Revista N&P edicion 17

Negocios&

ISSN 2346-4348 • Distribución Internacional Gratuita • Edición 17 • Abril 2017

revista

Petróleo Perspectivas del Sector

Sector petrolero: que se viene para este 2017

Actualidad del gas

Colombia a la vanguardia: primer terminal de regasificación de Gas Natural Licuado

Medio Ambiente

Gestión ambiental efectiva: una estrategia orientada a la sostenibilidad de los proyectos mineros

Opinión

Ecopetrol y la paz territorial

Entrevista

Orlando Cabrales Segovia Presidente de La Asociación Colombiana de Gas Natural

Opinión Eduardo Uribe Botero Vicepresidente de Desarrollo Sostenible y HSE Ecopetrol

Mexico 2017 Advert 215 x 275.pdf

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Negocios& revista

Petróleo Negocios&

ISSN 2346-4348 • Distribución Internacional Gratuita • Edición 17 • Abril 2017

revista

Petróleo Perspectivas del Sector

Sector petrolero: que se viene para este 2017

Actualidad del gas

Edición 17

Colombia a la vanguardia: primer terminal de regasificación de Gas Natural Licuado

Medio Ambiente

Gestión ambiental efectiva: una estrategia orientada a la sostenibilidad de los proyectos mineros

Opinión

Ecopetrol y la paz territorial

Biocombustibles: La alternativa verde

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Entrevista

Orlando Cabrales Segovia Presidente de La Asociación Colombiana de Gas Natural

Opinión Eduardo Uribe Botero Vicepresidente de Desarrollo Sostenible y HSE Ecopetrol

Directora General Johana Rodríguez Consejo Editorial Johana Rodríguez, José Cañón, Diana Camacho, Amparo Torres, Manuel Roncancio, Alejandra Goyes Burbano Corrección de Estilo Alejandra Goyes Burbano

Colombia a la vanguardia: Primer terminal de regasificación de Gas Natural Licuado

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Gestión ambiental efectiva: Una estrategia orientada a la sostenibilidad de los proyectos mineros

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Director Creativo Luis Manuel Roncancio Departamento Comercial Diana Camacho diana.camacho@negociosypetroleo.com Amparo Torres amparo.torres@negociosypetroleo.com Diseño, Diagramación e Impresión Pictograma Creativos S.A.S. Teléfonos: 3000881 - 7046140 Fotografía: www.freepik.com, Archivo y Cortesía

@revistaNyP Revista Negocios y Petroleo Revista Negocios & Petróleo

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

w w w. n e g o c i o s y p e t r o l e o . c o m

Contenido Perspectivas del Sector

Una visión a la economía Colombiana durante el año 2016 y su proyección al 2017

Impuesto sobre la renta, impacto en la industria de los hidrocarburos

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México

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Actualidad del gas

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Opinión

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Portada

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Medio Ambiente

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Finanzas

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Opinión

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Responsabilidad Social

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Economía

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Seguridad

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Tecnología

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Editorial Editorial Sección

Diálogo, una respuesta a los

conflictos

en la industria extractiva

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s de conocimiento público, que el ejercicio de la minería genera impactos positivos para la economía mundial, pero también algunos efectos que no resultan tan ponderables a la hora de medir su efectividad como factor que aporta a las economías de los diferentes países. Es así como se han asociado al sector extractivo problemáticas económicas, ambientales, laborales, socioculturales y de gobernabilidad territorial, siendo las más relevantes en la creación de pasivos ambientales, el uso de los recursos (calidad del agua y tenencia de la tierra), el desplazamiento, la vulneración de los derechos y la débil presencia de la institucionalidad territorial.

Estos precedentes en los que se involucra la industria extractiva, se tornan en relaciones conflictivas que generan descontento social, hasta llegar incluso a la violencia, como sucedió en África, en donde surgieron conflictos por la contaminación de petróleo en el delta del Río Níger y la contaminación causada por la minería de pequeña escala en Tanzania, así como en Botsuana, Ghana, Namibia y sobre el Tanzania, en donde se presentaron efectos negativos de la actividad extractiva, como la degradación de los medios de vida locales y el desplazamiento forzado en Asia (Indonesia, Papúa Nueva Guinea, Filipinas y Tailandia), de donde surgieron 1.

Editorial conflictos socio-ambientales, y conflictos armados transnacionales por la minería del oro, como los suscitados en la India.1 Esta problemática no es ajena a nuestra región, según datos del Observatorio de Conflictos Mineros en América Latina, en 2017 la región ha tenido 218 conflictos que se han concentrado en Perú (39), Chile (37), México (37), Argentina (26), Brasil (20) y Colombia (14).

Las estadísticas han obligado a los países a encarar de manera diferente los conflictos creando políticas tales como, la adopción de sistemas de ordenamiento territorial, los procesos de participación, sistemas ambientales con normas específicas, referéndum comunitario, mejoras en las regalías o la implementación de políticas de transparencia, que han contribuido a minimizar los impactos negativos en las relaciones y por ende a disminuir los conflictos, sin embargo estas medidas no serán suficientes, si no se consolidan espacios de concertación entre las compañías extractivas y los actores de su entorno, procurando prácticas que se orienten más hacia la transformación del conflicto, que hacia la “eliminación del mismo”.

Alicia Almeida Bernal Consultor Corporación Partners Colombia En este sentido, se pueden señalar iniciativas internacionales que vienen promoviendo el Diálogo Social, como otra alternativa aplicable en el sector extractivo, en donde los diferentes actores se concentran en construir colectiva y participativamente, espacios de concertación, de discusión y solución de las problemáticas ya mencionadas, usando como herramienta central el Diálogo.

Es así como las plataformas de diálogo surgen para transformar los conflictos, convirtiéndolas en escenarios ideales para la construcción de paz mediante la búsqueda de interacciones directas, equitativas, justas

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Philippine Misereor Partnership, Inc. 30 April 2012.Philippines: Mining, Conflict and Death Of Indigenous Peoples In Tampakan. Publicación electrónica; Nem Singh, J. 9 Enero del 2012. The Resource Curse: Governing Extractive Industries in the Global South. E-International Relations, revista electrónica; Chopra, K. 2000. Environmental Issues in South Asia: Theory, Policy and Institutions for Governance. IEG Working Paper 206. Institute of Economic Growth, Nueva Delhi.

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y comunicativas entre las partes, esto permite asegurar mutuos beneficios en función de las necesidades particulares, la mitigación o prevención de los conflictos en contexto y la creación de riqueza económica, de igual manera la preservación de la cultura, tradiciones y simbología presentes en los ambientes donde tiene lugar la extracción.

Estas plataformas han sido exitosas para el abordaje de la problemática surgida de la actividad extractiva, porque promueven un espacio de diálogo multi-actor, en el que se construye y proyecta la solución desde las bases, con la participación de todos los actores, lo cual legitima los acuerdos, convirtiéndolos en sostenibles y sustentables, tal como es el caso del proyecto “Diálogo Regional sobre Manejo Ambiental y de Recursos Naturales en los países Andinos”, de nuestro aliado Socios Perú. O como se promueve en Colombia en el proyecto Puentes para la Paz en la región de Arauca, en donde participa el profesor Pablo Lumerman, consultor de la red Partners Network.

La mejor manera de transformar los conflictos y lograr acuerdos sostenibles es estableciendo diálogos y negociaciones transparentes.

En la Corporación Partners Colombia creemos en el Diálogo, como una herramienta de transformación social, tal como lo hemos evidenciado en espacios como: la Serie Colombia, plataforma de diálogo que promueve la discusión para la formulación de política pública en temas coyunturales del país y la región; la Mesa de Dialogo de la Sociedad Civil en el contexto de la Iniciativa de Transparencia para las Empresas Extractivas (EITI), en la plataforma de Principios Voluntarios, en donde la Red Partners Network, es participante como representante de la sociedad civil, y en el Grupo de Diálogo, Minería y Desarrollo Sostenible, presente en Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú, escenarios que nos reportan suficiente experiencia para señalar que el diálogo es la herramienta de transformación social y de resolución

COLOMBIAN PETROLEUM RESOURCES

de conflictos, que debería ser acogida por todas las empresas del sector.

Es tan relevante esta herramienta de Diálogo en el sector extractivo, que El Grupo de Diálogo Minero GDIAM, en su documento “Propuestas para una visión compartida sobre la minería en Colombia”, plantea la creación de una Agencia de Diálogo Intercultural, para generar espacios de diálogos permanentes con las comunidades, idea que fue recogida por el Ministro del Interior, quien señaló que “próximamente nacerá una agencia para el Diálogo Social”, que se encargaría en el posconflicto de que haya un diálogo permanente en pro de la paz territorial.

Es entonces la hora de “dialogar” y buscar la propagación de estos espacios para la transformación de los conflictos. El fortalecimiento de las capacidades de las instituciones y las organizaciones lograrán acuerdos realmente sostenibles, fortaleciendo la democracia, la justicia y la paz en los territorios y en la sociedad.

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SO M OS

R E PR E S E NTA NT E S E X C LUSI VOS

Perspectivas del Sector Sección

Sector petrolero Julio Cesar Vera Presidente ACIPET

Que se viene para este 2017

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ara nadie es un secreto que la crisis del petróleo sigue afectando a Colombia y a otros países Latinoamericanos, no solo por la inestabilidad de precios del barril de crudo, sino también por la pérdida de empleos, conflictos sociales, impuestos y regulaciones, por esto en la Revista Negocios & Petróleo consultamos al Ingeniero Julio César Vera Díaz nuevo presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (ACIPET), para conocer cuáles son las perspectivas que se tienen del sector en este momento con miras al 2017.

Revista Negocios y Petróleo: ¿Cuál es el balance que se tiene actualmente sobre el sector petrolero del país en lo que lleva corrido del 2017?

Julio César Vera: Este es un año de coyuntura especial para el sector. Un año donde definitivamente se tiene que dar un relanzamiento en la industria Petrolera Nacional con miras inicial-

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mente a un objetivo fundamental y es que el país siga siendo autosuficiente en materia de hidrocarburos.

Todos los escenarios que se tienen hoy de reservas, de producción, nos estarían llevando a que nuevamente el país vea un gran nubarrón de posible pérdida de su nivel de autosuficiencia petrolera, por lo cual creo que todo

Negocios& revista

Petróleo lo que se está haciendo a nivel de la industria, desde el sector público y privado, tanto en las compañías operadoras, Ecopetrol principalmente y las agremiadas en la Asociación Colombiana del Petróleo y las compañías de servicio, estén dirigidos a que el país reactive de forma decidida su industria petrolera y nuevamente podamos seguir siendo un sector importante en la economía del país como lo ha sido en los últimos diez años, sino que además sigamos siendo autosuficientes en materia de hidrocarburos como hasta hoy y que de no hacer nada en un escenario de 5 a 6 años estaríamos perdiendo autosuficiencia y esa producción que tenemos hoy en 850 mil barriles caería muy rápidamente.

Por eso es fundamental que cada uno de los agentes desde su parte trabajen muy decididamente en el logro de su objetivo y que el país pueda seguir aprovechando el potencial hidrocarburífero que tiene, en donde todavía es mucho lo que hay por hacer.

RNYP: Teniendo en cuenta la intervención del sector petrolero dentro de la economía Colombiana, ¿Qué función cumple en este momento el gobierno Nacional, en materia de apoyo y cómo está actuando frente a la problemática del sector?

Para la industria el concepto de licencia social para operar es fundamental y más tratándose de una actividad que es de largo plazo en la cual siempre tendrán que interactuar comunidad, industria y gobiernos locales en busca del beneficio y desarrollo regional en las zonas en que operan.

JCVD: El gobierno Nacional juega un papel fundamental porque necesariamente este año tiene que expedir y hacer una realidad los anuncios que ha venido haciendo sobre cambios a nivel normativo. Ya hicieron el anuncio del nuevo reglamento de asignación de áreas, el cual es muy importante para la industria petrolera Nacional no solo porque va a permitir adecuarse de una forma más dinámica a las necesidades del sector, sino que va a permitir que el país tenga la posibilidad de tener una asignación permanente de áreas a diferencia de lo que venía sucediendo que era solo a través de rondas específicamente cada dos años, este modelo funcionó en su momento, generó muy buenas condiciones para el país pero, en este momento ya es obsoleto y se requiere un modelo más dinámico, efectivo y sobre todo competitivo.

Ese reglamento, además, dará la posibilidad que nuevamente lleguen al país esos capitales de inversión que permitan

desarrollar actividad dentro del sector, en una clara alianza entre inversión, capacidad económica y financiera y experiencia técnica y operativa. Además, se tendría claridad sobre un recurso que el país tiene como un potencial importante y es el tema de los mal llamados yacimientos no convencionales o yacimientos en roca generadora y por último que la actividad que se pospuso hace 2 años por efecto de la crisis, se convierta finalmente en una realidad que dinamice la industria en materia sísmica onshore y pozos exploratorios y de la mano de una mayor contratación petrolera en el país.

Adicionalmente hay otra decisión en la que el gobierno tiene que evolucionar rápidamente y está relacionada con la minuta específica sobre operaciones offshore. Este año es importante para el offshore Colombiano, se van a perforar más de 6 pozos exploratorios en el offshore Colombiano, donde Ecopetrol juega un papel importante y es por ello

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Perspectivas del Sector Sección Desde ACIPET seguiremos trabajando de forma decidida en programas de formación, capacitación, de especialización acorde a las necesidades de la industria petrolera que cada vez exige un mayor dinamismo y especialidad en los diferentes tópicos de interés.

RNYP: Desde que inicio la crisis petrolera, se vieron afectados los empleos tanto de Ingenieros de Petróleos como de profesiones afines al sector, ¿Cuál es el llamado que hacen de parte de ACIPET en defensa de ellos?

JCVD: En este momento estamos haciendo un llamado importante por la defensa de nuestros ingenieros de petróleos, tenemos una gran preocupación por lo que está sucediendo a nivel país, a nivel empleo con nuestros Ingenieros y ese llamado que estamos haciendo, en el cual simplemente sin discriminar pedimos oportunidades en igualdad de condiciones y competencias técnicas.

que se requiere que ese reglamento específico sea expedido de forma definitiva por la agencia como lo ha venido anunciando desde el año 2015 inclusive y trabajado en detalle durante el año 2016.

RNYP: En cuanto a la inversión petrolera ¿Cuáles son las razones que considera usted desde su punto de vista como Ing. De petróleos, para aumentar la inversión petrolera del País?

JCVD: Yo creo que son varias cosas; primero, este es un país que históricamente ha respetado las reglas de juego que tiene establecidas, es un país que si bien es cierto, no ha tenido toda la dinámica que se esperaría, es un país que tiene y entiende la necesidad de adecuarse a las realidades de inversión mundial sectorial y además aún tiene un potencial muy importante por descubrir y desarrollar en sus diferentes fuentes; crudos pesados, exploración costa fuera, yacimientos en roca generadora, proyectos de recobro mejorado, exploración y desarrollos en áreas cercanas a infraestructura (Near field exploration), entre otros.

Tenemos que hacer viable los recursos de inversión que se han anunciado en la industria, por ejemplo son muy importantes esos US$2300 millones de dólares que Ecopetrol ha anunciado tanto en actividades de exploración como en producción, que estos se conviertan efectivamente en proyectos, en los pozos exploratorios anunciados y que la empresa pueda mantener los niveles de producción por encima de los 715 mil barriles por día.

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Nuestra profesión se ha visto un poco maltratada en algunos casos por falta de oportunidades, estamos dispuestos a aportar, a colaborar, pero también queremos de parte del gobierno, de la industria y de la academia un apoyo para que nuestros profesionales tengan esa oportunidad, porque tenemos personas que no solo tienen grandes capacidades, competencias técnicas y personales, sino que tienen claro el compromiso de generar nuevas dinámicas de formación.

Por eso desde la Asociación estamos trabajando fuertemente en todo lo relacionado con programas de responsabilidad social integral, de la mano de la estrategia general que empezamos a desarrollar en el Consejo Gremial Petrolero en apoyo a lo que también está trabajando la ANH. RNYP: El día 6 de Marzo, Ecopetrol presentó el informe de utilidades netas durante el 2016 las cuales arrojaron un valor aproximado de 1.6 billones de pesos. ¿Qué cree que genera esta noticia en el sector?

JCVD: Para el país es una buena noticia que Ecopetrol después de 2 años vuelva a generar utilidades y vuelva a repartir dividendos a sus accionistas, no solo a la Nación como accionista principal, sino a los más de 400 mil Colombianos que en su momento creyeron en el proceso de democratización y capitalización de la compañía.

Es una buena noticia que Ecopetrol esté siendo exitoso en las políticas que adelantó durante el 2016 de disciplina de capital, cuidado y foco en las inversiones que desarrolla y en la política de eficiencia y reducción de costos y gastos, de la mano de lograr mantener al máximo sus niveles de producción en una etapa de crisis y precios bajos como la que tuvimos. Creo que ese es el resultado de una buena

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Petróleo estrategia; tener utilidades, generar dividendos y respetar la política fijada de que los dividendos no sean más del 40% de las utilidades generadas es importante no solo para el beneficio del país sino también para la sostenibilidad de la empresa.

Esto también se convierte en la punta de lanza para la compañía y es que el gran reto que tiene es seguir concentrado fuertemente en las actividades de exploración y producción, y sobre todo en aquellas actividades que generen una verdadera materialidad para la empresa en las cuales cada día la empresa tiene que ir refinando su estrategia.

Ahora bien, la estrategia 2017-2020, es una estrategia bien pensada, bien diseñada la cual va a permitir que la compañía sea sostenible a los niveles de precios que tenemos hoy entre 50 y 60 dólares, además le permitirá prepararse para el escenario 2025 en adelante donde su gran potencialidad está en el tema del offshore.

técnico que dicha entidad requiere. Para eso hemos venido desarrollando unos acuerdos de trabajo, no solo para la estructuración de los procesos que ellos desarrollan a nivel de elaboración de reglamentos técnicos, fiscalización, capacitación, mejoramiento de las bases de información y el valor agregado que nosotros podemos darle a nivel del manejo de la información gracias a la experticia que nos caracteriza por llevar muchos años trabajando dentro de la asociación, sino porque queremos se genere un mayor dinamismo dando una ayuda en materia técnica al desarrollo de las diferentes reglamentaciones y regulaciones que la ANH requiere.

RNYP: ¿Cuál cree que será el precio del crudo a finales de 2017 y que pasaría con las reservas de Ecopetrol en dicho año?

RNYP: Anteriormente Usted mencionó una relación desde ACIPET con la ANH ¿Cuál es el manejo que se le está dando a la crisis por parte de la dos asociaciones?

JCVD: Creo que en un escenario de precios del petróleo entre US$ 55 y 60 por barril como el que se vislumbra, salvo ocurra algo extraordinario, porque igual sigue siendo una incertidumbre lo que pueda suceder con Estados Unidos, nuevamente las reservas de Ecopetrol tendrían un mejoramiento en su valoración.

JCVD: Lo fundamental ha sido generar un mecanismo donde la ANH sienta que ACIPET pueda apoyar en el desarrollo de sus políticas y convertirse no solo por mandato legal, sino por operatividad en el verdadero cuerpo consultivo a nivel

Si el precio se mantiene se espera que este año sea para que la empresa le apueste a triplicar sus utilidades. Es fundamental para ello, no solo tener un buen plan, sino que se cumpla a cabalidad y sobretodo que cada vez se siga ampliando y fortaleciendo.

México Sección

Biocombustibles Alejandro Baizabal G. Ingeniero de Petróleos

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l mercado global demanda especial atención en la reducción de emisiones contaminantes, por ello se trabaja en la generación y uso de combustibles alternativos, pero, ¿Qué tan desarrollada se encuentra esta transición?, ¿Cómo se encuentra nuestro país en este sector?, todo esto se basa en el uso de los biocombustibles los cuales se están convirtiendo en una alternativa atractiva a nivel mundial.

México juega un papel principal en el cumplimiento de las metas establecidas en el Acuerdo de París, por ser el cuarto mayor emisor de contaminantes en América Latina y treceavo a nivel mundial.

Los combustibles alternativos servirían para disminuir el impacto ambiental, así como diversificar el mercado energético, incrementar la eficiencia, sustentabilidad y seguridad energética en el país.

Los biocombustibles que más utilidad tienen en el mundo son el etanol y biodiesel, el primero es un alcohol producido a partir de caña de azúcar, sorgo, maíz, yuca y remolacha de azúcar, este representa el 90% de la producción total de biocombustibles y por otro lado se encuentra el biodiesel que es utilizado en lugar del diésel convencional y se produce a

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La alternativa verde partir de palma de aceite, girasol, soya, entre otros y representa el 10% restante frente al etanol.

México es un país con potencial y condiciones óptimas para generar y desarrollar tecnología enfocada a biocombustibles, para ello fueron creados los Centros Mexicanos de Innovación en Energía (CEMIEs), destacando la CEMIE Bio conformada por cinco clúster en biocombustibles: biocombustibles sólidos, bioalcoholes, biodiesel, biogás y bioturbosina.

Un detalle a considerar es la problemática de crisis alimentaria en varios puntos del planeta, debido a la polémica entre la siembra para fines alimenticios y energéticos, esto ha originado el incremento de precios en los alimentos básicos como el maíz, arroz y trigo, por ello, expertos invitan a no producir biocombustibles a partir de alimentos, sino con desechos de industrias como la forestal, agrícola y papelera, así como de algas, es decir, insumos de segunda y tercera generación.

El etanol tiene beneficios sumamente atractivos, reduciría de manera importante las emisiones de efecto invernadero entre 52 y 86%, es más económico que las gasolinas, su precio es aproximadamente 15% menos que la gasolina Magna, y 25% menos que el de la Premium, además produce un octanaje de entre 110 y 120,

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Petróleo comparado con la gasolina premium que tiene alrededor de 92. Un inconveniente es que tiene menos energía que la gasolina, es decir, requiere más de esta última para obtener los mismos resultados.

Para su uso en el vehículo, la mezcla 10% etanol y 90% gasolina, es la común y no requiere modificaciones en el auto, más porcentaje de etanol requerirá ajustes, para ello se tienen los automóviles Flex Fuel, que pueden funcionar con ambos combustibles, etanol y gasolina, con la mezcla de ellos en la proporción que se requiera. En Estados Unidos aproximadamente el 97% de las gasolinas contiene cierto porcentaje de etanol, la mezcla típica es E10 (etanol 10% y gasolina 90%), en México se emitió una norma en 2016, donde se permite un contenido máximo de 5.8% en volumen de etanol anhidro como oxigenante en gasolinas regular y premium.

El biodiesel puede ser utilizado en vehículos diésel, resulta atractivo para los vehículos de transporte su composición química que es similar al petróleo diésel, pero se quema más limpio. Además, es un combustible seguro, ya que es biodegradable, no inflamable, no tóxico, técnicamente viable y competitivo económicamente. Es usado principalmente en Europa en mezclas con diésel al 5% o 20% (B5, B20) o como biodiesel puro (B100), en Brasil y Argentina se utiliza el B5 como mezcla obligatoria. En México resulta 7% más económico que el precio comercial del diésel, y su mezcla puede ser de 10 a 20% biodiesel y el resto con diésel, y no requiere modificaciones al motor.

Estados Unidos (12%), Argentina (7%), entre otros, como se muestra en la Figura 1.

La proyección a 2024 indica que el aceite vegetal continuará siendo el principal insumo para la generación de biodiesel, mientras que los cereales secundarios y la caña de azúcar serán las materias primas predominantes para la producción de etanol, tal y como se observa en la Figura 2.

La Secretaría de Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural, Pesca y Alimentación (SAGARPA), ha promovido de 2013 a la fecha, 960 proyectos para la producción de biocombustibles en México. Además, se han instalado siete plantas de biocombustibles, seis de ellas para producción de biodiesel y una para etanol, esto permitirá tener una capacidad de producción de 42.2 millones de litros anuales.

Uno de los principales proyectos impulsados por SAGARPA, la planta para la producción de bioetanol en el estado de Veracruz, con inversión de 76.3 millones de pesos y capacidad para 38 millones

de litros anuales. Además, en Xalapa, Veracruz, uno de los proyectos que ha causado gran interés, la instalación de la biorrefinería que genera biocombustibles a partir de microalgas y aguas residuales, es decir, la utilización de microalgas como sistema de tratamiento para aguas residuales, de las cuales se obtiene biomasa, que puede ser utilizada con fines energéticos.

El pasado mes de febrero, el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), firmó un acuerdo de colaboración con la Universidad Autónoma de Sinaloa (UAS), la Universidad de Harvard y la compañía Intrust Global Investments, para crear la primera biorrefinería integral de México, en Sinaloa.

La presencia de México en materia energética es fundamental, una región con potencial de oportunidades para incursionar en el desarrollo de los biocombustibles. El impulso en la cultura y educación de energías limpias será un detonante para el desarrollo económico, político y social de nuestro país.

Los escenarios muestran que la producción mundial de etanol aumentaría de 114 mil millones de litros (Mml) en 2014 a 135 Mml para 2024 y los principales países productores de etanol serán Estados Unidos (42%), Brasil (31%), Unión europea (7%) y China (7%), mientras que la producción mundial de biodiesel se espera llegue a 39 mil millones para 2024, es decir, un 27% más respecto a 2014, teniendo como principales productores a la Unión Europea (34%), Indonesia (18%), Brasil (13%),

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Actualidad del gas Sección

Colombia a la vanguardia María Karina García

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ese a un panorama lleno de retos e incertidumbre en la industria energética, Colombia se coloca a la vanguardia, y suma una victoria al apostar por un sistema más eficiente y seguro que le garantice a la zona costera Caribe del país, un suministro estable y adaptado a demanda de Gas Natural Licuado (GNL) con la innovadora Unidad Flotante de Regasificación.

La Sociedad Portuaria del Cayao (SPEC) pone al servicio del país una terminal dotada con una Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU por sus siglas en inglés): el Höegh Grace (la embarcación), un muelle de 760 metros de longitud y un gasoducto de 10

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Primer terminal de regasificación de Gas Natural Licuado kilómetros que conecta la terminal con el Sistema Nacional de Transporte.

El Höegh Grace, llegó el primero de noviembre de 2016 al puerto para quedarse a operar por los próximos diez años y proveer GNL de manera segura y sostenida a los principales generadores termoeléctricos de la costa Caribe, entre ellos: Tebsa, Termocandelaria y Zona Franca Celsia, por lo cual todo el esfuerzo de operación no se sobredimensiona. Para llevar a cabo tan ambicioso proyecto, Colombia confió en la experiencia de la empresa española SACYR líder en infraestructuras y servicios, con presencia en 29 países, esta empresa fue quien se encargó de

todo el proceso de ingeniería, construcción del puerto y arranque, logrando levantarlo en 16 meses, cumpliendo con el cronograma de trabajo esperado.

Una vez construido el puerto y encallada la embarcación, Sacyr brindó la oportunidad de poner en marcha tan moderna instalación a la reconocida empresa Colombiana, Industrial Consulting Group (ICG), a quien le correspondió prestar asistencia en todo lo relacionado a los servicios de Pre-comisionamiento, Comisionamiento, Puesta en Marcha y en las Operaciones iniciales para que SPEC, pudiera alcanzar en tiempo récord, su máxima capacidad de regasificación (400 MMpcd).

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Petróleo Datos Datos Relevantes Relevantes Ubicación: Isla Barú, Cartagena de Indias Colombia.

Inversión: +140 millones de dólares Capacidad de regasificación: 400 millones de pies cúbicos por día suficientes, para atender generación termoeléctrica con capacidad de 2.000 megavatios.

Capacidad de almacenamiento: 170.000 metros cúbicos

Arranque y Puesta en Marcha A principio de Noviembre de 2016, con la participación del presidente de la República, Juan Manuel Santos, se inauguró oficialmente la terminal cuya capacidad máxima se alcanzó el 2 de diciembre del mismo año.

Con la puesta en marcha de esta plataforma Colombia entró al mapa internacional del GNL, con una mayor oferta de gas natural para abastecer la demanda térmica y garantizar un suministro confiable y competitivo.

“SPEC’’ es el proyecto líder en Colombia en terminal de regasificación de gas puesto que, además de ser el primer terminal de este tipo en el país, tiene una gran importancia porque con este se va a satisfacer la demanda de gas a nivel nacional”, aseguró el líder del proyecto de ICG, el Ingeniero Juan Méndez.

A máxima capacidad de Regasificación A menos de un mes de su arranque y gracias a un equipo de trabajo altamente calificado, SPEC, alcanzó a principios de diciembre del año pasado su máximo flujo de regasificación, 400 millones de pies cúbicos diarios (MMSCFD), para abastecer la demanda del preciado producto.

“Para Industrial Consulting Group ha sido un orgullo formar parte de este ambicioso proyecto. Gracias a la oportunidad y confianza brindada por nuestro cliente Sacyr, se superó con éxito el reto de pasar de comisionar y poner en marcha a operar en tiempo récord este gran proyecto del área del “Midstream” nos comentó satisfecho el Ingeniero Juan Méndez, quien explicó que parte del éxito del comisionado se debió a que este se hizo en paralelo con las actividades de construcción y,

el de la puesta en marcha, gracias a la coordinación de las operaciones con SPEC y Höegh.

Para la gestión y operación de la plataforma, ICG logró poner a disposición una suma de talentos que aseguraron en poco tiempo el máximo flujo de GNL y la estabilidad de la operación.

Entre los talentos que se incorporaron destacan: un gerente de Proyecto, coordinador de Entregas, un especialista de Gestión Documental, los especialistas de: Mecánica, HSEQ, Electricidad e Instrumentación y Control, así como 16 profesionales que conformaron la organización de operaciones de esta moderna plataforma de regasificación tan importante para suplir parte del déficit de gas de Colombia a nivel interno.

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Opinión

El verdadero valor de una certificación en SG-SST Luis Hernando Moreno Jefe HSEQ SEVIN LTDA

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or si sola, la certificación como tal no es más que eso -una certificación-, un diploma, una forma de acreditar algo, los ladrillos que componen las cuatro paredes con los que se construye la casa, pero no es la casa en sí, por eso se debe entender que esto tiene muchos componentes más grandes y complejos; certificarse es lo más deseable pero no lo que realmente importa, es generar conciencia de que la seguridad nace de la inseguridad, es por eso que debemos entender en toda su extensión que lo más importante es que o con qué estamos soportando dicha certificación, que no se trata de simplemente tenerla sino que debe llevarnos a implementar las mejores prácticas, a poner en funcionamiento el sentido común, aplicado de la mejor forma sin tanto tecnicismo sino con la base de un aporte a la organización, a la comunidad y al País.

Desde un tiempo atrás las empresas han venido acogiendo una serie de certificaciones internacionales; las de Calidad y las Ambientales, con un componente de actualización frente a las versiones del 2015. Esta actualización se enfoca hacia la anticipación de los riesgos, estas deben ser migradas o implementadas en este 2017, pero más allá del reconocimiento se debe estar seguro, con visión coherente y consecuente acerca de lo que se hace al interior de las compañías con estas certificaciones, asimismo, se debe analizar de manera trasparente cuál fue o cuál es la verdadera intención de contar en las organizaciones con criterios normativos en las distintas disciplinas, porque si solo es por ser competitivos en el papel o ampliar mi “pool’’ de clientes, de seguro esto al interior de la organización no funcionará.

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Ahora bien desde el punto de vista de Seguridad y Salud en el trabajo (SST) existen otras certificaciones cuyos postulados, las compañías pueden adoptar porque tienen que ver con propiciar ambientes seguros y saludables no solo para su población trabajadora, sino para todos los ocupantes de sus instalaciones y su entorno independientemente de sus cualidades; comunidad, accionistas, visitantes o asociados del negocio, pero justamente por su sentido de voluntariedad no todas las empresas las han acogido.

Entre otras de las normas importantes referentes a SST, se encuentran: OHSAS 18001:2007 y la guía RUC del Consejo Colombiano de seguridad, cuyo contenido ha permitido a los responsables de estos programas en las empresas, tener un marco de referencia completo para implementarlos y desarrollarlos, sin olvidar que en Colombia, después de tener una “colcha de retazos” que nace y crece desordenadamente, se ha logrado construir una forma de ir desarrollando los programas de seguridad industrial, higiene industrial, medicina preventiva y del trabajo en una manera no muy sólida, pero en las empresas por fin se entendió que debía existir un mecanismo que permitiera asegurar la transversalidad y articulación, y es así como en el año 2015 se establece el Decreto 1072, mediante el cual se logra consolidar una norma que hace que la anteriormente llamada “Salud ocupacional” que se denomine y se tenga que trabajar como un sistema de gestión en seguridad y salud en el trabajo (SG SST), cuya aplicabilidad por su calidad legal ya no es voluntaria, sino obligatoria.

Sin embargo en la actualidad, la intención de las organizaciones es seguir mostrando una serie de evidencias, documentos, papeles, registros que incluso son “montados” a último momento ante la necesidad de obtener una certificación y demostrarle a un ente auditor que se tiene un sistema robusto, eficiente y funcional, pero detrás de esta ventana se esconde una triste realidad y es seguir trabajando bajo un “programa de salud ocupacional” aplicando un Decreto, olvidando la finalidad de un sistema de gestión cuyo enfoque es trabajar bajo un ciclo hoy en furor aquel llamado P.H.V.A, que en esencia busca la mejora continua y que invita a quitarse la venda y dejar de trabajar en forma separada sin alinear los procesos de una organización.

Se debe entender en primera instancia que lo que hay se debe hacer es lograr un consenso, y encontrar acuerdos con todos los involucrados (trabajadores y empresa) para que a través de esta participación activa se permita definir los criterios con los que se van a establecer los verdaderos riesgos existentes en nuestras facilidades; solo así y partiendo de este punto podremos aplicar un adecuado control en el que todos sus actores estarán igualmente comprometidos en mejorar las condiciones de su puesto de trabajo y entorno laboral, porque se sentirán parte de la solución.

Tal como se mencionó al principio de este artículo, así se logrará entender que los ladrillos que componen los muros de la casa si son los que deberíamos haber utilizado en la construcción de la misma, si no es así, se puede asegurar

que los controles aplicados no son los adecuados porque en sí, los riesgos no fueron efectivamente evidenciados y mucho menos controlados, pueden ser como en la analogía utilizada al inicio.

Es importante entender que no todas las soluciones son óptimas para todas las empresas, porque aunque en unas son efectivas en otras pueden ser desastrosas, en otras palabras, no todo lo que funciona en una empresa debería servir en otra, es así por eso que nunca será conveniente aplicar los mismos controles sin que se haya hecho un verdadero análisis de riesgos y una evaluación trasparente de la efectividad de los controles ejercidos Otro aspecto a tener en cuenta para soportar y respaldar las actividades de prevención y control es el hecho cuestionable de delegar funciones diferentes y que no van acordes al perfil del trabajador, esto refiere al comúnmente conocido “todero’’, esta noción no es la ideal en la práctica y es ahí justamente donde se presentan los accidentes laborales en su mayoría, esto, fruto de decisiones administrativas momentáneas o en algunos casos erróneas puesto

que no se tiene en cuenta si el trabajador tiene la experiencia, el conocimiento, la capacitación o las destrezas necesarias para realizar esas labores y solo sé es consciente del tema al momento en el que estos se accidentan, esto no es más que una muestra de que el deber no siempre es una realidad y que se debe estar en la obligación de pensar en función del riesgo que se asume al tomar decisiones.

Aunque desarrollar en forma efectiva un sistema de seguridad y salud en el trabajo no es tarea fácil, ni mucho menos pequeña, lo motivante es que si es posible llevarla a cabo partiendo de la premisa de que la imaginación no tiene límites y que lo importante es que entre todos se puede construir, sin dejar de lado que la implementación y desarrollo generará desgaste y en ocasiones desilusión ante los resultados obtenidos por lo dinámico y cambiante del entorno donde se encuentre la empresa, obviamente eliminada la creencia que la responsabilidad del sistema recae sobre el encargado de liderar los programas y adoptando la premisa que todos los implicados somos responsables porque en todos recaerá el

éxito o el fracaso, y en definitiva seremos todos los afectados o beneficiados.

Si bien es cierto siempre se ha dicho, que para que se logre el éxito en cualquier sistema de gestión, este debe contar con el apoyo y compromiso de la alta gerencia, no se debe olvidar que en muchas ocasiones los aspectos de SG-SST se ven como un “gasto” en la organización y no como el aliado estratégico que debería ser para el logro de los objetivos, y aún más importante el cuidado de los trabajadores.

Si se quiere tener un cambio radical en la realidad actual de las organizaciones o empresas debemos ir más allá del libreto ya conocido: “Compromiso Gerencial” y ponerlo en práctica de manera efectiva y consciente, generando así un cambio de mirada por parte de los lideres estratégicos y que estos sean aliados del Sistema de gestión para mejorar los procesos internos y que el obtener el tan anhelado certificado en papel no pase a un segundo plano, estando seguros y conscientes de que esos ladrillos formarán un muro sólido, donde la gestión es lo importante.

Actualidad del gas

Perspectiva desde los recursos y las reservas Subdirección de Minería Unidad de Planeación Minero Energética UPME

Gas metano asociado a los mantos de carbón

E

l país ha realizado importantes esfuerzos para estimar los recursos y reservas de gas metano asociado a los mantos de carbón (CBM por sus siglas en inglés - Coal Bed Methane), desarrollando trabajos en 7 de las 12 cuencas carboníferas del país. Estos trabajos fueron adelantados por el Servicio Geológico Colombiano (SGC), la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y Ecopetrol con el acompañamiento de las Universidades Pedagógica y Tecnológica de Colombia (UPTC) y EAFIT, en las cuencas de Boyacá, Cundinamarca, Guajira, Cesar, Antioquia – Viejo Caldas y Santander. Adicionalmente, han realizado trabajos de investigación de CBM la Universidad Nacional de Colombia Sede Medellín y la Universidad Industrial de Santander (UIS).

Cabe anotar que las iniciativas privadas de investigación de CBM en el país son pocas. Sin embargo, se destacan los avances de la empresa Drummond en la cuenca carbonífera del Cesar, con los cuales es posible afirmar que está cerca la puesta en marcha del primer proyecto de aprovechamiento de CBM. Otra iniciativa privada se está realizando en la cuenca carbonífera del norte de Antioquia – Córdoba, la cual se encuentra en etapas tempranas.

A pesar del proyecto que adelanta Drummond en el Cesar y el esfuerzo realizado por las instituciones del Estado, esta-

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mos lejos de cristalizar otro proyecto de aprovechamiento de gas metano, ya sea en la metodología CBM (drenaje de gas metano en zonas donde no hay actividad minera), CMM (drenaje de gas metano en zonas donde hay actividad minera), VAM (aprovechamiento del gas metano que sale por ductos de ventilación de explotaciones de carbón bajo tierra) y GOB (aprovechamiento del gas metano en áreas de una mina subterránea donde ya se extrajo el carbón).

Una de las principales dificultades para llevar a cabo un proyecto exitoso de aprovechamiento de gas metano de los mantos de carbón, es no disponer en el país de un método estándar para la estimación de recursos y reservas, situación que se refleja en los diferentes estudios adelantados para estimar el potencial de gas metano de los mantos de carbón (GMAC), dando en todos ellos valores distintos, como se puede evidenciar en la tabla 1.

En estos cálculos se han utilizado básicamente dos metodologías: los primeros estudios se realizaron con métodos indirectos, que consisten en multiplicar las reservas de carbón estimadas por el SGC por contenidos hipotéticos de gas medidos a partir de tablas internacionales como la tabla de Kim (1977), que relaciona el contenido de metano a partir de ensayos de satu-

Negocios& revista

Petróleo TABLA 1. POTENCIAL DE GAS METANO ASOCIADO A MANTOS DE CARBÓN ZONA

Guajira Cesar Córdoba Antioquia Valle del Cauca Cundinamarca Boyacá Santander Norte de Santander TOTAL

Bonnet & Rodríguez (1996)

D’Little (2008)

Carbón (Gtom)

CBM (Teras pies3)

Carbón (Gtom)

CBM (Teras pies3)

983 3918 3380 595 248 12769

2,9 2,1 0,4 0,2 10,5 0,3

13,06 19,7 2,2 1,4 0,7 4,4 5,2 1,4

4,8 6,9 0,8 0,5 0,3 1,6 1,8 0,5

-

2,4

0,8

16,04

51

18

604 22497

CBM Recuperable (Teras pies3) 2,4 3,4 0,8 0,9

7,5

Drummond (2008).

Mariño (2010). Mojica y Mariño (2013) CBM (Teras pies3) 3,2 2 0,002 0,367 0,053

5,622

Fuente: (Mariño et al., 2015)

ración en carbones de diferente rango.

“El problema de esta metodología es que asume altos contenidos equivalentes a los rangos de carbón del país, cuando en la realidad se ha encontrado que los contenidos de gas son más bajos que lo supuesto porque los carbones están sub-saturados” (Mariño et al., 2015).

en Colombia de forma esporádica, razón por la cual esta estimación se debe categorizar solo como recursos. “…muchos de esos cálculos han sido reportados como reservas sin que realmente lo sean, porque no se ha demostrado la posibilidad de extraerlas económicamente” (Wood et al., 1983).

El otro método que se viene aplicando en los estudios realizados desde el año 2009, es un método directo denominado “gas in place”. Este tipo de estimaciones elimina la utilización de tablas internacionales de contenidos de gas metano y se profundiza más en el conocimiento de los carbones del país, ya que la estimación se realiza mediante la obtención de muestras corazonadas de perforaciones, a las cuales se les hace pruebas de desorción de gas metano en canisters, para de esta forma establecer la cantidad de gas metano en la muestra. Este valor se multiplica por el área del bloque carbonífero, por el espesor de los carbones y por la densidad.

La UPME recientemente ha propuesto que para solucionar estas inconsistencias se utilice un solo método para las estimaciones, de forma que en las áreas con mayor potencial para realizar proyectos de aprovechamiento de gas metano, ubicadas en las cuencas carboníferas del Cesar, Guajira, Boyacá y Cundinamarca, se adopte el método “Petroleum Resources Management System” (PRMS), que es el más aceptado a nivel internacional.

Sin embargo, para considerar la categoría de reservas, se requiere conocer la permeabilidad de los mantos de carbón, la saturación de los carbones y el origen de gas, ensayos que se han realizado

Estas cuencas son las más promisorias porque los resultados de la estimación de recursos por el método de “gas in place” han mostrado que son las de mayor potencial, tienen características geológicas y calidades de los carbones similares a otras cuencas donde se han realizado proyectos de aprovechamiento de gas metano de forma exitosa, y su ubicación, con relación a los principales

centros de consumo y a la infraestructura de distribución de gas y energía, favorecen la realización de proyectos de aprovechamiento de gas metano.

Además, en estos departamentos hay zonas con importantes desarrollos mineros, por lo que la UPME propone como ideal para Colombia identificar zonas donde de forma simultánea se puedan realizar proyectos de aprovechamiento de gas metano por las diferentes metodologías (CBM, CMM, VAM, y GOB), porque con ello se obtienen beneficios importantes para el país, como aprovechar un recurso de generación de energía como el gas metano, se reducen las emisiones de gases efecto invernadero, se mejora la seguridad en la minas que extraen el carbón en forma subterránea y aumenta la probabilidad de lograr un cierre financiero del proyecto.

Para lograr proyectos exitosos de estas características se requiere que el país avance en aspectos importantes como una regulación clara, capacitación de recurso humano, mejoramiento tecnológico de las minas subterráneas donde se extrae carbón, entre otros, temas que se deben tratar con mayor profundidad.

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Portada Secciรณn

Orlando Cabrales Segovia Presidente Asociaciรณn Colombiana de Gas Natural

Los retos al frente de Naturgas 20

D

esde el 6 de Diciembre del año 2016, el Doctor Orlando Cabrales Segovia asumió la presidencia de Naturgas (Asociación Colombiana de Gas Natural), en reemplazo de Eduardo Pizano quien decidió renunciar al cargo después de estar al frente por 7 años. Cabrales es Cartagenero, Abogado egresado de la Universidad Javeriana y Master en Filosofía del Boston College.

Inició su carrera en 1988. Entre los principales cargos que ha asumido dentro del sector se encuentran: Analista político, Director jurídico en Colombia y Vicepresidente jurídico para América Latina en la BP (British Petroleum).

También fue presidente de la ANH (Asociación Nacional de Hidrocarburos) y Viceministro de Hidrocarburos y energía, además de esto, ha participado como miembro de las Juntas Directivas de Ocensa, Casa Editorial El Tiempo, Cenit, Isagen, ISA, entre otros.

En el marco del Congreso de Naturgas 2017, con motivo de la celebración por los 20 años de existencia de la Asociación, revista Negocios & Petróleo, estableció dialogo con el nuevo presidente de Naturgas, con el fin de conocer las perspectivas que se tienen actualmente en el país sobre el gas natural y cuáles serían los retos que enfrentaría con miras a este año.

Revista Negocios y Petróleo: A casi ya tres meses de haber recibido su cargo en la presidencia, ¿Cuál es el balance que hace por parte de NATURGAS sobre la actualidad del Gas Natural en Colombia? Y ¿Cómo estamos respecto a otros países de América Latina en el uso de este recurso?

Orlando Cabrales Segovia: El panorama que se ve en la parte del suministro muestra perspectivas positivas; primero, por el acceso al mercado del gas Internacional a través del terminal de regasificación de (El Cayao), este es un hito importante en los últimos años dentro del sector desde el punto de vista de suministro porque asegura el abastecimiento a largo plazo y adicionalmente brinda un respaldo importante para la generación eléctrica con gas.

Otro hito significativo para el abastecimiento es que en los últimos años hemos tenido descubrimientos en el Caribe Colombiano (Aguas someras) por parte de Canacol y de Hocol. Lo otro que se ha visto en los últimos años y de lo que ya estamos viendo frutos es lo que está ocurriendo en el offshore en esta misma región del Caribe, en donde en días pasados, Ecopetrol anunció presencia de gas en el contrato “Purple Angel’’.

“

Hay que seguir construyendo la infraestructura de transporte que requiere el país.

”

En cuanto a transporte también estamos viendo que el gobierno está dando señales importantes para permitir la construcción de infraestructura de transporte a través de un procedimiento de convocatorias y de un procedimiento llamado “Open Season’’ que permitiría agilizar los proyectos de transporte de Gas Natural. Esperemos que estos procedimientos regulatorios salgan en los próximos meses.

En el frente de la distribución y de la comercialización se ven también cambios muy importantes, por ejemplo en el sector residencial tenemos una cobertura de alrededor del 60%, es decir aproximadamente 8’500.000 usuarios o familias que viven del gas natural. Esa es una cobertura de estándares internacionales comparada en este caso con Estados Unidos. También este año se definen cambios regulatorios que impactarán en las decisiones de inversión del sector en los próximos años.

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Portada Sección

RNYP: ¿Cuáles son los retos que tiene el Gas Natural en Colombia? Y ¿Qué estrategias manejarían para cumplirlos a cabalidad?

OCS: Los retos que se tienen para este 2017 van en línea con el balance anterior. En el tema de suministro, hay que seguir explorando, perforando y seguir con la tendencia que estamos viendo este año, en donde el 25% de los pozos de exploración que se están perforando tienen vocación a gas natural, tanto en costa adentro como en costa afuera.

Hay que seguir construyendo la infraestructura de transporte que requiere el país. Las señales regulatorias que se den este año deben ser las correctas. Por otro lado, hay que seguir construyendo

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demanda. Si bien como país hemos logrado mucho en los últimos 30 años desde que el Presidente Barco lanzó el plan de masificación de gas natural.

Hay que seguir creciendo el mercado.

El gas es el combustible con mayor proyección de crecimiento a nivel Internacional. Deberíamos por ejemplo usarlo mucho más en el transporte al igual como se hace en el sector residencial.

RNYP: En el 2016 hubo una cobertura aproximada de 8’500.000 usuarios en el sector residencial, ¿Cuál cifra sería la estimada para este año?

OCS: La proyección que tenemos se basa en las señales regulatorias y de políticas que hoy tenemos y nos muestran un crecimiento de 300.000 familias en el sector residencial, en cuanto al sector transporte, lo que se espera es que Transmilenio tome la decisión de incluir en su parque de automotores buses dedicados a gas. Esto abriría una puerta en todas las ciudades del país en materia de transporte. El gas natural representa una mejora muy significativa en la calidad del aire que respiramos en la ciudades, dado que reduce el material particulado, las emisiones de CO2 y los óxidos de nitrógeno.

ese punto de autosuficiencia que la UPME ve hasta 2023, es por medio de una mayor actividad de exploración y producción, así como en la construcción de nueva infraestructura de transporte. Esa es la forma en la que uno construye día a día esa autosuficiencia.

Se pensaría que esos 12 o 13 pozos que se tienen hoy proyectados en 2017 en las cuencas sedimentarias con potencial de gas natural, se incrementen en los siguientes años. Esa es principal manera de construir la autosuficiencia y la seguridad energética del país.

RNYP: En este momento, con el fin de masificar un poco más este recurso como lo es el gas ¿En qué lugares del territorio Colombiano se tiene planeado el inicio de nuevas obras y por qué?

OCS: La respuesta es el Caribe en materia de gas. Allí está concentrada casi toda la actividad exploratoria con potencial de gas natural. En el Caribe Costa afuera y Costa Adentro, además del reciente descubrimiento de Anadarko Costa afuera. A finales del año 2016 tuvimos el descubrimiento “Bullerengue’’ cerca de Barranquilla. Esto es una prueba más de que las cuencas del Caribe son ricas en gas.

RNYP: Según la UPME (Unidad de planeación minero energética) El gas en Colombia está considerado como un recurso autosuficiente hasta el año 2023 ¿Cómo y qué hacer para que este no pierda esa autosuficiencia?

RNYP: ¿Cuáles creen que podrían ser las desventajas que tienen las plantas de regasificación frente a las petroleras, teniendo en cuenta que según ellas, se está desalentando la inversión para la exploración y producción de nuevas reservas?

OCS: La autosuficiencia se construye año a año y la única forma de desplazar

OCS: La visión nuestra es que si el País requiere realmente la importación vía el

Pacífico hay que hacerla. Sin embargo, lo que sí estamos viendo es que en la medida en que esa autosuficiencia en materia de gas podría llegar hasta el 2023 o 2025, eso desplaza la necesidad del terminal de regasificación en el Pacífico para el 2025. En ese particular, lo que estamos viendo es que de pronto esa decisión sobre el Pacífico no hay que tomarla este año y nos daría tiempo para determiner si los recientes descubrimientos desplazan aún más la autosuficiencia en gas natural.

Si la autosuficiencia la tenemos hasta el 2025 ¿Por qué tomar una decisión tan rápido?. Sé que los planes actuales de actividad exploratoria de las compañías de exploración y producción pueden aportar reservas que en este momento no están sobre la mesa.

RNYP: Actualmente se está hablando sobre el tema del posconflicto, este tema involucra directamente a todos los sectores económicos del País, de

parte de Naturgas ¿Cuál es la postura que se tiene del posconflicto y cómo deben actuar frente a él?

OCS: En este momento nosotros estamos muy conscientes del tema, tanto así que en el Congreso NATURGAS tenemos un espacio amplio para hablar sobre el posconflicto y los retos del sector empresarial. Sabemos que es necesario crear las condiciones adecuadas que puedan conducir a una actividad económica activa, con generación de empleo y riqueza. Esto al final del día permitirá enfrentar los retos del posconflicto, ya que este no solo se hace únicamente con inversión pública, sino que requiere de flujos importantes de inversión privada.

El gas natural es un combustible económico, de fácil manejo y que generaría bienestar a esas poblaciones en Colombia que hoy lo usan. El gas Natural tiene esa vocación de mejorar la calidad de vida de las poblaciones y si el posconflicto abre esa oportunidad,

el sector tiene que estar presente y tiene que estar llegando a esas familias que aún no cuentan con este recurso.

Por ejemplo, hoy hay en Colombia 1’300.000 familias que todavía cocinan con leña según el DANE. RNYP: Al conocer las condiciones como la responsabilidad social, manejo de comunidades por parte de las empresas y entes públicos para enfrentar al posconflicto ¿Cómo NATURGAS está pensando actuar frente al proceso de posconflicto y qué factores tendría en cuenta para realizar esos aportes?

OCS: Desde el punto de vista regulatorio, lo que se puede hacer se basa en la conformación de los mercados relevantes. Por ejemplo los mercados alrededor de las ciudades grandes como Bogotá, Cali, Medellín, Barranquilla a través de la integración de los mismos, se podría lograr que las compañías lleguen a poblaciones donde hoy no es eficiente económicamente llegar.

Medio Ambiente

Gestión ambiental efectiva Una estrategia orientada a la sostenibilidad de los proyectos mineros

Amílcar Valencia Núñez Gerente Ambiental Drummond Ltd.

M La responsabilidad ambiental de las empresas debe ser un asunto más de hechos que de palabras o políticas sin acción

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ucho se habla de la responsabilidad ambiental de las empresas, y muchas acuñan el término de moda dentro de su lenguaje organizacional; pero la responsabilidad ambiental, más que declaraciones e intenciones, son hechos reales orientados a que las empresas “respondan” apropiada y proporcionalmente por las implicaciones de sus operaciones, para que así de esta manera puede materializarse mejor la sostenibilidad de un proyecto en el que se disfruta de un beneficio actual de los recursos naturales, permitiendo a su vez que pueda existir un bienestar para las futuras generaciones.

Se han diseñado herramientas que buscan evaluar esa compatibilidad entre los proyectos y los recursos naturales, siempre concluyendo, en los que son viables, la necesidad de implementar acciones de manejo que buscan prevenir, mitigar, controlar y compensar los impactos ambientales que son generados en mayor o menor intensidad, por cualquier tipo de proyecto, incluyendo aquellos que se han denominado “verdes” o “limpios”.

Pero lo que es importante entender y asumir es que en muchos casos no se tiene un total conocimiento de la dinámica de la naturaleza debido a su diversidad

y a sus interrelaciones, lo que hace que algunas acciones de manejo no logren prevenir, mitigar y controlar apropiadamente los impactos ambientales; por eso existe el monitoreo, cuyo objetivo principal es constatar la adecuada evolución de los recursos naturales, pero también alertar oportunamente cambios en los mismos que puedan conllevar a su deterioro. Esto inmediatamente debe generar una revisión y ajuste de las acciones de manejo para así corregir adecuadamente aquel desmejoramiento.

Lo anterior, si bien suena lógico y debería ser el proceder de cualquier estrategia de gestión ambiental, desafortunadamente no es la más común. Se hace necesario, por tanto, enfatizar en la necesidad de una gestión ambiental orientada a la sostenibilidad desde una órbita más pragmática, con una visión integral y una incidencia efectiva que involucre desde el diseño del proyecto minero, pasando por su etapa de operación, hasta llegar a la fase de cierre.

Una Gestión Ambiental Efectiva, por tanto, debe soportarse en 4 pilares: 1.

Evitar impactos desde el mismo diseño minero; 2. Implementar adecuadamente las medidas de manejo; 3. Ejecutar un monitoreo ambiental pertinente; y 4.

Construir un futuro sostenible desde el inicio de la operación.

Evitar impactos desde el diseño minero Una gestión ambiental efectiva arranca desde el mismo diseño del proyecto, en donde la consideración de los recursos naturales existentes permite lograr diseños de proyectos que eviten impactos ambientales innecesarios. El diseño de escombreras que evitan en la medida de lo posible intervenir cauces de ríos o áreas de inundación (amortiguamiento hidráulico); la ubicación de oficinas e infraestructura de soporte en áreas que no afecten coberturas boscosas, o planear una secuencia minera que busque reducir impactos aguas debajo de las operaciones son algunos ejemplos de lo que es posible realizar para evitar afectaciones e iniciar una gestión ambiental sostenible en un proyecto.

Implementación adecuada de las medidas de manejo Es indudable que un proyecto implica impactos que no pueden evitarse, y que por tanto deben ser objeto de acciones de control, mitigación o compensación; y es este otro eslabón de la gestión ambiental efectiva: la aplicación adecuada, proporcional y oportuna de las acciones de manejo, su objetivo no solamente debe ser el de cumplir un requerimiento establecido por una autoridad o propuesto por la empresa en su PMA, sino el de mitigar y controlar efectivamente los impactos que se presenten.

Si bien en el proceso de evaluación ambiental, tanto las empresas como las autoridades hacen el mejor esfuerzo para identificar y valorar los impactos, y proponer medidas de manejo para su mitigación y control, durante la ejecución del proyecto se detectan una serie de acciones de mejora que pueden hacer más efectivos los controles de esos impactos. La gestión ambiental efectiva se orienta a implementar las medidas y acciones de control que puedan ser mas eficaces y beneficiosas en la relación proyecto-ambiente, aún cuando para su implementación no medie ninguna exigencia legal; la responsabilidad empresarial obliga a la toma de todas aquellas acciones que de manera efectiva puedan mitigar y controlar los impactos.

Tener un adecuado monitoreo ambiental es la base para identificar esas acciones de mejora, y de esto hablaremos en el siguiente punto; pero contar con un adecuado

Medio Ambiente Sección grupo ambiental en el proyecto, de reconocida calidad técnica y comprometido con la sostenibilidad del proceso minero, hace que esta permanente búsqueda de la mejora en el desempeño sea inherente a la gestión ambiental, sea beneficiosa pero también proporcional en términos de la relación costo-beneficio. Contar pues con personal calificado, con los recursos económicos adecuados y con los recursos físicos necesarios es fundamental a la hora de buscar una gestión efectiva.

Monitoreo ambiental pertinente Como se mencionó anteriormente, todos los esfuerzos de control y mitigación de los impactos, deben estar acompañados de programas de monitoreo y seguimiento que para una gestión ambiental efectiva, deben ser objetivos, sobre todo confiables y pertinentes para conocer el estado de los recursos naturales.

Se dice que deben ser objetivos, pues los mecanismos de verificación deben ser directamente relacionados con el efecto que se pretende vigilar; es conocido que algunas estrategias de monitoreo van orientadas a la verificación del cumplimiento de las medidas de manejo, cuando su principal objetivo debería ser la vigilancia del estado del recurso natural y su evolución.

Se dice también que debe ser confiable, pues el esquema de medición debe asegurar que la evolución del recurso natural sea exactamente la que muestran los resultados del monitoreo; la utilización de procesos acreditados en los muestreos y laboratorios acreditados en los análisis, la implementación de equipos de medición con el nivel de detección necesario o de características apropiadas para la afectación a medir, la operación de redes de monitoreo que abarque espacialmente las áreas donde se puede manifestar los efectos. Todo esto brindará confianza en la identificación de problemas, facilitando la toma de acciones proporcionales.

Adicional a esto, el monitoreo también debe ser oportuno para que la gestión ambiental pueda ser efectiva, se debe hacer uso de tecnología de punta que permita respuestas más ágiles a cualquier variación indeseada en las condiciones de un recurso natural, o contar cerca del proyecto con personal certificado para tomas de muestras y laboratorios acreditados para verificar condiciones que puedan lucir inusuales, estas, son algunas de las características de ese monitoreo pertinente el cual, necesariamente tiene que influir y retroalimentar las acciones de manejo para su mejoramiento continuo.

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La construcción de un futuro sostenible Y como último pilar, no menos importante y por el contrario mucho más estratégico, está la construcción, desde el inicio de la operación, de un futuro en el área que permita retornarla e integrarla ambiental y socialmente a su entorno, algo que se asimila con el Cierre de Minas, pero que tiene un concepto más amplio en términos no solo de dejar un área de operación en franca recuperación ambiental, sino que esta se integre sosteniblemente con el entorno en el que se encuentra.

Este pilar lo conforman principalmente 2 acciones, que se pueden estructurar de manera complementaria para lograr una mayor efectividad en el cierre de las operaciones: la rehabilitación y la compensación forestal.

Un proceso de rehabilitación efectiva debe orientarse a la sostenibilidad de la misma en términos de la integración del área rehabilitada con su entorno, es decir, con los ecosistemas circundantes. No es solo una revegetalización que muestre “verde” el sitio de la operación, sino que la mina pueda hacer parte de ecosistemas aledaños para que sea incluso refugio de fauna silvestre gracias a la presencia de cuerpos de agua artificiales (con los tajos inundados u otros reservorios).

Y complementaria a la rehabiltación, la compensación forestal puede ser implementada en corredores biológicos que se conecten con el área de explotación y logren esa integración que se ha mencionado. Procesos de restauración activa y pasiva implementados en ecosistemas externos, pero aledaños a la mina, o en cuencas abastecedoras de esos ecosistemas, garantizarán esa construcción ambiental de un futuro sostenible para las áreas intervenidas.

La responsabilidad ambiental de las empresas debe ser un asunto más de hechos que de palabras o políticas sin acción, y la gestión ambiental efectiva es un camino apropiado para compatibilizar mejor los proyectos con el medio ambiente, buscando finalmente un futuro viable para un territorio y sus comunidades, es decir, un futuro sostenible.

Una gestión ambiental realmente efectiva permite contar con proyectos verdaderamente responsables y orientados a la sostenibilidad; porque como bien dice algún experto: la Responsabilidad Ambiental es el camino, mientras que la Sostenibilidad es el destino.

Medio Ambiente

La nueva era de la energía en Colombia Gerardo Cañas Jiménez Director IPSE

E

l mundo enfrenta diversos retos políticos, económicos y ambientales, siendo éste último el de mayor preocupación y por ende de mayor prioridad para la agenda mundial. El impacto climático que hemos generado en el planeta nos obliga a reducir las emisiones de CO2 y la contaminación en general y así mitigar el daño que hemos causado.

labor de ejercer para así cumplir a cabalidad nuestro objetivo principal: mejorar la condición de vida de las comunidades mediante la ejecución de proyectos que permitan energizar aquellas zonas que no cuentan con este servicio, o que actualmente lo tienen de manera deficiente y con altos impactos para el medio ambiente. De tal forma, asumir de manera sostenible la implementación de los proyectos en las regiones más apartadas del país es una tarea de gran responsabilidad con miras al desarrollo social y ambiental de Colombia.

mos que el trabajo debe ser constante y el compromiso permanente. Por lo cual, en el IPSE venimos analizando e identificando los principales retos que tenemos, dentro de los que se destacan: la masificación de las energías renovables en las Zonas No Interconectadas (ZNI), la ampliación de la cobertura, el compromiso con el COP21, la energización de las comunidades aledañas a las zonas veredales en el posconflicto, y la garantía de que los proyectos implementados en las ZNI sean sostenibles.

En este contexto, el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE) está adelantando, la implementación y el desarrollo de soluciones energéticas renovables en el país, como una política integral de cobertura en energías renovables o no convencionales que apuntarían a la conservación del medio ambiente mediante la generación de energías limpias.

Como resultado de nuestra gestión en el IPSE, durante el periodo comprendido entre mayo de 2015 a junio del 2016 sobrepasamos en 31% una de las metas trazadas en el Plan Nacional de Desarrollo 2014 - 2018, logrando llevar el servicio a 11.067 usuarios, entre estos, 1.008 fueron beneficiados mediante la implementación de sistemas de generación híbrida; 4.724 a través de fuentes no convencionales y 5.335 por medio de redes y fuentes convencionales de energía. Con el apoyo del Ministerio de Minas y Energía hemos podido instalar 1,5 mw de fuentes de energía renovable en las Zonas No Interconectadas (ZNI): actualmente manejamos una totalidad de 2.130 soluciones individuales fotovoltaicas instaladas y un parque de generación solar en las Islas de San Bernardo del departamento de Sucre.

Por eso día a día nos damos cuenta de que la mejor forma de aportar a la construcción del País y de la Paz, es llevar una luz de esperanza a través de la energía que conlleva al desarrollo social y económico, fortaleciendo el sector de la salud, la educación, la cultura, la ciencia, la tecnología, y permitiéndonos ser un País más equitativo que trabaja en pro de sus comunidades.

Por esto, desde mi gestión como Director del IPSE he comprendido la importante

A pesar de que en el último año hemos logrado avances significativos, sabe-

Entre el 2010 y el 2012 en Colombia tuvimos que enfrentar una de las peores temporadas invernales de los últimos años, cuyos aguaceros, tormentas eléctricas, deslizamientos, entre otros, hicieron que el Gobierno Nacional declarara la situación en “Emergencia Económica, Social y Ecológica”, ante este escenario, uno de los grandes retos planteados en el Plan Nacional de Desarrollo 2010 - 2014 fue enfrentar los desafíos del cambio climático.

Para finalizar, hago un llamado a incrementar los esfuerzos y volcar nuestros ojos hacia el desarrollo de las energías renovables. En este aspecto Colombia cada día se fortalece y podemos volvernos un gran destino a nivel Internacional para la inversión en el desarrollo de energías amables con el medio ambiente. La humanidad cada vez es más consciente de esto y a diario plantea retos que nosotros, estoy convencido podemos asumir.

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Finanzas

La Recuperación económica del país Simón Gaviria Director Nacional de Planeación

D

urante 2015 y 2016 la economía colombiana enfrentó los efectos de la caída inesperada del precio del petróleo, con efectos importantes en el crecimiento, el balance fiscal, la inflación y el balance en cuenta corriente.

Lo anterior llevó a que el crecimiento económico se ubicara en 2,0% durante 2016, inferior al crecimiento potencial de la economía, que se ubica actualmente alrededor de 3,5%.

Sin embargo, gracias a una política económica adecuada y oportuna, el país mantuvo un crecimiento dinámico y un comportamiento destacado en la región. En este sentido, consideramos que el 2017 será el año de la recuperación del crecimiento sostenido.

En primer lugar, se espera que el crecimiento económico alcance el 2,5%, impulsado principalmente por los sectores de construcción, servicios financieros y agricultura. La puesta en marcha de las obras físicas de los proyectos de 4G, las inversiones en infraestructura portuaria y aeroportuaria a nivel nacional y el mayor gasto en las regiones de los recursos de regalías permitirán que el sector de la construcción alcance un crecimiento de 4,0%. En efecto, este año se espera la ejecución de obras por $13 billones, con el inicio de dos

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Se dará en este 2017 proyectos de segunda ola y cuatro iniciativas privadas que, a su vez, se sumarán a los siete proyectos de la primera ola que ya se encuentran en ejecución. A lo anterior se suman $600 mil millones de inversión en puertos y accesos marítimos y de $600 mil millones para el mejoramiento de terminales aéreas. Entre ellos, se destaca como proyecto estratégico el inicio de la estructuración del Dorado 2.

Es importante mencionar que estas inversiones y avances en el desarrollo de infraestructura irán acompañados de una estrategia para mejorar su uso y contar con servicios adecuados que optimicen el desempeño logístico. Para ello, el DNP (Departamento Nacional de Planeación), finalizará en el 2017 la Misión de Logística y Comercio Exterior, que tiene como meta reducir el costo logístico en un 30% para el año 2030.

Actualmente, este costo representa el 15% de las ventas.

La inversión en infraestructura y la reducción de los costos logísticos tendrán un impacto importante sobre la inversión de la economía, permitiendo aumentar el crecimiento potencial del país. Es importante tener en cuenta que Colombia tiene la tasa de inversión más alta de la región y se espera que en 2017 se

Negocios& revista

Petróleo mantenga en niveles cercanos al 27% del PIB, superiores al promedio histórico.

En segundo lugar, se espera que la recuperación de la demanda externa y la depreciación del tipo de cambio permitan que las exportaciones vuelvan a crecer.

Después de dos años con resultados negativos, estimamos que las exportaciones totales crecerán este año 9%. Lo anterior consolidará el cierre en el déficit de la balanza de pagos, que pasó de 6,4% del PIB en 2015 a 4,5% del PIB en 2016. Esperamos que este déficit termine en 3,5% del PIB en 2017, un nivel compatible con el crecimiento y nuestras fuentes de financiación. En este último sentido, el país continuará como un receptor importante de inversión extranjera directa, la cual se espera alcance un nivel de USD 10.000 millones, superior al promedio histórico del país y más importante aún, llegando a todos los sectores de la economía.

En tercer lugar, la estabilidad en el clima y la tasa de cambio permitirán que la inflación continúe su senda descendente.

De hecho, las expectativas de inflación ya reflejan este comportamiento, por lo que proyectamos que al final del año el incremento de los precios se ubique en niveles cercanos al 4%, dentro del rango meta establecido por el Banco de la República. Esto es fundamental, pues implicará reducciones de la tasa de intervención por parte del banco a lo largo del año, lo que incentivará la dinámica de consumo de los hogares.

Es importante mencionar que estas inversiones y avances en el desarrollo de infraestructura irán acompañados de una estrategia para mejorar su uso y contar con servicios adecuados que optimicen el desempeño logístico.

En cuarto lugar, la reforma tributaria estructural aprobada a finales del año anterior permitirá mantener unas finanzas públicas sostenibles, al mismo tiempo que se da cumplimiento a la regla fiscal. La caída del precio del petróleo había generado reducciones significativas en los ingresos tributarios durante 2015 y 2016, lo que planteaba retos importantes para mantener el nivel de inversión pública observado durante el boom petrolero. La aprobación de la reforma tributaria aclara el panorama y asegura la sostenibilidad del gasto público, fundamental en cuanto a su contribución para el crecimiento económico.

Finalmente, la consolidación del proceso de paz y el postconflicto tendrán un efecto positivo sobre el desempeño económico.

El dividendo económico de la paz le permitirá al país lograr un crecimiento adicional de 1% en los próximos diez años,

gracias a la mayor confianza en el país.

Esto es muy importante porque permitirá potenciar la recuperación de muchos sectores de la economía desde 2017.

En conclusión, este año invita al optimismo. La economía colombiana ha mostrado su resiliencia ante un choque de gran magnitud, y ya da señales claras de la recuperación del crecimiento sostenido.

Opinión

Ecopetrol

y la paz territorial

E

l conflicto en Colombia está por terminar; esa es una de las premisas que actualmente el Gobierno del país expone por medio de los acuerdos de paz firmados junto a la delegación de las FARC. Esto además de ser algo esperanzador, se convierte en un tema controversial, debido a las reiterativas acciones opuestas al ideal de paz que los Colombianos quieren.

Pero no solo se ha visto participación por parte de las personas del común quienes anhelan el fin del conflicto, sino también por parte de grandes empresas como Ecopetrol, quienes han sido blanco de atentados a su infraestructura, y así esperan que estos acuerdos cesen por completo las actividades que de una u otra forma han afectado al sector.

Por esto, Revista Negocios & Petróleo, estableció contacto con Eduardo Uribe Botero, Vicepresidente de Desarrollo Sostenible y HSE de Ecopetrol, quien nos contará cuales son las perspectivas que se tienen desde la interna de la compañía frente a este acuerdo de paz y como sería la intervención ante el posconflicto.

Revista Negocios & Petróleo: ¿Cómo se está preparando la empresa para la finalización del conflicto?

Eduardo Uribe Botero: Lo primero que hay que decir es que tenemos una Estrategia para la Gestión del Entorno aprobada por la Junta Directiva a finales del 2015, en la cual se incluye el capítulo: Ecopetrol y la Paz. Lo segundo es que en el marco del

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Eduardo Uribe Botero Vicepresidente de Desarrollo Sostenible y HSE Ecopetrol Programa de Transformación de la Empresa, se definió una palanca de posconflicto, conformada por tres grupos de iniciativas: una enfocada a la Paz Territorial y que consiste en impulsar y participar en proyectos que generen alto impacto y condiciones de paz, especialmente en aquellos municipios donde convergen nuestros proyectos y operaciones con el posconflicto; un segundo grupo apunta a fortalecer las habilidades de los trabajadores para construir una nueva forma de relacionarse con los territorios, acorde con el momento que se vive en Colombia; y un tercer grupo de iniciativas para identificar, analizar y gestionar cambios normativos que le permitan a Ecopetrol en particular y a la industria en general, remover barreras y aprovechar las oportunidades que trae la construcción de paz.

RNYP: ¿Cuáles son los compromisos que tiene Ecopetrol con miras al posconflicto?

EUB: El compromiso más importante de Ecopetrol es su disposición a convocar y a participar activamente en la construcción de paz territorial, en función de sus intereses, que son los intereses de los colombianos, en articulación con los sectores público, privado y social para así contribuir a que los programas, proyectos e iniciativas que se desarrollen en el marco de la implementación de los acuerdos sean viables y sostenibles.

RNYP: ¿Qué planes se tienen destinados por parte de Ecopetrol para contribuir a la paz en cuanto a lo social, ambiental y económico?

EUB: Ecopetrol, en el marco de su Estrategia para la gestión del Entorno: Hacia la paz y la prosperidad compartida, tiene como criterio rector la debida planeación de la gestión del entorno. En ese sentido, estamos formulando Planes de Entorno, como instrumentos para estructurar y ordenar nuestra gestión.

De acuerdo a las dinámicas territoriales, al mapa de actores, a los riesgos y oportunidades de nuestros proyectos y operaciones, definimos acciones y proyectos que deben incluir una perspectiva de posconflicto y construcción de paz. Las líneas de la inversión socioambiental que se encuentran definidas en la estrategia están relacionadas con el cierre de brechas en salud y educación, el fortalecimiento institucional, los proyectos productivos sostenibles y la protección y recuperación de los recursos hídricos y los ecosistemas estratégicos.

RNYP: ¿Cómo cree usted que influye el sector petrolero en el posconflicto y qué se puede aportar desde la empresa a la construcción e integración de la paz?

EUB: La industria petrolera genera recursos significativos para el sostenimiento del Estado, el desarrollo de los territorios y la financiación de la inversión pública.

La contribución más importante que podemos hacer tiene que ver, de un lado, con el fortalecimiento de la capacidad institucional para responder a los retos del posconflicto, y de otro, a realizar un esfuerzo inteligente y mancomunado tendiente a que los recursos para el

posconflicto se aprovechen de forma eficiente, transparente y sostenible.

Es claro, por ejemplo, que la implementación de los acuerdos de desarrollo rural integral y la sustitución de los cultivos de uso ilícito, dos puntos sustantivos de la agenda acordada entre el Gobierno Nacional y las FARC-EP, requieren no sólo grandes recursos para su financiación, sino modelos de gestión territorial que aseguren los beneficios a la población más afectada por el conflicto armado. Las empresas podemos y debemos aportar en ese sentido.

RNYP: Teniendo en cuenta las altas y bajas que ha tenido el precio del petróleo ¿Cómo se manejaría el factor económico para la inversión que se debe hacer para la contribución al posconflicto?

EUB: Los precios del petróleo son una variable que la Empresa no puede controlar. Afortunadamente hoy tenemos unos precios más competitivos y razonablemente estables. No obstante seguimos observando un plan de austeridad riguroso que nos permite generar ahorros para financiar nuestro crecimiento.

Pero más importante que la cantidad de los recursos, en un escenario de posconflicto es la generación de confianza, el desarrollar una buena planeación de la gestión, con flexibilidad pero sin improvisación, formular y estructurar buenos proyectos, un eficiente manejo de los recursos y mecanismos efectivos de articulación y de coordinación.

El éxito del posconflicto, que es la no repetición, no va a depender necesariamente de la cantidad de recursos, sino de un buen modelo de gestión territorial que permita asegurar los resultados.

RNYP: Hace pocos días, se presentaron nuevamente atentados en contra de la fuerza pública y la población civil en la ciudad de Bogotá, lo que hace pensar que aún el conflicto no ha finalizado, ¿Qué planes de contingencia manejaría Ecopetrol en caso de ataque a uno de los campos u oleoductos y cuál sería su posición ante esto?

EUB: Ecopetrol ha sido objetivo militar por parte de las insurgencias como una

manera de afectar las finanzas públicas y distraer la acción de la fuerza pública.

Pero estos atentados no sólo generan pérdidas económicas para la Empresa y el país, sino que han traído graves consecuencias sobre los ecosistemas afectados por los derrames de crudo.

La Empresa ha desarrollado planes de contingencias y tecnologías que le permitan reaccionar en el menor tiempo posible y minimizar en lo posible los daños. No obstante en algunas ocasiones se han presentado atentados que han afectado cultivos y acueductos veredales, afectando servicios esenciales y el bienestar de las comunidades.

En los Acuerdos de La Habana, en el punto de víctimas, quedó plasmado un compromiso de las FARC, y que debemos hacer valer, en el sentido de contribuir con la recuperación de los ecosistemas afectados por los atentados contra la infraestructura.

Cumplir con lo pactado en esta materia, puede representar un avance importante en la reintegración de las FARC a la vida civil, y al tiempo complementa los esfuerzos que ha venido haciendo Ecopetrol para remediar los daños que ha provocado las voladuras a la infraestructura de transporte.

Respecto a los atentados que viene realizando el ELN al oleoducto Caño Limón Coveñas, Ecopetrol considera que no se compadecen con el anhelo y con el ambiente de paz que comienzan a respirar los colombianos, máxime cuando se instaló la fase pública del proceso de diálogo con esta guerrilla. Al equipo negociador del Gobierno con el ELN, le hemos pedido que inste al ELN a terminar los ataques contra la infraestructura y las caravanas de camiones, como un gesto y una consecuencia lógica del momento histórico que vive Colombia.

RNYP: ¿Qué riesgos ha identificado Ecopetrol que pueden tener sus operaciones en el marco de la implementación de sus acuerdos?

EUB: Ecopetrol también ha sufrido la tragedia humanitaria y ambiental que ha traído el conflicto armado para las comunidades, las instituciones, los ecosistemas y para las actividades em-

presariales. Por esa misma razón ve en la implementación de los Acuerdos, en el marco de la paz territorial, no tanto riesgos como oportunidades.

No obstante, sabemos que un eventual incumplimiento de los Acuerdos puede activar vías de hecho contra los proyectos y operaciones de Ecopetrol y de la industria, con el fin de presionar el cumplimiento del Gobierno, como ha ocurrido en el pasado. Por eso y por las condiciones favorables para el bienestar social y el desarrollo sostenible que genera la paz territorial, es que somos conscientes de la importancia de que se implementen los Acuerdos con las FARC y se avance en el proceso con el ELN. RNYP: ¿Qué acciones concretas desarrolla Ecopetrol para la construcción de paz en los territorios?

EUB: En concreto estamos elaborando Planes de Entorno, con perspectiva de posconflicto y construcción de paz, en especial en aquellos municipios donde se van a implementar los Acuerdos, tales como los programas relacionados con la sustitución de cultivos de uso ilícito y el desarrollo con enfoque territorial.

Este ejercicio requiere de planeación y de gestión, pues no vamos a hacer cualquier cosa en cualquier parte. En este momento nos encontramos articulando esfuerzos con el Gobierno, con otras empresas y evaluando alternativas para participar de manera cuidadosa para que los beneficios que generen nuestras intervenciones sean lo más constructivas, positivas y sostenibles posibles.

Así mismo, por instrucción del Presidente de Ecopetrol, hemos creado la Coordinación de Gestión de Entidades Territoriales, con el fin poner a disposición de las administraciones municipales un equipo técnico de alto nivel que contribuya a la identificación, formulación, estructuración y gestión de proyectos, en el marco de sus planes de desarrollo. Muchos de estos proyectos van a representar, sin duda, acceso a valiosos recursos y resultados relevantes en la construcción de paz territorial.

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Finanzas

Una visión a la economía Colombiana Rubén Peña Díaz Economista y Especialista en Finanzas y Negocios Internacionales Universidad de la Sabana

durante el año 2016 y su proyección al 2017

D

sentó una gran incertidumbre inversionista por la afectación de la demanda interna, ocasionada por inestabilidad política en Brasil.

Para América Latina fue un año difícil, con una demanda externa baja, las exportaciones cayeron alrededor del 6%, y se suma a ello los bajos precios de las materias primas, como gran fuente de ingresos regionales, también se pre-

En Venezuela encontramos una situación política crítica; baja demanda interna ocasionada por la escasez de productos básicos y una inflación desbordada que contrasta con los indicadores de la región. En Ecuador se dieron unas políticas macroeconómicas rígidas. El cambio político en Argentina, refleja una etapa de transición en temas de política económica, generando una gran incertidumbre para el año 2017, durante el año 2016 encontramos un aumento de la inflación y devaluación del peso. Lo países de la alianza del Pacífico (Chile, Colombia, México y Perú) sumaron el 39% del PIB de

entro de un marco de incertidumbre económica y política, podemos decir que el año 2016 fue el de la desaceleración económica a nivel mundial, a nivel regional encontramos que China el motor de la economía mundial, pasó de un crecimiento de 6.9% en el año 2015 a 6.6% en el año 2016, nuestro socio comercial Estados Unidos pasó de 2.6% en 2015 a 1.6% en 2016. En Europa se presentó la salida del Reino Unido de la Unión Europea, pese a ello tuvo un crecimiento del PIB de 1.7% en 2015 a 2.1% en 2016.

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América Latina y el 50% del comercio exterior, acuerdo que ha impulsado a la industria regional especialmente a las Pymes. En términos generales y de acuerdo a estimaciones del Banco Mundial, en América Latina y el Caribe se registró una contracción del 1.4 % en 2016, segundo año consecutivo de recesión.

Colombia ha presentado un crecimiento promedio del PIB durante los últimos quince años de 4.3%, si observamos desde el año 2016 el PIB presenta un caída del 4.6% en el año 2014, 3.1% año 2015 y 2% año 2016. El crecimiento durante el año 2016 fue jalonado por el sector de la construcción, el alto desempeño del sector financiero y una recuperación del sector manufacturero contrastando los buenos resultados

estuvieron el sector minero, agropecuario y eléctrico. Colombia no fue ajena a la desaceleración mundial reflejada en los mercados internacionales ocasionando una reducción de las exportaciones que pasaron de 35.691 millones de dólares FOB en 2015 a 31.074 millones de dólares FOB en 2016 (1).

En cuanto América Latina el Fondo Monetario Internacional proyecta para el año 2017 un crecimiento en la economía de 1.2% y para Colombia de 2.6%, impulsado por la adopción de políticas monetarias y fiscales más restrictivas, en el mediano plazo se verán los resultados dado el acuerdo de paz firmado y la reforma tributaria estructural (2).

Con este panorama los analistas económicos esperan de la debilitada economía colombiana para este año, un crecimiento del 2.8% y el Gobierno nacional 2.5%, con un acuerdo de paz firmado y refrendado por el Congreso de la Republica y en proceso de implementación con el mayor grupo al margen de la ley e inicio de las negociaciones con el segundo, una reforma tributaria estructural ya aprobada y entrada en vigencia, el ambiente es de optimismo, confianza y de más inversión extranjera.

De Colombia se espera que esté entre los países de mayor crecimiento en América Latina, impulsado por el sector industrial con una expectativa de crecimiento de las exportaciones de 3.8% del año 2016 a 6.3% en el año 2017, favorecido por una tasa de cambio estable y mayor demanda interna.

La construcción espera un crecimiento del 33% mayor al de 2016, dada la necesidad de inversión a nivel nacional en vivienda y desarrollo urbano, se espera que los gobiernos regionales inicien ejecución de los proyectos en su segundo año de la mano de los programas y estímulos del gobierno nacional. También se espera un repunte en la ejecución de los proyectos del programa de cuarta generación llama-

das 4G con una inversión que pasará de 5.8 billones de pesos en el año 2016 a 9.2 billones de pesos para el año 2017 con un aumento del 3.4%, al igual una contribución al PIB de 0.4%.

Con la nueva reforma tributaria, se espera un crecimiento industrial, dados los estímulos para el sector privado con menores tasas sobre las utilidades de las empresas, del 42% sin la reforma al 40%, deducción plena del IVA a los bienes de capital, tarifas unificadas para zonas francas en 20% sin pago de parafiscales, estímulos tributarios para nuevos proyectos del sector de hotelería y turismo, beneficios tributarios para la generación de energía con fuentes renovables, beneficios tributarios para las empresas en las zonas más afectadas por el conflicto armado interno y reembolsos tributarios para nuevas inversiones en hidrocarburos y minería. También se incentivará al sector privado, eliminando permanentemente los aranceles a más de 3.400 materias primas y bienes de capital no producidas en el país.

En temas de inversión social, el Gobierno anunció la asignación de 6.2 billones de pesos en recursos, resultado de la reforma tributaria, los cuales se destinarán a salud, educación, inclusión social, transporte, agro, minas y energía, cultura y deporte.

En términos generales, la inflación a la baja, mejores resultados en los sectores agropecuario, minería y eléctrico, la reducción de la incertidumbre por la implementación de la reforma tributaria, aumento en la ejecución de las obras civiles y precios del petróleo al alza contribuirán al crecimiento de la economía Colombiana en el año 2017.

Otros factores que aportarán a este crecimiento serán el auge de la confianza inversionista por mejores condiciones fiscales, un ambiente positivo del final del conflicto armado y un estado sólido en términos macroeconómicos.

Responsabilidad Social Sección

Integración de procesos Domingo Escalante Asesor de la Vicepresidencia de Refinación y Procesos Industriales Ecopetrol

En la industria del oíl & gas basada en la formación de operadores

E

n el año 2016 se instaló e implementó el programa de Excelencia Operacional mediante un proceso integral de competencias (pruebas de conocimiento y desempeño) en la Gerencia de Operaciones de Desarrollo y Producción la Cira Infantas – Teca, del Rio, Apiay y un piloto en la estación Chimita de entrega de productos terminados de la Vicepresidencia de Logística y Transporte de Ecopetrol, lo cual permitió una generación de beneficios de alrededor de USD 1.299.252 en las plantas de producción.

Historia de exito Jorge Trespalacios Director de Desarrollo de Negocios GP Strategies

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Esta historia se desarrolla en la Gerencia de Operaciones de Desarrollo y Producción la Cira Infantas – Teca, Gerencia del Rio y Gerencia Apiay, en donde se buscó expandir el modelo de excelencia operacional e implementación del uso de OTS (Simuladores dinámicos de Entrenamiento para Operadores e Ingenieros) para el entrenamiento integral de

Operadores de la VDP que incluían procesos de la Gerencia Cira – Infantas, Rio, Apiay y la Estación Chimita de la VIT. Este proceso buscó como propósito que el equipo operativo de una planta, estación o área operativa obtuviera las habilidades y competencias para evaluar, adaptar y coordinar las actividades de producción y mantenimiento, con el fin de asegurar el cumplimiento del

plan de producción y la calidad de los productos en forma segura y eficiente. Para alcanzar este objetivo, el personal operativo debía, en forma proactiva, debía identificar las oportunidades para mejorar los procesos, detectar, prevenir y corregir situaciones anormales y responder en forma rápida, segura y efectiva a emergencias.

En tal sentido, el desarrollo de este proceso contempló las siguientes actividades, las cuales aseguraban que el sistema de entrenamiento incluyera modernas metodologías de transferencia de experiencia operativa, enfocadas a desarrollar competencias en los operadores y además de mejorar el desempeño y la seguridad de las plantas:

1. Evaluación Inicial de Operadores.

2. Desarrollo de herramientas de apoyo al desempeño: • Diagrama Grande de Control de planta.

• Manual de Descripción de procesos de planta.

• Manual de Procedimientos de operación normal.

• Manual de Respuesta a Emergencias - Matriz de Respuesta a Emergencias, Simulacros.

• Diagrama Secuencial y Procedimientos de arranque seguro de la planta.

• Manual de Guías de Entrenamiento.

3. Entrenamiento en aula sobre: • Consolidación en HSE y temas Humanos.

• Entrenamiento en fundamentos de equipos y procesos de la planta.

• Entrenamiento en uso de herramientas de apoyo al desempeño.

• Entrenamiento en detección y solución de problemas - Ejercicios “que pasa si” y Troubleshooting (solución de problemas).

4. Entrenamiento a Entrenadores en uso de herramientas de apoyo al desempeño.

5. Entrenamiento a Entrenadores en uso de simuladores genéricos y específico de la planta con herramientas de transferencia de experiencia operativa.

6. Entrenamiento en cascada a todo el personal operativo por parte de los Entrenadores de Ecopetrol.

7. Aseguramiento del proceso mediante la certificación por parte de una unidad extendida a aplicarse en la fase ultima del proceso.

Como resultado de este proceso, se obtuvieron los siguientes resultados: 1. Se cuenta con un lenguaje operático único entre los operadores e ingenieros.

2. Se implementaron todas las herramientas de excelencia operacional en los sitios intervenidos.

3. Se sensibilizó a los 127 operadores del modelo mental para actuar en caso de emergencias operacionales y para la optimización de la operación en condición normal.

4. Se implementó el centro de entrenamiento de operadores para el uso sistemático de simuladores dinámicos genéricos y específicos del proceso.

5. Se puso en marcha el plan individual de operadores para el año 2017 con énfasis a que cada operador desarrolle guías de entrenamiento y simulaciones de manera continuada, ya sea utilizando la metodología de EO o a través de la simulación dinámica.

6. Se recibió el modelo de simulación específica de la estación LCI 3A para entrenamiento y se contempló para el año 2017 tener un proceso robusto que incluya el proceso integral de la Cira (plantas de separación, PIAS, planta de deshidratación).

7. Debido a la implementación de la metodología de excelencia operacional, se mejoró la calidad del Crudo que se está entregando a la refinería, teniendo una mayor estabilidad en el proceso.

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Responsabilidad Social Sección Con respecto a los beneficios económicos obtenidos en las plantas de producción se vieron reflejados en las siguientes soluciones: Por diferida al evitar shutdown, y reducir el tiempo de recuperación generando beneficios económicos de USD $115.607: Este punto se logró a través de una combinación entre la respuesta efectiva a la emergencia y el tiempo requerido para poner nuevamente la unidad en servicio, como también el número de Shutdowns evitados. Los cambios en el comportamiento de los operadores y sus líderes ante las emergencias y paros, se logró gracias a que reconocieron y aplicaron sistemáticamente los procedimientos establecidos en el modelo de excelencia operacional, reforzado además, con los simulacros en sitio y el uso de simuladores dinámicos de proceso genéricos y específicos. El objetivo fue crear y asegurar en los operadores un modelo mental de prevención, respuesta efectiva y seguro a las emergencias. Actualmente existe una reducción importante de una línea base que partió de 90 minutos y que ahora tienen tiempos de respuestas cercanos a los 10 minutos.

Por la autogeneración generando beneficios económicos de USD $443.711: En esta parte del proceso, el gas natural que se separa en la estación es tomado por un compresor que lo envía al sistema de cogeneración de energía; hasta el 2015 este gas se quemaba en la tea debido a

problemas operacionales. Bajo este contexto y con un trabajo coordinado entre el personal de operación e ingeniería, se establecieron protocolos y se desarrollaron y aplicaron los procedimientos operacionales basados en el estándar, lo cual contribuyó a la recuperación de aproximadamente 2.5 MPCED (Millones de Pies cúbicos Estándar día) y que a su vez genera aproximadamente 6 MW (MegaWattios) de manera continua.

Por Calidad de Crudo, Entregas a la Refinería, Planta deshidratadora El Centro generando beneficios económicos de USD $454.177: como resultado de la madurez del equipo operativo del proceso en las estaciones separadoras y específicamente en las estaciones 2 y 3A, las cuales afectan de manera directa el desempeño de la deshidratadora, para el año 2015 se logró una reducción de la variabilidad del BSW de la estación 2 del 9% a valores sostenidos del 3% en el 2016. En año 2015 en la estación 3A los valores oscilaban en 1.5%, y llego a valores de 0.4% para el año 2016.

Estas mejoras se lograron gracias a la aplicación de los ejercicios “que pasa si” y de análisis y solución de problemas, y el acompañamiento a los operadores para asegurar la aplicación de los mismos criterios operacionales, tanto en las plantas separadoras como en la planta deshidratadora. Como resultado se ha alcanzado a la fecha más de 300 días de entregas perfectas de crudo a la refinería con un contenido de agua en valores cercanos a 0,15% vs 0,3% de la especificación.

La menor cantidad de agua en el crudo y un mejor desalado en la planta deshidratadora se refleja en que el contenido de sal del crudo entregado a la refinería se ve disminuido y con ello una mejoramiento de los desaladores y de las torres atmosféricas de la Refinería de Barrancabermeja.

Por el gerenciamiento de alarmas generando beneficios económicos de USD $390.057: Una de las dificultades encontradas durante el inicio de la aplicación de todo este proceso era el efecto que las

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alarmas tenían en la toma de decisiones de parte del operador; habían alarmas que en su configuración no tenían efectos directos sobre la operación, pero que fruto de la no intervención adecuada al operador se le hacía fácil no reconocerlas y por lo tanto se perdería el objetivo de las alarmas en la seguridad de procesos que requieren la acción del operador. Con un equipo interdisciplinario de las especialidades de proceso y de electrónica se aplicó la guía de gerenciamiento de alarmas, que inicialmente en el año 2015 logró una disminución de 22000 a 10000 alarmas semana, en el año 2016 mediante la revisión y mejoramiento de las estrategias de control se logró una operación más estable, basada en el procedimiento establecido de control de cambios. Actualmente se cuenta en todas las estaciones, con un valor de 2000 alarmas semana vs el estándar internacional que menciona valores cercanos a las 2500 alarmas por semana.

Por Beneficios a la Refinería generando beneficios económicos por USD $209.210: Al ser entregado a la refinería el crudo con menos agua y menos sal, el comportamiento más estable de los desaladores (menos presionamientos) y de las unidades de destilación primaria, se ha reflejado en la producción mayor cantidad de productos valiosos; este comportamiento ha sido observado durante un tiempo superior a 200 días y que coincide con el tiempo en el que la deshidratadora la Cira estabilizó su operación.

Por último se presenta efecto asociado a una reducción en el consumo de soda y la reducción de la corrosión en los sistemas de cima de las torres atmosféricas.

(Costo/Inversión)por valor de USD $313.510: Los costos de la inversión obedecieron a la contratación de una empresa contratista que es el dueña de la metodología, ésta a su vez hizo la transferencia a todos los operadores de las diferentes Gerencias incluidas en esta iniciativa; dicha contratación tuvo el aval de la Dirección de la Universidad Ecopetrol y cuenta con una ABE (Acuerdo de Bases Económicas) con las que se han efectuado optimizaciones importantes desde el punto de vista presupuestal.

Negocios& revista

Petróleo Valor Económico del Beneficio

Solución Generada 1. Diferida al evitar shutdown, y reducir el tiempo de recuperación

USD $115.607

2. Autogeneración

USD $443.711

3. Calidad de Crudo, Entregas a la Refinería, Planta deshidratadora El Centro

USD $454.177

4. Gerenciamiento de alarmas

USD $390.057

5. Beneficios a la Refinería

USD $209.210

6. (Costos/Inversión)

(USD $313.510)

Total beneficios En la tabla se muestra con el resumen los beneficios económicos obtenidos durante el primer año y la integración global producción, refinería, estación de entrega de productos terminados.

Agradecimientos Los autores quieren expresar especiales agradecimientos a: • Norberto Diaz Rincón Gerente de Desarrollo & Producción la Cira Infantas de Ecopetrol.

• Juan Carlos Hurtado Parra Gerente de Desarrollo & Producción del Rio de Ecopetrol.

• Edgard Paternina Blanco Gerente de Desarrollo & Producción Apiay de Ecopetrol.

USD $1´299.252 • • • • •

Joaquin Herrera Business Development Manager - Latin America, RSI Simcon Inc. Rafael Antonio Parada Cantor Coordinador de Operaciones de la Planta Chimita en la Vicepresidencia de Logística y Transporte de Ecopetrol.

A los Operadores e Ingenieros de las estaciones de la La Cira, Apiay y Chimita.

Al equipo humano de la Vicepresidencia de Talento Humano y al de al del Centro de Excelencia Operacional de la Universidad ECOPETROL. A las Vicepresidencias de la Regional Central y Orinoquia por el apoyo incondicional en la implementación del proceso.

Economía

Impuesto sobre la renta

Claudia Camargo Contadora Pública, Directora de impuestos PwC

Impacto en la industria de los hidrocarburos

Laura Vivas Contadora Pública, Gerente de impuestos PwC Paul Rocha Contador Público, Gerente de impuestos PwC

El Gobierno Nacional podrá otorgar un certificado de reembolso tributario (CERT), a los contribuyentes que incrementen las inversiones en exploración de hidrocarburos y minería.

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M

ucho hemos escuchado durante estos últimos años sobre cómo la baja de los precios del petróleo y la desaceleración de la inversión de las compañías dedicadas a las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, han tenido un gran impacto en las finanzas públicas para nuestro país.

No obstante, no se debe perder de vista que el impacto se ha extendido en diferentes niveles, partiendo del sector privado hacia lo público, y que en medio de esta coyuntura las compañías enfrentan otros retos como la implementación de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF o IFRS) y una nueva reforma tributaria.

La fuerza laboral y empresarial de la industria se enfrenta a la reestructuración del sector, la competitividad, la regulación, los retos ambientales y continuos requerimientos de innovación para buscar salidas a la crisis, los inversores, por su parte, soportan un riesgo mayor y una incertidumbre constante sobre su capital que se ve afectado por múltiples variables, unas internacionales y otras locales, como la inseguridad jurídica, la información financiera disponible para la toma de decisiones y las diferentes cargas impositivas.

Negocios& revista

Petróleo Información financiera y el impuesto sobre la renta de las compañías Las compañías, como centro de atención materializan las preocupaciones de las múltiples partes interesadas y como se dijo, se enfrentan a grandes retos desde diferentes perspectivas: la optimización de sus procesos y operaciones, le eficiencia de sus inversiones, la forma en que reflejan su situación económica a través de sus estados financieros y la determinación de su carga impositiva sobre sus ganancias, es decir, su impuesto sobre la renta.

Hasta el año 2014 y 20151, las compañías de la industria aplicaban para la preparación de sus estados financieros y sus impuestos, las normas contables colombianas (Decreto 2649 de 1993), con variadas condiciones que dificultaban la representación fiel de su situación financiera y la determinación de sus efectos en el impuesto sobre la renta. No era un secreto que nuestras anteriores normas contables no eran lo suficientemente robustas para que un sector que fue convirtiéndose en uno de los más importantes en Colombia pudiera administrar estratégicamente aquellas situaciones de riesgo y que con anticipación pudiera tomar las medidas necesarias para enfrentarlas (p.e. el tratamiento de los llamados cargos diferidos, en los que se postergaba el reconocimiento de los gastos, permitía de cierta forma aliviar los resultados financieros y dilatar algunas decisiones de negocio).

No obstante lo anterior, algunas compañías multinacionales que empezaban o tenían negocios en Colombia, acogieron dentro de sus políticas contables, normas que de manera supletoria pero armónica con los principios contables vigentes, permitían ajustar sus resultados a una realidad económica más razonable y con una especialidad de industria.

Es por esto, que la aplicación de las Normas Internacionales de Información Fi1.

nanciera y principios US GAAP no introdujo términos nuevos cuando iniciaba la implementación para efectos financieros en Colombia de las NIIF a partir de los años 2015 y 2016. Con lo anterior, surgió una necesidad imperiosa de analizar cuál sería el impacto fiscal que hasta el momento no había sido tenido en cuenta en pro de ajustar nuestros principios contables y el reconocimiento de las transacciones comerciales dentro del sector.

Hasta la Ley 1819 de 2016, aprobada el 29 de diciembre de 2016, esperábamos que en el período de transición (4 años a finalizar en el año 2018 y 2019), en el cual las NIIF solo tendrían impacto financiero más no fiscal, la administración tributaria nos permitiera conocer sus análisis y la estructuración o ajuste que las normas tributarias tendrían en busca de ser alineadas con los aspectos contables relacionados con la implementación de las NIIF, especialmente para la determinación del impuesto sobre la renta.

Sin embargo, la actual reforma tributaria eliminó aquel período de transición y sumerge a las compañías en el mundo de las NIIF para efectos tributarios; aunque no bajo una aplicación plena, dado que la ley fiscal se reservó algunos conceptos que entendió podían perjudicar de manera significativa el recaudo o la realidad fiscal de las compañías, pero a pesar de cualquier excepción o comentario, empezamos a hablar de las NIIF para efectos fiscales.

La tarea que nos proponemos a continuación es identificar las nuevas reglas que impactan lo que venía ocurriendo para las compañías de exploración y explotación de hidrocarburos en la determinación de su impuesto sobre la renta, que como anteriormente dijimos, pasa por la información financiera preparada bajo unos principios contables nuevos, que no eran ajenos a la industria, con lo cual hemos preparado un resumen de lo que consideramos son los principales cambios y retos en su control, de las nuevas normas tributarias frente a lo aplicable hasta el año 2016.

Nos concentraremos en los principales conceptos que sabemos son del mayor interés, a saber, el reconocimiento de las inversiones en la etapa de exploración y evaluación, en la etapa de desarrollo y en la de producción; de igual manera, cómo las compañías definirán la amortización de dichas inversiones cuando inicie la obtención de ingresos o cuando se declare la comercialidad de los bloques asignados. A continuación, presentamos un cuadro comparativo.

Adicional a lo anterior y para concluir, la reforma tributaria buscó introducir algunas alternativas que permitan que la industria continue con sus inversiones en Colombia y que reactive sus actividades; es por esto que se crean dos interesantes incentivos, ambos dirigidos a la protección del flujo de

De acuerdo con los grupos de preparadores de información financiera definidos en Colombia por la reglamentación de la ley 1314 de 2009.

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Economía efectivo de las compañías y que consideramos llegan en un excelente momento para el sector que se ha visto golpeado.

para conformar el costo de sus activos fijos e inversiones amortizables en los proyectos Costa Afuera (offshore).

Descuento especial del impuesto sobre las ventas

La totalidad de los saldos a favor que se generen en dicho período podrán ser solicitados en devolución en el año siguiente, y no aplicará las restricciones establecidas en las normas (Art. 489 E.T.), en otras palabras, se podrá solicitar la totalidad de dicho saldo a favor. El IVA tratado como descontable en la declaración del Impuesto sobre las ventas no podrá ser tratado como costo o deducción ni como descuento en la declaración de Impuesto sobre la renta.

Las compañías cuyo objeto social y actividad económica principal sea la exploración de hidrocarburos independientemente de si tienen ingresos o no, tendrán derecho a tratar como descontables el IVA pagado en la adquisición e importación de los bienes y servicios de cualquier naturaleza, utilizados

Descripción

Exploración y evaluación (E&E)

Los costos de exploración son aquellos incurridos para el descubrimiento de hidrocarburos.

Los costos de evaluación son necesarios para determinar la factibilidad técnica y viabilidad comercial de los recursos encontrados. La fase de exploración inicia, de acuerdo con las NIIF, cuando se obtienen los derechos legales a explorar un área determinada.

E.T. Art. 74-1. “Costo fiscal de las inversiones. Para efectos del impuesto sobre la renta y complementarios, el costo fiscal de las siguientes inversiones será: (…)

Desarrollo

Los costos de desarrollo son aquellos incurridos para acceder a las reservas y en la construcción de las instalaciones que permitan la extracción, tratamiento y almacenamiento de los hidrocarburos. Estos desembolsos pueden clasificarse como propiedades, planta y equipo o como activos intangibles.

E.T. Art. 143-1. “Amortización de las inversiones en la exploración, desarrollo y construcción de minas, y yacimientos de petróleo y gas. (...) 1. Los activos de evaluación y exploración de recursos naturales no renovables determinados en el numeral 4 del artículo 74-1 de este estatuto serán depreciables o amortizables, dependiendo de si se trata de un activo tangible o intangible. (...)

Producción

En la etapa de producción se reconocen los ingresos por la venta de los hidrocarburos.

No obstante, las compañías enfrentan grandes retos en el reconocimiento de ingresos cuando se presentan pérdidas de producto por el transporte en las largas distancias y cuando no se cumplen especificaciones de las refinerías.

E.T. Art. 28. “Realización del ingreso para los obligados a llevar contabilidad.

Para los contribuyentes que estén obligados a llevar contabilidad, los ingresos realizados fiscalmente son los ingresos devengados contablemente en el año o período gravable. (...)”

Incentivo a las inversiones en hidrocarburos El Gobierno Nacional podrá otorgar un certificado de reembolso tributario (CERT), a los contribuyentes que incrementen las inversiones en exploración de hidrocarburos y minería, el cual corresponderá a un porcentaje del valor del incremento.

El valor del CERT constituirá un ingreso no gravado para quien lo percibe o adquiere y podrá ser utilizado para el pago de impuestos nacionales administrados por la DIAN. 40

Normas fiscales después (A partir del año 2017)

Etapa

Las inversiones que darán lugar al CERT, serán exclusivamente aquellas que tengan por objeto el descubrimiento de nuevas reservas de hidrocarburos, la adición de reservas probadas o la incorporación de nuevas reservas recuperables.

Los beneficiarios serán los titulares de los respectivos contratos de exploración o quienes mediante acuerdo privado usufructúen los derechos emanados de tales contratos, independientemente de que realicen las inversiones directamente o a través de un operador.

UN EVENTO DE:

LIDERAZGO Y REFORMAS PARA EL SECTOR ENERGÍA

MAYO 24-25

HOTEL LOS DELFINES LIMA - PERÚ www.peruenergia.com.pe BLOQUES PRINCIPALES: HIDROCARBUROS

Proyectos y expectativas para la inversión en hidrocarburos Regulación del Oil & Gas. La experiencia internacional Consulta Previa y legislación ambiental Infraestructura Masificación del gas natural AUSPICIADOR PLATA:

AUSPICIADOR COBRE:

ELECTRICIDAD

Generación: Desafíos, soluciones y proyecciones El futuro del sector eléctrico: Energías renovables, smart grids y transporte eléctrico Integración eléctrica Creación del mercado de corto plazo Beneficios económicos del mantenimiento en caliente PROMOTOR:

MEDIO DE DIFUSIÓN OFICIAL:

APOYAN:

MEDIA PARTNER:

(511) 242 4029 l 242 2731 l 717 7588 l 719 8863 Inscripciones: info@prensagrupo.com l peruenergia@prensagrupo.com l Auspicios: macevedo@prensagrupo.com Av. José Pardo 223, Of. 22 Miraflores

Seguridad

Desde lo institucional Ingrith León Sanchez Analista del Observatorio Laboral y Ocupacional

Retos de los perfiles ocupacionales en la industria Colombiana

E Libia Andrea Chaparro Niño Instructora / Metodóloga de Normalización MS Producción de Hidrocarburos.

Wilmer Pimentel Naranjo Gestor de las Mesas Sectoriales del Grupo Gestión de Competencias Laborales.

l Servicio Nacional de Aprendizaje (SENA), en cumplimiento de la misión, está encargado de cumplir con la función que le corresponde al Estado, de invertir en el desarrollo social y técnico de los trabajadores Colombianos, ofreciendo y ejecutando la formación profesional integral para la incorporación y el desarrollo de las personas en actividades productivas que contribuyan al desarrollo social, económico y tecnológico del país, a través de los siguientes procesos estratégicos: • Gestión de instancias de concertación y competencias laborales: Fomentando la articulación entre los sectores productivo, gubernamental y académico a través de la gestión de instancias de concertación y la normalización de las competencias laborales para contribuir a la calidad del desempeño de los trabajadores.

• Gestión de la formación profesional integral: Diseñando, administrando y orientando la formación profesional integral a través de estrategias y programas de formación por competencias, asegurando el acceso, pertinencia y calidad para incrementar la empleabilidad, la inclusión social y la competitividad de las empresas y del país.

• Gestión de certificación de competencias laborales: Trabajando en las condiciones

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necesarias para el reconocimiento de las competencias laborales de las personas vinculadas laboralmente al sector productivo, los desempleados y los trabajadores independientes a través de la valoración de evidencias de conocimiento, desempeño y producto para contribuir al mejoramiento de la productividad y facilitar la movilidad laboral.

• Gestión de empleo, análisis ocupacional y empleabilidad: Contribuyendo con la disminución del desempleo en Colombia mediante las acciones de intermediación laboral y orientación ocupacional a los buscadores de empleo y demás usuarios a través de la gestión de la Agencia Pública de Empleo, en articulación con las demás áreas del SENA, la atención a Poblaciones vulnerables y el suministro de información que apoye al análisis de la tendencia ocupacional en el mercado laboral.

De esta manera, el SENA trabaja desde varios frentes para el cierre de brechas de capital humano en cada uno de los sectores productivos del país. A partir del Decreto 249 de 2004 en su Artículo 3º, es función de la entidad reglamentar la conformación, el proceso de selección y el funcionamiento de las Mesas Sectoriales, las cuales son el espacio de concertación con el sector productivo (empresas, gremios, institutos de investigación y gestión tecnológica,

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Petróleo trabajadores, asociaciones de trabajadores, así como centros de investigación y desarrollo tecnológico), gubernamental (Gobierno Nacional y territorial, entidades de regulación) y académico (universidades, entidades de formación superior, entidades de formación para el trabajo, institutos y grupos de investigación) para desarrollar la gestión del talento humano por competencias generando conocimiento transferible a la formación profesional, favoreciendo al mejoramiento de la cualificación del talento humano, a la pertinencia de la formación para el trabajo y la competitividad de los sectores productivos.

los mapas ocupacionales de cada sector, así como, la validación y actualización de los perfiles ocupacionales.

En este sentido, el Observatorio Laboral y Ocupacional ha definido la metodología teniendo en cuenta la validación del Ministerio de Trabajo y el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, basada en la construcción de los mapas ocupacionales, los cuales se definen como una ruta estratégica compuesta por la cadena de valor de cada sector. Los cargos que participan en cada uno de los eslabones de la cadena y la homologación de estos, manejan ocupaciones dentro de la CNO, El ámbito de las Mesas es de carácter en donde la cadena de valor agrupa las Nacional y sectorial, y tienen su domici- actividades por eslabones y así permiten lio en el lugar del Centro de Formación describir el desarrollo de un proceso que ejerce la Secretaría Técnica, para el productivo, generando valor al bien o caso de la Mesa Sectorial de Producción servicio final, y se encuentra definida de Hidrocarburos, esta secretaría es para este fin por el alcance de cada una de ejercida por el Centro Agroindustrial y las mesas sectoriales Fortalecimiento Empresarial de Yopal en el departamento de Casanare.

Adicionalmente, la metodología contempla la validación de los perfiles ocupacioActualmente, las Mesas Sectoriales se en- nales, definidos en cada mapa sectorial cuentran trabajando de manera articulada por medio de la conformación de equipos con el Observatorio Laboral y Ocupacio- técnicos y la aplicación de instrumentos nal Colombiano de la Dirección de Em- a los trabajadores que cumplen funciones pleo y Trabajo del SENA, que de acuerdo de un perfil ocupacional específico, lo a la Ley orgánica 119 de 1994 y al Decre- que permite tener un acercamiento a to 4108 de 2011, tiene al interior de sus la realidad del mercado laboral el cual funciones la actualización permanente de es plasmado en la CNO y en sus publila Clasificación Nacional de Ocupaciones caciones anuales en la página web del (CNO) por medio de la construcción de Observatorio Laboral.

En el caso del sector de producción de hidrocarburos, se tiene contemplado al interior del plan de acción del año 2017 tanto de la Mesa Sectorial como del Observatorio Laboral, la construcción del mapa ocupacional identificando la cadena de valor y los cargos a partir del estudio de caracterización del sector, las estructuras funcionales y las normas de competencia laboral, así como, la validación de perfiles ocupacionales articulando las Mesas Sectoriales de: i) Gas; ii) Industria iii) Petroquímica; iv) Minería; v) Gestión de Procesos Productivos; vi) Química; y vii) Refinación y Transporte de Petróleo, Gas y Derivados.

Finalmente, el ejercicio descrito anteriormente permitirá al sector tener perfiles ocupacionales actualizados que aporten al mejoramiento de los procesos de intermediación laboral, a la formulación de políticas de gobierno a partir de los análisis del mercado laboral y tendencias de las ocupaciones del sector, normalización del lenguaje laboral, así como el soporte de los programas de formación y que estos a su vez sean pertinentes de acuerdo a las necesidades del sector productivo. En este sentido, la Mesa Sectorial de Producción de Hidrocarburos y el Observatorio Laboral y Ocupacional Colombiano, invitan a empresarios, gremios, academia y demás actores, a unirse al trabajo articulado a favor del sector, la productividad y el empleo del país.

SERVICIOS

Servicio de mensajeria urbana y nacional.

Entregas urgentes en 12 y 24 horas.

Entregas especiales, regalos, facturas con retorno de copia.

Entrega de invitaciones y documentos recomendados.

Suministro de mensajeros a pie o motorizados, para reemplazos o tiempo completo.

Servicio especial Bogotá-Medellín-Bogotá con entrega antes de la 1 de la tarde.

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Tecnología Sección

La tecnología Ph.D. Andrés Eduardo Mantilla Z. Director Instituto Colombiano del Petróleo Centro de Innovación y Tecnología de Ecopetrol.

L

a industria parece estar entrando en un nuevo ciclo económico, esta vez de cauteloso crecimiento dentro de un contexto de precios intermedios, que permiten a las empresas eficientes de diferentes segmentos dentro de la cadena de valor, ser nuevamente rentables.

El contexto muestra un débil balance entre oferta y demanda en el mercado global de crudo, este depende de acuerdos sectoriales de producción, no obstante, el pacto promovido por la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo), no involucra a jugadores importantes como los productores de yacimientos no convencionales y tampoco a compañías nacionales petroleras de quienes depende el principal ingreso estatal de sus países.

Este nuevo ciclo tampoco estará desprovisto de incertidumbres geo-

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habilitador de la industria petrolera

políticas ni de cambios regulatorios.

Una de las tendencias que aún está por decantarse es la aparente reversión, al menos en parte, del libre mercado y la globalización, otra de las tendencias importantes refieren a las regulaciones que cada vez son más restrictivas, sobre el control de emisiones contaminantes, y el uso del agua en los procesos de extracción, transporte y refinación de hidrocarburos, de igual manera, la construcción de infraestructura de transporte que puede cambiar el origen y destino de los crudos que se producen a nivel mundial.

Todo ello representa, una importante oportunidad para el desarrollo e introducción de nuevas o mejoradas tecnologías a una industria cuyo crecimiento exponencial ha estado ligado a la innovación y la tecnología.

Mayores eficiencias El delicado balance entre oferta y demanda, sumado a la rápida capacidad de reacción que han demostrado los productores de no convencionales, conllevará a una mayor presión por obtener margen con base en procesos más eficientes y menos costosos. En consecuencia, la innovación tecnológica y organizacional continuará siendo durante los próximos años uno de los focos de desarrollo tecnológico e innovación más importantes.

Las empresas del sector upstream han logrado importantes ahorros en los últimos dos años a partir de grandes programas para la búsqueda de eficiencia, que les permitieron sobrellevar la crisis.

Ecopetrol, por ejemplo, en 2016 ahorró 659 mil millones de pesos mediante

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Petróleo una ingente campaña de reducción del consumo de diluyente, que requiere para la evacuación de crudos pesados desde los campos de producción hasta las refinerías y puertos de producción. Para ello, implementó iniciativas tecnológicas como el transporte de mezclas de crudos pesados de mayor viscosidad y la co-dilución con butanos, que le permitieron reducir el factor de dilución del 18,5% en 2015 a 16,9% en 2016.

En otros segmentos, la modificación de procesos de refinación basada en estudios in house le permitió a Ecopetrol incrementar la producción de diésel en una de sus refinerías.

Esto aumentó el factor de conversión de productos valiosos por encima del 80%. Y en perforación, implementó metodologías de identificación de tiempos no productivos y tiempos invisibles que le han representado a la empresa una reducción de un 27% en el costo por pie perforado.

Estas soluciones tecnológicas se implementaron como parte del “Plan de Transformación’’ de la compañía para adaptarse al cambiante entorno de precios bajos y fueron el resultado del trabajo creativo y colaborativo de las áreas de negocio y profesionales del Instituto Colombiano del Petróleo, Centro de Innovación y Tecnología de Ecopetrol que ya suma 31 años de I+D+d+i (Investigación + Desarrollo + demostración + innovación).

Retos frente a regulaciones ambientales La tendencia regulatoria de más impacto en los próximos años es quizás la introducción anticipada a nivel global de mayores restricciones a emisiones de óxidos de azufre y nitrógeno provenientes de la quema de combustóleo en buques. Dentro del marco del convenio MARPOL, impulsado por la Organización Marítima Internacional, las naciones suscribientes se comprometen a adoptar, a partir de 2020, las restricciones a emisiones que ya se vienen aplicando en algunas zonas de control especial.

La reducción en el contenido de azufre puede incrementar de manera importante el descuento en el precio de mezclas de crudo pesado con respecto al Brent, esto puede representar una oportunidad para los refinadores que cuenten con tecnologías para el procesamiento de crudos pesados que se comercializarían a menor precio. Para mantener el precio de sus mezclas y su posición en el mercado, los productores de crudos pesados deberán impulsar el desarrollo de tecnologías de remoción de azufre o de mejoramiento de crudos pesados.

Las restricciones a la captación y/o disposición de aguas de producción y refinación será otro factor importante que demandará el desarrollo de nuevas tecnologías. La industria petrolera ha tratado el agua como un desecho, cuando en realidad puede ser considerado un recurso valioso para la sociedad, para otras industrias o para sí misma, si se desarrollan las tecnologías que permitan su adecuado tratamiento y aprovechamiento.

Los potenciales problemas asociados con la disposición de grandes volúmenes de agua utilizada en operaciones de fracturamiento masivo de yacimientos no convencionales serán otra fuente de innovación tecnológica. La mitigación de riesgos de sismicidad inducida implicará el desarrollo de metodologías que permitan caracterizar los suelos, determinar las especificaciones de construcción, el análisis de potenciales afectaciones a la infraestructura y el reforzamiento de la misma, de llegar a ser necesario.

La posible influencia de políticas económicas proteccionistas que podrían resultar de situaciones como el Brexit y de la administración Trump en los Estados Unidos, resalta la necesidad de que los países latinoamericanos implementen políticas serias de construcción de capacidades tecnológicas a nivel local, que les permitan adaptarse a la imposición de aranceles a las tecnologías importadas.

De la capacidad de las naciones de fabricar y proveer productos y servicios tecnológicos con alto contenido local a la industria petrolera, puede depender en buena medida la competitividad de las empresas petroleras en cada país. Este es a su vez un gran reto y una oportunidad de establecer alianzas con proveedores internacionales de tecnología, interesados en fabricar sus productos o prestar sus servicios a nivel local en cada país.

Finalmente, el impacto durante la siguiente década de la construcción de grandes oleoductos en Norteamérica, como el Keystone XL y el Dakota Access, representaría un cambio mayor en los flujos de crudo hacia la Costa del Golfo de México estadounidense, donde se encuentra instalada una gran cantidad de refinerías. Esto implicará que productores que tienen hoy como clientes a estos refinadores replanteen sus mezclas de crudo y sus portafolios de exploración y producción. Ello a su vez representará una gran oportunidad de desarrollo de tecnologías para el transporte eficiente de crudos hacia puertos de exportación, el manejo logístico de crudos, y el diseño, preparación y control de mezclas de crudo a la medida del refinador.

Es así como la tecnología es y seguirá siendo el habilitador de una de las industrias que más ha revolucionado la sociedad de nuestros días.

Ecopetrol, por ejemplo, en 2016 ahorró 659 mil millones de pesos mediante una ingente campaña de reducción del consumo de diluyente, que requiere para la evacuación de crudos pesados desde los campos de producción hasta las refinerías y puertos de producción.

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MEXICAN ENERGY FORUM Un foro clave de la industria que ofrece la oportunidad de examinar ampliamente el panorama energético del sector midstream en México, analizar el desarrollo de la reforma y explorar oportunidades comerciales en una industria energética emergente.

ALGUNOS DE LOS PONENTES CONFIRMADOS:

Victor Hugo Luque Salcedo Director General de Supervisión de Empresas del Estado, SENER

Héctor Moreira Rodríguez Comisionado, CNH

Robin Dunnigan Deputy Assistant Secretary for Energy Diplomacy, U.S. Department of State

David Madero Director General, Centro Nacional de Control de Gas Natural (CENAGAS)

Luis Téllez Kuenzler Ex-Secretario de Energía, Mexico y Presidente, KKR

Katya Somohano Directora General Empresa Filial de Suministro Calificado, CFE

Adrian Katzew Director General, Zuma Energía

25-26 de Abril, 2017 Ciudad de México www.energy-dialogues.com/mef

Guillermo Turrent Schnaas Director General, CFEnergía y CFE Internacional

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MEXICAN UPSTREAM FORUM Una oportunidad valiosa para explorer más

a fondo las oportunidades de upstream en Mexico e involucrarse con el emergente sector de gas y petróleo Mexicano, inversionistas internacionales, productores, reguladores y legisladores.

Algunos de los temas a ser abordados en el foro: • El momento para las empresas petroleras internacionales en el sector upstream Mexicano • ¿Hasta donde han llegado las regulaciones para las empresas petroleras internacionales?

• Superando el reto para encontrar y contratar talento • Viendo mas allá de Trion – ¿Qué nuevas oportunidades se proyectan para las próximas rondas de licitaciones?

• El futuro de hidrocarburos: Escenarios en corto, mediano, y largo plazo Myrna Elguezabal m.elguezabal@energy-dialogues.com (+1) 619.289.6726

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26-27 de Abril, 2017 Ciudad de México www.energy-dialogues.com/muf

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