del sistema, por el contrario, se centra en lo que se requiere para devolver los equipos a operación con un buen funcionamiento y el mantenimiento de la producción en un nivel alto. La disponibilidad del sistema garantiza una alta fiabilidad de los equipos mecánicos, estáticos, eléctricos y de control que conforman el proceso de producción.
Mientras que las funciones pueden variar dependiendo del tipo de preparación, los objetivos de la ‘Parada de Planta’ y puesta en marcha siguen siendo bastante consistentes entre los dos: • Lograr una puesta en marcha con “cero” incidentes. • Reducir el tiempo de entrenamiento en los nuevos procesos para el personal de operaciones. • Maximización de beneficios mediante la eliminación de errores humanos, lo que aumenta la confianza del trabajador. • Asegurar el cumplimiento de los tiempos. Algunas veces, los objetivos típicos de dicho mecanismo promueven enfoques conservadores que, a su vez, producen resultados prohibitivos desde la perspectiva de seguridad, sincronización y producción. Al momento de la creación de objetivos, hay una tendencia a centrarse exclusivamente en el “qué” y abandonar el “cómo”. En el caso las ‘Paradas de Planta’ y la puesta en marcha, el “cómo” se compone de la preparación de la fuerza laboral y de la disponibilidad del sistema. Al centrarse en estos dos elementos clave, las organizaciones aumentan sus posibilidades de una ‘Parada de Planta’ y puesta en marcha exitosa.
Nuevo Estándar
los equipos y procesos al personal, y para entrenarlos en los posibles escenarios de operación.
• Programas de formación eficaces - ‘Paradas de Planta’ oportunas y eficientes: inician con las personas involucradas. Debido a que esta herramienta no es tan recurrentes (generalmente cada 2 a 5 años), es imperativo que los diferentes equipos de trabajo se familiaricen a fondo con las tareas y procesos involucrados. La ausencia de un programa de entrenamiento estructurado y bien planeado podría comprometer la seguridad del personal de la planta, así como la funcionalidad y eficiencia de los equipos.
• Diagramas de Flujo Secuencial de Procedimientos (PSFDs por sus siglas en ingles): estos diagramas resumen los numerosos y complejos procedimientos de parada o puesta en marcha en un formato de una página fácil de seguir. Los PSFDs ayudan al equipo, a coordinar las paradas y los arranques de las plantas identificando fácilmente los procedimientos que podrían realizarse simultáneamente y así reducir los tiempos de apagado y puesta en marcha. Los diagramas se suelen imprimir en tamaño póster y se utilizan como una hoja de ruta para el seguimiento, son muy prácticos al momento de hacer el relevo de turno.
• Diagramas Grandes de Control (LCDs por sus siglas en ingles): estos diagramas transmiten claramente la función de la unidad desde la carga hasta los productos. Incluyen toda la instrumentación, equipos y corrientes de procesos existentes. Estos sirven como modelo mental común de cómo funcionaría el nuevo sistema. Los LCDs también ayudan en las reuniones de planificación y en las sesiones de entrenamiento, ya que ubican todos los flujos de procesos y controles en un formato fácil de leer. Se utilizan para enseñar los sistemas y las interrelaciones de
Las ‘Paradas de Planta’ eficientes, son esenciales para la productividad de la planta. Cada parada y arrancada de una de ellas, es una oportunidad para abordar los problemas típicos, las limitaciones de la fuerza laboral, problemas de control de calidad y con los contratistas, los dilemas de programación, órdenes de trabajo, la seguridad, evaluación de riesgos y más. Con una planificación eficaz y un enfoque en los procesos humanos, las organizaciones podrán disfrutar de los resultados de una ‘Parada de Planta’ oportuna y eficaz.
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% de Fuerza Laboral
Mínimo Promedio
Algunos ejemplos de lo que debe incluir el desarrollo de la fuerza laboral y de las tareas del proceso:
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Nivel de Desempeño
Infraestructura
El edificio terminal del nuevo aeropuerto Federico Patiño Director General Grupo Aeroportuario de la Ciudad de México Fotos: FR - EE + FOSTER
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poco más de 100 años del inicio de la aviación en nuestro país, nunca se ha tenido un proyecto de aeropuerto tan ambicioso como este. El Nuevo Aeropuerto Internacional de la Ciudad de México (NAICM) es una estrategia integral del Gobierno de la República. El proyecto busca resolver la saturación del actual aeródromo capitalino, además de contribuir al crecimiento económico, turístico, de infraestructura urbana y de protección ambiental en el oriente del Valle de México. Actualmente el aeropuerto más grande, es el Internacional de la Ciudad de México (AICM) que comenzó sus operaciones formales en la década de los veinte del siglo pasado, y contaba con una infraestructura mínima que desde principios del presente milenio, vio saturada su capacidad de operaciones tanto para la movilidad de personas como para el traslado de mercancías
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internacional de la Ciudad de México y negocios. Por ello, es hoy por hoy la edificación más importante de la nación en las últimas cinco décadas. Si bien, la obra en conjunto consta de distintas estructuras, el Edificio Terminal es la cimentación más emblemática. Aquí se engloba un espacio en el que confluirán millones de personas, turistas, trabajadores y operadores aeroportuarios que convivirán diariamente en un ambiente sustentable, con tecnología de vanguardia y que conectará a los pasajeros con la experiencia de volar. La terminal tendrá una capacidad para recibir alrededor de 68 millones de pasajeros al año a partir de su inauguración en 2020. Esto nos da una idea de sus dimensiones, con la tecnología de punta que se instalará en las áreas de registro, documentación, operación de las aduanas, mecanismos de equipaje, salas de espera, entre otros,
facilitará los procedimientos aeronáuticos y la movilidad de personas dentro de las instalaciones, y brindará altos estándares de seguridad y protección civil. La estructura contará con 760 mil metros cuadrados de construcción y será soportada por 21 foniles (columnas en forma de embudo) por donde se captará agua de lluvia y aire del ambiente para emplearse en algunos servicios. Este diseño arquitectónico será posible gracias al trabajo de alrededor de 700 profesionistas de la arquitectura, la aeronáutica y la ingeniería. El grupo de especialistas no solo recabó información relevante, también presentó diseños y seleccionó materiales. Todo esto para lograr una integración y coordinación de sistemas de alta tecnología, conjuntándolas con innovación, confort en el esquema de estructuras y así poder ofrecer a los usuarios la experiencia de viajar
con la de volar en un mismo espacio que será funcional y eficiente. Por otra parte, el compromiso de sustentabilidad se reitera en esta megaobra, ya que se incluyen requerimientos para la certificación LEED Platinum V4 como lo son el ahorro de energía y recursos. La terminal será la primera de este tipo en el mundo en contar con la mencionada certificación, marcando así la pauta como el primer aeropuerto de la siguiente generación de aeropuertos en el mundo. Al NAICM se le inyectó una gran dosis de simbolismo nacional y se replanteó su diseño: • Fue proyectado por los arquitectos Norman Foster de Inglaterra y Fernando Romero de México. • Posee una forma vanguardista. • El edificio tiene la forma de una equis en representación de un águila y aludiendo al nombre de México. • En el lado sur se podrá apreciar un enorme jardín de cactáceas, las cuales simulan un nopal. Este cubrirá al Centro Intermodal de Transporte Terrestre donde las personas arribarán por una amplia vialidad. • La longitud total será de un kilómetro y medio, espacio en el que se ubicarán 94 puertas para el ascenso y descenso de personas.
EMPRESA CERTIFICADA
ISO 9001
Vanguardia internacional en arquitectura, y diseño con simbolismo nacional
Minería
Minerales estratégicos: César Zarate Vicepresidente de Negocios Internacionales CTAC
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l desarrollo tecnológico de los últimos 50 años ha traído consigo una gran transformación en los mercados globales y en las formas de producción económica en todos sus niveles. Actualmente, uno de los pilares de la economía es la minería. Debido al crecimiento del sector industrial y en consecuencia, de la demanda de materias primas, los minerales se han convertido en uno de los recursos más indispensables para el desarrollo económico. El Nobio, el Tantalio, el Estaño, el Plomo, el Molindeno y el Cobre, por ejemplo, son usados en procesos de fabricación de teléfonos celulares, computadores, aceros de alta resistencia y bajo peso, equipos médicos, satélites y en componentes de alta tecnología. Asimismo, los metales preciosos han adquirido valor como refugio de inversionistas en tiempos de crisis, en artículos de lujo, pero aún más importante, en aplicaciones industriales especializadas. Ésta transformación en los mercados mundiales ha llevado al replanteamiento de las demandas sociales, financieras y ambientales del sector creando nuevas oportunidades. Se han disparado los precios de recursos estratégicos trayendo para algunos de los países con políticas claras de protección al medio ambiente y crecimiento sostenible, la posibilidad de generar riqueza y bienestar. Por otra parte, donde la legislación es débil, existe poca planeación territo-
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oportunidades y retos para Colombia rial o administrativa del Estado y no existen lineamientos apropiados para el desarrollo de una industria minera organizada y regulada, los problemas son interminables. Éste es el caso de Colombia, donde la minería ilegal y la relación con las comunidades nativas son los principales problemas. En el primer caso, la falta de presencia del Estado y de seguimiento a los recursos naturales del territorio han llevado a la aparición de actores ilegales en muchas regiones del país que explotan minerales de diferente tipo sin ningún tipo de control ambiental. En consecuencia, causan a las comunidades y a los ecosistemas daños incalculables y muchas veces irreversibles, como se da con el mal manejo de mercurio. En el segundo caso, la precaria infraestructura y desarrollo de algunas zonas del país, así como las consecuencias de la minería ilegal antes mencionada, han llevado a las comunidades regionales a tener una relación hostil con las compañías que desean fomentar este sector. El panorama de la industria se enfrenta a nuevos desafíos y por lo tanto son necesarias nuevas soluciones. Una de las principales necesidades del país es llevar a cabo un inventario de las riquezas naturales que poseen los territorios para hacer el mejor uso posible de las mismas. Es imperativo crear planes de desarrollo de la empresa minera a partir
del conocimiento real de los minerales que hacen parte del patrimonio de cada nación. De ésta manera también se generarán políticas sostenibles y estratégicas que mejoren la calidad de vida de las poblaciones y ayuden a preservar el medio ambiente. Asímismo, tener claridad de la ubicación y cantidad de recursos específicos permite desarrollar estrategias de crecimiento económico. Por ejemplo, se pueden empezar a explorar minerales de alto costo en el mercado como lo son el Nickel (USD $ 0.000 T/M), el Molindeno (USD $16.000 T/M) o el Estaño ( USD $18.000 T/M). Es una tarea ardua y de gran envergadura, pero existen soluciones innovadoras que pueden dar luz sobre éste asunto como la MFT (Mineral Finder Thecnology). Ésta tecnología satelital se convertido en una herramienta importante que permite la exploración de minerales con grados muy altos de asertividad. Desde el satélite, sin afectar comunidades ni al medio ambiente, permite conocer qué minerales, en qué cantidad y donde se encuentran las áreas de mayor interés para la industria. En consecuencia, permite desarrollar una infraestructura apropiada para las zonas de producción que sea responsable tanto social como ambientalmente, y hacer inversiones fundamentadas en información reduciendo la incertidumbre, y ayudando al país a saber realmente con que minerales cuenta.
Educación
Explorando el binomio energía Dr. Adrián Duhalt Profesor-investigador Coordinador Académico del Diplomado Energía y Competitividad Industrial Escuela de Economía y Negocios de la Universidad de las Américas Puebla
D
entro de los muchos temas que podemos explorar en relación a la reforma energética en México, uno en el que se debe poner más atención es la necesidad de lograr maximizar el impacto que los cambios regulatorios pueden tener sobre la economía del país en general. Independientemente de los niveles de producción de hidrocarburos e inversión que se logren materializar, los resultados de la reforma serán cuestionables si se fracasa en articular al sector energético con otras actividades productivas. En una contribución anterior para esta publicación exploraba el vínculo entre energía y competitividad industrial, usando como ejemplo al sector automotriz e industria petroquímica. Dicho vínculo se puede identificar en otras actividades económicas cuyos procesos industriales sean intensivos en el consumo de energía y/o utilicen los derivados de los hidrocarburos como materia prima o fuente de poder. Lo deseable es que la inversión se materialice a lo largo y más allá de la cadena de valor de los hidrocarburos.
y competitividad industrial
A simple vista el binomio energía – competitividad industrial puede parecer obvio, sin embargo, no muchas instituciones en México han explorado su importancia. Profundizar en el análisis de dicho binomio y explorarlo desde distintos ángulos es algo que la Universidad de las Américas Puebla (UDLAP), busca formalizar al ofrecer un diplomado que verá la luz por segunda ocasión a partir del 7 de octubre del 2016 en sus instalaciones de la Avenida Reforma en Ciudad de México. La intención de la universidad es proveer un espacio para que los profesionales vinculados al sector energético e industrial, ya sea en el gobierno o sector privado, adquieran conocimientos que les sean de utilidad al momento de tomar decisiones y desarrollen una visión más amplia del cambiante ambiente de negocios. Contribuir a la formación de capital humano en materia energética en un contexto de nuevas regulaciones es la contribución que busca la academia. El diplomado en Energía y Competitividad Industrial se beneficia de la experiencia que nos dejó la primera edición (primavera 2015), donde el
diseño del programa contó con la retroalimentación y participación como tutores de expertos del sector energético de México y el extranjero. Para la segunda edición se busca tener el mismo proceso, y consultar con expertos la conveniencia de algunos temas. El 9 de septiembre la UDLAP Jenkins Graduate School organizó un panel en la Ciudad de México para discutir los retos y oportunidades de la reforma, donde el debate se centró en explorar diversos temas expuestos por Miriam Grunstein, abogada y consultora en energía; Tony Payán, director del Centro México de la Universidad de Rice en Houston; y Alfredo Álvarez Laparte, líder del área de energía de EY México. Abrir dicho diplomado es el primer paso. La UDLAP contempla llevar esta iniciativa al interior de la república, y con ello no solo contribuir a la formación de capital humano en México, si no enviar también un mensaje a otras instituciones de educación superior sobre la necesidad de ofrecer cursos de capacitación en materia energética en el interior del país.
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Sección Internacional
Energía móvil: Aggreko
aliada estratégica para la ampliación del Canal de Panamá
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l pasado 26 de junio, todas las personas que trabajaron durante los 9 años por los que se extendió el proyecto de la Ampliación del Canal de Panamá, se tomaron una foto histórica. Un tercer carril con juegos de esclusas que se une a los dos ya existentes, y que permitirá el paso a barcos tres veces más grandes, era inaugurado. “Es imposible no sentirse orgulloso de haber participado y contribuido a que este mega-proyecto pudiera completarse”, asegura Ana Amicarella, Directora Ejecutiva Aggreko Latinoamérica, compañía líder en soluciones de energía modular móvil a nivel mundial con más de 50 años de experiencia. Solo por mencionar algunos de los requerimientos del proyecto, cerca de 40 millones de metros cúbicos de material subacuático fueron dragados, 50 millones de metros cúbicos de piedra y tierra fueron excavados y se instalaron
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16 compuertas entre las nuevas esclusas: 8 en el Atlántico y 8 en el Pacífico. Cada una con un peso de hasta 4200 toneladas y 57,6 metros de largo. El suministro de gran parte de la energía conforme a las necesidades de la obra, fue un reto que Aggreko asumió por cerca de siete años en los que entregó soluciones a través de generadores de varias capacidades. La flexibilidad y rapidez de movilización e instalación de estos equipos, su adaptabilidad a cualquier condición geográfica o climática, así como su eficiencia en cuanto el consumo de combustible, fueron clave para que se convirtieran en un aliado estratégico de esta megaobra.
Suministro centralizado y disperso: La compañía inicialmente trabajó de la mano del Consorcio Unidos por el Canal (GUPC), quienes tenían la mayor responsabilidad en términos de movimientos de tierra y de la construcción de las esclusas. Aggreko ubicó sus unidades móviles de generación, tanto en la zona del Pacífico como en la del Atlántico, y éstas se conectaron a la red de distribución eléctrica del canal, para llevar energía de forma centralizada a todos los puntos que la requerían como oficinas, centros de trituración y el área industrial. “La demanda fue aumentando conforme avanzaba la obra hasta alcanzar su pico más alto en cerca de 24 MW”, cuenta Amicarella.
Esta megaobra que costó más de 5,250 millones de dólares, siendo considerada un hito en la historia de la ingeniería mundial, superó gran parte de sus altas demandas de energía gracias a las soluciones de energía móvil de la escocesa Aggreko.
Además de este suministro centralizado, alrededor de la obra principal de las esclusas había una gran cantidad de actividades simultáneas como el bombeo, que también requerían energía, y allí se vio una oportunidad. El suministro inicialmente estaba en manos de diversas empresas, pero en 2011 fue concedido también a Aggreko. “Desplegamos más de 50 máquinas generadoras de extremo a extremo del proyecto y aquí alcanzamos un pico de casi 20MW”, explica Ana. Adaptabilidad frente a condiciones adversas: La obra fue un reto para la compañía en términos de flexibilidad operacional, logística y financiera. Los colaboradores de Aggreko debían tener disponibilidad 24/7, siempre al tanto del mantenimiento de los equipos de toda la obra, y de las operaciones de los mismos en la parte de distribución centralizada. “La calidad del trabajo y coordinación de nuestros colaboradores para actuar y enfrentar los asuntos que se presentaban en el día a día es muy destacable, pues
aproximadamente fueron 20 personas las que estuvieron enfocadas directamente en este proyecto”, comenta la Directora Ejecutiva de Aggreko. Expandiendo el alcance de la generación: El reto financiero no fue menor, pues solo las empresas más sólidas se mantuvieron hasta el final en el proyecto. Las fortalezas de la compañía le permitieron expandir sus servicios, dado que en 2014 llegaron a entablar relaciones con el otro consorcio principal ICA-FCCMECO, el cual estaba encargado de todo el movimiento de tierra del pacífico. Ellos habían implementado un sistema de trituración para el que Aggreko proporcionó cerca de 10MW más de energía. Hasta en el tan esperado acto inaugural del 26 de junio, la compañía estuvo presente aportando la energía necesaria para que los panameños pudieran disfrutar de la gran celebración que implicaba culminar un proyecto que fortalece una ruta marítima al servicio del comercio mundial. Cerca de
COLOMBIAN PETROLEUM RESOURCES
8MW y 300 toneladas de aire acondicionado fueron suministrados por 45 máquinas de generación. “La iluminación en tarima para los artistas, el enfriamiento de las toldas y todas las necesidades de este evento conmemorativo, realizado en el área de Cocolí, fueron atendidas, garantizando que fuera un día que se quedara grabado en la memoria de todos los panameños”, comenta Amicarella. El adaptarse a las necesidades del cliente, garantizando la generación de energía para la operación fue una gran responsabilidad que se cumplió a cabalidad. La compañía aún continua apoyando el flujo de energía en esta zona de la mano del consorcio GUPC con algunas máquinas, lo cual es prueba de su flexibilidad, y de la forma como el equipo de trabajo se adapta a la dinámica de la obra, ofreciendo una mayor o menor cantidad de energía según la demanda y necesidades de cada fase del proyecto. Esto también es una enseñanza de lo que la energía modular es capaz de lograr en obras de gran envergadura. Siendo una solución eficiente y práctica con un gran potencial.
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Economía
Brexit S&P Global Platts
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l riesgo político no es algo nuevo para la industria de petróleo, pero su reciente presencia en el Reino Unido, hogar de referencia Brent y centro de experiencia petrolera, es inquietante. La cotización de referencia depende en mayor o menor grado de que todos los segmentos de la industria del Mar del Norte, desde el yacimiento de petróleo hasta la refinería, pueden interactuar libremente. Así, al tiempo que las autoridades del país tratan de dar seguridad y tranquilidad, la industria observa, espera, y evalúa sus opciones. Para la referencia y para el espacio comercial del Mar del Norte, el voto del Reino Unido del 23 de junio para dejar la Unión Europea no ha significado un cambio real a la fecha. La realidad prevalece: Europa depende del petróleo producido en sus perímetros, en Noruega, el Reino Unido y más allá. Y esta dependencia se refleja en la poca motivación que tiene el continente para incrementar las barreras contra el crudo
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y el futuro del petróleo en el Mar del Norte del Reino Unido, y desarticular lo que sigue siendo la cotización de referencia preeminente para los precios de petróleo en el mundo. La imposición de tarifas incrementaría los gastos europeos en combustible y potencialmente la dependencia de Europa, del Medio Oriente y de Rusia. Los crudos del Mar del Norte siguen siendo la materia prima preferida de los refinadores de la región. Y la Unión Europea ha mostrado flexibilidad en el pasado, cuando le ha convenido, por ejemplo, al otorgar excepciones a las tarifas de las importaciones de combustible para aviones. De la misma manera, la calificación de referencia ha probado ser adaptable. Esa es la lógica que la industria espera se mantenga, aunque no refleja en su totalidad el impacto del resultado del referéndum del Reino Unido. En cierto nivel, algunos comentaristas dudan que el ‘Brexit’ ocurra, particularmente dada la dificultad de negociar nuevos acuerdos
comerciales. Asumiendo que las negociaciones avancen, la discusión girará sobre temas tales como las tarifas sobre los productos refinados y el futuro de las exportaciones de crudo del Reino Unido a Corea del Sur, un flujo comercial que ha sido facilitado por el acuerdo de libre comercio de 2011 entre la Unión Europea y Seúl y que a su vez ha impulsado envíos al este de Asia en general. Entre tanta incertidumbre, donde se desconoce incluso la fecha de comienzo de las negociaciones formales del Brexit, hay otras preocupaciones que también inquietan a la industria. El temor de que Escocia pudiera separarse del Reino Unido y llevarse la industria del Mar del Norte puede resultar exagerado, ya que el gobierno conservador haría lo que fuera necesario para que esto no ocurriera. Pero, en combinación con el caos político presente, estos problemas contribuyen a la pérdida de confianza. El papel del Reino Unido como centro petrolero está entrelazado con su credibilidad como centro
corporativo, legal, financiero y de ingeniería, y ultimadamente como un lugar para intercambiar conocimientos e ideas. Estas cualidades inherentes no desaparecerán de la noche a la mañana, pero la incertidumbre y el riesgo de que Europa sufra efectos inducidos por el ‘Brexit’ han impactado la confianza, lo que se refleja, entre otras cosas, en un panorama más débil para los precios de petróleo. El ‘Brexit’ no es una apuesta unilateral. Algunos de sus defensores esperan que un poco de ‘destrucción creativa’ proporcione un shock saludable a la Unión Europea y traiga como resultado tanto la tan necesitada reforma como el crecimiento económico. Los inversionistas, al evaluar un mercado de pocas oportunidades y alto riesgo, no abandonan el petróleo ni a las empresas petroleras europeas, muchas de las cuales están diversificadas internacionalmente. La industria está, en cierta medida, atrapada en el Mar del Norte por el costo desalentador de cerrar y desmantelar las instalaciones viejas, y la necesidad de maximizar el valor de inversiones pasadas. Pese a las funestas advertencias sobre la caída del Mar del Norte desde el colapso de los precios del petróleo en el 2014, las empresas petroleras y las instituciones financieras que la apoyan, se han mostrado entusiasmadas por seguir produciendo.
Desde el punto de vista de la calificación crediticia, la baja en las calificaciones de alto perfil ha seguido el resultado del referéndum del Brexit del Reino Unido. Para las empresas que operan en la industria del petróleo del Mar del Norte, S&P Global Ratings considera que habrán consecuencias limitadas para el Brexit en lo que se refiere a ratings. Dicho esto, aunque las expectativas sobre el precio de petróleo siguen siendo el impulsor clave, es poco probable que las crecientes incertidumbres políticas, fiscales, o de financiamiento a corto plazo puedan revertir las caídas de inversión y exploración desde 2014. Peor aún, aunque la inversión en el Mar del Norte se incrementara dentro de aproximadamente los dos años posteriores a la negociación de los términos de un ‘Brexit’, el impacto de una falta de gasto en el 2016 y 2017 podría potencialmente tener consecuencias desproporcionadas. El S&P Global Ratings rebajó la calificación AAA del Reino Unido y del Banco de Inglaterra dos grados, colocándola en AA, porque consideran que el efecto de ‘irse’ debilitará la previsibilidad, estabilidad y efectividad y formulación de políticas en el Reino Unido y afectará a la economía, el crecimiento del PIB, y los equilibrios fiscales y externos. Las preocupaciones
de S&P Global Ratings sobre el marco menos predecible de formulación de políticas también llevó a una revisión de la evaluación de riesgo del país de 2 a 1. El panorama negativo sobre la calificación del Reino Unido (señalizando una probabilidad de uno en cada tres de que se dé otra baja en la calificación) refleja, en parte, los riesgos asociados con la posibilidad de otro referéndum sobre la independencia de Escocia. Asimismo, el conjunto de incertidumbres adicionales relacionadas a Escocia que resurgen en el Mar del Norte con respecto a la soberanía y los problemas fiscales, podría presentar un riesgo específico para la industria de petróleo. Para las empresas calificadas por S&P Global Ratings, la baja de la calificación soberana y de la evaluación de riesgo del país no tiene un impacto directo. Esto es en gran parte porque la calificación de las otras compañías es menor a AAA o AA y porque el gobierno no es un accionista material. La calificación a largo plazo de Royal Dutch y BP está en la categoría individual A. Varias operadoras más pequeñas en el Mar del Norte como EnQuest e Ithaca Energy están en la categoría individual B. ExxonMobil, con un AA+, tiene solo una exposición modesta al Reino Unido.
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Economía Sección Los operadores de petróleo podrían mantenerse relativamente al margen de ser afectados por el ‘Brexit’, siempre y cuando no sean presa de la volatilidad del mercado y de los desajustes de riesgo de base, o se afecten como resultado del riesgo de contraparte. Esto refleja ampliamente la visión que grandes operadores, ya sea en grandes petroleras o casas independientes, deben tener un robusto plan para el manejo y mitigación de riesgo establecido desde el principio. También cuenta el hecho de que la mayoría de sus cargamentos están protegidos (hedged) o previamente vendidos para asegurar un margen, en vez de mantenerlos como posiciones abiertas significativas. De hecho para el modelo de negocio basado en la logística de la mayoría de los operadores, la volatilidad del mercado puede ser una oportunidad para lograr mejores márgenes. En términos del acceso de operadores y otras empresas a financiación de banca a corto plazo, S&P no anticipa cambios materiales. A la fecha, S&P Global Ratings ha confirmado calificaciones, pero reconsideró el outlook de algunos bancos basados en el Reino Unido como resultado directo del voto del ‘Brexit’. Esto no significa que la industria de petróleo del Mar del Norte, ya sean productores o empresas de servicio en yacimientos de petróleo, esté inmune a los riesgos e incertidumbres del ‘Brexit’. En general, estos riesgos tienen más probabilidades de influir en el mediano o largo plazo. La cotización de referencia del petróleo crudo Brent declinó en el periodo posterior inmediato del referéndum, pero desde entonces se ha recuperado. Sin embargo, dado que el Brent está cotizado en dólares, y debido también a los numerosos factores globales más concretos que influencian los precios de petróleo – más que a las especificidades del Mar del Norte – esta respuesta muda de los precios no es tan sorprendente.
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También implica que, al menos por el momento, el mercado no está considerando una desaceleración del crecimiento global o de la demanda de petróleo como resultado del ‘Brexit’. Actualmente S&P Global Ratings estima que el ‘Brexit’ producirá una baja en el PIB del Reino Unido en 2017 y 2018, pero que el Reino Unido (y la Eurozona) se librará de una recesión total. Sin embargo los riesgos negativos son numerosos. En escenarios menos florecientes, el panorama del precio de petróleo podría ser afectado, especialmente si las preocupaciones del ‘Brexit’ se replican globalmente y se desacelera la demanda de petróleo. En un posible contexto de base, al momento nos mantenemos muy cautelosos sobre los precios de petróleo en los próximos trimestres mientras que la oferta global probablemente se recupera de varios cortes, los pozos de petróleo de esquisto de perforación incompletos empiezan a producir, y sube el inventario a corto plazo de crudo y de otros productos. Más importante quizás, varias empresas pequeñas han cubierto por lo menos una parte de su producción de petróleo en el 2016 y más tarde. El cambio de la libra esterlina sufrió un impacto más fuerte que el Brent y sigue aproximadamente un 10% por debajo del nivel que tenía justo antes del voto o en comparación con su nivel en enero de 2016. S&P Global Ratings ve al Banco de Inglaterra reduciendo tasas a cero para el final del 2016 pese a las presiones inflacionarias de tasas más débiles de la libra esterlina. Esto debe verse en el contexto del declive masivo en los precios del petróleo desde mediados del 2014 y considerablemente más importante los reajustes de los costos de la industria en el Mar del Norte y globalmente. Estas tendencias de precio, costo e inversión del petróleo probablemente opacarán cualquier beneficio proveniente de una denominación más baja de la libra esterlina.
21 DE SEPTIEMBRE, 2016 | BOGOTÁ, COLOMBIA
Sera la mayor reunión de desarrolladores de infraestructura pública, privada global e inversionistas con sede en Colombia, Perú y Chile. El programa reúne a las empresas constructoras más importantes, los ejecutores de los proyectos y los concesionarios para hablar de sus retos financieros, operacionales, tecnológicos, regulatorios, sociales y ambientales en Colombia, Perú, y Chile.
Para más información: Daniel Para Mata Head of Infrastructure Projects +1 212.213.3271 Daniel.mata@marketsgroup.org
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Economía
El Sistema General de Regalías Pedro F. Carmona Estanga Director Instituto de Hidrocarburos, Minas y Energía de la Universidad Sergio Arboleda.
L
a Contraloría General de la República ha hecho público el informe sobre los resultados del Sistema General de Regalías a diciembre de 2015. Como es sabido, el destino de las regalías derivadas de las actividades del sector extractivo ha sido objeto de largos y frecuentes debates a nivel nacional, pues no ha conducido a impulsar el desarrollo de los departamentos productores de recursos naturales no renovables, con el agravante de que una parte no despreciable de éstos se ha desviado hacia fines no productivos o de impacto, se ha manejado en forma ineficiente, o ha estado afectado por prácticas de corrupción o de malversación.
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derivadas de las actividades del sector extractivo Según el informe comentado, en el período 2012- 2015 se distribuyeron $35,4 billones en regalías, de ellos en inversión ($23,6 billones), ahorro (FAE y FONPET, $10,2 billones) y funcionamiento del sistema ($1,6 billones). De este valor, el Ministerio de Hacienda giró $28,9 billones, es decir que el 18% de los recursos de regalías permanecen en manos de la Nación, mostrando los problemas de eficiencia en la ejecución de los recursos que caracterizan al sistema. Siendo la inversión el componente central del sistema de regalías, la Contraloría destaca cómo de la pertinencia y buen uso de estos recursos depende que se generen entornos favorables al crecimiento y desarrollo regional, y que por tanto la lentitud en la ejecución no es una buena
señal en la medida en que persisten problemas relacionados con la aprobación de los proyectos y el cumplimiento de requisitos para su puesta en marcha. Para la Contraloría, prevalecen problemas de dispersión y de pertinencia en el uso de los recursos. Las regalías, que no es otra cosa que el pago por el uso de los recursos naturales no renovables, deberían estar prioritariamente dirigidas al financiamiento de proyectos que contribuyan al desarrollo social, económico y ambiental de las entidades territoriales, y a avanzar en la superación de las brechas de exclusión y pobreza. En la recesiva coyuntura económica actual, las regalías deberían además cumplir una función anticíclica, de inversión
Negocios& revista
Petróleo en proyectos estratégicos, evitando que recursos fundamentales y limitados se desperdicien o dilapiden. Las cifras manejadas por la Contraloría a diciembre de 2015, muestran que el número de proyectos aprobados llegó a cerca de diez mil por un valor de $20,3 billones. Alrededor de 6.600 son proyectos de menos de mil millones de pesos, lo que revela que las dos terceras partes de las regalías están destinadas a proyectos de bajo impacto, sin contar el alto costo institucional que implica presentar, aprobar y ejecutar ese elevado número de proyectos, además que muchos de ellos involucra a algunos municipios individuales, es decir sin proyección regional. Por ello, no obstante las modificaciones que se introdujeron al sistema mediante el Acto Legislativo 05 de 2011 para mejorar la transparencia, la Contraloría sostiene que subsisten problemas en cuanto a la baja calidad de las obras, y que en materia de transparencia, más del 70% de la contratación por concurso se efectuó con un solo oferente, llevando a que sean aún comunes los proyectos calificados como “elefantes blancos”. La caída de los precios tanto de los hidrocarburos como de minerales ha reducido sustancialmente el recaudo por regalías, alcanzando en 2015 $ 7,03 billones contra $ 8,7 billones esperados. Y para el bienio 2015-2016, los ingresos se han estimado en $ 12,3 billones, es decir $ 5,17 billones menos que el presupuesto de 2014, con el agravante de que en los últimos meses se ha registrado una reducción de la producción petrolera por debajo de los niveles estimados de 924.000 b/d, mientras que los precios no muestran recuperación manteniéndose en alrededor de US$ 45 por barril, todo ello puede afectar aún más el recaudo por regalías. Otro indicador de importancia recogido en el informe de la Contraloría, muestra que solo el 28,4% de los proyectos en el período 2012-2016 fue terminado en los plazos establecidos. El 59% de los re-
cursos de inversión se dirige a proyectos agrupados bajo la categoría de desarrollo y competitividad, la mayoría en transporte, (vías secundarias y terciarias) y ciencia y tecnología (ciencias agropecuarias; ambiente y biodiversidad; formación de alto nivel; cultura ciudadana en ciencia y tecnología; y programas de tecnología en salud). Para el resto de los recursos, se presenta una alta dispersión temática. Muestran las cifras del organismo que las regiones Caribe y Pacífico, que están entre las más pobres del país, estarían destinando proporcionalmente pocos recursos para proyectos relacionados con los sectores de educación, agua potable y saneamiento básico, salud, vivienda, entre otros, lo cual indica que no están atacando los problemas prioritarios de dichas comunidades los cuales solo cubrirían el 34% y 27% respectivamente. Tampoco se identifica que los proyectos desarrollados con recursos de regalías estén teniendo un impacto regional o departamental, ya que representan tan solo el 4% del valor total en el Fondo de Desarrollo Regional (FDR). Otro de los problemas identificados en el informe comentado, es la atomización de los recursos en proyectos pequeños de reducido impacto económico, social y regional. El indicador de atomización está determinado por el valor promedio de los mismos. Los resultados de 2015 muestran que el valor promedio de los proyectos de los municipios fue de $834 millones, ligeramente superior a 2014, mientras que el promedio en el caso de proyectos en cabeza de los departamentos, descendió de $5.432 millones a $5.313 millones.
cios para la población. De allí el mayor énfasis requerido en el control fiscal de las regalías, y si bien la inversión se realiza a través de proyectos formulados y registrados en el DNP, la ejecución de los recursos presenta aún debilidades por factores de lentitud y especialmente porque en materia de contratación no se están observando los principios de la contratación pública y en particular el de selección objetiva de contratistas. En conclusión, el informe de la Contraloría pone de relieve con fundamentos, las principales debilidades que subsisten en el Sistema General de Regalías, con base en lo cual sería necesario adoptar urgentes correctivos tanto por parte del DNP como de los organismos regionales y municipales, para que recursos cada vez más escasos y contraídos por la adversa coyuntura del sector petrolero, puedan cumplir con mayor eficacia y pulcritud los objetivos para los cuales han sido creados. No es simple coincidencia que departamentos y municipios en los cuales existe abundancia de recursos naturales no renovables, presenten altos índices de pobreza o de atrasos en la infraestructura educativa, de comunicaciones, de servicios públicos y de proyectos destinados a impulsar la “siembra de los recursos minero-energéticos” hacia el logro de mejores condiciones de vida para la población, y de contribución a una diversificación productiva sostenible hacia el mediano y largo plazo.
En cuanto al problema central del manejo de las regalías en el país el cual motivó la última modificación del régimen, y el uso indebido de recursos a través de prácticas clientelistas y de corrupción, contribuyó a que la inversión –más de 42 billones entre 1999 y 2010- terminara en un alto porcentaje en obras inconclusas, innecesarias o de deficiente calidad, impidiendo que se tradujeran en benefi-
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Medio Ambiente
La Biomasa Fabio Ospina Gerente Sintepetrol
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na de las conclusiones principales del Acuerdo de París en la COP 21 en diciembre pasado y de la firma de dicho acuerdo por parte de los estados miembros en abril de este año, es que estamos viviendo la época del comienzo del fin de la utilización del petróleo como fuente de energía. Por eso es tan importante tomar medidas urgentes en favor de la implementación de energías alternativas, renovables y ecosostenibles como la biomasa, que es todo material de origen orgánico tanto animal como vegetal (no se incluyen aquí los materiales energéticos fósiles como los hidrocarburos, el carbón o las resinas vegetales). Nos referiremos aquí a la biomasa fundamentalmente de origen vegetal, la cual se puede utilizar como fuente de energía mediante la implementación de las actuales tecnologías de avanzada. La biomasa vegetal puede ser primaria o sea la existente naturalmente en la vegetación, bosques, montes, entre otros, la sembrada para fines industriales, pinos, eucaliptos, etc., y la sembrada para fines energéticos: palma africana, caña de azúcar, maíz y otras gramíneas y leguminosas en general, o puede ser secundaria o más exactamente residual, proveniente
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una alternativa energética ecosostenible de la actividad industrial como aserrines, astillas y cortezas de las industrias maderera y papelera, o de la actividad agrícola como bagazo de caña, tamo de arroz y socas de diferentes cultivos de rotación, o de la llamada actualmente ‘madera urbana’ que son desechos de limpieza de parques y áreas verdes de las grandes ciudades (no se incluyen aquí los Residuos Sólidos Urbanos, RSU).
Tecnologías de transformación Como es sabido, la biomasa ha sido la fuente primigenia de energía utilizada por el hombre, incluso desde los tiempos de las cavernas. Hoy tenemos la posibilidad de seguirla utilizando, pero esta vez, con un mayor rendimiento energético al emplear tecnologías como la peletización, la torrefacción, la gasificación y la pirolisis, entre otras. Los pellets y las briquetas son formas de biomasa producidas a partir de los procesos de peletización y torrefacción, en otras palabras, son una especie de energía comprimida que nos brinda mayor poder y rendimiento energéticos frente a la biomasa tradicional. Peletización. Es una tecnología de transformación termofísica de la biomasa a alta temperatura y presión con participación de un
agente aglutinante que en un gran porcentaje es la misma lignina, la cual al enfriarse se endurece y le da a los pellets ya extruidos en forma cilíndrica, la dureza y densidad necesarias para su posterior utilización. Durante el proceso de peletización se pueden producir tanto pellets como briquetas dependiendo de si al final de la línea de producción se coloca una extrusora para pellets o una compactadora para briquetas. La alta compactación y densificación las dos les transmite características apropiadas para su almacenamiento y transporte. Torrefacción. La torrefacción es una tecnología de transformación termoquímica de la biomasa a presión atmosférica en ambiente anaeróbico y en un intervalo de temperatura entre los 200 y 3000C. El resultado final es un sólido de color marrón oscuro llamado biomasa torrefactada y cuyas propiedades de alta densidad, características hidrofóbicas y alto poder calorífico la convierten en una fuente ideal de energía renovable y amigable con el medio ambiente. Mediante la torrefacción se producen tanto briquetas sencillas como mixtas, las primeras compuestas en un 100% de biomasa y las segundas con una composición aproximada de biomasa a carbón de 60/40.
Negocios& revista
Petróleo Las briquetas mixtas son una verdadera revolución en el campo de la producción de combustibles alternativos, ya que el aporte de carbón les aumenta el poder calorífico y el de la biomasa les reduce la huella de carbono perjudicial para el medio ambiente.
Ventajas de la utilización de la biomasa Las ventajas son múltiples, tanto económicas y de seguridad, como medioambientales. Económicas. En el caso de los pellets y las briquetas por ejemplo, su precio es inferior al de los combustibles tradicionales y no se depende de la volatilidad de los mercados. Por su alto grado de compactación y baja humedad rinden más que cualquier otro combustible. Son fáciles de transportar, almacenar y empacar, ya que por su forma y dimensiones, se presta para el aprovechamiento adecuado del espacio disponible. Por su alta densidad, puede utilizarse en aplicaciones de gran
escala como termoeléctricas, calderas industriales y plantas para calefacción. Seguridad. El almacenamiento de pellets y briquetas no representa riesgo de explosión pues no son volátiles, no genera olores y si se produce algún derrame, todo lo que se necesita es una escoba y un recogedor. Tanto el pellet como la briqueta son combustibles no tóxicos e inocuos para la salud. Medioambientales. La combustión de pellets y briquetas es mucho más eficiente que la de la leña y por tanto las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y los desperdicios de energía son mínimos, disminuye la lluvia ácida ya que no tienen azufre en su composición. Cuando se utilizan los residuos de podas y limpias de los montes, bosques, etc., se le agrega valor al residuo, pues fomenta la limpieza de vastas áreas de vegetación creando o mejorando hábitats salvajes y evitando los temidos y perjudiciales incendios forestales. Si bien, la combustión genera CO2, en el caso de la biomasa, el CO2 originado es
absorbido por las plantas en su proceso fotosintético, de tal manera que al final de la ecuación se produce un balance neutro de dióxido de carbono. Colombia está en mora de ingresar al grupo de países que ven la utilización de la biomasa como una alternativa energética de indiscutible importancia económica y ambiental. Tanto el sector oficial como el privado deben hacer sus mejores esfuerzos para implementar medidas conducentes a crear una industria empresarial fuerte en este campo, que no solo ahuyente al fantasma de la dependencia muy cercana del petróleo importado, sino que evite que sigamos cargando con el estigma de mantener las prácticas insostenibles de utilización de fuentes fósiles de energía. Las empresas que se constituyan con este fin, necesariamente serán sostenibles y los hoy llamados inversionistas de impacto, deben mirar esta alternativa como una opción real para colocar sus inversiones.
Hidrocarburos Social Sección Responsabilidad
Lina Ramírez G. Coordinadora Comercial, Cámara de Comercio Colombo Británica
en el 2006 inició el reconocimiento anual a las organizaciones con modelos de RSE comprometidos, innovadores y de gran efectividad.
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Premio ‘Britcham Lazos’, lazos por la responsabilidad social en Colombia
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xaltar los programas de Responsabilidad Social Empresarial que se llevan a cabo en el país, y reconocerlos como elementos que impactan positivamente a la sociedad colombiana, son los principales objetivos de los premios ‘Britcham Lazos’, que entrega la Cámara de Comercio Colombo Británica desde hace 10 años La asociación sin ánimo de lucro que se encarga de promover oportunidades de comercio entre Colombia y el Reino Unido, se ha interesado en los diversos programas que son implementados por las compañías y que muchas veces son
desconocidos para la mayoría. Este hecho los ha impulsado a recorrer los lugares donde se desarrollan proyectos, con el fin de identificar los más eficientes, según los cambios propiciados en las zonas intervenidas. Gracias a esta amplia experiencia y el apoyo de PWC, en el 2006 inició el reconocimiento anual a las organizaciones con modelos de RSE comprometidos, innovadores y de gran efectividad. Campañas exitosas de empresas nacionales e internacionales han hecho parte de los procesos de selección que ejecutan el
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Petróleo Comité Técnico y el Jurado Calificador, quienes escogen a las ganadores de cada una de las cuatro categorías, tras cumplir con los parámetros de una matriz de calificación especialmente diseñada y de visitas para verificar las labores. Las categorías que se premian son: Mejor Programa Gestión Grupos de Interés, Mejor Programa de Mercadeo Responsable, Mejor Programa de Gestión Prácticas Ambientales, Mejor Programa Empresarial en pro del Posconflicto.
Mejor programa de Inclusión Social en el Posconflicto Esta nueva categoría invita a las empresas participantes a presentar nuevas iniciativas que aporten a identificar un modelo de desarrollo socio económico, que integre, construya y promueva proyectos de posconflicto, generando reinserción, aceptación, adaptación, capacitación y empleo que genere luz al sector privado y público para concretar acciones reales con miras a lograr una paz sostenible.
Mejor programa Gestión Grupos de Interés Comprende los proyectos relacionados con asistencia y apoyo a las comunidades vulnerables en busca de una mejora sostenible en su calidad de vida. Se valorarán las iniciativas que atiendan la problemática social específica de cada comunidad y que generen posibilidades de desarrollo humano integral.
Mejor programa Prácticas Ambientales En esta categoría serán evaluadas las empresas que por la naturaleza de su negocio, tienen un impacto sustancial en términos de huella de carbono sobre el medio ambiente en donde operan, y
en consecuencia adopten un enfoque integral en el ecosistema que los rodea, y desarrollen políticas consistentes y efectivas para minimizar el daño que puedan ocasionar. Se tienen en cuenta aquellas iniciativas empresariales que tengan como objetivo principal, la preservación de los recursos naturales con una visión vanguardista sobre las necesidades del futuro.
Mejor programa Mercadeo Responsable Categoría que comprende las mejores prácticas en la elaboración de un producto, los requerimientos relativos a la seguridad del consumidor, así como la ética y transparencia en sus estrategias de mercadeo y en el desarrollo del material promocional entre otros. Igualmente, se valorará cualquier práctica de mercadeo que promueva un estilo de vida saludable y de protección al medio ambiente entre los consumidores, involucrando tanto a la empresa productora, como a los agentes que participan en su cadena de valor.
‘Los top 30’ de la Responsabilidad Social Empresarial El trasegar de la Cámara de Comercio Colombo Británica y su conocimiento acerca de los procesos de RSE que se cumplen en todo el territorio nacional, le han permitido identificar los procesos más satisfactorios del sector privado, así como las compañías más comprometidas con sus áreas de influencia, tanto a nivel ambiental como social. De esa manera apareció en 2014 ‘Los Top 30 de la Responsabilidad Social en Colombia’, un libro que recopila a los programas más exitosos y a sus empresas ganadoras o no, del premio ‘Lazos’ en ediciones anteriores. Compañías como Alpina, Unilever, Colombina, Cemex, Bavaria, entre otras, hacen parte de la publicación que cuenta con entrevistas de cada uno de los presidentes de las compañías narrando su experiencia y visión. Esta memoria colectiva y la celebración de los premios tienen el objetivo de servir de inspiración para las organizaciones que no han iniciado con proyectos de estas características, y promover una cultura empresarial que retribuya al progreso del país.
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Gobierno Sección Tejido Empresarial Corporativo
Una alternativa para el sector Mg. Nelson Riveros Leal Jefe Consultoría y Emprendimiento Universidad de Bogotá Jorge Tadeo Lozano
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n días pasados se realizó el lanzamiento del ‘Modelo Fortalecimiento del Tejido Empresarial’, resultado de una alianza estratégica promovida por Ecopetrol en convenio con Confecámaras y la Unión Temporal constituida por la Universidad Jorge Tadeo Lozano y la Corporación Calidad. El modelo es el fruto de este esfuerzo conjunto que agrupó 25 organizaciones representativas en veintiún regiones del país, entre cámaras de comercio, cajas de compensación, fundaciones del sector petrolero y la alcaldía municipal de Arauca. Se intervinieron cerca de 500 empresas en esos territorios durante tres años, los cuales arrojaron excelentes resultados. La Unión Temporal, Universidad Jorge Tadeo Lozano y Corporación Calidad, actuó como operador de este ambicioso proyecto, que a través de una sólida investigación y más de 3.700 encuestas identificaron las cerca de 178 variables que intervienen en una empresa. Como resultado de un complejo modelo matemático, se desarrolló una metodología única capaz de modificar y fortalecer el sector empresarial colombiano cuyos resultados así lo confirman. El acuerdo entre los aliados nacionales permitió establecer tarifas convenientes que hicieran accesible la metodología al empresario colombiano interesado en su implementación, pues el objetivo desde su inicio, fue masificar una solución que diera respuesta, generando un desarrollo endógeno a territorios afectados por la explotación de hidrocarburos y a los fenómenos inherentes a esa economía como
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productivo de Colombia
la violencia, el desempleo, el abandono de la actividad productiva y la aparición de grupos al margen de la ley, entre otros. Es por ello que el propósito de este modelo (ahora que se encuentra operando con una red de trabajadores locales, con mentores certificados en la metodología y con la plena idoneidad de intervenir en el resto del territorio) es el de capacitar a más recurso humano. Esto ayudará a ampliar el radio de acción de este valioso mecanismo de desarrollo regional y nacional, dotará a las compañías colombianas de una estructura empresarial sólida capaz de aplicar herramientas gerenciales más estructuradas, y facilitará su desempeño organizacional con miras estratégicas frente a los retos del medio, además permitirá el uso de tecnologías modernas que trabajen permanentemente en la búsqueda de la capacidad para crear, sostener e incrementar su presencia y participación en los mercados locales e internacionales, entregando un mayor valor agregado del que la competencia ofrece y acorde con las necesidades del mercado, en otras palabras que sean fuertes y sostenibles. En consonancia con lo anterior y conscientes de la importancia de este programa, el Banco Empresarial Procredit, cuyos clientes son las Pymes de la región Bogotá - Cundinamarca, se ha convertido en un aliado estratégico sumándose a la Universidad Jorge Tadeo Lozano en la búsqueda de este objetivo con metas específicas y ambiciosas dirigidas a fomentar el desarrollo empresarial de la región central del país.
Para la ejecución del modelo en los próximos cinco años, la Universidad Jorge Tadeo Lozano actuará como operador y garante de la aplicación del modelo para las regiones intervenidas. La finalidad es que este funcione con economía y eficiencia, asegurando además, que el trabajo realizado hasta ahora no se pierda y continúen ofertándose las soluciones de dicha estrategia a las empresas que vienen y a las que ingresan al proceso, igual que a las que están solicitando apoyo para continuar su proceso de fortalecimiento. El modelo consta de cuatro grandes mega – metodologías: • Diagnóstico Empresarial para una empresa fuerte y sostenible • Investigación de caracterización del tejido empresarial • Creación de grupos o comunidades empresariales • Formación de mentores • Portafolio de 31 soluciones La herramienta cuenta con 29 cursos virtuales para empresas, ranking de mentores y un paquete de identidad, todo soportado con Hosting, dominios, manuales, además de 69 líderes mentores y 482 mentores certificados. De esta forma el gobierno, la academia y el sector industrial se han convertido en los aliados naturales y estratégicos de las compañías, ofertando soluciones y apoyándolas en los grandes desafíos que tienen ante sí y convirtiéndolas en empresas altamente competitivas.
Sección Corporativo Gobierno
IPSE busca llegar a las zonas afectadas Departamento de Comunicaciones Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas - IPSE
por la guerra en el posconflicto
“P
oniendo la mirada en las zonas no interconectadas del país y entregando soluciones energéticas sostenibles, se podrá llevar desarrollo a los rincones más apartados de Colombia, incluso a aquellos lugares donde por razones del conflicto no se podía llegar”. Dijo el director del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas no Interconectadas, Gerardo Cañas, con miras al futuro de las ZNI en Colombina. Las zonas mencionadas anteriormente representan el 52% del territorio nacional, allí están incluidos noventa municipios, 1.448 localidades, 39 cabeceras municipales de las cuales cinco, son capitales de departamento y veinte territorios especiales fronterizos, ricos en fauna y flora. Con el fin de cumplir la meta a 2018, el IPSE busca ser reconocido como la entidad líder que promueve soluciones energéticas sostenibles para las Zonas No Interconectadas (ZNI), haciendo uso
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de fuentes no convencionales de energía. Por lo cual ha venido desarrollando importantes proyectos que impactan positivamente en la condición de vida de las comunidades raizales, indígenas, afrodescendientes y mestizos, que actualmente no cuentan con energía eléctrica las 24 horas o que tienen deficiencia con la prestación de este servicio. Entre las iniciativas y convenios ejecutados en los últimos seis meses por el IPSE, está el ‘Proyecto Energético Solar’ en Isla Fuerte, Múcura y Santa Cruz El Islote; el ‘Acuerdo de Energías Limpias por Colombia’ con apoyo de la Universidad Nacional de Colombia y el Grupo Platinum; el Convenio con la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (Superservicios) y la entrega de soluciones solares individuales en La Guajira y La Uribe - Meta, entre otros. Por un lado, el proyecto energético ‘Híbrido Solar – Diesel’ en Isla Fuerte, Múcura y Santa Cruz El Islote - Bolívar, entrega-
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Petróleo do recientemente, beneficiará a más de 590 familias que podrán obtener energía por hasta 24 horas al día. La inversión por parte del Gobierno Nacional fue de 8.000 millones de pesos para que los más de 2 mil habitantes de estas tres islas del Caribe colombiano, puedan tener energía y más oportunidades. “Continuamos trabajando en favor de las comunidades que se encuentran en las Zonas No Interconectadas del País, pues nuestro objetivo es cumplirle a Colombia llevando energía con soluciones amigables para el medio ambiente en favor de la equidad y la paz” aseguró Gerardo Cañas.
Por otro lado, el ‘Acuerdo de Energías Limpias por Colombia’ firmado el 21 de junio del presente año, entre el IPSE, la Universidad Nacional de Colombia y el Grupo Platinum, busca generar cooperación en innovación, tecnología y financiación para afianzar los conocimientos que la humanidad ha adquirido frente a las energías renovables. Según el director del Instituto, “tras esta iniciativa el país se ubica como el primer centro de pensamiento latinoamericano para generar energías amigables con el medio ambiente”. De igual manera, el convenio firmado entre el IPSE y la Superservicios, busca
garantizar la calidad en el servicio de la prestación de energía eléctrica en las zonas más apartadas del país, para así preparar soluciones a las necesidades que se presenten en los posibles centros de concentración para la paz. “Tal como lo venimos haciendo en favor de la sostenibilidad de la paz en las zonas selváticas, con energías renovables que permiten implementar cadenas auto sostenibles de productividad, además de energizar escuelas, hospitales y los hogares de miles de colombianos”, añadió Cañas. Como parte del trabajo del IPSE, durante lo corrido de este año también se han entregado soluciones solares individuales a más de 200 usuarios en las comunidades de Malirrachon, Ushuru, Mapuain, Juluguaipa, Curiche y Ampuita en el municipio de Manaure, Alta Guajira, y a otros grupos localizados en el corredor entre Nazareth y Puerto Estrella de la misma zona. Estos sistemas individuales beneficiaron a 1.100 personas que hacen parte de dichas familias y que antes no contaban con el servicio de energía. Actualmente el Instituto está en etapa de finalización de otras 1.096 soluciones solares individuales en los departamentos de La Guajira, Cesar, Meta y Caquetá y que beneficiará con energía limpia, no sólo a viviendas sino a algunos colegios ubicados en estas áreas. Asimismo se viene trabajando en la viabilización de diversos proyectos para las zonas más alejadas y necesitadas, muchas de estas localizadas en las zonas campamentarias de paso designadas dentro del proceso de paz, por lo cual los habitantes de las mismas se verán favorecidos a corto, mediano y largo plazo con el servicio de energía. De esta manera el IPSE sigue en un trabajo continuo de identificar, estructurar, implementar y monitorear soluciones energéticas sostenibles con el propósito de contribuir al mejoramiento de las condiciones de vida de las comunidades en las Zonas No Interconectadas.
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Control y aseguramiento de la calidad abierto a toda la industria y el sector de la construcción del país
El Laboratorio del Concreto tiene a su disposición el servicio de Geo-radar El Geo-radar es un método de Prospección Geofísica de alta resolución, basado en la emisión y propagación de ondas electromagnéticas en forma de pulsos de corta duración en un rango de frecuencias de 400 MHz y 1 600 MHz y la posterior recepción de las reflexiones en discontinuidades. Hábil para el estudio no destructivo de la estructura de la región sub-superficial y la localización de objetos enterrados. SERVICIO (NO ACREDITADO)
Geo-radar Structure Scan
Este equipo permite: Evaluación de una estructura por un método no destructivo.
Inspección de estructura como puentes, torres, túneles, entre otros.
Ubicación y distribución de acero de refuerzo hasta una profundidad aproximada de 50 cm con una fácil manipulación.
Inspección y medición de espesores de placas de concreto y asfalto.
Inspección de concreto, localización de objetivos metálicos y no metálicos en paredes y pisos.
Localización de varillas y cables de alta tensión.
Más de 20 años ejecutando ensayos
Más de 150 clases de ensayos mediciones, pruebas y servicios
Más de 300 clientes en Colombia y países de la región han confiado en nuestros servicios
+ de
30 ensayos acreditados
Geo-radar Utility Scan
Este equipo permite:
ACREDITADO
Conocer espesores de capas en el subsuelo, hasta la profundidad aproximada donde la señal encuentre una respuesta reflexiva.
El equipo puede estimar los cambios del suelo, humedades o vacíos dentro de la conformación del mismo.
Establecer profundidades, ubicación de tanques y pozos de almacenamiento subterráneos.
Prospección básica para trabajos de Geología.
www.asocreto.co
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