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Julio 2014 | Edición N.° 9

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1. Nuevos oleoductos y puertos para mejorar la infraestructura del país2. Hidroeléctrica Ituango, una megaobra que avanza de la mano de las comunidades3. Soluciones modernas para la movilización urbana, un cambio necesario

Con la actual perforación en el Caribe colombiano se da un nuevo impulso a la producción offshore en el país, que gozará de incentivos gubernamentales y constituye uno de los objetivos de importantes jugadores.

EXPLOTACIÓN COSTA AFUERA, EN LA MIRA DEL SECTOR

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3LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

En un contexto marcado por la continuidad en políticas minero-energéticas y una vez terminado el proceso de elecciones presidenciales, así como con la perspectiva de un acuerdo de paz con las FARC, la Ronda Colombia 2014 cimienta el atractivo del país como un destino de inversión petrolera.

ED. N.° 9Contenido

Pág. 30Los desafíos en talento humano para dinamizar la industria offshoreActualmente, en Colombia hay gran interés por desarrollar las operaciones offshore; sin embargo, la industria se enfrenta a diversos retos en cuanto a costos, complejidad ope-rativa, licencias ambientales y en materia de personal.

Pág. 32Los puntos cardinales para aumen-tar las reservasLos cuatro puntos cardinales conforman el sistema cartesianopara la orientación del hombre. Estas referencias históricamente han servido para guiar y enfocar metas nacionales. De allí que todos vislumbremos un norte para cualquiera de las políticas del país.

Pág. 14Exploración y ProducciónConozca más sobre los avances en materia de exploración y producción reportados por Ecopetrol, Canacol y Perisson en los tres úl-timos meses.

Pág. 16Avanza en firme perforación estrati-gráfica profunda en el MagdalenaEste nuevo pozo estratigráfico en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena será clave para profundizar en el conocimiento geoló-gico de la región y esclarecer su prospectiva exploratoria.

Pág. 18La apuesta por la explotación petro-lera costa afuera arranca en serioCon la perforación de tres pozos en el Caribe colombiano, este año reinicia en firme la bús-queda de hidrocarburos en las profundidades del mar. En la última década, se han adjudica-do más de veintitrés áreas y diecinueve contra-tos que permanecen vigentes.

Pág. 28Proveedoras de servicios se alistan para el boom de las operaciones costa afueraAnte las oportunidades asociadas al futuro de-sarrollo de actividades de exploración y pro-ducción offshore, algunas empresas nacionales dedicadas al negocio náutico tomaron la deci-sión de concentrarse en este segmento.

Pág.34La Ronda 2014, un proceso prometedor en un panorama complejo

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Pág.38Colombia debe mantener el interés de los inversionistas en la explora-ción costa afueraEl profesor Peter Cameron, líder mundial en legislación y regulación energética, habló so-bre los avances del país en materia regulatoria para el mercado costa afuera y sobre cuáles son los puntos clave para generar una norma-tividad competitiva y responsable.

Pág. 46Cenit invertirá USD$4.000 millones para elevar a 1,5 MBPD la capacidad de los oleoductosDurante su primer año de operaciones, Cenit logró elevar la capacidad de transporte de crudo en 180.000 barriles de petróleo por día (BPD) y estructurar un plan de inversiones para llevar la capacidad de evacuación a 1,5 MBPD en el 2017.

ED. N.° 9Contenido

Las diferentes iniciativas en materia de oleoductos y puertos serán esenciales para que el país pueda atender volúmenes mayores de producción y aumentar las alternativas de evacuación de crudo.

Pág. 40Nuevos proyectos mejoran la competitividad

de la infraestructura petrolera

Pág. 56Alternativas de financiación para la industria petrolera en ColombiaEl sistema financiero local ha adquirido más conocimiento y experticia en el sector de hi-drocarburos, lo que le ha permitido apoyar transacciones en todos los eslabones de la ca-dena petrolera, con elementos para una ade-cuada gestión del riesgo.

Pág. 58¿Realmente Colombia no es un país tan petrolero como Venezuela y Ecuador?Si bien las cuencas colombianas son fundamen-tales para entender los yacimientos en el norte de Suramérica, nuestro entendimiento científi-co sobre estas es limitado. Un estudio más pro-fundo podría revelar su verdadero potencial.

Pág. 48NegociosConozca cuáles fueron los principales movi-mientos y estrategias de las empresas del sec-tor minero-energético local durante los tres últimos meses para mejorar su posición.

Pág. 54La Bolsa de Valores de Toronto (TSX) y las instituciones financieras cana-dienses, destacadas fuentes de inver-sión para las empresas colombianas Con la creciente afinidad entre Colombia y Ca-nadá, las bolsas TSX y TSXV están llamadas a jugar a un papel relevante en la creciente in-dustria minero-energética colombiana.

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Pág. 72Campetrol, liderazgo innovador a favor de los proveedores locales y el desarrollo de las regionesMargarita Villate, directora ejecutiva de Campetrol, habló sobre los esfuerzos que está realizando la entidad gremial y los principa-les retos que enfrenta la industria petrolera.

Pág. 74SostenibilidadLas iniciativas verdes de las compañías confir-man el interés que hay en el país por encontrar alternativas de desarrollo de leve impacto. Co-nozca más sobre estos proyectos en esta sección.

Pág. 84Vida energéticaEncuentre información sobre los lugares de moda, como el restaurante VO o el Hotel Allu-re Chocolat, una de las más recientes y nove-dosas ofertas hoteleras de Cartagena.

Con la implementación de los Sistemas Integrados de Transporte Masivo (SITM) en las principales ciudades y los Sistemas Estratégicos de Transporte Público (SETP) en las ciudades intermedias, así como con la posible construcción del Metro de Bogotá, el país vivirá una profunda transformación.

Pág.76La nueva era de la movilización urbana, un panorama de retos y oportunidades

ED. N.° 9Contenido

Pág. 88AgendaEs el punto de referencia para estar al tanto de las próximas conferencias, convenciones y ta-lleres relacionados con la industria extractiva. En esta sección encuentre, entre otros, la infor-mación sobre los cursos de ABS y los talleres de Acipet.

Pág. 92GenteEl congreso de Naturgas y los encuentros or-ganizados por el Club de Petroleros del Hotel Radisson fueron algunos de los eventos que congregaron a los líderes de la industria.

Pág. 96ClasificadosAnuncios de empleos y profesionales que bus-can trabajo en el sector minero-energético.

Pág. 60Hidroeléctrica Ituango, una esperanza que se alza en el cañón del río Cauca En el noroccidente de Antioquia, a unos 170 kilómetros de Medellín, se concentran las obras de una de las iniciativas más impor-tantes del sector energético colombiano, el Proyecto Hidroeléctrico Ituango. Con una capacidad instalada de 2.400 MW y una pre-sa de 225 metros de altura, esta central de ge-neración se convertirá en una de las mayores obras de infraestructura jamás construida en el país y una de las principales fuentes de energía en Colombia.

Pág. 68ServiciosImportantes inversiones para competir en el mercado colombiano incrementan la oferta para suplir la creciente demanda de las em-presas vinculadas al sector minero-energético.

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CréditosDIRECTOR

Thomas [email protected]

EDITORJulio César Belalcázar

[email protected]

EDITORA REPORTES ESPECIALESLiliana Ávila Sánchez

[email protected]

EQUIPO EDITORIALÓscar Arango

Natalia González

RELACIONES PÚBLICASY COMUNICACIONES

Rebecca [email protected]

+57 (1) (311) 56 2 80 15

Paula Pachó[email protected]

DISEÑO, DIAGRAMACIÓN E INFOGRAFÍAS

Lissette Morelos

ADMINISTRACIÓNPaula MorenoIMPRESIÓN

Legis

[email protected]

[email protected]

[email protected]

Maracuya MediaCarrera 3A #64-16 Of. 504

Bogotá D.C.+57 (1) 235 05 23

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reproducción parcial o total sin autorización expresa de Maracuya Media

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CARTA EDITORIAL

La paz tiene que ser en serio

El emblemático oleoducto Caño Limón-Coveñas sufrió un atentado lamentable a finales de marzo, en inmediaciones del municipio de Toledo, Norte de Santander, que afectó su funcionamiento por casi dos meses. Y el 30 de junio,

el objeto de atentados con cilindros bomba fueron las instalaciones del campo de operación del oleoducto, mientras se realizaba una misa, en este complejo industrial. Este último acto terrorista, al parecer perpetrado por la guerrilla del ELN, dejó un saldo de trece personas heridas. Resulta aún más lamentable que este hecho ocurriera poco tiempo después de que el Gobierno anunciara que había comenzado una fase exploratoria para dar inicio a un proceso de paz con este grupo guerrillero.

Esta secuencia de violencia, que sería impensable en otro país y que causaría la indignación de toda la sociedad, tuvo una resonancia limitada en una nación acostumbrada a la monstruosidad. Sin embargo, ese mismo pueblo, cansado ya del vandalismo y la transgresión, entregó un mandato mayoritario a sus dirigentes para la consecución de la paz. En ese contexto, estos atentados afectaron negativamente la producción petrolera, que, como la nación entera, se debe medir por su potencial y no por los resultados obtenidos en un entorno deplorable. El mes de junio cerró con 1.008.000 barriles de petróleo por día (BPD), lo que resulta un incremento frente a la cifra reportada en mayo, pero por debajo de nuestras capacidades industriales, que debe ser la vara para medir nuestro desempeño.

Los atentados contra la infraestructura del país nunca debieron ser perpetrados por sus artífices con el mezquino objetivo de supuestamente conseguir una posición más fuerte en una mesa de negociaciones, pero, a su vez, minando nuestro emprendimiento. Si la apuesta por la paz es real, los violentos deberían reflexionar sobre los costos que implican estos actos vandálicos, tanto en vidas humanas perdidas o mutiladas, así como en términos económicos. Para enfrentar estas amenazas, hay en la actualidad aproximadamente 94 pelotones de las Fuerzas Armadas y un ascendente número de drones dedicados al monitoreo de la infraestructura minero-energética del país. ¿Cuánto dinero nos cuesta el despliegue de ese esquema seguridad? ¿Cómo cuantificar el dolor humano de las innumerables víctimas que han dejado los atentados terrositas?

Desde este medio, hacemos un humilde llamado para que a la consecución de la paz se le den las consideraciones de severidad y relevancia que merece ese anhelo de todos los colombianos. La apuesta está en firme y desde esta orilla no vamos a responder con la falta de consideración que los violentos han revelado. Por el contrario, los invitamos a reflexionar y a trabajar, sin dilaciones, por un país en el que cabemos todos.

Julio César Belalcázar Santodomingo

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COLABORADORES

Colaboradores

Monica Rovers, directora de Desarrollo de Negocios de Global Energy de la Bolsa de Valores de Toronto (TSX) y Bolsa de Emprendimientos (TSXV)Administradora de empresas y negocios globales, Rovers cuenta con más de veinte años de experiencia en el campo de re-laciones internacionales y desarrollo de negocios en organizaciones sin fines de lucro, públicas, y privadas en múltiples sec-tores. Como directora de Desarrollo de Negocios en TSX, Rovers contribuye al desarrollo de la energía global al fomentar el crecimiento internacional de empresas canadienses y estimular a compañías extranjeras a ingresar en el mercado de valores de ese país. En el desempeño de sus funciones, ha organizado y recibido a un buen número de misiones comerciales inter-nacionales y creado una sólida red formada por organizaciones locales, nacionales e internacionales del sector energético.

Natalia Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de PetraEconomista de la Universidad del Rosario, con más de diez años de experiencia profesional en el área financiera y en con-sultorías de reclutamiento y selección de personal especializadas en el sector de hidrocarburos. Desde junio de 2012 Díaz forma parte de Petra Executive Search, una consultoría brasilera de reclutamiento y selección de personal especializada en Oil & Gas, energía, infraestructura e ingeniería con operaciones en Centro y Suramérica.

Andrea Aristizábal y Elena Tobón, Segmento Recursos Naturales Grupo BancolombiaBancolombia cuenta con un equipo de especialistas dedicados a la profundización y conocimiento del sector de hi-drocarburos y minería. A este equipo pertenecen: Andrea Aristizábal, MBA del Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, y Elena Tobón, Economista de la Universidad EAFIT.

Orlando Cabrales, viceministro de EnergíaAbogado de la Pontificia Universidad Javeriana y máster en Filosofía del Boston College. Cabrales cuenta con una amplia experiencia en el sector, tras desempeñarse como presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y por va-rios años en el sector privado. Trabajó durante 16 años en BP como vicepresidente jurídico para Latinoamérica y director jurídico. En Ecopetrol se desempeñó como asistente de dirección entre 1988 y 1990, y participó en las juntas directivas de empresas como Astilleros Vikingos S. A., BP Gas Colombia ESP y Oleoducto Central (Ocensa).

Carlos A. Vargas, profesor Universidad Nacional de ColombiaProfesor asociado del Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá.Vargas es geólogo y Phd en Geofísica y ha sido consejero del Programa Nacional de Ciencias Básicas–Colciencias (Ciencias de la Tierra), miem-bro correspondiente de la Academia Colombiana de Ciencias Exactas, Físicas y Naturales, y subdirector técnico de la ANH.

Oliver Wack, analista de Control Risks para ColombiaWack es analista de Control Risks, una consultora británica de riesgo corporativo multinacional con 34 oficinas en el mun-do. Fundada en 1975, esta empresa es la asesora de confianza de casi tres cuartos de las empresas listadas en la revista For-tune Global 500. Así mismo, la compañía ayuda a sus clientes a identificar, entender y gestionar riesgos políticos y sociales.

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Esta área podría incorporar reservas 1P estimadas en 22,4 millones de barriles de crudo (incluyendo regalías). En Caño Sur Este, la empresa prevé aumentar la producción de 1.727 a 25.000 BPD a mediados del 2016, perforar 135 pozos de desarrollo e invertir USD$656 millones.

Canacol reporta tercer hallazgo consecutivo en Llanos-23

Luego de alcanzar una profundidad de 12.682 pies, la operadora canadiense probó 2.930 BPD en Pantro-1, el tercer pozo perforado con éxito en el bloque Llanos-23, después de Labrador y Leono.

Según los análisis, el pozo cuenta con 83 pies de espesor neto, con hidrocarburos en los reservorios C-7, Mirador, Barco, Ubaque y Gachetá. Esta última forma-ción fue perforada entre 12.250 y 12.261 pies de profundidad y reportó 2.930 BPD de 31°API, con un corte de agua del 14%, así como 75.000 pies cúbicos de gas por día.

“Este descubrimiento confirma una tendencia productiva de crudo liviano en el bloque Llanos-23. Basados en estos éxitos exploratorios y en el hallazgo de crudo con altos retornos netos, hemos decidido

Exploración & Producción

E&P

1GeoPark hace su cuarto descubrimiento en Llanos-34

Con el hallazgo hecho en el pozo Arauco-1, esta firma con presencia en Colombia desde 2012 suma en total seis perforaciones exitosas en el bloque Llanos-34, en el cual tiene una participación del 45%.

En una prueba conducida con una bomba electrosumergible en la formación Guadalupe, a 10.075 pies de profundidad, GeoPark obtuvo una producción aproximada de 1.154 barriles de petróleo por día (BPD) de 16,8° API, con un corte de agua de 4,8%.

“Este nuevo éxito exploratorio sigue elevando nuestra posición en Colombia, que representa uno de los mercados estratégicos más relevantes de GeoPark en la región, junto con Chile y Brasil. Tenemos un ambicioso programa de perforación para 2014 de cincuenta a sesenta nuevos pozos, con el que buscamos construir un mercado de upstream atractivo en el sector de hidrocarburos latinoamericano”, dijo James Park, CEO de GeoPark.

Nuevo hallazgo de Ecopetrol en el bloque Caño Sur

Con el descubrimiento de petróleo en el pozo exploratorio Tibirita-1, la principal petrolera del país confirma el potencial de la zona oeste del bloque Caño Sur. Al culminar las pruebas iniciales, el pozo evidenció 50 pies de columna de hidrocarburos y alcanzó una producción promedio de 580 BPD de 11,3° API, con un corte de agua de 1%.

La perforación del pozo, que inició la primera semana de febrero y culminó el 14 del mismo mes, alcanzó una profundidad de 8.608 pies en rocas del Eoceno. Con el descubrimiento de Tibirita en el bloque Caño Sur Oeste, sumado a los otros logros exploratorios en este activo y en los bloques aledaños CPO-10 y CPO-11, Ecopetrol fortalece la posición en el desarrollo de crudos pesados en esta región del país, donde el año pasado se declaró la comercialidad en el bloque Caño Sur Este.

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el 100% de los costos asociados a los dos primeros pozos, con los que se espera reactivar la producción del activo.

Este bloque está localizado en una de las áreas estratégicas para Ecopetrol, con potenciales zonas de interés ubicadas aproximadamente a 16.000 pies de profundidad y de las cuales se espera obtener una producción de crudo liviano de alta calidad. Con la firma de este acuerdo se tiene como objetivo el inicio de las operaciones de perforación en el primer trimestre de 2015.

Ecopetrol confirma extensión del descubrimiento hecho en el bloque Playón

Con la perforación de Aullador-2 ST1, la operadora colombiana con-firmó la extensión hacia el este del descubrimiento hecho en 2012 en el bloque Playón (Santander) con el pozo exploratorio Aullador-1.

Aullador-2 ST1 se perforó hasta una profundidad de 12.000 pies y logró identificar una nueva arena en la formación Esmeraldas con presencia de crudo de 13° API. Posteriormente, se realizó una desvia-ción hasta una profundidad de 12.120 pies para corroborar los límites hacia el oriente de los yacimientos identificados con el pozo descubri-dor Aullador-1.

Durante las pruebas iniciales en Aullador-2 ST1, se evaluaron cuatro intervalos de la formación Esmeraldas y se obtuvo una producción máxima de 765 BPD de crudo de 24 °API en flujo natural, doblando así la producción de las pruebas extensas en el pozo descubridor.

Ecopetrol continuará con los trabajos de evaluación del descubri-miento Aullador, entre los cuales se contempla la adquisición, como actividad complementaria, de la sísmica 3D, con miras a evaluar la geología de los potenciales yacimientos, junto con el desarrollo de pruebas extensas, en aras de incorporar en el corto plazo los volúme-nes descubiertos al inventario de reservas de la empresa.

adicionar un segundo taladro a nuestro programa explorato-rio en este activo y para finales de agosto del 2014 planeamos perforar dos pozos adicionales, Tigro-1 y Pointer-1. El éxito en Pantro-1, la adición de este taladro para el desarrollo en nues-tros descubrimientos y el potencial asociado con los próximos pozos de exploración, seguirán contribuyendo al crecimiento de la producción y al flujo de caja de Canacol este año”, asegu-ró Charle Gamba, CEO de la empresa.

Una vez terminadas las pruebas en Pantro-1, Canacol tiene planeado perforar el pozo de desarrollo Leono-3, ubicado

aproximadamente a 0,5 kilómetros al norte del pozo de eva-luación Leono-2. Así mismo, la compañía espera iniciar en

junio de 2014 la adquisición de un programa de 400 km2 de sísmica 3D, el cual cubre la totalidad del bloque Llanos-23.

Con este trabajo, la empresa busca convertir el portafolio de doce posibles estructuras explora-

torias iden- tificadas en prospectos para perforar durante

el 2015 y 2016.

Ecopetrol y Parex firman

acuerdo para desarrollar

el bloque Capachos

A inicios del mes de mayo, las operadoras llegaron a un acuerdo para el desarrollo

conjunto del bloque Capachos en el piedemonte llanero.

De conformidad con los términos del arreglo, Parex adquirirá un 50% de participación del bloque, será el operador del mismo y asumirá

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E&P

PERÚ

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E&PE&P

Avanza perforación estratigráfica profunda en el Valle Inferior del Magdalena

Este nuevo pozo estratigráfico en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena será clave para profundizar en el conocimiento geológico de la región y esclarecer su prospectiva exploratoria.

THX Energy, firma dedicada a la gerencia de proyectos en el sector de hidrocarburos, fue selecciona-

da para desarrollar el pozo estratigráfico ANH-Plato 1-X-P, una de las iniciativas más ambiciosas dentro del programa de estudios científicos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) para 2014.

El pozo será perforado en el municipio de Nueva Granada, Magdalena, y tiene por objetivo alcanzar una profundidad de 21.000 pies y recolectar un total de 1.200 pies de corazones. Las muestras tomadas en cuatro de las cinco etapas del proyecto serán enviadas a la Litoteca Nacional, en donde se determinarán las características del subsuelo.

El pozo ANH-Plato 1-X-P es la segunda perforación estratigráfica de la ANH en el norte del país y será clave para comprobar las oportunidades exploratorias del Valle Inferior del Magdalena, una de las cuencas menos exploradas de Colombia.

El primer pozo estratigráfico en las cuen-cas del norte de Colombia fue el ANH-Tierra Alta 2-X-P, el cual se perforó el año pasado en la cuenca vecina de Sinú-San Ja-cinto. Este pozo, también desarrollado por THX Energy, alcanzó una profundidad de 8.711 pies y logró un récord en recupera-ción de núcleos del 98%.

Con su participación en este proyecto en el Magdalena, THX se consolida como una de las principales aliadas de la ANH en su campaña exploratoria estratigráfica. La fir-ma ha estado presente en un total de seis perforaciones, cuatro como desarrollador y dos como interventor.

El primer pozo estrati-gráfico en las cuencas del norte de Colombia fue el ANH-Tierra Alta 2-X-P,

en Sinú-San Jacinto.

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En la actualidad, la perforación del pozo estratigráfico ANH-Plato 1-X-P avanza satisfactoriamente dentro del cronograma establecido y, próximamente, se tiene planeado llegar hasta los 7.000 pies de profundidad.

Carlos Arturo Espinosa, gerente general de THX Energy, ase-guró que “la empresa ha hecho un gran esfuerzo para brin-darle al país los más altos estándares de ingeniería, con el pro-pósito de cumplir todos los objetivos para este proyecto de perforación, que es muy importante para el desarrollo de la industria hidrocarburífera en Colombia”.

Además, Espinosa ratificó el compromiso de la compañía por la implementación de estos altos estándares tecnológicos en todas sus operaciones, en el marco del respeto por las comu-nidades y el medio ambiente.

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La apuesta por la explotación petrolera costa afuera arranca en serioCon la perforación de tres pozos en el Caribe colombiano, este año reinicia en firme la búsqueda de hidrocarburos en las profundidades del mar. En la última década, se han adjudicado más de vein-titrés áreas y diecinueve contratos que permanecen vigentes.

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E&P

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Venezuela

Arauca

Boyacá

Cundinamarca

Panamá

Guaviare

Caldas

Antioquia

Magdalena

La Guajira

Bolívar

Norte de Santander

Quindío

Valle del Cauca

Tolima

Áreas en producción(Bloque-Empresa-Cuenca)

Guajira Chevron - Gua O�1

TEA (Bloque-Empresa- Cuenca)

Gua Off 3 SHELL

Gua Off 1 Repsol Ecopetrol

COL 2 Anadarko

1

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3COL 5 Anadarko

Ecopetrol4COL 3 SHELL5

Áreas en exploración (Bloque-Empresa-Cuenca)

TayronaPetrobras-Gua O�18

Fuerte NorteAnadarko-Sin O�19

Fuerte SurAnadarko-Sin O�20

21 RC-4Equion-Sin O�

22 RC-5Equion-Sin O�

RC-7Petrobras-Sin O�24

RC-6Petrobras-Sin O�23

RC-8ONGC-Gua O�25

RC-9Ecopetrol-Gua O�26

RC-10ONGC-Gua O�27

RC-11Ecopetrol-Gua O�28

RC-12Repsol-Gua O�29

Tum Off 3Ecopetrol30

Gua Off 2ONGC-Gua O�31

Área en exploración

Área en producción

Ronda Tipo 1Ronda Tipo 3

Tea

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Ronda Tipo 3

Col 1

Col 4

Col 6

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Col 735

Col 8

Col 9

Tum Off 5

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Ronda Tipo 1

Gua Off 66

Gua Off 77

Gua Off 88

9 Gua Off 9

10 Sin Off 1

Sin Off 311

Sin Off 412

Sin Off 513

Sin Off 614

Sin Off 715

Cho Off 516

Cho Off 617

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* Cho Off: Chocó Offshore * Col: Colombia * Gua Off: Guajira Offshore * Sin Off: Sinú Offshore * Tum Off: Tumaco Offshore

Actividades de exploración y producción costa afuera

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E&P

Después de más de cuarenta años del descubrimiento de Chuchupa, principal fuente de gas y único

campo productor costa afuera del país, el interés de los inversionistas se ha vuelto a volcar hacia las profundidades de los ma-res colombianos en búsqueda de fuentes adicionales de hidrocarburos.

En la actualidad, seis de los principales ju-gadores del mercado offshore, como Repsol y Shell, están trabajando en catorce bloques exploratorios y cinco áreas de evaluación técnica en un nuevo intento por romper las fronteras exploratorias de las cuencas marí-timas del país, tras los más recientes esfuer-zos en el mercado, reflejados en los pozos perforados por Petrobras en 2007 (Arazá) y Equión Energía en 2012 (Mapalé-1).

Para esta nueva ola de trabajos costa afue-ra, concentrada en el mar Caribe, la Aso-ciación Colombiana de Petróleo (ACP) prevé la perforación ocho pozos durante los próximos cinco años, empezando a mediados de 2014 con el primer pozo en el activo Tayrona, operado por Petrobras.

Mientras la industria espera los resultados de esta nueva perforación que será clave para tener más indicios sobre las opor-tunidades presentes en el subsuelo del

busca ofrecer datos más claros sobre estas cuencas a los operadores e incentivar el de-sarrollo de las actividades en las fronteras marítimas del país.

En línea con este objetivo, la ANH ha mo-dificado los términos de referencia con mejores condiciones económicas para la asignación de bloques costa afuera en la Ronda Colombia 2014. Adicionalmente, la autoridad del sector hidrocarburífero, de la mano con el Ministerio de Minas y Ener-

gía y demás instituciones gubernamentales con competencia en el área, están trabajan-do en la estructuración normas técnicas, ambientales y operativas, que, además de estar al nivel de los más altos estándares de calidad, permitan que Colombia continúe siendo un destino atractivo para la inver-sión offshore.

Tras un marco regulatorio competitivo

La regulación alrededor de las actividades costa afuera ha venido evolucionando de acuerdo con las necesidades del mercado, desde que la ANH firmó su primer con-trato en este segmento (Tayrona) en 2004.

Desde la fecha, el Gobierno ha ampliado los periodos de exploración y producción y ha ajustado la normativa, conforme a las particularidades de esta industria para fa-cilitar el desarrollo de las actividades en los activos entregados.

Si bien estos esfuerzos han logrado verse re-flejados en el interés de varias empresas por apostarle a los más de veinte bloques offshore que se han adjudicado en los últimos diez años, las empresas coinciden en que ha lle-

Caribe, la Agencia Nacional de Hidrocar-buros (ANH) avanza en una campaña de adquisición sísmica 2D, que entre 2012 y 2014 sumará un total de 22.000 kilómetros equivalentes. Con la recolección de esta in-formación y el trabajo para la integración de datos geológicos y geofísicos, la agencia

Seis de los principales jugadores del mercado

offshore están trabajando en catorce bloques E&P y cinco TEA.

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gado la hora de establecer un escenario cla-ro para empezar a construir una industria robusta, con los incentivos y consideracio-nes pertinentes para desarrollar potenciales campos de petróleo y gas en alta mar. Según Eduardo Rodríguez, presidente de Shell en Colombia, uno de los grandes retos de este proceso es trabajar en términos eco-nómicos competitivos que compensen el ni-vel de riesgo técnico y las inversiones que se hacen en las primeras etapas de estos proyec-tos. Según el directivo, con estos estímulos, el país podrá ser más competitivo frente a otros destinos de inversión costa afuera que ya son maduros, como el Golfo de México y Brasil.

“En su proceso de aprendizaje, el Gobierno ha logrado concretar procesos efectivos para incentivar el desarrollo de los crudos con-vencionales, pesados y más recientemente, los no convencionales. Ahora, su misión es revisar los términos fiscales para el offsho-re y dar una mayor claridad sobre el marco ambiental y técnico de estas operaciones. Con su estabilidad jurídica y el potencial por descubrir en sus cuencas marítimas, el país ha logrado atraer la inversión para la exploración costa afuera. Ahora debe con-centrarse en diseñar las condiciones nece-sarias para que un descubrimiento en aguas profundas y ultraprofundas pueda aportar a las metas de producción y reservas del país en el largo plazo”, explicó Rodríguez.

Con miras a atender las preocupaciones de las empresas, desde hace algunos meses, di-ferentes instituciones del Estado vienen tra-bajando en la preparación de un documen-to Conpes para el mercado offshore, el cual busca organizar el desarrollo de esa industria y ofrecer las condiciones tributarias y econó-micas para incentivar la inversión nacional y extranjera en las cuencas costa afuera.

Esta política busca dar bases sólidas para la inversión desde el ámbito económico, social, ambiental y operativo, y contempla, por ejemplo, la creación de zonas francas para facilitar las operaciones marítimas y nuevas modificaciones en los tiempos de los contratos, que hoy establecen nueve años para la exploración y treinta para la fase de explotación. Mientras se ajustan los últimos detalles para la expedición de este docu-mento durante el segundo semestre del año

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Eduardo Rodríguez, presidente de Shell en Colombia.

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en curso, las entidades del orden nacional y local involucradas en el desarrollo de estos proyectos vienen trabajando internamente para facilitar la concreción de los proyectos.

En cuanto a la definición de políticas na-cionales ambientales para este tipo de pro-yectos, en la actualidad el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, por me-dio de la Dirección de Asuntos Marinos y Costeros (Damcra), avanza en el desarrollo de los términos de referencia para la pre-sentación de estudios de impacto ambien-tal para proyectos costa afuera.

Si bien la construcción de este marco de re-ferencia aún está en proceso, el Ministerio ya ha otorgado licencias ambientales para áreas de perforación exploratoria marina de hidrocarburos, para lo cual se han expedido los términos específicos para cada caso. A su vez, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) está fortaleciendo equi-pos de trabajo con perfiles específicos para atender los procesos de evaluación y segui-miento de los proyectos costa afuera.

Por su parte, la Dirección General Marítima (Dimar), autoridad encargada de la direc-ción, coordinación y control de las activida-

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Ernesto Durán, director general de la Dimar.

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des en las aguas nacionales, anticipándose a las necesidades de la operadoras en alta mar, adelanta la revisión de normas y re-quisitos para facilitar y agilizar los trámites exigidos en estas operaciones.

“Nos hemos encargado de aprender sobre este segmento y de las experiencias interna-cionales para poder crear un marco que se

acomode a las necesidades de la industria en el país. Comenzamos, por ejemplo, a ajustar algunas normas asociadas a los requisitos mí-nimos para las embarcaciones de operación y soporte usadas en estas actividades. Entende-mos que las inversiones para la exploración costa afuera son robustas y que cualquier retraso puede traducirse en pérdidas impor-tantes, por tal razón, nuestro objetivo es po-der ofrecerles a las compañías una regulación expedita y razonable, que además de buscar una mayor agilidad en los procesos, garantice la seguridad de las operaciones desde todos los frentes”, dijo el Contralmirante Ernesto Durán, director general de la Dimar.

De acuerdo con Durán, el apoyo de la enti-dad en los diferentes estudios de batimetría,

campañas de adquisición sísmica, la medi-ción de los parámetros climáticos y atmos-féricos, así como el control del tráfico marí-timo y la perforación del pozo Mapalé-1 de Equión, ha sido de vital importancia para el proceso de fortalecimiento que ha empren-dido la Dimar. La misión ahora es aplicar todo ese conocimiento adquirido en la ola de actividades que se avecina.

Por otra parte, una de las iniciativas del Gobierno que ha recibido la mejor acogida por parte de la industria fue el cambio en los términos de referencia para la adjudica-ción de activos en el proceso competitivo de este año, principalmente, con el aumentó las condiciones que activan la cláusula de pre-cios altos. Para el caso de bloques en aguas profundas (entre 300 y 1.000 metros), el pre-cio base incrementó de USD$47 a USD$82 por barril, una vez la empresa supere volú-menes de 200.000 barriles. Por su parte, en aguas ultraprofundas (superiores a los 1.000 metros), el precio base deberá superar los USD$100, a partir de una producción acu-mulada por encima de los 300.000 barriles.

Con estas modificaciones, la ANH espe-ra atraer el interés de nuevos y conocidos jugadores en la subasta que se celebrará el

Diferentes instituciones del Estado vienen traba-jando en la preparación

de un documento Conpes para el mercado offshore.

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próximo 23 de julio y que en esta versión incluye una oferta de diecinueve áreas offs-hore. La asignación de nuevos activos costa afuera en esta y futuras rondas, sumado al trabajo adelantado por las operadoras ex-ploratorias ya adjudicadas de los diecinue-ve bloques, será clave para incrementar las posibilidades de explotar el potencial de los recursos en las cuencas marítimas de Co-lombia que, de acuerdo con un estudio de la Universidad Nacional de Colombia, po-drían multiplicar por cinco las reservas de crudo y triplicar las reservas de gas.

Los trabajos exploratorios en el corto plazo, sobre todo las perforaciones que comien-zan este año, darán los primeros indicios para definir la realidad del panorama hi-drocarburífero del Caribe colombiano.

Pozo a la vista

Tras diez años de hacerse acreedores del contrato Tayrona, la asociación conforma-da por Petrobas (operador), Ecopetrol y Repsol, se prepara para perforar el primer pozo de esta área al noreste del departa-mento de La Guajira.

Orca-1 es el nombre del pozo que Petro-bras comenzará a perforar en los próximos meses y que abre un nuevo capítulo en la historia de la compañía brasilera en Colom-bia, luego de que en 2013 tomara la decisión de reorganizar su portafolio y concentrar la mayoría de sus inversiones de exploración y producción de petróleo y gas en el segmento offshore. El pozo está situado a 40 kilóme-

tudios y perforaciones para determinar la viabilidad financiera de su desarrollo. Para Petrobras Colombia, la exploración en aguas profundas es una nueva frontera en Colombia, por lo cual, la compañía busca-rá aplicar su amplia experiencia y soporte operacional con el fin de gestionar de for-ma exitosa este gran reto para la industria

tros de las costas de La Guajira y llegará una profundidad de 674 metros. Esta tarea se adelantará con el buque perforador Ocean Clipper, proveniente de Brasil, y que hará un recorrido de más de 8.000 kilómetros hasta llegar al Caribe colombiano, donde permanecerá por los próximos tres meses.

De acuerdo con la firma, aunque no es po-sible saber con exactitud las reservas de hi-drocarburos que pueden encontrarse allí, las expectativas sobre Orca-1 son altas. Sin embargo, para definir la comercialidad del prospecto será necesario realizar más es-

petrolera en Colombia. Adicionalmente, la empresa considera que el país es una de las áreas más relevantes para la actuación de la empresa fuera de Brasil, gracias a su estabili-dad normativa, ambiente regulatorio propi-cio para la inversión extranjera y su política clara en materia de hidrocarburos.

Anadarko, otra de las empresas con expe-riencia en operaciones de exploración y producción en aguas profundas en el mun-do, será la responsable de la perforación del segundo pozo costa afuera programado para 2014. Desde que llegó al país hace cer-

Sísmica offshoreKilómetros equivalentes

Total país

2010 6.000 26.0002011 8.400 24.4002012 4.800 17.800

2013 23.500 28.500

Evolución de adquisión sísmica costa afuera en Colombia

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Uno de los principales retos es asegurarse de que estas operaciones se lleven a cabo con responsabili-dad social y ambiental.

Alberto Gamboa, gerente de Anadarko en Colombia.

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ca de dos años, la compañía estadounidense se ha convertido en una de las firmas con una mejor posición en el mercado offshore en Colombia, con un área licenciada cer-cana a los 32.000 km2 en cuatro contratos E&P y dos contratos de evaluación técnica (TEAs por sus siglas en inglés). En el 2012, a Anadarko le adjudicaron los E&P Ura-4 y Purple Angel, así como los TEAs Col-2 y Col-5. Posteriormente, a fi-nales de ese año, la empresa culminó nego-ciaciones con Ecopetrol para entrar como operador en Fuerte Norte y Fuerte Sur. Estos activos, con la excepción de Col-2, están reunidos estratégicamente en un cluster exploratorio al occidente del Golfo de Mo-rrosquillo, al que la operadora y su socio colombiano han denominado Fuerte. Dando cumplimiento a los compromisos con la ANH, los primeros pozos exploratorios de Anadarko se perforarán precisamente en

bloques que forman dicho cluster, empezan-do con el pozo Calasú en Fuerte Norte, cuyas operaciones se desarrollarán el último trimes-tre del año. A este le seguirá el pozo progra-mado para inicios de 2015 en Fuerte Sur. “La información sísmica adquirida en ambas áreas dan muy buenos indicios para perforar. Estos pozos ayudarán a brindar los elemen-tos para determinar si los méritos explorato-rios son consistentes con nuestros modelos.

El de Fuerte Norte será el primer pozo de aguas ultraprofundas de Colombia, con una columna de agua de más de 1.800 metros de profundidad”, explicó Alberto Gamboa, ge-rente de Anadarko en Colombia. Mientras llega la fecha de inicio de estas perforaciones, la empresa continuará con la ejecución de exploraciones sísmicas adi-cionales, batimetría, monitoreos ambien-tales y demás estudios necesarios para de-finir la posibilidad de un pozo exploratorio adicional en esta agrupación de activos al occidente del Golfo de Morrosquillo. Adi-cionalmente, como parte de su compromi-sos con el contrato TEA Col-2, Anadarko recientemente terminó una campaña de sísmica 2D y está iniciando la adquisición de batimetría y las muestras utilizando el piston corer en la zona comprendida en este contrato, que se localiza a 100 kilóme-tros de la costas de Barranquilla. “Estamos muy emocionados con el poten-cial de las aguas profundas de Colombia y aplicaremos nuestra experiencia y tasa de éxito cercana al 70% para impulsar el cre-cimiento de este segmento. Hemos demos-trado nuestro interés con la participación en buena parte de los bloques adjudicados y esperamos hacer inversiones significati-vas a futuro para explorar esta oportuni-dad”, añadió Gamboa.

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Mariano Ferrari, director general de Repsol en Colombia.

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Otro de los pozos dentro del cronograma del próximo año es Siluro-1 en el bloque RC-11, el cual será perforado por Repsol. De acuerdo con Mariano Ferrari, director general de la operadora en Colombia, con este primer pozo la firma da un paso deci-sivo en el camino que decidió emprender hace varios años en la búsqueda de hidro-carburos en el Caribe colombiano.

“En 2009 tuvimos un descubrimiento impor-tante de gas en el Caribe venezolano y, basados en lo que hemos aprendido en ese hallazgo, hemos visto el potencial de encontrar forma-ciones similares o mayores aquí en Colombia.

El pozo en RC-11 nos permitirá tener una idea más clara sobre los prospectos que hemos definido. A su vez, en el activo vecino RC-12, tenemos programada una adquisición sísmica 3D, la cual iniciaremos una vez culminada la correspondiente consulta previa con las co-munidades wayúu de la Alta Guajira en el área de influencia. Tenemos una fuerte presencia exploratoria en aguas de la región, y sin duda Colombia es uno de los países importantes dentro de nuestra estrategia exploratoria en el continente”, aseguró Ferrari.

Además de estos dos activos y de sus inte-reses en el bloque Tayrona, Repsol participa como operador en el contrato TEA de aguas profundas denominado Gua Off-1, en aso-ciación con Ecopetrol. En diciembre del año pasado se adelantó una campaña de sísmica 2D y este año se planea la adquisición de in-formación 3D. Si los resultados de estas cam-pañas y de los estudios de piston corer dan indicios de posibles prospectos, la empresa española perforaría un pozo en 2016.

Shell es otra de las operadoras que decidió apostarle a las profundidades del océano Atlántico colombiano, con dos áreas TEA adjudicadas en los procesos competitivos de 2010 (Gua Off-3) y 2012 (Col-2). El pre-sidente de Shell en Colombia, Eduardo Ro-dríguez, explica que los trabajos en ambos bloques avanzan de acuerdo con los com-promisos adquiridos con la ANH, mientras se evalúa la decisión de aplicar la conver-sión de estos activos a contratos E&P.

“Ya hemos adelantado sísmicas 2D, batime-tría y estudios de muestras de fondo marino en los dos activos. Ahora estamos avanzan-do en una campaña de sísmica 3D en Gua Off-3, nuestro primer bloque costa afuera. Para su explotación recientemente se sumó la inglesa BG Group, que es socia de Shell en otros países. Con su apoyo financiero y ex-periencia en el segmento offshore esperamos seguir aportando en el proceso de descifrar el potencial del Caribe”, aseguró Rodríguez.

Las inversiones y trabajos que estas com-pañías desarrollarán en aguas colombianas y el compromiso del Gobierno por mejo-rar las condiciones económicas y técnicas, vislumbran un futuro promisorio para el mercado costa afuera en el país. Ahora, uno de los principales retos es asegurarse de que estas operaciones se lleven a cabo con res-ponsabilidad social y ambiental para evitar incidentes a futuro.

Con medidas preventivas adecuadas y un permanente trabajo con las comunidades, la industria estaría escalando uno de los peldaños más importantes para que el país le dé vía libre a la exploración offshore. Son muchos los temores y mitos que puede ge-nerar una actividad prácticamente nueva en Colombia, como la exploración y pro-ducción costa afuera. En consecuencia, tanto el Estado como el sector privado de-ben mantener al tanto a los diferentes gru-pos de interés sobre los pormenores de los trabajos que vienen en camino.

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Proveedoras de servicios se alistan para el boom de las operaciones costa afuera

Ante las oportunidades asociadas al futuro desarrollo de actividades de exploración y pro-ducción offshore, algunas empresas nacionales dedicadas al negocio náutico tomaron la de-cisión de concentrarse en este segmento. Con esta iniciativa se busca crear una industria co-lombiana de servicios que sirva de soporte para la producción hidrocarburífera costa afuera.

Gracias a su preparación en los úl-timos años, los grupos Coremar e Intertug han logrado convertirse

en dos de los principales jugadores en el naciente mercado local de servicios offsho-re. Estas compañías decidieron apostarle a este segmento y hoy se consolidan como los aliados estratégicos de las empresas in-ternacionales a cargo de las grandes opera-ciones exploratorias en alta mar.

Con su trabajo en otros mercados de la región, alianzas estratégicas e inversiones, estas com-pañías han adquirido la experiencia, están-dares de calidad y conocimientos necesarios para figurar hoy como un apoyo fundamen-tal para el desarrollo de estudios ambientales, campañas de adquisición sísmica y perfora-ciones en las cuencas marítimas de Colombia.

Los inicios de una nueva indus-tria de servicios

Luego de interactuar con el sector energéti-co en los pocos ejercicios costa afuera en el país, en el año 2006, el grupo Coremar deci-dió estructurar una unidad de negocio en-focada en el apoyo a operaciones costa afue-ra para el mercado de Oil & Gas. Con miras a desarrollar esta nueva línea, la firma optó por incursionar en los principales mercados de la región con actividades offshore, como Brasil, Argentina, Trinidad y México. A su vez, la compañía estructura un importante plan de inversiones para la adquisición de embarcaciones con aplicación para el sector y en la construcción de la única base espe-cializada para el apoyo logístico del país, la cual está ubicada en Cartagena.

“Consideramos que el trabajo desarrollado para atender las necesidades del segmento ha permitido convertirnos en un aliado ca-paz de ofrecer servicios de logística integral para las actividades del sector, lo cual se refleja en nuestra participación significa-tiva en las diferentes campañas de sísmica (2D y 3D), y en la perforación exploratoria ejecutada por Equión Energía en 2012. Si bien hemos avanzado mucho, vemos que aún hay un gran espacio para crecer. En este orden de ideas, queremos seguir trabajando para mejorar nuestra oferta al sector. Den-tro de nuestras estrategias para el futuro cercano se tiene previsto la adquisición de nuevas embarcaciones, alianzas estratégi-cas que nos permitan tener acceso a embar-caciones de mayor nivel y la construcción de nueva infraestructura especializada en

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29LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

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el mercado de petróleo y gas en el Caribe”, aseguró Alberto Torres, gerente comercial de la Unidad Offshore del grupo Coremar.

Esta nueva base costera (shorebase) para el segmento de hidrocarburos formará parte de Palermo Sociedad Portuaria, el cluster logístico de apoyo al sector energético, que el grupo está construyendo en Barranquilla. De acuerdo con Torres, el proyecto, con una extensión de cinco hectáreas, tendrá carac-

terísticas similares a las de las instalaciones en Cartagena y será una pieza fundamental para completar una oferta integral para el sector en este puerto. “Además del shorebase, Palermo contará con un terminal petroquímico con una capaci-dad total de almacenamiento de 2,5 millones de barriles y un parque industrial de noven-ta hectáreas, con una zona franca de treinta hectáreas. Adicionalmente, es importante enfatizar en nuestro enfoque para atender los requerimientos de exploración y pro-ducción de no convencionales, usando el río Magdalena y la zona franca Oil & Gas como plataforma para sentar la cadena de abasteci-miento de apoyo a estos sectores. El desarro-llo de la exploración en el Caribe colombiano se sigue consolidando y nosotros queremos estar ahí, apoyando a las operadoras con to-dos los servicios de logística, soportados en infraestructura propia, con el fin de aportar los servicios necesarios para que ellas desa-rrollen sus labores con la eficiencia y en los tiempos requeridos”, afirmó el directivo.

A los esfuerzos de este grupo se le suman los de Intertug y su filial Barú Offshore, com-pañías que, a través de alianzas y su trabajo en los mercados internacionales, han for-talecido su línea de negocio enfocada en la industria de hidrocarburos con servicios ambientales, de agenciamiento, transporte de materiales y de personal.

“Hemos venido operando en actividades E&P costa afuera, desde hace algunos años, en México y Brasil, y este año comenzaremos operaciones en Perú. Todo lo anterior, junto con un programa de inversiones en diez em-barcaciones para actividades offshore, nuestro programa de excelencia operativa y la capa-citación operativa de nuestras tripulaciones para Colombia, nos permitirá poder ofrecer un servicio de calidad en el país. Como em-presa local y con el apoyo de nuestros socios estratégicos, creemos tener grandes fortalezas para ofrecer un paquete atractivo de servicios a los clientes potenciales”, dijo Alfonso Piñe-res, gerente comercial de Intertug.

Las expectativas sobre el desarrollo del mer-cado en alta mar son importantes y se reflejan en el interés del Gobierno y las operadoras por descubrir las oportunidades presentes en las profundidades de los mares colombianos. Solo resta esperar que los resultados de los pozos exploratorios programados para los próximos años puedan determinar el rum-bo de las inversiones de todos los actores en la industria, incluidas estas proveedoras de servicios y las demás empresas que decidan apostarle al negocio. Con la planeación ne-cesaria, dichas compañías podrán atender con pertinencia al aumento de la demanda de soluciones de logística y transporte costa afuera y evitar así los posibles cuellos de bo-tella que van de la mano con el crecimiento de una nueva actividad.

Alberto Torres, gerente comercial del segmento Offshore del Grupo Coremar.

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Colombia debe prepararse para el aumento de la demanda de profe-sionales mejor preparados para los

trabajos directos e indirectos que requiere la explotación offshore. No obstante, también los trabajadores deben prepararse para ope-raciones de alto riesgo, desarrollar habilida-des para diferentes contingencias y contar con las certificaciones requeridas para po-der garantizar la seguridad física y la pro-tección ambiental en este difícil contexto. Son diferentes los riesgos involucrados en una operación en tierra a aquellos que se en-frentan durante una operación en el mar. En el país, por ejemplo, tenemos profesionales excelentes que cuentan con un gran entrena-miento para trabajar en tierra. Ahora, el reto será que estos colaboradores tengan la capa-cidad para tener el mismo desempeño en el mar y generar una dinámica positiva para el país. Según estimativos, se generarán aproxi-madamente 20.000 nuevos empleos en este nuevo segmento de negocios.

El objetivo de las operadoras y compañías de servicios será lograr transferir el conoci-

miento y experiencia adquirida a través de sus labores en otros países, pero, para esto, es necesario que se vea una continuidad en los trabajos mar adentro. Con esta constan-cia también se podrá atraer a profesionales colombianos que adquirieron su experien-cia en operaciones offshore en otros países e invitarlos a regresar al país y transferir sus conocimientos a los trabajadores locales.

Además, en un escenario de continuidad y condiciones competitivas, las compañías extranjeras que cuentan con la experiencia requerida se verán interesadas en partici-par del desarrollo en Colombia, así como

en compartir conocimiento y experiencias. De esta forma, y aprovechando las lecciones aprendidas, lograremos reducir el costo de aprendizaje, involucrado en este empeño.

Ante la magnitud de este desafío, el entrena-miento y la formación son factores en los que deben enfocarse las compañías, las cuales de-berán desarrollar profesionales altamente ca-pacitados con competencias para operar en circunstancias complejas y, en consecuencia, reducir el riesgo y los costos asociados.

La experiencia brasileña

La industria offshore en Brasil generó una riqueza enorme para el vecino país, donde se calcula que, solamente para el desarro-llo del segmento mar adentro de Petrobras, cerca de 350.000 personas trabajan directa e indirectamente. En el vecino país existen compañías que ofrecen una amplia gama de servicios como la reparación de navíos, sistemas de protección ambiental y contra accidentes, astilleros, sísmica offshore, ser-vicios de perforación en alta mar, comple-

Actualmente, en Colombia hay gran interés por desarrollar las operaciones offshore. En este escenario, la industria se en-frenta a diversos retos en cuanto a costos, complejidad opera-tiva, licencias ambientales y en materia de personal.

Los desafíos en talento humano para dinamizar la

industria offshore

Adriano Bravo, CEO Petra GroupNatalia Díaz, Latam VP Petra Group

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El desarrollo del segmento offshore

se generarán aproximadamente

20.000 nuevos empleos.

OPINIÓN

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31LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

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tación de pozos en alta mar, y construcción de estructuras submarinas, así como de plataformas de producción fijas y móviles. La provisión de estos servicios debe contar con personal entrenado para trabajar en un ambiente donde los riesgos son mucho mayores.

El impacto en el ámbito salarial ha sido fuerte en Brasil, donde las remuneracio-nes para las personas involucradas en las operaciones offshore llegaron a ser entre un 30% y un 50% mayores a los salarios asignados para posiciones similares en trabajos realizados en tierra. Además, este dinamismo tiene un impacto destacado en el mercado laboral. El número de em-pleos ha guardado una proporción con el valor de las inversiones, los cuales están en el rango de millones de dólares y han generado aumentos salariales del 15% al 20% anuales en los últimos diez años, en las empresas del sector. Como punto de referencia, un día de operación de un na-

vío de perforación en Brasil puede costar cerca de USD$600.000, mientras que una sonda de perforación en tierra cuesta cer-ca de USD$20.000 por día. En cuanto a los profesionales del área de geología, geofísica e ingeniería de yacimientos, Brasil cuenta con profesionales especializados en aguas profundas, de los cuales Colombia puede adquirir conocimiento para acelerar el pro-ceso de aprendizaje requerido para el ma-nejo adecuado de la tecnología involucrada.

Un contexto positivo

El inicio de esta campaña en el país puede ve-nir en un buen momento, pues Petrobras, por razones financieras, está frenando sus ope-raciones por los próximos dos años, lo que pone a disposición del mercado laboral mu-chos técnicos y profesionales extranjeros. En este escenario, Colombia tendrá acceso a este grupo de profesionales altamente calificados y podrá aprovechar las buenas prácticas, lo que conllevaría un desarrollo más acelerado.

Aunque la industria en altar mar en Colom-bia no sea del tamaño de la brasileña, la pers-pectiva puede cambiar en función de los des-cubrimientos que se hagan en los próximos años, lo que derivaría en un dinamismo lleno de desafíos y, a la vez, de oportunidades. Si sabemos aprovechar un entorno positivo y nos guiamos por la experiencia de otros países, podremos realizar el potencial para incrementar nuestras reservas de petróleo y promover una industria sin precedentes.

Aunque la industria en altar mar en Colombia no sea del tamaño de la brasileña, la perspectiva

puede cambiar.

OPINIÓN

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32 colombiaenergia.com

Los cuatro puntos cardinales conforman el sistema car-tesiano para la orientación del hombre. Estas referencias históricamente han servido para guiar y enfocar metas nacionales. De allí que todos vislumbremos un norte para cualquiera de las políticas del país.

Los puntos cardinales para aumentar reservas

Orlando Cabrales SegoviaViceministro de Energía

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Con el objetivo concreto de garanti-zar la seguridad energética, a través de la incorporación de reservas en

el mediano y largo plazo, el Gobierno na-cional recientemente definió lo que hemos llamado los cuatro puntos cardinales o cuatro ejes estratégicos, que mezclan en-foques y objetivos particulares en los que hemos venido trabajando desde el Minis-terio de Minas y Energía para implemen-tar un sistema hidrocarburífero sostenible y eficiente para el bienestar de todos los colombianos.

El mundo seguirá evolucionando, así como el panorama energético y las necesidades de la población en un escenario cambiante. Por ejemplo, según las últimas proyeccio-nes de la Administración de Información Energética de Estados Unidos, el consumo mundial de petróleo y otros líquidos com-bustibles pasará de 87 millones de barriles por día en 2010 a 97 millones en 2020, mientras que el consumo mundial de gas natural se incrementará en un 64%, al pa-sar de 113 trillones de pies cúbicos en 2010 a 185 trillones de pies cúbicos en 2040.

A su vez, el aumento en la exploración y producción de recursos naturales, que se reflejará en un incremento constante de reservas, corresponde a los mayores re-querimientos de la industria, el transporte y los hogares.

En Colombia, recién llegamos a una relación entre producción y reservas para tan solo 6,6 años. Esta es una cifra que debemos aumen-tar para poder garantizar una autosuficien-cia en materia de líquidos combustibles, a través de los siguientes cuatro puntos o ejes.

La hoja de ruta en materia energética

El primero de estos cuatro puntos cardina-les es el mejoramiento del factor de reco-bro de los campos existentes. En Colombia todavía tenemos un camino por recorrer, pues actualmente tenemos un promedio de factor de recobro del 20% en los campos existentes que queremos subir al 30% para adicionar entre 3.000 y 4.000 millones de barriles de reservas.

El segundo es en materia de crudos pesa-dos, un ámbito en el que Colombia tiene un potencial muy grande por descubrir. La balanza de producción del país cada vez se inclina más hacia los crudos pesados y así lo confirman los descubrimientos que se han hecho en los últimos dos años.

En materia de yacimientos no convencio-nales, el país también tiene un potencial importante, particularmente en el Magda-lena Medio, en la cuenca de la Cordillera Oriental, alguna parte del Valle Superior

La relación entre produc-ción y reservas para tan

solo 6,6 años es una cifra que debemos aumentar para garantizar nuestra

autosuficiencia.

OPINIÓN

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33LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

La Ronda Colombia 2014, un nuevo punto de partidaSon cuatro puntos cardinales que delinean el camino hacia el crecimiento de nuestras re-servas. Son ejes que hoy presentamos, pues es-tamos seguros de que son la mejor alternativa para fortalecer el sector. De allí que queremos motivar a las empresas a que sigan apostándo-le a la búsqueda de petróleo en Colombia con mecanismos competitivos y transparentes que incentiven la oferta, como con la Ronda Co-lombia 2014, que ofrecerá un total de 97 blo-ques, de los cuales 57 corresponden a bloques convencionales continentales, 13 costa afuera, 19 no convencionales de petróleo y gas de es-quistos, y 8 bloques no convencionales de gas asociado a mantos de carbón.

Estamos convencidos de que con esta hoja de ruta y con estos cuatro puntos de referencia podremos avanzar en las metas hidrocarbu-ríferas del país, que a su vez generarán más empleo, mejores oportunidades para las re-giones y un crecimiento económico en todos los sectores productivos.

del Magdalena, así como en el Catatumbo. Este año empezamos a tener los primeros pozos de exploración en esa materia, así como en gas asociado a mantos de carbón.

Al respecto, el Ministerio de Minas y Ener-gía publicó el reglamento técnico para esta actividad, mediante el cual se establecen los requerimientos técnicos y procedi-mientos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no con-vencionales, que refleja el compromiso con el desarrollo de un marco regulatorio adecuado, responsable y sostenible, en el cual uno de los grandes componentes es el adecuado uso del agua y la protección de los acuíferos para el consumo humano.

El cuarto punto es el relacionado con la ex-ploración y explotación costa afuera, tanto en el Pacífico, con un gran potencial, como en el Caribe, donde hay una mayor presen-cia inversionista. Aunque hemos perforado relativamente poco en estos lugares durante los últimos diez años, esperamos revertir esa tendencia a partir de 2014.

Adicionalmente, identificamos que Co-lombia debía tener mayor competitividad y debe mejorar algunos aspectos para estar a la vanguardia en la producción costa afuera, particularmente en un escenario global cada vez más competitivo entre los países que buscan cautivar la atención de los principales jugadores en el sector offshore.

Por eso, hoy ofrecemos a los inversionistas interesados en exploración offshore un nue-vo componente en la Ronda Colombia 2014, relacionado con ajustes y mejoras en los tér-minos económicos y fiscales para la produc-ción en aguas profundas y ultraprofundas.

Colombia debe mejorar algunos aspec-tos para estar a la van-guardia en la produc-

ción costa afuera.

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OPINIÓN

Page 34: Edición 9 - Julio 2014

34 colombiaenergia.com

El Gobierno ha estableci-do nuevos incentivos para la exploración y produc-ción de bloques offshore y

no convencionales.

La Ronda Colombia 2014 subastará un total de 101 bloques de petróleo convencionales y no convencionales,

que abarcan aproximadamente 22 millones de hectáreas en 15 de los 32 departamentos de Colombia. La subasta del 23 de julio in-cluye oportunidades continentales y de cos-ta afuera en 8 de las 23 cuencas sedimenta-rias de Colombia.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) ha clasificado los bloques ofreci-dos en tres categorías. Tipo uno: ofrecen exploración en áreas terrestres y marítimas, además de oportunidades de producción en áreas sedimentarias maduras con recursos convencionales en los que ya se han des-cubierto depósitos. Tipo dos: ofrecen con-tratos de exploración y producción en los bloques continentales no convencionales en las cuencas emergentes, así como áreas con potencial de yacimientos de carbón y me-tano. Tipo tres: bloques que están ubicados en los departamentos de Caquetá, Casana-re, Chocó, Nariño y Putumayo.

Al igual que en la pasada licitación de blo-ques en 2012, los términos del contrato para

la ronda de 2014 son atractivos. Sin embar-go, en esta ocasión, el Gobierno ha añadido nuevos incentivos para la exploración y pro-ducción de bloques submarinos (offshore) y no convencionales. Para los bloques offsho-re, el umbral por encima del cual se pagan las regalías se incrementará de los actuales USD$45 a USD$82 por barril para aguas profundas, y USD$100 para aguas ultrapro-fundas.

Los bloques offshore tendrán un programa de exploración de 9 años, con 30 años de producción bajo contratos de exploración y producción. El mismo programa de ex-ploración y años de producción aplicará a

los bloques no convencionales adjudica-dos. Este año, el Gobierno espera obtener resultados similares a la Ronda Colombia 2013, cuando 43% de los bloques ofrecidos se otorgaron a 37 compañías.

El Gobierno busca mantener la inercia del sector y atraer la inversión necesaria para aumentar las reservas, mediante los incen-tivos adicionales para los bloques subma-rinos. En efecto, la inversión extranjera directa (IED) en el sector de petróleo y gas ha crecido en los últimos años, pasan-do de 16% en 2003 a 34% en 2013. Dicho crecimiento ha sido el resultado de cam-bios en las responsabilidades de Ecopetrol de regulador y productor, a solo produc-tor, a principios de la década pasada; de la creación de un regulador independiente en 2003, la Agencia Nacional de Hidrocar-buros (ANH), y de la revisión de la renta que obtiene el Estado por la explotación de sus recursos mediante la implementación de un marco de regalías con escala varia-ble. A pesar de este progreso, las reservas no han crecido a la par con la demanda y eso explica, en gran medida, el interés de incentivar aun más la inversión. Mientras

Con la continuidad de las políticas minero-energéticas, termi-nado el proceso de elecciones presidenciales y con la perspectiva de un acuerdo de paz con las FARC, la Ronda Colombia 2014 cimienta el atractivo del país como un destino de inversión.

La Ronda 2014, un proceso prometedor en

un panorama complejo

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Oliver WackAnalista para Colombia de Control Risks

OPINIÓN

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que la ANH estima que las reservas se han incrementado 75% desde el 2007, las re-servas actuales solo durarán 6,4 años a los niveles actuales de producción.

Viejas y nuevas amenazas

A pesar del atractivo de Colombia como un destino de inversión, los participantes en la licitación de bloques de la Ronda Colombia 2014 son propensos a enfrentar una serie de viejos y nuevos obstáculos operativos.

Mientras el conflicto armado interno de Co-lombia ha reducido su intensidad durante la última década y la probabilidad de ataques terroristas y los secuestros a gran escala también han disminuido, los ataques contra infraestructura petrolera han incrementado. Por ejemplo, cifras oficiales reportaron 104 ataques en 2005, el año con el mayor nú-mero de atentados registrados entre 2005 y 2009. Durante el 2013, hubo 259 ataques, un 71% de incremento año a año y más del do-ble de la cifra registrada en 2005. Los ataques a ductos petroleros se concentran en diez municipios, principalmente en los departa-mentos que se extienden sobre las fronteras con Ecuador y Venezuela. Es fundamental que los inversores en estas áreas aseguren la implementación de un marco adecuado para cooperar con las autoridades, así como identificar actores locales relevantes para re-ducir los riesgos de ataques.

Junto con la vieja amenaza de la inseguridad, el aumento de las preocupaciones sobre el impacto del sector energético y de las indus-trias extractivas en general ha dado lugar a nuevos procesos de concesión de licencias que requieren mucho tiempo y son costosos. Si bien la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) fue creada en 2011 para funcionar como una ventanilla única de li-cencias, en realidad dos e incluso tres agen-cias adicionales participan en el otorgamien-to de licencias ambientales de exploración y producción. La Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) estima que en 2012 se re-quirió de un promedio de 13,9 meses para obtener una licencia ambiental para un sitio continental (onshore).

Adicionalmente, es probable que los cuellos de botella en infraestructura y la corrup-

ción continúen siendo una preocupación. Los cuellos de botella en ductos, debido a los ataques antes mencionados, entre otras razones, han forzado a los productores a recurrir al uso de camiones cisterna para el transporte de la producción diaria. Esto no solo es más costoso, sino que contribuye a las tensiones con comunidades afectadas por el considerable aumento del tráfico por carretera y el deterioro de la infraestruc-tura pública. Adicionalmente, la inquietud en las comunidades es frecuente alrededor de la creación de empleos locales, lo cual subraya la necesidad de identificar y con-tratar a los actores locales correctos.

Aunque la gestión del sector de petróleo y gas es relativamente robusta en Colombia, comparada con los estándares regionales, la corrupción persiste. En particular, es co-mún que funcionarios de menor nivel so-liciten pagos a las compañías para agilizar trámites burocráticos.

La apropiación indebida de las regalías pagadas al Estado también ocurre con fre-cuencia, aunque con una reforma hecha en 2012 y el nuevo Sistema General de Rega-lías (SGR) se han conseguido avances para enfrentar este problema. Sin embargo, el nuevo sistema centralizado de distribución de regalías ha provocado tensiones con las comunidades en regiones productoras de petróleo y gas, que han tenido que soportar una disminución considerable en la dispo-nibilidad de fondos de regalías para el gasto público.

Elecciones y perspectiva de paz

La Ronda Colombia 2014 tiene lugar en el contexto de las negociaciones con las Fuer-zas Armadas Revolucionarias de Colombia (FARC) y pocas semanas después de una controvertida elección presidencial. Sin em-bargo, aunque es relevante para la estabili-dad general del país a largo plazo, es poco probable que el calendario de la licitación sea impactado significativamente por estos dos eventos.

Como habíamos pronosticado, el presidente Juan Manuel Santos ganó la reelección en la segunda vuelta, donde compitió contra el candidato de derecha y exministro de hacien-

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da Óscar Iván Zuluaga. El panorama político después de las elecciones es principalmente positivo para el sector petrolero. La reelección de Santos significa la continuidad de la polí-tica del Gobierno, especialmente en términos de la perspectiva positiva, sobre inversión ex-tranjera y protección de los inversionistas. La ampliación y mejora de la infraestructura del país, que fue un pilar durante el primer pe-riodo de Santos, seguirá siendo una prioridad durante su próximo gobierno.

Al mismo tiempo, la continuidad -en cier-ta medida- también implica estancamien-to. Por ejemplo, es probable que reformas

claves para mejorar cuestiones como re-trasos en la concesión de licencias y otros temas sigan siendo difíciles de alcanzar. Existe además un mayor nivel de presión sobre Santos para hacer concesiones a la izquierda política, en el marco del proceso de paz y como compensación por el apoyo de la izquierda en la campaña de reelección. Esta podría resultar en compromisos políti-cos en temas claves para este sector político, como son la regulación ambiental y social.

La reelección también aumenta la probabili-dad de una continuación de las negociacio-nes de paz con las FARC y su culminación

exitosa. En el corto plazo, las negociaciones han visto un deterioro en el ambiente de seguridad, ya que las FARC han tratado de mejorar su posición en la mesa de negocia-

ción, apoyándose en la presión militar. Si bien es probable que esos ataques continúen en el corto plazo, se supone que disminui-rán en el largo plazo, debido a la posible fir-ma de un acuerdo de paz y la subsecuente desmovilización de las FARC. Sin embargo, la reducción prevista en el tamaño de las Fuerzas Armadas, después de un fin al con-flicto armado, implicaría que las compañías del sector tendrían que asumir la carga de proteger sus activos industriales.

Finalmente, para las empresas petroleras y sus contratistas, un resultado exitoso de las negociaciones de paz puede tener implica-

ciones operativas adicionales, por ejemplo, a través de la dinámica cambiante en las re-laciones con las comunidades. El resultado de las conversaciones servirá para empo-derar a las comunidades locales y facilitar la proyección de las preocupaciones de las mismas en la escena política nacional. Por ejemplo, en un escenario de posconflicto, las controversias entre empresas y comu-nidades sobre las consultas previas pro-bablemente atraerán más atención de los políticos nacionales, organizaciones no gu-bernamentales y medios de comunicación, particularmente en las zonas más afectadas por el conflicto armado.

Adicionalmente, la desmovilización de miembros de las FARC, el fin nominal del conflicto armado y la polarización política, que ha caracterizado al país durante déca-das, pueden, en suma, generarle un impul-so importante a la izquierda democrática.

Y este especto político, a su vez, incre-mentará la presión sobre el Gobierno para abogar a favor de las comunidades en el arbitraje de disputas sociales y comuni-tarias. Por lo tanto, es previsible que esta situación se agudice en las áreas donde las FARC han tenido influencia política du-rante muchos años.

Ahora hay un mayor nivel de presión sobre

Santos para hacer concesiones a la

izquierda política.

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OPINIÓN

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El profesor Peter Cameron, líder mundial en legisla-ción y regulación energética, habló con Colombia Energía sobre los avances del país en materia regu-

latoria para el mercado costa afuera y sobre cuáles son los puntos clave para generar una normatividad competitiva y responsable.

Colombia debe mantener el interés de los inversionistas en la exploración costa afuera

Peter Cameron, director del Centro de Energía, Petróleo y Leyes Minerales de la Univer-sidad de Dundee, Reino Unido.

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n. Cameron es una de las principales autori-dades en materia de políticas públicas para el segmento offshore y actualmente dirige el Centro de Energía, Petróleo y Leyes Mi-nerales de la Universidad de Dundee, en el Reino Unido.

Durante su visita a Colombia, el profesor Ca-meron compartió su experiencia y presentó modelos de regulación para la exploración costa afuera, exponiendo los métodos más adecuados para el monitoreo de operacio-nes offshore para Colombia y la incorpora-ción de la responsabilidad ambiental en este segmento.

¿Considera que el trabajo que está haciendo el gobierno co-lombiano en términos de regu-lación es el adecuado para im-pulsar el desarrollo del offshore en el país?

Creo que el Gobierno ha sido consciente de que para impulsar el desarrollo de este segmento es primordial incentivar las in-versiones millonarias asociadas a este tipo de operaciones.

Con las medidas justas para atraer y man-tener el interés de las empresas, pronto se podrá conocer con certeza el potencial que yace en los mares del país. El mayor reto para atraer este interés es la apretada com-petencia internacional.

Actualmente, el 40% de toda la inversión extranjera en el sector está concentrada en los Estados Unidos, y Colombia debe pe-lear el 60% restante con más de cien países.

NEGOCIOS

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¿Qué tan atractiva es Colombia como destino de inversión, com-parada con los otros países de la región, interesados en promover la exploración costa afuera?

Me atrevería a decir que, en términos de percepción de los inversionistas, Colombia hoy tiene una posición de liderazgo. Por este motivo, el país debe aprovechar esta ventaja temporal antes de que la competencia sea más apretada. Se debe trabajar ágil y cuida-dosamente en una regulación que promueva el crecimiento sostenible de esta actividad.

¿Cuáles aspectos en particular se deben revisar en la regulación que se está preparando?

Los riesgos asociados a la perforación en aguas profundas son altísimos, por lo que es importante ser estrictos con los estándares de calidad, así como en materia de capaci-dades técnicas y financieras de las compa-ñías que desarrollen estas operaciones. Esto es crucial para que en caso de presentarse un incidente, se tenga plena seguridad de que las compañías puedan responder a estas situaciones desde todos los frentes.

Los riesgos se reducen en la medida en que el Gobierno se asegure de otorgarle estas áreas a operadoras con la suficiente expe-riencia y músculo financiero necesarios para asumir los retos de esta actividad.

Hay que tener en cuenta que si bien ha ha-bido muchos avances en materia de buenas prácticas y tecnología para la explotación offshore, también se han registrado gran-des incidentes ambientales como el de Ma-condo, en el Golfo de México.

¿Cómo considera que debe ser el trabajo con las comunidades vecinas a los proyectos para que se pueda desarrollar una opera-ción exitosa?

Las consultas son cruciales. Incluso, si los procesos se retrasan, vale la pena llevarlas acabo. En una democracia es necesario ser cuidadoso con los intereses y preocupa-ciones de las comunidades en las zonas de influencia de los proyectos. Es importan-te que las empresas, además de consultar, impulsen el desarrollo económico de estas poblaciones, creando puestos de trabajo y formando industria en las regiones.

"El mayor reto para atraer este interés es la apretada compe-tencia internacional. Actualmente, el 40% de toda la inversión extranjera en el sector está concentrada en los Estados Unidos, y Colombia debe pelear el 60% restante con más de cien países".

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Nuevos proyectos mejoran la competitividad de la infraestructura petroleraLas diferentes iniciativas en materia de oleoductos y puertos serán esenciales para que el país pueda atender volúme-nes mayores de producción y aumentar las alternativas de evacuación de crudo.

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NEGOCIOS

Las ampliaciones al sistema existente son fundamentales para incrementar la competitividad de la infraestruc-

tura petrolera nacional. Por ello, los nuevos proyectos en construcción y planeación le permitirán a Colombia diversificar sus op-ciones de evacuación de crudo y acceder más fácilmente a mercados estratégicos.

En la actualidad, las apuestas del sector se concentran en tres grandes proyectos: el Oleoducto al Pacífico (OAP), la construc-ción de la segunda y tercera etapa de Bicen-tenario (los cuales figuran como las mejores opciones para sacar la producción del oriente del país en el mediano y largo plazo) y Puer-to Bahía, el terminal marítimo de Cartagena que apoyará desde este año las operaciones portuarias asociadas al negocio de hidrocar-buros en el Caribe.

Este nuevo puerto para el almacenamiento, ex-portación e importación de petróleo y sus deri-vados, entrará en funcionamiento a finales de septiembre próximo, y tendrá una capacidad de almacenamiento inicial de 3,3 millones de ba-rriles de petróleo y un muelle marítimo capaz de recibir a grandes embarcaciones que, por sus dimensiones, servirá como complemento a la infraestructura en el Puerto de Coveñas.

“Durante los primeros meses de la opera-ción de Puerto Bahía, se podrán recibir bar-cos con capacidades de hasta 600.000 barri-les, y una vez finalice el dragado del canal de acceso en Bocachica, durante el primer tri-mestre de 2015, tendremos las condiciones necesarias para manejar embarcaciones con capacidades de 1,2 millones de barriles. La entrada de Puerto Bahía es un gran avance

para el sector, pues además de ser una solu-ción adicional para la exportación e impor-tación de hidrocarburos, contará con precios más competitivos que permitirán ahorros sig-nificativos en tarifas portuarias”, aseguró Juan Ricardo Noero, presidente de Pacific Infras-tructure, la firma que lleva a cabo el proyecto.En su fase inicial, el terminal servirá para el crudo y los diluyentes transportados con ca-

rrotanques y barcazas, y en agosto de 2015, comenzará a recibir petróleo proveniente del sistema de transporte nacional a través de Olecar, un oleoducto de 128 kilómetros que lo conectará con el Puerto de Coveñas.

“Tenemos todos los permisos y derechos de vía del oleoducto y esperamos poder iniciar la construcción de la línea en noviembre de

En agosto de 2015, Puerto Bahía comenzará a recibir

petróleo a través de un oleoducto de 128 km que lo conectará con Coveñas.

Juan Ricardo Noero, presidente de Pacific Infrastructure.

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NEGOCIOS

este año. Por medio de este ducto, Puerto Bahía recibirá el total de la producción de Pacific Rubiales y se espera transportar cru-do de Ecopetrol hacia su refinería de Carta-gena”, explicó Noero.

Nueva infraestructura para la producción de los Llanos Pese a que Colombia tiene prácticamente garantizada la competencia para transportar los aumentos de producción previstos para los próximos años, con una capacidad de evacuación de 1,5 millones de barriles de pe-tróleo por día (BPD) planeada para 2017, los líderes del segmento de infraestructura avan-zan en los estudios y trámites que definirán la viabilidad de dos nuevos oleoductos. Estos proyectos podrán ser clave para la futura eva-

cuación de petróleo pesado de la cuenca de los Llanos Orientales, en caso de necesitarse soluciones de transporte adicionales.

Una de esas iniciativas es el desarrollo de la segunda y tercera etapa del oleoducto Bi-centenario, que de concretarse, conectaría al departamento de Casanare con el Puerto de Coveñas.

La primera fase del proyecto inició opera-ciones a finales del 2013 y en la actualidad comprende una línea de 230 kilómetros en-tre Araguaney (Casanare) y Banadía (Arau-ca). En esta última estación, Bicentenario se conecta al oleoducto Caño Limón-Co-veñas y utiliza su capacidad sobrante para llevar el crudo proveniente de Casanare hasta el Caribe.

“Ahora estamos en la fase de estudios técni-cos y ambientales preliminares y necesarios para el posible desarrollo de las dos etapas restantes. La sanción del proyecto dependerá de cómo se comporten las reservas y la pro-ducción en 2014 y 2015. Estos indicadores y el interés de los jugadores determinarán si se justifica la construcción del resto de esta lí-nea”, explicó Camilo Marulanda, presidente de Cenit, socio mayoritario de Bicentenario.

La segunda opción para aumentar la capa-cidad de exportación de crudo pesado e im-portación de diluyente en el mediano y largo plazo es el Oleoducto al Pacífico (OAP), un ducto entre los Llanos Orientales y un termi-nal cerca de Buenaventura. El proyecto está compuesto por una línea principal de 750 kilómetros que conecta a

los centros productivos de la llanura colom-biana con el océano Pacifico, un ducto para-lelo para la importación de diluyente y una línea de alimentación que parte de la región nororiental de la cuenca Caguán-Putuma-yo, cuyo trazado está siendo definido en la actualidad y se convertiría en una solución adicional para transportar el incremento de la producción en esta región.

Además de apoyar la evacuación de crudo pesado, el OAP figura como una de las me-jores opciones para que la producción del oriente del país tenga un fácil acceso al mer-cado asiático, que será uno de los destinos comerciales más importantes para el petró-leo colombiano.

A inicios de este año, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) aprobó el

diagnóstico de alternativas ambientales para el corredor de la línea principal y durante los próximos meses se adelantarán los diferentes estudios para obtener la licencia ambiental.

“Ahora que tenemos el primer visto bueno por parte de la Anla, nos concentraremos en el trabajo asociado a estudios técnicos y de impacto ambiental, y en la identificación

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Nuevos proyectos de infraestructura en Colombia

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NEGOCIOS

John Gerez, presidente de Enbridge Colombia.

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de las comunidades del área de influencia para iniciar con las consultas previas.

Nuestro objetivo es concentrarnos en todo lo necesario para que, de sancionarse su construcción, el oleoducto pueda entrar en operación entre 2018 y 2019”, explicó John Gerez, presidente de Enbridge Colombia, una de las compañías que lidera el proyecto. De acuerdo con el directivo, el OAP conta-rá con una capacidad inicial de 250.000 ba- rriles diarios de petróleo pesado y con un

potencial de expansión de hasta 400.000 BPD, mientras que la línea de importación de diluyente transportará 80.000 barriles en una primera fase.

“Este es un oleoducto que contará con el diseño y la tecnología necesaria para trans-portar crudo pesado de hasta 15°API, para minimizar la necesidad de diluyentes. Sien-do conservadores, nuestros cálculos estiman que por 250.000 barriles transportados al día por esta línea, las empresas pueden ahorrar cerca de USD$500 millones”, afirmó Gerez.

Aunque el desarrollo de estos nuevos oleo-ductos dependerá de los próximos incremen-tos de la producción y reservas, el Gobierno ha manifestado su interés en apoyar el desa-rrollo de estos y de los futuros proyectos de transporte para el sector, con la expedición de dos nuevas resoluciones sobre metodolo-gía tarifaria y un reglamento de transporte. Durante un reciente evento sobre regulación de poliductos, el viceministro de Energía, Or-

lando Cabrales, anunció que con esta iniciati-va se buscan dar señales adecuadas al sector para la construcción de nueva infraestruc-tura. Para la estructuración de los proyectos venideros se contrató un estudio con la Agen-cia Internacional de Energía, para revisar la capacidad del país y reaccionar ante emer-gencias que puedan afectar el transporte de combustibles. A fin de cuentas, los avances en materia de infraestructura son promisorios y desde ya se adelantan los esfuerzos nece-sarios para tomar las decisiones estratégicas, conforme a los potenciales requerimientos en el futuro.

El Oleoducto al Pacífico facilitará el acceso

de la producción del oriente del país

al mercado asiático.

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En entrevista con Colombia Energía, Camilo Ma-rulanda, presidente de Cenit, habló sobre los pro-yectos que harán posible dicho incremento y sobre

las estrategias que se están manejando para contrarrestar los inconvenientes en materia de seguridad que vienen aquejando a la infraestructura petrolera.

Cenit invertirá USD$4.000 millones para elevar a 1,5 MBPD la capacidad de los oleoductos

¿Cómo le fue a Cenit en su pri-mer año de operaciones?

Nuestro primer año fue todo un éxito. Lo-gramos iniciar con el pie derecho las ope-raciones de una nueva compañía que busca darle un cambio radical al negocio de trans-porte de hidrocarburos de Colombia. En 2013, además de poner en marcha la primera fase de Bicentenario, una de las iniciativas de infraestructura más ambiciosas en la indus-tria petrolera, concretamos varios proyectos en diferentes oleoductos estratégicos para el transporte de crudos, lo que nos permi-tió aumentar la capacidad de evacuación de nuestros activos en 180.000 BPD, superando el millón de barriles transportados al día.

Cerramos este primer periodo con utilida-des cercanas a los USD$900.000 millones y avanzamos de forma significativa en la con-solidación de nuestro plan de negocios para los próximos tres años. Hemos definido un portafolio de inversiones por USD$4.000 millones, con el que buscamos elevar la ca-pacidad de bombeo a 1,5MBPD en 2017 y aumentar la eficiencia en términos de costos.

¿En cuáles proyectos se concen-trará este plan de inversión?

En el segmento de evacuación, nos con-centraremos principalmente en la am-pliación de Ocensa, con 170.000 BPD adi-cionales; Ayacucho-Coveñas, con 40.000 BPD, y en el desarrollo del sistema San Fernando-Monterrey, una línea diseñada para transportar la creciente producción de crudo pesado esperada por Ecopetrol en el Meta, y que a finales de 2015 contará con una capacidad de 400.000 BPD. A la par, trabajaremos para optimizar el siste-ma de importación de diluyentes, con la ampliación del poliducto Pozos Colorados Galán a 140.000 BPD.

Camilo Marulanda, presidente de Cenit.

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Respecto al área de costos, vemos oportu-nidades amplias de optimización en tér-minos de operación y mantenimiento de los sistemas de Cenit, para así mejorar la rentabilidad de la compañía. Con el desa-rrollo de estas iniciativas esperamos tener este año un EBITDA superior a los $2,7 billones, y en 2017 alcanzar los $4 billones.

¿Cuáles adelantos ejecutará la compañía durante 2014?

En 2014 invertiremos cerca de USD$1.500 millones para poder solucionar los principa-les cuellos de botella que tiene el país en mate-ria de evacuación de crudos. Uno de nuestros

principales objetivos en 2014 es concretar la ampliación del oleoducto Ayacucho-Coveñas y el otro es la entrega de la infraestructura correspondiente a los primeros 35.000 BPD, adicionales al plan de expansión de Ocensa, capacidad que deberá estar disponible en el tercer trimestre del año.

En lo que va de 2014, los proble-mas de seguridad y las protestas por parte de las comunidades han sido uno de los principales obstá-culos para las operaciones del sec-tor de hidrocarburos y su infraes-tructura, ¿cómo ve esta situación y qué acciones está tomando Ce-nit para mitigar los efectos de es-tos fenómenos en sus operaciones?

Por ser un año de elecciones, el 2014 ha sido un periodo bastante complejo en materia so-cial, principalmente. Lo registrado en marzo y abril en Caño Limón-Coveñas, por ejem-plo, fue desafortunado, más por el tiempo que tomó hacer las reparaciones, que por el número de atentados. En Cenit constante-mente estamos revisando y ajustando nuestro plan de seguridad con las Fuerzas Militares para reaccionar de una manera más efectiva y oportuna a la realidad que estamos viviendo.

Al año, invertimos cerca de $200.000 millones en estrategias de inversión social, el soporte de las Fuerzas Militares y tecnología para el

monitoreo de los oleoductos, con el fin de minimizar el impacto y el número de atenta-dos en la infraestructura petrolera.

Usted comentaba que uno de los grandes hitos de 2013 para el sec-tor fue la puesta en operaciones de Bicentenario, proyecto con un alto nivel de complejidad en ma-teria de seguridad, ¿podría ha-blarnos sobre esta experiencia y sobre cómo ha venido avanzan-do la operación de esta línea?

Este es un proyecto en el que se han invertido más de USD$1.400 millones y que será clave para la evacuación de crudos pesados de los campos de los Llanos Orientales. La cons-trucción de la primera fase de este sistema fue, sin duda, bastante compleja en términos de seguridad y relacionamiento con comu-nidades, al atravesar regiones tan complejas como los departamentos de Arauca y Casa-nare. Durante las obras de esa primera fase entre Araguaney y Banadía, hubo cerca de 200 paros por parte de los vecinos del pro-yecto. Después de su entrada en operación, el oleoducto ha tenido algunas afectaciones en términos de seguridad, lo que ha afectado la cantidad de crudo que podemos entregar al oleoducto Caño Limón-Coveñas. Pero como decía, estamos trabajando constantemente para optimizar nuestro plan de seguridad en todas las líneas.

NEGOCIOS

"Hemos definido un portafolio de inversiones por USD$4.000 millones, con el que buscamos elevar la capacidad de bom-beo a 1,5MBPD en 2017 y aumentar la eficiencia en térmi-nos de costos".

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NegociosNEGOCIOS

Bolsa Mercantil de Colombia fue seleccionada como gestor del mercado de gas

Luego de conocer las propuestas económicas de los tres fina-listas de este proceso de selección, la Comisión de Regula-ción de Energía y Gas (Creg) designó a la Bolsa Mercantil de

Colombia como el gestor del mercado de gas natural.

Inicialmente, se presentaron seis proponentes: Consorcio Enexco.co-GAS, Consorcio Gestor Mercado de Gas Colombia, Consorcio Maq Efficient Market Operator, Consorcio XM-Omie-BVC-Con-centra, Consorcio Megsa-Cajval y la Bolsa Mercantil de Colombia. Los tres últimos pasaron la etapa de evaluación de precalificación.

Posteriormente, la Creg revisó y analizó la información procesada y entregada por cada uno de los interesados a través de la propues-ta técnica y la evidencia de la aprobación de garantía de seriedad de la propuesta.

“Durante los días 10, 11 y 12 de junio, cada precalificado efectuó una demostración preliminar de la plataforma que operaría en caso de ser seleccionado como gestor de mercado. Posteriormen-te, el pasado 20 de junio, en audiencia pública, se dieron a conocer las propuestas económicas de cada uno de los proponentes, con lo cual se determinó el orden de elegibilidad, en el cual el primer lugar fue para la Bolsa Mercantil de Colombia, cuya propuesta a valor presente fue de USD$4,08 millones”, dijo el director de la Creg, Carlos Fernando Eraso Calero.

Ahora, la Bolsa Mercantil de Colombia tendrá seis meses para po-ner en funcionamiento todos los sistemas y herramientas que se requiere con el fin de iniciar su labor como gestor de mercado.

Mediante esta figura, la bolsa deberá diseñar y poner en funciona-miento un boletín electrónico central donde recopilará, verificará y publicará la información de las negociaciones que se realicen en el mercado de gas. A su vez, deberá administrar los mecanismos

de comercialización de gas natural y de capacidad de transporte que han sido establecidos en la regulación de la Creg.

“El gestor del mercado de gas natural será responsable de recopi-lar y hacer pública la información transaccional y operativa del sector. Hoy en día es difícil acceder a esta información, por lo cual se espera que el gestor aporte transparencia al mercado”, explicó Eraso.

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Petroamerica expandirá su negocio tras

adquisición de Suroco

La compañía canadiense llegó a un acuerdo para ad-quirir todas las acciones en circulación de Suroco Energy, una de las operadoras con mayor presencia

en la cuenca Caguán-Putumayo. Bajo este convenio, se es-tableció que los accionistas de Suroco recibirán 1,7 accio-nes ordinarias de Petroamerica por cada una que posean de la primera. Adicionalmente, se prevé que Petroamerica emitirá 237 millones de acciones adicionales para los so-cios de Suroco.

“Esta transacción trae consigo la diversificación y expan-sión que hemos venido buscando en Colombia con el ob-jetivo de ofrecerle a nuestros accionistas la exposición a zonas con un alto potencial, como lo es la cuenca Caguán-Putumayo. Esperamos que con el tamaño, producción y flujo de caja de la compañía tras esta adquisición nos per-mita acceder más fácil a más capital y oportunidades de crecimiento”, aseguró Jeff Boyce, presidente ejecutivo de Petroamerica.

Una vez cierre la transacción, Petroamerica tendrá un to-tal de nueve contratos de E&P en las cuencas de los Lla-nos y Caguán-Putumayo y un flujo de caja de USD$105,5 millones. A su vez se calcula que la producción aumente en 30%, a 8.967 barriles de petróleo por día (BPD) antes de regalías, y que las reservas 2P incrementen en un 63% a 8 millones BPD antes de regalías. Tras la adquisición, Petroamerica planea sumar 12 pozos exploratorios a su programa de perforación adicional para 2014.

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NEGOCIOS

EPM ganó convocatoria para la línea de transmisión Bello-Guayabal-Ancón

La Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) adjudicó a Empresas Públicas de Medellín (EPM), a través de un con-curso público, la construcción, operación y mantenimiento

de la línea de transmisión Bello-Guayabal–Ancón a 230.000 voltios, que está prevista para entrar en operación en noviembre de 2016.

El proyecto, que forma parte del Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión 2012-2025, incluye la construcción de la nueva subestación Guayabal a 230.000 voltios en Medellín y dos líneas que suman 48 kilómetros, aproximadamente, entre las sub-

estaciones de Bello-Guayabal y Guayabal–Ancón, esta última en el municipio de la Estrella.

Adicional a los municipios mencionados, las obras se desarro-llarán en inmediaciones de los municipios de Envigado, Itagüí y Sabaneta. Con este proyecto se dará solución a problemas iden-tificados en la red de transmisión de energía, motivados por la capacidad de generación de energía eléctrica instalada en el norte de Antioquia y por el crecimiento en la demanda de energía en el departamento.

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Canacol cierra adquisición estratégica

de participación adicional en el bloque

Lla-23

La firma canadiense Canacol adquirió de Petromont una participación adicional de 10% en el contrato de exploración y producción Lla-23, ubicado en la cuenca de los Llanos. Con el cierre de este acuerdo por

USD$10 millones, Canacol se hace al 90% del que hoy figura como uno de los activos más importantes dentro de su portafolio en Colombia.

Precisamente en esta área, Canacol desarrolla actualmente una campaña de perforación y pruebas para determinar su potencial de producción. Los resultados de los estudios más recientes en los pozos Labrador y Leono-3 probaron una tasa total combinada de 2.898 barriles de petróleo por día (BPD) de tipo liviano. Con estos resultados la firma ha decidido actualizar los objetivos de producción para este año en Lla-23 a un rango entre 13.000 y 14.000 barriles de petróleo por día (BPD), antes de regalías.

“Esta adquisición estratégica en el contrato Lla-23 ha consolidado nuestra participación en nuestro principal activo productor de petróleo, el cual re-presenta aproximadamente la mitad de los 13.800 BPD de producción neta actual de la empresa, antes de regalías. Dicha negociación nos permite cap-turar casi todo el potencial asociado con este contrato, durante los siguien-tes años. Tenemos planeado perforar tres pozos exploratorios y siete pozos de desarrollo y evaluación adicionales, durante lo que resta del año”, aseguró Charle Gamba, CEO de Canacol.

De acuerdo con el directivo, la firma se encuentra preparando los equipos de perforación para los primeros pozos dentro de este cronograma: Mal-tés-1 (exploratorio) y Pantro-2 (evaluación). Este año, Canacol también adelantará una campaña de adquisición de información sísmica 3D de 400 km2, la cual permitirá definir los programas de perforación de exploración para los años 2015 y 2016 en este bloque.

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NEGOCIOS

Chevron y Ecopetrol aumentarán producción y reservas de campos de gas

en La Guajira

Con una inversión de USD$249 millones, las operadoras de los campos gasíferos Ballenas, Chuchupa y Riohacha en La Guajira, buscan optimizar su producción en 50 millones

de pies cúbicos (MMpcd) y elevar las reservas a niveles récord en el mundo.

De acuerdo con Chevron y Ecopetrol, a través de estrategias de re-cuperación secundaria, se espera incrementar el factor de recobro de los yacimientos desde 50% a hasta un 93%, lo que marca un hito en la industria del gas. “Es como si hubiéramos descubierto un nuevo

yacimiento con reservas superiores a las del campo de Gibraltar en Norte de Santander, del cual se obtienen 36 MMpcd. Este proyecto es clave en momentos en que Colombia requiere de mayor disponibili-dad de gas para generación térmica, ante la inminencia del fenómeno del Niño”, dijo Amylkar Acosta, ministro de Minas y Energía.

El proyecto culminará en julio y contempla la perforación de va-rios pozos y la instalación de compresores alternativos. De esta manera, el horizonte de las reservas de gas en Colombia se exten-derá por ocho años más y la producción alcanzará los 525 MMpcd.

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Refinería del Meta recibe licencia ambiental de la

Anla para comenzar con las obras

La licencia ambiental otorgada recientemente a la Refinería del Meta por la Agencia Nacional de Licencias Ambientales (Anla) da vía libre a este im-portante proyecto, el cual estará a cargo de Llanopetrol y en el que ha venido

insistiendo la Gobernación del Meta. Este complejo se convertirá en la tercera ins-talación petroquímica del país, además de las que ya se encuentran en Barrancaber-meja y Cartagena.

Con la concreción de este proyecto, que requerirá de una inversión estimada en USD$1.200 millones y que estára ubicado cerca de Villavicencio, se prevé una mayor autosostenibilidad en materia de combustibles y, posiblemente, una reducción en el precio final de los combustibles para el consumidor final.

Este complejo petroquímico se perfila como un ambicioso proyecto con vocación de impulsar el desarrollo del departamento del Meta, que abarca el 48% de la pro-ducción nacional, y los Llanos Orientales. Según los planes previstos, este proyecto tendrá una capacidad de 40.000 barriles de petróleo por día (BPD) de calidad pesada y procesará únicamente crudo proveniente de los campos de Ecopetrol en la zona. Adicionalmente, Ecopetrol proveerá de 45 millones de pies cúbicos de gas por día para el funcionamiento de la planta.

Con la obtención de la licencia ambiental para poder adelantar este complejo petroquímico, se cumple con el último requisito previo a las obras, que se tiene previsto iniciar de forma inmediata. Conforme al plan proyectado por Llanope-trol, la refinería entraría a operar durante el segundo semestre del próximo año.

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54 colombiaenergia.com

OPINIÓN

La Bolsa de Valores de Toronto y la Bolsa de Emprendimien-tos (TSXV), mercados líderes de capital accionario canadien-se, cuentan con más emisores del sector de petróleo y gas que cualquier otro grupo bursátil en el mundo.

TSX y financieras canadienses, destacadas fuentes de inversión para compañías colombianas

Monica Rovers, directora, Desarrollo de Negocios - Global EnergyBolsa de Valores de Toronto (TSX) y Bolsa de Emprendimientos (TSXV)Oficinas de Calgary

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Más de 360 empresas del sector pe-tróleo y gas cotizan en las bolsas TSX y TSXV, lo cual representa un

valor de mercado de más de USD$435.000 millones. Cerca del 10% de estas empresas están establecidas fuera de Canadá y más del 40% de las transacciones diarias en estas bolsas se produce también fuera de Cana-dá. Estos mercados facilitan el acceso de los inversores mundiales a las empresas coti-zantes. Mediante un acceso fiable a capita-les norteamericanos y globales, las empresas que participan de estos mercados desarrollan operaciones en varios continentes y mantie-nen nexos estrechos con los principales mer-cados financieros internacionales.

Creación de vínculos con Latino-américa

Canadá tiene vínculos comerciales sólidos con Latinoamérica y, a su vez, las bolsas TSX y TSXV han jugado un rol importante en el desarrollo de dichas relaciones. Estas bolsas ofrecen considerable visibilidad y alcance a las empresas con operaciones en la región,

así como la posibilidad de negociar sus ac-ciones en mercados estables y líquidos. A su vez, las compañías canadienses han tenido relaciones constructivas con Colombia. Las petroleras y las gaseras, así como las empre-sas de servicios energéticos, llevan mucho tiempo realizando negocios con Colombia y el número de empresas que ingresa al país continúa creciendo. Asimismo, los inver-sores canadienses han adquirido un grado de destreza con las inversiones en activos y empresas colombianas que han servido para consolidar una relación más estrecha.

La similitud de la cultura empresarial y la creciente proximidad entre las dos naciones han dado a las empresas e inversores de Ca-nadá y de Colombia la posibilidad de esta-blecer nexos y realizar negocios juntos más fácilmente. A su vez, Colombia ha demostra-do ser un mercado estable y financieramen-te viable para las empresas canadienses. En Canadá se considera que, de todos los mer-cados de Latinoamérica, Colombia es el que propicia más el acceso para hacer negocios, gracias a las facilidades de ingreso y un ade-cuado régimen fiscal.

En la actualidad, 37 empresas del sector de petróleo y gas con proyectos en Latinoamé-rica cotizan en las bolsas TSX y TSXV, de la cuales, 19 operan en Colombia. Estas em-presas han recaudado USD$500 millones en capital accionario en los dos últimos años. Y en los últimos cinco años, las empresas con proyectos en Latinoamérica han recaudado USD$2.100 millones en capital accionario en los mercados TSX y TSXV. El 60% de esta suma fue recaudado por empresas con pro-yectos en Colombia. Según datos proceden-tes de la Dirección General de Estadísticas

En 2013, las empresas canadienses invirtieron

USD$54.000 millones en Latinoamérica y de esta suma USD$2.400 millo-nes fueron invertidos en

Colombia.

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de Canadá, en 2013, las empresas canadien-ses invirtieron directamente USD$54.000 millones en Latinoamérica y de esta suma, USD$2.400 millones fueron invertidos di-rectamente en Colombia.

Competencia y oportunidades en un escenario complejo

El 1 de mayo del año en curso, las bolsas TSX y TSXV organizaron en la ciudad de Nueva York un día dedicado al inversor, en el que participaron las principales petroleras y ga-seras con activos en Latinoamérica. Patro-cinado por PwC y el Oil Council, el evento incluyó las ponencias de estas empresas, así como la alocución de Kevan Cowan, presi-dente de Mercados Bursátiles de TSX y di-rector de mercado de acciones del Grupo TMX. Más de cien inversores instituciona-les asistieron al evento con el propósito de estudiar las oportunidades de inversión en Latinoamérica, una región destacada a nivel mundial y con una creciente competitividad.

Además de mantenerse activa en materia de intercambio informativo, la bolsa TSXV ha celebrado un acuerdo con la Bolsa de Va-lores de Colombia (BVC), en el que ambas bolsas promueven la cotización dual a fin de incrementar la visibilidad y la fuente de liquidez para sus emisores. Ecopetrol S.A., Pacific Rubiales Energy Corp. y Canacol Energy Ltd. cuentan con la aprobación para realizar esta cotización dual en la TSX y la BVC en Colombia.

Este paso es de suma importancia, sobre todo en un mundo donde la competencia por el acceso a capitales se ha incremen-tado y Colombia debe competir con otros países de la región, como México, que ha dado pasos importantes en su apertura a la inversión extranjera; Perú, con un no-table desarrollo económico reciente; y los nuevos descubrimientos de vastas reser-vas de gas en África oriental, entre otros hechos de actualidad en el mundo. Por lo tanto, las empresas que buscan atraer ca-pital adicional para sus proyectos deberán contar con una buena historia de éxitos, vigorosos resultados financieros, margen

de crecimiento, así como con un equipo de directivos con excelente reputación y ren-dimientos anteriores.

En ese orden de ideas, las empresas con descubrimientos recientes de reservas de petróleo y gas o que estén desarrollando reservas de hidrocarburos no convencio-nales en Colombia podrían ayudar a atraer capitales adicionales al país. Por su parte, Canadá lidera el mundo en empresas de tecnologías limpias y energía renovable que cotizan en bolsa. En consecuencia, y con los cambios normativos promovidos por el gobierno de Colombia, se abren oportunidades para que estas empresas entren a este mercado emergente y saquen provecho de las ventajas comparativas.

De igual manera, se debe destacar que las empresas de capital privado de Canadá tam-bién invierten en Colombia. Si bien en 2013 los mercados de capitales manifestaron un interés creciente en inversiones que generan mayor rentabilidad y progresión de dividen-dos, los inversores parecen haber vuelto a la etapa anterior y estar más dispuestos a hacer inversiones de riesgo más elevado en 2014. El capital de inversión llenó la brecha del déficit de capital registrado en 2013, cuando los inversores no estaban seguros de querer invertir en empresas que se encontraban en la fase inicial de desarrollo.

Ahora, en el 2014 persiste un renovado interés por proyectos internacionales y au-menta la confianza. Asimismo, a lo largo del año, se ha visto un aumento en las activida-des de recaudación de capitales, así como de fusiones y adquisiciones en las bolsas TSX y TSXV. Por lo tanto, los fondos están flu-yendo nuevamente en el sector del petróleo y gas, si bien la preferencia por emisores del sector de exploración y producción pe-trolera ha cambiado un poco debido a los precios más elevados en el sector gasero este año. Con un creciente nivel de confian-za, un mayor apetito por parte de los inver-sionistas y los crecientes vínculos entre los empresariados colombiano y canadiense, las empresas colombianas no deberían des-aprovechar las oportunidades venideras y un promisorio horizonte.

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NEGOCIOS

El sistema financiero local ha adquirido más conocimiento y experticia en el sector de hidrocarburos, lo que le ha permitido apoyar transacciones en todos los eslabones de la cadena pe-trolera, con elementos para una adecuada gestión del riesgo.

Alternativas de financiación para la industria petrolera

en Colombia

Andrea Aristizabal, gerente de segmento Recursos Naturales de BancolombiaElena Tobón, analista de segmento Recursos Naturales de Bancolombia

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En los últimos años, el dinamismo del sector petrolero ha hecho que esta in-dustria requiera grandes cantidades

de capital para desarrollar sus planes de in-versión. Esta necesidad continúa en ascenso, a medida que llegan nuevas compañías y se promueve la inversión por parte del Gobier-no con las rondas petroleras.

El sistema financiero no es ajeno a esta situa-ción, por lo que continúa preparándose para capitalizar esta demanda. No obstante, el sector es consciente de que los proyectos en este sec-tor involucran riesgos técnicos, comerciales, sociales, legales y ambientales, que representan retos especiales para financiar estas operacio-nes. De todos modos, el éxito de un proyecto de esta industria depende, en gran medida, de su capacidad para fondearse eficientemente y es aquí donde juegan un papel importante las diferentes alternativas de financiación.

Diferentes mecanismos de finan-ciación para distintos perfiles

Obtener fondos es por naturaleza más desa-fiante para las compañías junior y para aque-

llas que se encuentran en etapa exploratoria, pues el mercado bancario normalmente no tiene el apetito de riesgo suficiente para fi-nanciar estas operaciones, que típicamente se han financiado con aportes de capital, no solo en el ámbito local, sino en el mundial. Por esta razón, los mercados especializados de valores, como la Bolsa de Toronto (o TSX por sus siglas en inglés), suelen ser una bue-na alternativa para la financiación de la eta-pa exploratoria, pues los perfiles de riesgo de los inversionistas son más agresivos y cuen-tan con un amplio conocimiento técnico.

Para el caso de compañías que ya cuentan con una trayectoria o track record relevante

y se encuentran en etapa de producción, el mercado de deuda local es una buena alter-nativa. Los bancos locales cada vez participan más activamente en créditos estructurados a la medida de esta industria, considerando siempre las reservas probadas certificadas, que con un presupuesto de inversión detalla-do les permite predecir los flujos de caja de las compañías de una manera más certera.

Dependiendo del monto, tamaño de la com-pañía y riesgo, estos créditos por lo general son sindicados entre un conjunto de bancos loca-les, que se complementan con la participación de algunos bancos internacionales. Para las ac-tividades de midstream, también se han obser-vado casos de éxito con estructuras un poco más flexibles, por tratarse de un negocio con unos ingresos garantizados a través de contra-tos. Con respecto a compañías de mayor ta-maño, tiene mucho sentido conseguir recur-sos en el mercado de capitales internacionales, pues esto les permite incrementar sus niveles de deuda a costos competitivos, al acceder a un universo de inversionistas más amplio.

Aunque históricamente el hecho de que la banca local tenga su fondeo en pesos ha

El éxito de un proyecto de la industria petrolera

depende de su capa-cidad para fondearse

eficientemente.

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NEGOCIOS

restringido una mayor participación en la industria petrolera —cuyos ingresos es-tán normalmente atados a dólares—, se ha logrado un importante crecimiento en el otorgamiento de créditos a esta industria, muy ligado al incremento en producción y precios que se ha evidenciado durante los últimos años. Además, la banca local cada vez ofrece una financiación más competiti-va que permitirá ampliar esta participación para los próximos años.

Existe otra restricción para las sucursales de sociedades extranjeras que se dedican a la ex-ploración y producción o a la prestación de servicios petroleros.

Dichas empresas están sujetas a un régimen cambiario especial (el régimen especial de hidrocarburos), que les impide adquirir di-visas en el mercado colombiano, salvo para reembolsar el monto de capital en caso de liquidación de la sucursal o para girar al exterior el equivalente en divisas recibidas en moneda legal, derivadas de las ventas internas de petróleo, gas natural o servicios inherentes a este sector.

Con tal marco normativo, estas compañías tienen restringido su endeudamiento en dó-lares. Por lo tanto, para este tipo de empre-sas, la financiación con bancos locales debe-rá ser solamente en pesos o deberán ingresar los recursos desde su casa matriz.

La financiación en el mercado local

Por otro lado, el mercado de capitales local también es una buena alternativa para com-pañías con trayectoria. Varios factores han favorecido el rol de la Bolsa de Valores de Colombia (BVC) en este sector:

• Los inversionistas son cada vez más so-fisticados y buscan diferentes alternativas de inversión, con apetito por opciones más riesgosas como las de la industria petrolera.• Al contar con portafolios diversificados, los inversionistas institucionales son im-portantes jugadores en el mercado.• La integración regional permite ampliar la base de inversionistas en este sector.

Otra de las alternativas que ha incursionado en el mercado es la de los fondos de capital privado, actores cada vez más interesados en la financiación de esta industria. La trayecto-

ria de dichos fondos va desde las actividades menos riesgosas de midstream hasta las de upstream y servicios petroleros, que tienen una gran dependencia del precio del petróleo.

Para financiar este tipo de operaciones, a través de cualquiera de las alternativas pro-puestas, es fundamental tener en cuenta los perfiles de riesgo de cada una de las activi-dades que forman la cadena de productiva, pues son muy diferentes entre ellas, como se menciona a continuación.

En cuanto a las operaciones de servicios pe-troleros, especialmente de perforación, las necesidades de Capex son altas. Sin embar-go, la financiación es más compleja debido a los riesgos que implican estas actividades en materia ambiental, social y de seguridad, además de su exposición indirecta a los pre-cios del petróleo. Para financiar este tipo de transacciones se tiene en cuenta la diversifi-cación de los contratos, el tipo de contrata-ción, el track record de la compañía y la cali-dad de sus equipos.

Con respecto a las operaciones de midstream, estas siguen siendo las más apetecidas por par-te del sistema financiero, especialmente por la banca y los fondos de capital privado, gracias a un perfil de riesgo bajo. Esto se debe a que es un negocio que normalmente es regulado por contratos de largo plazo, los cuales permiten que los flujos de caja sean predecibles y estables.Las operaciones de downstream también tie-nen cabida en el mercado, aunque se consi-deran de un riesgo superior al de midstream, por ser un negocio intensivo en capital, con márgenes más estrechos y mayor vulnerabi-lidad a los precios del petróleo.

El sistema financiero será uno de los actores fundamentales para que Colombia pueda aprovechar su potencial geológico y logre cumplir los objetivos trazados en materia pe-trolera. Se necesitarán recursos por aproxi-madamente USD$10.000 millones que serán distribuidos a lo largo de toda la cadena pro-ductiva y deberán ser apalancados a través de las diferentes alternativas que hoy existen en el mercado, lo que estrecha cada vez más el trabajo conjunto entre el sector financiero y el sector de hidrocarburos en el país.

Operaciones de crédito sector hidrocarburo vs. producción

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Producción (bpd) Operaciones de crédito hidrocarburos (MM USD)Fuen

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El sistema financiero será uno de los actores funda-

mentales para que Co-lombia pueda aprovechar

su potencial geológico.

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Nuestro ejercicio exploratorio y entendi-miento científico de las cuencas orientales de Colombia es limitado.

OPINIÓN

Si bien las cuencas colombianas son fundamentales para enten-der los yacimientos en el norte de Suramérica, nuestro entendi-miento científico sobre estas es limitado. Un estudio más pro-fundo nos podría revelar el verdadero potencial del subsuelo.

¿Realmente Colombia no es un país tan petrolero como

Venezuela y Ecuador?

Carlos Alberto Vargas JiménezDirector del Grupo de Geofísica, Universidad Nacional de Colombia (sede Bogotá)Presidente de la Sociedad Colombiana de Geología

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No hay muchas leyes naturales que expliquen por qué el límite de los recursos naturales coincide con los

límites territoriales o argumentos que ayu-den a establecer a qué se deben las diferen-cias entre Venezuela, Ecuador y Colombia, en términos de recursos. Desde el punto de vista geológico, las tres naciones poseen elementos de origen similar. Sin embargo, el conocimiento actual nos indica que el terri-torio colombiano es una zona de transición entre el ambiente geotectónico del sur del Caribe —región comprendida entre Suri-nam y la zona nororiental de Colombia, del cual forman parte parcial o total las cuencas Cesar-Ranchería, Catatumbo, Valle Inferior del Magdalena y Guajira— y por otro lado el contexto geotectónico del sistema cordi-llerano andino —región que involucra la mayoría de cuencas subandinas a lo largo de Suramérica—.

Este escenario de transición, probable-mente promovido por la colisión del arco de Panamá, implica una complejidad ma-yor para el entendimiento de la evolución geológica de las cuencas colombianas y

sus implicaciones en términos de génesis, evolución y distribución de los recursos naturales. Aunque algunas hipótesis sos-tienen que la faja del Orinoco en Vene-zuela tiene continuidad a lo largo de los Llanos Orientales y la cuenca amazónica ecuatoriana, nuestro ejercicio exploratorio y entendimiento científico de las cuencas orientales de Colombia es limitado. Lo an-terior conlleva a un vacío considerable en el conocimiento de los efectos que ha ge-nerado la colisión del arco panameño con-tra el borde noroccidental de Suramérica durante los últimos millones de años sobre la distribución de los yacimientos.

Una inspección visual al mapa de rezumade-ros de hidrocarburos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia (ANH) per-mite establecer la presencia de contrastes im-portantes en la distribución de ocurrencias de hidrocarburos, probablemente asociados al efecto de la colisión de dicho arco. No obs-tante, si bien no se descarta la continuidad de un cinturón geológico entre Venezuela y Ecuador, son las cuencas colombianas la piedra angular para entender la distribución de los yacimientos en el norte de Suramérica. Ante la poca evidencia y la falta de rigurosi-dad en el estudio de la evolución de las cuen-cas en Colombia, vale la pena preguntarse, si la diferencia de recursos de estos tres países es una deficiencia en el sistema petrolífero o en la estrategia de exploración.

El conocimiento del subsuelo, la base para descubrir nuestro po-tencial hidrocarburífero

Este tipo de patrones en la presencia de re-cursos minero-energéticos ha sido identifi-

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59LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

Panamá

Venezuela

HC poor? HC rich?

Macedo and Marshak (1999)

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OPINIÓN

cado en otras regiones del mundo. Modelos simples que tratan de explicar cómo deberían distribuirse los yacimientos hidrocarburífe-ras (ver por ejemplo, el recuadro sobre la parte superior derecha del mapa) sugieren que un ejercicio exploratorio sistemático y sostenido a mediano plazo probablemente aseguraría nuevos descubrimientos en va-rias cuencas sedimentarias del territorio.

En este sentido, Colombia ha concentrado el desarrollo de la exploración en las zonas de los piedemontes de las cordilleras, como respuesta a diferentes concepciones de de-sarrollo de nación. Esta concentración de actividades ha impedido ejercicios de eva-luación en otras cuencas frontera (como por ejemplo Chocó, Tumaco, Cauca-Patía y Vau-pés-Amazonas, entre otras). Los aspectos de

índole social y ambiental, seguridad física, y el mismo conflicto interno no han favore-cido hallazgos significativos sobre regiones apartadas de la zona andina, generando una imagen de prospectividad modesta en com-paración con nuestros países vecinos.

En términos de probabilidad, nuestro país posee un potencial interesante que podría garantizar un aumento sostenido de reservas en el mediano y largo plazo. Según el estudio “Evaluación del volumen total de hidrocar-buros y potencial por descubrir en Colom-bia”, realizado en el 2012 por la ANH (tabla), Colombia tendría para descubrir un total de 117.963 MMbbl (P50) de hidrocarburos lí-quidos convencionales y 46.3 Tcf (P50) de gas convencional. En términos de no convencio-nales, los recursos líquidos podrían ascender

a 113.657 MMbbl (P50), mientras que en gas, la cifra alcanzaría los 2.090 Tcf (P50).

Atendiendo al contexto geológico, las condi-ciones de desarrollo socio-ambientales y las cifras mencionadas, es de vital importancia que se logre fortalecer y promover nuevas es-trategias científicas que permitan cerrar bre-chas claves para la comprensión y caracteri-zación del recurso hidrocarburífero. Este tipo de objetivos deben alcanzarse conjuntamente entre el Estado, la industria y la academia. Los tres actores deberán sincronizar intereses para el desarrollo prioritario y adecuado de traba-jos regionales. Sin embargo, será necesario que tanto el Estado como la industria faciliten la disponibilidad de recursos permanentes y se comprometan a desarrollar una estrategia de largo plazo con el apoyo de la academia.

Las líneas sólidas negras sugieren el efecto compresivo del arco de Panamá sobre la Cordillera Andina. El recuadro superior derecho presenta un concepto básico donde un in-dentor, similar al arco de Panamá, que genera zonas ricas en hidrocarburos (bloque gris claro a la derecha) y una zona pobre en hidrocarburos (bloque gris oscuro a la izquierda).

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Mapa de rezumaderos de la ANH

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HIDROELÉCTRICA ITUANGO,una esperanza que se alza en el cañón del río Cauca

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En el noroccidente de Antioquia, a unos 170 kilómetros de Medellín, se concentran las obras de una de las iniciativas más importantes del sector energético colombiano, el Proyecto Hidroeléctrico Ituango. Con una ca-pacidad instalada de 2.400 MW y una presa de 225 metros de altura, esta central de generación se convertirá en una de las mayores obras de infrae-structura jamás construida en el país y en la principal fuente de energía en Colombia. El equipo de Colombia Energía tuvo la oportunidad de visitar el proyecto y conocer de primera mano cómo avanzan las obras y los pro-gramas de inversión social asociados al desarrollo de esta megaestructura.

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Aunque el potencial de desarrollar esta central fue identificado en 1969, en un estudio del ingeniero José Tejada Sáenz, su construcción fue inviable hasta hace apenas unos años, debido a las dimensiones de la obra y las inversiones requeridas para su ejecución. Finalmente, en el año 2005, Empresas Públicas de Medellín (EPM) vio la oportunidad de retomar los estudios de factibilidad para el desarrollo del proyecto y lo presentó en la subasta por cargo por confiabilidad de 2008, proceso en el que finalmente fue adjudicado.

Las obras principales de la hidroeléctrica, las cuales están a cargo del consorcio CCC Ituango, están compuestas por una presa de 225 metros de altura que requerirá 20 millones de m3 de material para su construcción, así como un embalse con una longitud de 75 kilómetros, con un volumen útil de 975 millones de m³, y un área de inundación de 3.800 hectáreas. Con ocho unidades de generación de 300 MW cada una, esta central podrá tener una media anual de generación de 13.930 GWh en 2022, cuando comience a operar con su capacidad total. La primera etapa de la central será entregada en diciembre de 2018.

ITUANGO, CONSIDERADO DURANTE CUARENTA AÑOS UN PROYECTO DEMASIADO AMBICIOSO, SE HACE REALIDAD

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Después de casi cinco años de obras, a marzo de este año, el desarrollo de la Hidroeléctrica Ituango había avanzado en un 26,4%. El trabajo 24/7 en la excavación de las cuatro cavernas de la central se ve reflejado en el progreso que se ha alcanzado a la fecha, principalmente en la casa de máquinas, una cavidad subterránea a 400 metros de la superficie y de 240 metros de longitud, que albergará a las ocho turbinas de generación.

El consorcio a cargo de la construcción de la hi-droeléctrica ha logrado avanzar también de manera importante en el levantamiento de la presa, lo cual ha sido posible tras el desvío temporal del río Cau-ca, a través de dos túneles, con el propósito de se-car un tramo del lecho del torrente para iniciar las obras. El desvío se llevó a cabo en febrero pasado y se espera que la construcción de la presa se conclu-ya en cuatro años.

LA MEGAOBRA VA PARA ADELANTE CON UNA TRABAJO SIN DESCANSO

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El desarrollo de la Hidroeléctrica Ituango ha logrado contribuir de manera significativa con la generación de empleo en el departamento de Antioquia. De acuerdo con EPM, más del 60% de los 5.000 trabajadores que hoy trabajan en proyecto pertenecen a los doce municipios que forman parte de la zona de influencia de la hidroeléc-trica. Adicionalmente, la compañía maneja un programa de adquisición de bienes y servicios en la región que bus-ca que, en lo posible, la mayoría de productos consumi-dos en el campamento base provengan de la zona.

UN PROYECTO QUE SE CONSTRUYE CON TALENTO REGIONAL

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Además de ser una de las principales apuestas del sector energético nacional, la construcción de la Hidroeléctrica Ituango tiene la misión de conver-tirse en un vehículo estratégico para impulsar el desarrollo socioeconómico de Briceño, Buriticá, Ituango, Liborina, Olaya, Peque, Sabanalarga, San Andrés de Cuerquía, Santa Fe de Antioquia, Toledo, Valdivia y Yarumal; las doce poblaciones antioqueñas que conforman el área de influencia del proyecto. Para lograr dicho objetivo, EPM, la

Gobernación de Antioquia y demás aliados en esta megaobra, estructuraron el Plan Integral Hi-droeléctrica Ituango, un acuerdo que contempla un programa de inversiones voluntarias por más de USD$100 millones, con el fin de mejorar las condiciones de vida de los más de 164.000 habi-tantes de estos municipios. Esta inversión es adi-cional a los USD$250 millones que se están desti-nando a los proyectos enmarcados en el plan de manejo ambiental y social.

UN BUEN VECINO PARA DOCE MUNICIPIOS

Por medio de siete líneas de desarrollo, entre las que se destacan salud, institucionalidad, educación, vivienda, conectividad y proyectos productivos, este programa busca apalancar y fortalecer el creci-miento de la región, de acuerdo con las necesidades identificadas por las mismas poblaciones. Para supervisar el desarrollo de los diferentes proyectos dentro de este marco de trabajo, EPM cuenta con oficinas de atención en los doce municipios para mantener un contacto permanente con la comunidad y atender de formar oportuna a sus inquietudes.

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67LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

En nuestro paso por San Andrés de Cuerquía, el pri-mer municipio del área de influencia en el camino desde Medellín, pudimos conocer uno de los proyec-tos de restitución de vivienda del programa de des-plazamiento involuntario de la población, dentro del plan de manejo ambiental y social. Nuestra anfitriona durante esta visita fue Martha Chavarría, integran-te de una de las sesenta familias que entregaron sus viviendas para darle paso a la construcción de una variante necesaria para facilitar la circulación de ve-hículos hacia el proyecto y mejorar la conectividad de la región.

Chavarría lideró el recorrido por las obras de Jardines de San Andrés, el barrio que reúne las casas construi-das acorde a las necesidades y expectativas de estas familias y que fue entregado a inicios de julio pasa-do. Al ingresar a la que sería su nueva casa, Martha nos cuenta cómo ella, su esposo y sus cuatro hijos se organizarán en este hogar, y confiesa que, pese a la incertidumbre que predominó a la hora de ceder su propiedad, se siente satisfecha con estos resultados. “Fue difícil tomar la decisión, pero EPM nos dio la confianza para hacerlo. Ahora tengo una casa espec-tacular y estoy recibiendo el apoyo para establecer un nuevo proyecto productivo”, aseguró Chavarría.

CRECIMIENTO Y PROSPERIDAD DE COMÚN ACUERDO CON LOS

HABITANTES DE LOS MUNICIPIOS

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68 colombiaenergia.com

SERVICIOS

Servicios

La proveedora de servicios Geomem-branas SAS trae al país la tecnología holandesa Geotube, una solución usa-

da para la remoción de sólidos en lagunas de almacenamiento y procesos industriales.

Los Geotube son bolsas fabricadas en po-lipropileno, usadas, entre otros fines, para retener y deshidratar sólidos presentes en cualquier fluido, para facilitar la evacuación de agua en óptimas condiciones de calidad para ser vertida o reincorporarse de nuevo al proceso industrial.

Esta tecnología presenta beneficios para el confinamiento efectivo de grandes volú-

menes de lodos sedimentados en lagunas o de sólidos en diferentes etapas de sus procesos industriales, lo que permite una reducción significativa de costos de mane-jo y disposición de lodos.

Con una tasa de separación cercana al 99% y un menor consumo de energía, los Geotu-be, usados en más de sesenta países, figuran como una de las aplicaciones más compe-titivas para confinar efectivamente grandes volúmenes de lodos sedimentados en lagu-nas o de sólidos en diferentes etapas.

Esta tecnología se implementó reciente-mente en el Campo Valdivia en Puerto Ló-

pez, Meta, en donde se realizó la limpieza de 6.300 m3 de lodos de la piscina de aguas de producción de la planta de tratamiento sin afectar la operación.

Al final del proceso, con la implementación de los Geotube, se retuvieron 350 m3 de só-lidos, reduciendo su volumen, así como los costos de tratamiento y transporte.

Geomembranas espera que con la expan-sión de esta tecnología se pueda disminuir el uso de piscinas de almacenamiento de lodos y el riesgo ambiental pasivo asociado a contaminantes expuestos a la intemperie en estas piscinas.

Geomembranas SAS introduce nueva tecnología para retención de sólidos

Foto

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mem

bran

as.

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SERVICIOS

La compañía norteamericana Merrick reportó un au-mento del 40% en su base de clientes durante 2013. De acuerdo con información de la proveedora de software

para la gestión de la producción y de contabilidad especiali-zados en el sector de hidrocarburos, la compañía sumó en promedio dos clientes nuevos por mes en el periodo anterior.

“Estamos orgullosos de haber cerrado un nuevo año de cre-cimiento sólido, mientras que al mismo tiempo desarrolla-mos un programa de inversión en innovación y organiza-

ción global, con el objetivo de atender a nuestros clientes en todos los mercados en los que estamos presentes”, dijo Scott Raphael, CEO de Merrick.

Según la empresa, los ingresos de la venta de licencias de software y las suscripciones SaaS incrementaron en un 112%, mientras que los del segmento servicios, en 45%. Merrick está presente en tres continentes y abrió su sucursal en Co-lombia en 2012, con el objetivo de ampliar su cubrimiento fuera de Norteamérica.

Base de clientes de Merrick aumentó 40% en 2013

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70 colombiaenergia.com

SERVICIOS

La estadounidense Ingrain se consolida en el país con nuevas tecnologías que permiten estimar en menor tiempo los pará-metros para la caracterización de las formaciones en su labo-

ratorio de Física de Rocas Digital.

La combinación de las nuevas metodologías de captura de imáge-nes de alta resolución, los algoritmos matemáticos y las bondades de la computación, forman parte de este laboratorio que facilita el análisis de las muestras y escalar los resultados de los estudios al yacimiento para complementar las pruebas físicas.

Adicionalmente, la tecnología de Física de Rocas Digital le permite al cliente analizar correctamente la arquitectura y textura de la roca, muchas veces indescifrable, para las escalas en los que los laborato-rios tradicionales llevan a cabo sus análisis.

La Física de Rocas Digital ha sido aplicada en conjunto con más de 130 compañías de petróleo y gas en diferentes tipos de roca, como

carbonatos, areniscas y esquitos. La tecnología se ha probado sa-tisfactoriamente en petróleo convencional y pesado, así como en campos de petróleo y gas no convencional.

“Uno de los grandes aportes de esta solución han sido los análisis de sensibilidad y su aplicabilidad en estudios de recobro primario y secundario, a través del cálculo riguroso de presiones capilares y permeabilidades relativas en estado estable, los cuales hemos apli-cado en diferentes proyectos a lo largo de América Latina”, aseguró Carl Sisk, jefe de Ingeniería de Yacimientos de Ingrain.

La compañía trabajó en el primer proyecto de digitalización para yacimientos no convencionales de la mano con la Agencia Nacio-nal de Hidrocarburos de Colombia (ANH), el cual cubrió más de 140 pozos y 35.000 pies de núcleo entero. Estos estudios permitie-ron construir analogías que aportan nueva información a la explo-ración de campos no convencionales en Colombia.

Industria colombiana aplica nuevas soluciones para caracterización de formaciones

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rain

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SERVICIOS

Con la presencia del presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Javier Betancourt, la multinacio-nal de servicios para la industria petrolera inauguró su

nuevo laboratorio integral en el país. Este complejo ha sido dotado con el equipo necesario para ejecutar análisis tradicionales de flui-dos y núcleos, y ejecutar estudios especializados de mineralogía, rocas shale, geociencias en pozo y geoquímica, entre otros.

Con estas instalaciones, localizadas al norte de Bogotá, Weather-ford busca ofrecer un servicio multidisciplinario capaz de atender todas las necesidades a lo largo del ciclo de vida de los proyec-tos hidrocarburíferos de la región. En la actualidad, la compañía opera ocho laboratorios en seis países de Latinoamérica y más de cuarenta en todo el mundo.

Weatherford inaugura nuevo

laboratorio en Bogotá

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ford

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72 colombiaenergia.com

El equipo de Colombia Energía cubrió la primera Rueda de Contactos del Sector Petrolero en Casana-re y tuvo la oportunidad de entrevistar a Margarita

Villate, directora ejecutiva de Campetrol, quien nos contó sobre los esfuerzos que está realizando la entidad gremial y los principales retos que enfrenta la industria petrolera.

Campetrol, liderazgo innovador a favor de los proveedores locales y el desarrollo de las regiones

Margarita Villate, directora ejecutiva de Campetrol.

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petr

ol. Uno de los principales objetivos

de Campetrol es fortalecer a las empresas que ofrecen bienes y ser-vicios a la industria petrolera en las regiones donde se desarrolla la actividad hidrocarburífera. Nos podría explicar de qué se trata el programa de desarrollo de provee-dores, encabezado por Campetrol.

Campetrol decidió analizar el impacto que la industria genera en tres variables: generación de empleo, desarrollo tecnológico y deman-da de insumos regionales. Estos aspectos se estudiaron en los cuatro principales depar-tamentos petroleros del país (Meta, Casana-re, Santander y Huila), a partir del estudio “Dinámica regional del sector de bienes y servicios petroleros en Colombia”, desarro-llado por Campetrol, en asocio con Fedesa-rrollo en 2012. Este estudio nos arrojó unos resultados importantes, como cuantificar en 120.000 los empleos generados en toda nuestra cadena productiva. Sin embargo, lo más importante es que obtuvimos con-clusiones certeras sobre el empresariado re-gional, sus debilidades y sus potenciales en nuestro sector y otras industrias.

Es así como, a partir de los resultados de este estudio, surge el Proyecto de Desarrollo de Proveedores, el cual está enfocado en forta-lecer el empresariado local en la cuenca de los Llanos Orientales y en fortalecer el resto de la cadena productiva de nuestro sector. El potencial del programa es evidente y está proyectado para ser replicado en otras regio-nes del país, entre las que se incluyen las siete cuencas productoras nacionales.

Cuéntenos un poco más sobre el Proyecto de Desarrollo de Proveedores.

Esta iniciativa es fácilmente replicable en todas las empresas del sector petrolero y es uno de los objetivos para convertirse en un

SERVICIOS

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referente en temas de generación de valor compartido en el país. El programa, diseña-do y liderado por Campetrol, suma esfuer-zos, recursos y trabajo e integra iniciativas privadas con el acompañamiento de entida-des públicas como las alcaldías, gobernacio-nes, Bancoldex, iNNpulsa, el Ministerio de Comercio y el SENA. También cuenta con el respaldo de entidades como agremiacio-nes y la academia, entre las que se encuentra la Andi regional Orinoquía, el Consejo Co-lombiano de Seguridad, las Cámaras de Co-mercio regionales y Unillanos, entre otros.

El Proyecto de Desarrollo de Proveedores se ha planteado eliminar las brechas (de ta-lento humano, conocimiento, financiación, innovación y desarrollo tecnológico, en-tre otras) identificadas en los diagnósticos realizados al empresariado local. Además, buscamos desarrollar proveedores formali-zados, certificados en calidad y HSEQ, con una estructura organizacional clara y ad-ministrativamente robustos, de tal manera que estas características les permita crecer sostenidamente a largo plazo.

¿Qué otras iniciativas adelanta Campetrol a favor de los provee-dores de la industria petrolera para disminuir la brecha entre las empresas que adelantan estas actividades en las zonas donde se lleva a cabo la producción pe-trolera y las empresas nacionales que no pertenecen a estas regio-nes, así como con proveedores in-ternacionales?

Contamos con otro megaproyecto deno-minado Sinergia Empresarial y enfocado en llevar a cabo un trabajo conjunto entre todos los actores del sector (Estado, ope-radoras, compañías de bienes y servicios petroleros y comunidades locales), con el objetivo de construir una estrategia con-junta para el mejoramiento del entorno,

generando una visión compartida y una actuación coordinada que genere beneficios comunes para el entorno. Sinergia Empre-sarial es un esfuerzo por integrar esas ini-ciativas y buenas prácticas en cinco temas críticos: 1) estándares laborales, 2) abaste-cimiento estratégico, 3) gestión social, 4) conocimiento, comprensión del entorno y comunicaciones, y 5) ética, transparencia y cumplimiento.

De igual forma, contamos con la feria pe-trolera más grande de Colombia, Expo Oil&Gas Colombia, en la cual más de 200 expositores de todo el mundo tienen el es-pacio comercial para presentar el portafolio de bienes y servicios de sus empresas a más de 12.000 asistentes. La feria cuenta con cuatro actividades que buscan el intercam-bio de buenas prácticas, desarrollos tecno-lógicos y generación de alianzas como: la muestra comercial, la rueda de contactos nacional, la agenda tecnológica y, final-mente, el pabellón de sinergia regional. Este año, por primera vez, estarán presentes en Bogotá las empresas locales de las cuencas de Llanos, Magdalena Medio, Caribe y Pu-tumayo en un mismo escenario.

¿Finalmente, cuál es el estado ac-tual de las empresas que proveen bienes y servicios y qué perspecti-vas tienen en el futuro próximo?

El 2014 sigue presentando retos impor-tantes para las empresas de la industria. Factores como los bloqueos de las comuni-dades, ataques terroristas y el retraso en el otorgamiento de licencias ambientales han impactado directamente en las operacio-nes de las empresas que representamos. La desaceleración en el dinamismo del sector nos ha llevado a que el 41% de la capacidad instalada de nuestras empresas esté deteni-da. Las perspectivas para el resto de año son optimistas y se espera que para el segundo semestre el sector vuelva a su ritmo normal con la ejecución de nuevos proyectos.

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Sostenibilidad

A través de la Fundación Tenaris TuboCaribe, el fabricante de tuberías con operaciones en el país desde 2006 ha veni-do desarrollando varias iniciativas que buscan fortalecer las

instituciones y la calidad educativa en los centros de formación de Cartagena, fomentando la participación y creando espacios sanos de interacción social.

Las estrategias educativas de la fundación se han concentrado en las es-cuelas de una de las zonas vecinas al centro productivo de la empresa, en el barrio Nelson Mandela, un sector vulnerable, fundado hace diecinue-ve años por familias desplazadas por el conflicto armado colombiano.

Allí viven más de 45.000 personas, la mayoría en condiciones de po-breza o miseria y con un amplio segmento de su población en edad escolar en dificultades para permanecer en el sistema educativo. En este contexto, desde hace más de ocho años, Tenaris TuboCaribe, a través de su fundación, ha focalizado su inversión social en el campo de la educación, mejorando la infraestructura y apoyando programas

de aprovechamiento del tiempo libre que contribuyen a que niños y jóvenes finalicen su ciclo formal y adquirieran las competencias que contribuyan a su desarrollo integral.

Una de las principales inversiones fue la Biblioteca Comunitaria Hermana Elfride, inaugurada en 2013, en la que se invirtieron más de $150 millones y fue dotada inicialmente con 3.500 libros y cuyo número ha crecido con el tiempo. La biblioteca, que contó con la aprobación de la comunidad, cumple las funciones educativas, cultu-rales y recreativas de un centro de alta calidad como este. Además, la edificación educativa está dotada de computadores con internet para fomentar el acceso de los jóvenes a las herramientas informáticas y apoyar sus actividades escolares.

Así mismo, la fundación ha instalado dos salas de informática en institu-ciones educativas que gozan de amplio respaldo comunitario, y en para-lelo organiza cursos y talleres para jóvenes y adultos en colaboración con el Servicio Nacional de Aprendizaje y la Corporación Actuar por Bolívar.

Tenaris TuboCaribe, comprometida con una mejor educación en Cartagena

SOSTENIBILIDAD

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75LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

SOSTENIBILIDAD

los pacientes y desarrollar actividades de capacitación al personal médico local.

“Este acuerdo permitirá proporcionar apoyo pediátrico y en salud materno infantil a comunidades vulnerables, al tiempo que contri-buirá a que el personal médico local fortalezca su experiencia profe-sional. Valoramos la oportunidad de ayudar a mejorar la vida de los niños y sus familias en las áreas donde operamos, pues con ello con-tribuimos para darle un futuro mejor para las comunidades”, dijo Ali Moshiri, presidente de Chevron para África y Latinoamérica.

Esta nueva iniciativa, que requerirá de una inversión cercana a USD$1,5 millones, es parte de una asociación público-privada entre Chevron, el Gobierno de Colombia, la Gobernación de La Guajira, las secretarias de salud departamentales y municipales de Manaure y Riohacha, y el Colegio Baylor de Medicina del Hospital de Niños de Texas.

El primer productor de gas en el país y el Colegio Baylor de Medicina del Hospital de Niños de Texas han unido esfuer-zos para contribuir al mejoramiento de las condiciones de

salud en La Guajira, una de las zonas del país con mayores índices de mortalidad materna e infantil.

Este programa, denominado Salud y Autosuficiencia Indígenas en La Guajira (SAIL), está diseñado para complementar y fortalecer el sistema de salud existente en el departamento y contribuir a la mitigación de las tasas de mortalidad de estos dos grupos en el departamento.

Profesionales médicos del Hospital de Niños de Texas trabajarán directamente en la región en estrecha colaboración con profesio-nales locales en clínicas y hospitales, y de esta forma abordarán las necesidades pediátricas de la zona, para brindar atención directa a

Chevron lidera proyecto de salud en La Guajira

El viceministro de Energía, Orlando Cabrales, anunció que la estrategia que busca incrementar la participa-

ción de fuentes renovables en la generación y trabajar en iniciativas de eficiencia ener-gética en San Andrés estaría lista a princi-pios del segundo semestre del año en curso.

“Hemos revisado el plan de generación de San Andrés, en el que introduciremos la participación de energías renovables para sustituir la utilización del diésel, del que hoy depende la totalidad de la generación

de la isla. Con los términos claros en este plan, se podrán disminuir las emisiones de dióxido de carbón y el costo de energía”, explicó Cabrales. La iniciativa, que busca fomentar, imple-mentar y fortalecer el uso de energías re-novables, sigue avanzando luego de que el Ministerio de Minas y Energía firmara, a comienzos del año, un memorando de entendimiento con la organización Car-bon War Room, con miras a profundizar la participación de fuentes renovables en

la generación de energía en la isla de San Andrés. “Colombia sigue dando ejemplo mundial en la reducción de la utilización del diésel para la generación eléctrica, migrando a opciones más limpias y menos costosas”, añadió el viceministro. San Andrés y Pro-videncia, junto al Amazonas, es uno de los departamentos en los que el Gobierno está concentrando sus esfuerzos en la búsque-da de estrategias de generación verdes y el uso eficiente de la energía.

Entre julio y agosto estaría listo el plan de generación de energías

renovables en San Andrés

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77LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

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La nueva era de la movilización urbana, un panoramade retos y oportunidadesCon la implementación de los Sistemas Integrados de Transporte Masivo (SITM) en las principales ciudades y los Siste-mas Estratégicos de Transporte Públi-co (SETP) en las ciudades intermedias, así como con la posible construcción del Metro de Bogotá, el país vivirá una pro-funda transformación en las urbes. Estos proyectos cuentan hoy con los recursos y la voluntad política; sin embargo, la baja capacidad institucional y de ejecución son los principales cuellos de botella.

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78 colombiaenergia.com

SOSTENIBILIDADSOSTENIBILIDAD

En noviembre de 2008, el entonces al-calde de Bogotá, Samuel Moreno Ro-jas, anunció el consorcio que estaría

encargado de definir el trazado más idóneo para el Metro de Bogotá, su proyecto ban-dera para llegar al Palacio Liévano. Según los cálculos de Moreno, ese estudio estaría listo a comienzos de 2010 y la construcción de la anhelada obra comenzaría a finales de ese mismo año.

La realidad fue que el 3 de mayo de 2011, Moreno fue suspendido por su participa-ción en el denominado “Carrusel de la con-tratación”, un escándalo de corrupción en el que su administración distrital adjudicó contratos a cambio de millonarias comi-siones. Hoy día, todavía no contamos con los estudios finales de diseño y algunas de las empresas que fueron descartadas para ese propósito afirman que en ese entonces sus propuestas ni siquiera fueron tenidas en cuenta. Por ahora, Moreno sigue en la cárcel y se defiende ante la justicia.

Y fue así como el eje central, a partir del cual se profundizaría la red de transporte públi-co en la capital, quedó en veremos y la ciu-dad perdió la oportunidad de adelantar una megaobra que iba a mejorar la movilización urbana y hubiera servido para reducir los agobiantes niveles de contaminación. Esa es la triste historia de una mentira política que prometió un tren subterráneo que hubiera marcado un punto de inflexión a favor de la competitividad y la optimización energé-tica en una ciudad de más de ocho millones de habitantes, cuyos ciudadanos recorren distancias medias y largas exclusivamente en automóvil o bus. Ese engaño marcó la

VillavicencioPalenque

Kennedy

Boyacá

Av. 68

NQS

CONECTADO AL SITP

1ero de MayoParque Nacional

Gran Colombia

Marly

Sto. Tomás

Pza. Lourdes

Av. Chile

Calle 85

Parque 93

Calle 127

TRACCIÓNELÉCTRICA

27ESTACIONES

50 TRENESDE 7

VAGONES

LONGITUD27 KM

100%SUBTERRÁNEO

Habitantes Distrito Capital 7’467.864 Proyección 2020 7’467.864 27 Estaciones: 7 tranferencia con Transmilenio, 2 Especiales y 18 de PasoLocalidades beneficiadas: 11 (55% de la ciudad)Costo: USD$ 3 mil millonesEntrada en operación: 2021Pasajeros: 45 mil pasajeros hora/sentido (Proyeccion 2050: 80 mil pasajeros hora/sentido)

Usaquén

Calle 100

San Victorino

LimaLa Rebeca

NariñoHortúa

SantanderRosario

Casablanca

Primera línea del Metro de Bogotá

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historia reciente de Bogotá, una de las po-cas ciudades en el mundo con más de ocho millones de personas sin un sistema de transporte sobre rieles, al lado de ciudades con bajísima calidad de vida como Dhaka (Bangladesh) y Lagos (Nigeria).

El transporte urbano se mueve, pero a paso lento

Ahora, al parecer, por fin el Gobierno na-cional y el Distrito están alineados con el metro e incluso han anunciado pública-

mente su apoyo a este trascendental pro-yecto. Adicionalmente, el año pasado, el Concejo de Bogotá aprobó un cupo de en-deudamiento de $3,8 billones que no solo sería un espaldarazo para la construcción de la primera línea del sistema de transpor-te subterráneo, sino que también serviría para otros proyectos de movilidad que es-tán presupuestados, como dos metrocables y una nueva troncal de TransMilenio por la avenida Boyacá, entre otras obras.

Es previsible que, con los antecedentes, la ciudadanía esté cargada de escepticismo al-rededor del Metro de Bogotá. Sin embargo, el avance en materia de diseño de las líneas del metro y los estudios de geotecnia, ade-más de la sintonía entre los Gobiernos na-cional y distrital, son elementos con los que no se contaba en el pasado.

“En la etapa de ingeniería conceptual para definir el trazado del metro, la ciudad se demoró sesenta años y esta es la prime-ra vez que damos el siguiente paso, que es hacer los estudios de suelos, una campaña de geotecnia con unas perforaciones a lo largo de todo el trazado del metro, el cual va a ser totalmente subterráneo. Esto nos permite conocer las propiedades geomecá-Fo

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79LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

plementación de los Sistemas Estratégicos de Transporte Público (SETP). Los SETP, reglamentados por el Decreto 3422 de 2009, apuntan a la operación organizada y mo-derna de los sistemas de transporte público colectivo, los cuales producirán cambios sustanciales como el recaudo unificado, centros de control semafórico, control de la información de tránsito y transporte, y pa-raderos establecidos, ente otros.

Ahora, si bien las buenas noticias son que para estas ciudades intermedias, como para las urbes de mayor población (incluida Bo-gotá), se cuenta con unas metas claras y los recursos para la financiación de los proyec-tos, lastimosamente los niveles de ejecución reportados a la fecha son bajos. El grado de inmadurez institucional y la escasa indus-trialización del país conllevan a que ni el sector público, ni el privado, cuenten con la capacidad de llevar a la práctica lo que se encuentra en los planos y dictan las normas.

Germán Lleras, director regional de Steer Davies Gleave, empresa multinacional que acompaña a las administraciones de las ciudades involucradas en el SETP, enfatiza en la importancia de apoyar al sector pú-blico para que estos empeños no fracasen: “El SETP avanza, pero es muy difícil por-que la capacidad institucional de esas ciu-dades (donde se implementa el SETP) es muy baja. La capacidad de que tienen las alcaldías para llevar a cabo todo el trabajo que implica no es suficiente. A cada una de estas ciudades le pueden dar alrededor de $400.000 millones para infraestructura y esas ciudades en un año ejecutan $30.000 millones. Entonces el Gobierno nacional le está diciendo a estas ciudades que ejecuten en tres años lo que normalmente ejecutan en quince. La capacidad de contratación, supervisión y el número de empresas que se necesitan para ejecutar todo lo que se nece-sita es muy baja, entonces todas esas ciuda-des van lento, pues no están acostumbradas a esos grandes proyectos”.

La capacidad de ejecución no solo es un tema que preocupa a quienes están invo-lucrados con la implementación adecuada de los SETP, que, sin embargo, ya han pre-sentando avances destacables en ciudades como Pasto y Montería. Esta carencia en materia de realización de obras fue, por ejemplo, una de las principales denuncias del concejal por la Alianza Social Inde-pendiente para Bogotá, Juan Carlos Flórez, quien una vez se aprobó el cuantioso cupo

“En la etapa de inge-niería conceptual para

definir el trazado del me-tro, la ciudad se demoró sesenta años”, Ricardo

Cárdenas (IDU).

Ricardo Cárdenas, responsable del diseño del metro y asesor de la dirección general del IDU.

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SOSTENIBILIDADSOSTENIBILIDAD

nicas del suelo y poder diseñar el túnel. Esa campaña geotécnica inició el 20 de agosto del año pasado y ya debe estar por acabarse. Con base en las especificaciones del suelo, a partir de las muestras que alcanzan 1,8 kiló-metros lineales, y que van a ser analizadas en ocho laboratorios certificados, vamos a definir cómo va a ser la maquina tuneladora y cómo van a ser las paredes del túnel”, dijo Ricardo Cárdenas, responsable del diseño del metro y asesor de la dirección general del Instituto de Desarrollo Urbano (IDU).

Ahora bien, los objetivos ambiciosos y el dinero no solo están presupuestados para la capital del país, sino que se enmarcan en un esfuerzo nacional por mejorar la movi-lización urbana en las grandes y medianas urbes. Las ciudades con más de 600.000 habitantes (Bogotá, el Área Metropolitana del Valle de Aburrá —que incluye a Mede-llín—, Cali, Barranquilla, Bucaramanga, el Área Metropolitana de Centro Occidente —que incluye a Pereira, Dosquebradas, La Virginia y Manizales— y Cartagena) tie-nen como referente los Sistemas Integra-dos de Transporte Masivo (SITM).

Adicionalmente, para las ciudades con me-nos de 600.000 habitantes (Armenia, Bue-naventura, Ibagué, Manizales, Montería, Neiva, Pasto, Popayán, Santa Marta, Since-lejo, Valledupar y Villavicencio) se tienen previstos cambios importantes con la im- Fo

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80 colombiaenergia.com

un gasto sin mayor retorno. La progresión del la movilización y el transporte urbano es una inversión para incrementar la competi-tividad del país, un esfuerzo que conllevaría a un crecimiento económico sustentable en un marco de mayor eficiencia energéti-ca y un entorno más respetuoso del medio ambiente, además de incrementar notable-mente la calidad de vida de los colombianos que viven en las urbes.

Expertos en materia de transporte hacen hincapié en la importancia de que las ciu-dades modernas no solo definan planes de ordenamiento de cara al futuro, sino que in-volucren variables como la eficiencia ener-

Bogotá es una de las ciu-dades más contaminadas de Latinoamérica, prin-cipalmente por un trans-

porte vehicular ineficiente.

SOSTENIBILIDAD

de endeudamiento por $3,8 billones para la ciudad, se refirió así al respecto: “La admi-nistración tiene $3,4 billones en bancos; es decir, más de lo que se solicitó en el cupo de endeudamiento y la ejecución ha sido casi nula. Doy tres ejemplos de la actual ejecución: de 1.000 jardines prometidos por Petro hay uno en construcción; de 40.000 viviendas anunciadas para desplazados de la guerra, no se ha entregado ni una sola, y de 40 colegios nuevos solo hay uno en construcción efectiva. (…) El problema de Bogotá no es de recursos, es la incapacidad de ejecutar. Por ejemplo, en este momento hay USD$200 millones para arreglar la ma-lla vial, con vigencias del 2012 y de este año, y no se ha hecho absolutamente nada”.

La transformación hacia un mo-delo multimodal eficiente y sus-tentable

Lo que está en juego para las ciudades del país no solo es la mejoría de la movilización urbana percibida como un objetivo desea-ble por los ciudadanos y tampoco se trata de

gética y la sostenibilidad ambiental para diseñar mejores sistemas de transporte. Esa fue una de las principales conclusiones de Vishaan Chakrabarti, director de finca raíz urbana de la Universidad de Colum-bia (EE. UU.), quien recientemente visitó el país para el Congreso Colombiano de la Construcción organizado por Camacol: “En esencia, tenemos datos que muestran que cuando las personas viven en ambien-tes densos, urbanos, de uso mixto y transi-tables, son más innovadoras y productivas económicamente, gracias al aumento de la interacción social y a la disminución del uso de energía por persona, que es consecuen-cia de la utilización del transporte público”.

En el entendido de que los recursos no re-novables como la gasolina o el gas natural vehicular son cada vez más escasos, lo cual probablemente también incidirá en un in-cremento de su precio en el futuro, la imple-mentación efectiva de sistemas de transpor-te multimodales que procuren una mayor eficiencia energética y reduzcan el impacto negativo en el ambiente de ciudades cada vez más densas adquiere una mayor rele-vancia. Por ejemplo, actualmente, Bogotá es

2000 9000 14.000 19.000 20.000 22.000 43.000 80.000 100.000

Vehículo Buscorriente Bicicleta Peatón Tren

ligeroTren

pesadoMetro

subterráneo con un carril

(BRT, tipo Transmilenio)

Bus Rapid Transit Bus Rapid Transit con dos carriles

(BRT, tipo Transmilenio)

Sacar el máximo provecho del escaso espacio vial es una prioridad en las grandes urbes

El espacio utilizado por los diferentes medios de movilización varía dependiendo del tamaño del vehículo, la ocupación y la velocidad, entre otros factores. Sin embargo, en términos generales, el vehículo es el modo más ineficiente desde una perspectiva del espacio utilizado.

Este es el promedio de personas que se movilizan por hora en una carril de 3,5 m en una ciudad, dependiendo del medio de movilización seleccionado.

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81LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

SOSTENIBILIDAD

una de las ciudades más contaminadas de América Latina y los niveles de partículas suspendidas en el aire (PM10) superan por el triple el nivel máximo (20 PM10) esti-pulado por la Organización Mundial de la Salud (OMS). Teniendo en cuenta que este dañino nivel de contaminación proviene, en gran medida, de un transporte vehicu-lar terrestre ineficiente, la construcción de un sistema de transporte multimodal y sus-tentable, que incluya un metro, se convierte también en un asunto de salud pública.

Adicionalmente, con los niveles de densi-dad poblacional con los que contará la ciu-dad en algunas localidades, es inevitable no solo apuntar a un sistema que optimice la utilización energética, sino también el esca-so espacio con el que se cuenta y en el cual será imposible que el vehículo particular sea el medio de transporte predominante. Por el contrario, se requiere de campañas sólidas que desincentiven el uso del auto-móvil particular (que incluyan, por ejemplo el cobro por congestión), en una sociedad que en ocasiones se comprota de una for-ma irracional y arribista, al darle tal nivel

de prevalencia al vehiculo particular como sinónimo de estatus. Esto último adquiere mayor relevancia, sobre todo cuando mo-delos de negocio novedosos para el alqui-ler de automóviles y transporte vehicular compartido con conductores particulares están redefiniendo la noción de propiedad en este ámbito. Vishaan Chakrabarti dio un consejo valioso al respecto, cuando en el foro organizado por Camacol, afirmó a la audiencia colombiana que: “La gente rica en las grandes ciudades debe acostumbrarse a usar el transporte público”.

Por otra parte, para avanzar en materia de eficiencia energética, la construcción del Metro de Bogotá y la ampliación de la red del Metro de Medellín jugarían un papel muy importante, en cuanto los trenes reu-tilizan la energía que los mueve a diferencia de los vehículos que no solo emiten gases contaminantes, sino que consumen consi-derables cantidades de energía cada vez que arrancan y frenan.

Juan Francisco Ríos, experto en metros del IDU, explica cuáles serían las ventajas en este sentido con la eventual entrada en operación del Metro de Bogotá: “Los trenes tendrían motores eléctricos que, cuando fre-nan, funcionan como generadores que per-miten recuperar hasta un 15% de la energía eléctrica que se está consumiendo, lo cual genera energía para la línea. En el caso de un vehículo particular la energía cinética (aquella que posee un cuerpo debido a su movimiento) se transforma en calor. En el caso del metro, la energía cinética se con-vierte en electricidad que se reutiliza en la línea. Y, claro, como no se utiliza gasolina, no se contamina, por lo tanto, el medio am-biente sale muy beneficiado”. Además, los trenes subterráneos, menos contaminantes y más eficientes, podrían transportar 50.000 pasajeros/hora (en un sentido) por esta lí-nea, a lo largo de un trazado que permitiría conectar el suroccidente con el nororiente de la ciudad. En ese orden de ideas, sería positivo si la licitación para la adjudicación de la construcción del Metro de Bogotá se realiza durante la administración del actual alcalde de Bogotá, Gustavo Petro.

“El cronograma técnico establece que la lici-tación de construcción del metro se debería abrir en enero de 2015, pero nosotros que-

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El sector del transporte está utilizando una proporción cada vez mayor de los limitados recursos hidrocarburíferos.

Más movilidad, menos contaminación

Consumo de energía

¿Cuánto nos podemos movilizar con una tonelada de CO2?Los diferentes medios para movilizar-nos tienen distintos efectos en materia de emisiones de CO2 y otros gases de efecto invernadero. Los automóviles y las motocicletas son los medios más contaminantes, mientras que caminar y andar en bicicleta tienen un impacto in-significante en el medio ambiente.

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SOSTENIBILIDAD

remos ser más optimistas y esperamos que en noviembre de 2014 se abra la licitación. Es una licitación de USD$3.000 millones que puede durar de ocho meses a un año y esperamos que en el segundo semestre del 2015 la licitación sea adjudicada y si la construcción tarda cinco años, esperamos que en el 2020 la línea del metro esté en funcionamiento”, dijo Ricardo Cárdenas, responsable del diseño del metro y asesor de la dirección general del IDU. Y si bien un metro debe servir como funda-mento para la construcción de una red de transporte multimodal sustentable, se deben rescatar los esfuerzos en otros modos, como los tipo TransMilenio (BRTs: Bus Rapid Transit Systems) y la movilización en bici-cleta a través de una amplia red de ciclorutas y bicicarrilles. Además, las bicicletas no solo han demostrado ser un vehículo rápido para cubrir distancias medias, sino que su impac-to ambiental es nulo. Es por eso apenas con-secuente que en las diferentes ciudades del país se busque incentivar más la infraestruc-tura requerida para este medio de transporte, que es menos costosa, y en Bogotá se procu-re continuar con el esfuerzo de maximizar la conectividad de la red actual de ciclorutas y bicicarriles, que cada vez cuentan con más asiduos ciclistas.Según, Juan Carlos Montenegro, director técnico de diseño de proyectos del IDU, “se estiman alrededor de 600.000 viajes diarios en bicicleta, lo que da una media de entre 300.000 y 325.000 usuarios cotidianos de bi-

cicleta entre semana en la ciudad de Bogotá. Y, la verdad, creo que nos quedamos cortos, pues podemos inferir que la cifra ahora es mayor”. Sin duda, se trata de un número no despreciable de personas que además de aprovechar las ventajas de trasladarse en bi-cicleta están colaborando con el medio am-biente y pedaleando por su propia salud.

Un largo camino por recorrer

En suma, el país está ad portas de una pro-funda transformación de la movilización

urbana en las ciudades del país. Sin embar-go, los principales cuellos de botella siguen siendo la inmadurez institucional, sobre todo en las urbes con menos de 600.000 ha-bitantes, y la carente capacidad de ejecución tanto del sector privado, como del sector público. El país cuenta con los recursos y la voluntad política, pero todavía falta mucho camino por recorrer para la implementa-ción de sistemas de transporte multimo-dales sustentables que inciten al usuario a utilizarlos y a olvidarse del automóvil par-ticular. Sin duda, hay una gran diferencia entre los cómodos y modernos buses híbri-dos que hoy empiezan a recorrer la capital del país y las pequeñas busetas susceptibles a atracos nocturnos en las que la vida de los propios usuarios corren peligro.

Se va a requerir de un liderazgo fuerte y transparente de las administraciones locales y el Gobierno nacional, una industrializa-ción mayor, un acompañamiento constante del sector privado y una veeduría ciudadana continua para conseguir una mejora cuanti-tativa y cualitativa en materia de moviliza-ción urbana. Ahora, lo que está en juego no es de poca monta, sino una transformación que catapultaría nuestra competitividad, au-mentaría la prosperidad, minimizaría nues-tra dependencia de los combustibles fósiles, optimizaría nuestra utilización de la energía, reduciría el sobrecupo que afecta la seguri-dad y efectividad del transporte masivo vehi-cular actual, y, sobre todo, serviría para me-jorar la calidad de vida de los colombianos.

Juan Carlos Montenegro, director técnico de di-seño de proyectos del IDU.

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Colombia Energía dialogó con Mauricio Cuellar, experto en transporte del Banco Mundial, orga-nismo especializado que ha servido de soporte para la estructuración de importantes proyectos en materia de transporte urbano en Colombia.

Se prevé que a finales de este año se entreguen los estudios finales del diseño de la infraestruc-tura del Metro de Bogotá. ¿Con la entrega de estos informes finales, cómo será el proceso de licitación para la construcción del metro?

Con la entrega de estos informes se contará con la información técnica que sirve de base para abrir la licitación. Actualmente, en paralelo, el IDU viene trabajando en otros aspectos básicos para abrir el proceso licitatorio como son el estudio de impacto ambiental y el estudio de afectación de predios.

Igualmente, el Banco contrató a una firma para analizar las opciones de financiación del proyecto el cual dará las bases para la estructuración legal y financiera del contrato para la construcción y opera-ción posterior del sistema. Es muy importante tener claro que no se trata solamente de llevar a cabo una contratación de obra, sino que el proyecto es de transporte, lo cual implica tomar decisiones sobre la forma como va a operar y su integración con el resto del sistema de transporte público, entre otros.

Otro tema paralelo, en donde la administración tam-bién está trabajando y en donde hemos insistido, es en la necesidad de crear la institucionalidad alrede-dor del metro. El esfuerzo realizado por el IDU hasta la fecha ha sido importante, pero como ya se dijo, el proyecto va mucho más allá de los diseños técnicos. Hay factores como el acuerdo del Distrito con la Na-

ción para buscar su apoyo y la financiación del pro-yecto, la coordinación con las empresas de servicios públicos, la gestión social, las comunicaciones, etc. que requieren de una gerencia de muy alto nivel concentrada en sacar adelante el proyecto.

¿En qué medida el Metro de Bogotá va a mejo-rar el transporte en términos del número de per-sonas a transportarse y la calidad del transporte público de la ciudad?

El sistema de transporte público de la ciudad debe ser entendido como una red. Bogotá cuenta con una red importante de BRTs (Bus Rapid Transit Sys-tems), que es TransMilenio, y que mueve cerca de dos millones de viajes diarios. Es fundamental que el sistema siga creciendo e igualmente requiere de su fortalecimiento operativo. El metro va a atender el corredor más cargado de la ciudad que junto con TransMilenio van a generar la oferta necesaria para atender la demanda de este corredor (orien-tal). Igualmente, el metro será el eje que estructura el sistema de transporte público. Dicho esto, en ninguna parte del mundo una línea del metro ha sido una solución definitiva para solucionar la con-gestión. La congestión se debe principalmente al aumento de la motorización. Cada vez entran más vehículos a las calles y está demostrado que no es con la construcción de nuevas vías como se solu-ciona. En este sentido, para la configuración de una red de transporte público que sea eficiente y real-mente constituya una opción para la ciudadanía, el metro juega un papel importante.

Adicionalmente, es necesario incluir políticas que desmotiven el uso del automóvil, acciones enca-minadas a la gestión de la demanda como los co-bros por congestión, políticas de estacionamien-tos y fomentar el uso de modos no motorizados.

¿En qué medida la inestabilidad política y en ma-teria de gobernabilidad en Bogotá preocupan al Banco Mundial, en cuanto podrían afectar la rea-lización adecuada de las actividades programa-das para la construcción del Metro de Bogotá?

Hasta el momento, las agencias del Distrito (IDU, Secretarías de Movilidad y de Hacienda) han conti-nuado con la preparación del proyecto de acuerdo con lo programado y con el seguimiento cercano por parte del Banco, en lo que se refiere a tener al final un proyecto robusto, listo para ser licitado y buscan-do mitigar los riesgos intrínsecos que tienen estos proyectos. En general, hay acuerdos entre la Nación y el Distrito en el diseño conceptual del proyecto, en cuanto a su trazado, basados en los estudios téc-nicos realizados y convalidados por diferentes ex-pertos nacionales e internacionales. Pero falta aún un tramo de toma de decisiones, las cuales podrían verse afectadas por la situación política de la ciudad.

Mauricio Cuellar, experto en transporte del Ban-co Mundial.

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VIDA ENERGÉTICA

Vida energéticaAbre VO, el primer restaurante en Lati-

noamérica del reconocido chef Paco Roncero

El chef español Paco Roncero, merece-dor de varias distinciones en el mundo de la gastronomía, llega a Colombia

con Versión Original (VO), un nuevo restau-rante que busca dar a conocer a los bogotanos los sabores de la verdadera comida tradicio-nal del país ibérico. Esta nueva propuesta trae a Latinoamérica lo mejor de la cocina Ronce-ro, pupilo estrella de Ferrán Adrià, y creador de restaurantes como La Terraza del Casino,

con dos estrellas Michelin y tres soles Repsol, máxima calificación en España.

Paco Roncero es ideólogo y director de los gastrobares Estado Puro NH Paseo del Pra-do y Estado Puro en el NH Palacio de Tepa, que responden a la reinvención creativa del tradicional bar de tapas español, y actual asesor gastronómico del restaurante View 62 by Paco Roncero de Hong Kong, un especta-

cular espacio giratorio situado en uno de los rascacielos más emblemáticos de la ciudad.

Además, con la tecnología de punta en el diseño de entornos e inteligencia ambien-tal, Paco Roncero acaba de idear, dentro del Casino de Madrid, un escenario único para crear experiencias y generar emociones en el ámbito gastronómico como nunca antes se había hecho en el mundo:

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VIDA ENERGÉTICA

VO abrió sus puertas en junio pasado con un gastro-bar de tapas, el primero de los tres conceptos que se establecerán en una casona de 800 m2 de conservación en la zona G. Este pri-mer ambiente, con capacidad para 120 personas, busca crear un espacio cómodo y relajado para que los comensales puedan disfrutar de una exclusiva selección de tapas para compartir en compañía de una buena copa de vino o un cóctel. En lo que resta del año, se integrarán a la oferta de VO los dos espacios restantes, un restaurante con una carta similar a la de La Terra-za del Casino y un taller sensorial en la terraza.

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VIDA ENERGÉTICA

Luego de una restructuración del Ho-tel Arsenal, en la ciudad de Carta-gena, la cadena de hoteles y resorts

Karisma reabre sus puertas con una idea renovadora y sofisticada que puede encon-trar en Allure Chocolat y Allure Bon Bon.

A unos cuantos pasos del Centro de Con-venciones, por la calle Arsenal, el Allure Chocolat Hotel ofrece a sus huéspedes fa-chadas clásicas y arquitectura sofisticada, con modernas habitaciones de techos altos y grandes ventanales. Un jardín amplio y vertical que forma parte de la experiencia de disfrutar un ambiente privilegiado.

El hotel cuenta con 33 habitaciones lle-nas de exclusividad, comodidad, calidez y tranquilidad. Baños cómodos y modernos, una iluminación cuidada, colores cálidos y naturales que crean una atmósfera sofisti-cada y confortable. La mezcla de la elegan-cia y la calidez le dan la bienvenida al abrir las puertas del Allure Chocolat Hotel.

El restaurante Red Knife, otro de los cómo-dos espacios que puede encontrar, brinda un menú exclusivo, cortes finos de carne suculenta, aves, pescados y mariscos que son la esencia del lugar y junto con el un bar de vinos, donde los huéspedes podrán disfrutar de una amplia variedad desde chilenos, argentinos, mexicanos hasta vi-nos californianos.

Dentro de las diferentes opciones que Allure Chocolat Hotel tiene para sus invitados, es-tán los amplios espacios para un encuen-tro de amigos, celebraciones familiares o eventos empresariales y hacer de estos momentos memorables. Las instalaciones cuentan con capacidad hasta 110 personas para coctel y 60 para cena.

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VIDA ENERGÉTICA

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AGENDA

24 al 26 de septiembre

Heavy Oil and Extra Heavy Oil ConferenceLa Sociedad de Ingenieros de Petróleo (SPE, por sus siglas en inglés) llevará a cabo el Heavy Oil and Extra Heavy Oil Conference en la ciudad de Medellín. Este espacio invita a compartir a empresarios de la industria petrolera latinoamericana y del Cari-be el conocimiento, experiencias, prácticas y lecciones aprendidas en la aplicación de tecnologías innovadoras para mejorar la recuperación de petróleo superando niveles de viabilidad , fiabilidad y eficiencia energética en los campos de producción pesados y extrapesados.

Medellín

Feria Internacional de Seguridad 2014En agosto, Corferias será el escenario de la Feria Internacional de Seguridad E+E+S 2014, el espacio más grande en soluciones para la seguridad de alto nivel tecnológico en Latinoamérica. El evento albergará más de 300 expositores en seguridad física, elec-trónica, industrial e informática. Así mismo, tendrá más de 60 conferencias técnico-comerciales, la participación de países como Argentina, Alemania, Canadá, Corea, Colombia, China, España, Estados Unidos, Japón, México, Perú, Panamá, Taiwán, Ve-nezuela y la asistencia de más de 10.000 personas.

20 al 22 de agostoCorferiasBogotá

VI Colombia Investment Conference Oil and Gas ANHLa Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) llevará a cabo la sexta versión de la Conferencia de Inversión en Cartagena de Indias. El evento reunirá a expertos y autori-dades nacionales e internacionales en el sector de los hidrocarburos, con el fin de inter-cambiar puntos de vista sobre el futuro del sector energético en el país. Los ejes temá-ticos de la conferencia contemplarán el fortalecimiento del proceso de licenciamiento ambiental, las oportunidades y los desafíos que surgen en la exploración y producción de yacimientos de petróleo offshore no convencional, entre otros.

23 al 25de julioCentro de Convenciones Julio César Turbay Ayala,Cartagena

Shale Colombia 2014Colombia será el escenario para que los empresarios del sector de hidrocarburos junto con los reguladores regionales y los inversionistas mundiales puedan discutir sobre el futuro de los permisos en el país asociados a los recursos no convencionales.Para más información y registro, visite: www.american-business-conferences.com

30 de sep. al 01 de oct.Colombia

04 al 07 de noviembre

Expo Oil and Gas Colombia 2014La Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol) será la encar-gada este año de brindar un espacio de negocios, en el que las empresas del sector de hidrocarburos pueda presentar la más significativa muestra comercial que refleje la real importancia de esta industria en Colombia. Corferias

Bogotá

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Cursos ABS Consulting

12 al 14 de agosto

Bogotá, ColombiaGestión de Seguridad y Salud Ocupacional

05 de agosto Bogotá, ColombiaTécnica HAZOP para Análisis de Riesgo

09 al 11 de septiembre

Bogotá, ColombiaFundamentos de Gerencia de Proyectos

15 al 17 de septiembre

Bogotá, ColombiaIngeniería de Control de Riesgos

28 de agosto Bogotá, Colombia

Listas de Verificación para Análisis de Riesgos

30 de septiembre al 02 de octubre

Bogotá, Colombia

Análisis de Peligros en los Procesos usando Técnicas

23 al 25 de septiembre

Bogotá, Colombia

Investigación de Incidentes y Análisis Causa Raíz

14 al 15 de octubre

Bogotá, Colombia

Técnica Layer of Protection Analysis LOPA para Análisis de Riesgos

20 al 24 de octubre

Bogotá, Colombia

Preparación para el Exámen de Certificación PMP

AGENDA

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Cursos Acipet

Más información: Yaneth Murillo, asistente desarrollo profesional: [email protected] | PBX: 641 1944, ext. 114.

Curso Yacimientos No ConvencionalesLugar: carrera 11a N.° 94a-56, BogotáHorario: 8:00 a.m. a 12:30 p.m.

septiembre

Nivel básico - Seminario de Ingeniería de Petróleos para No Petroleros Lugar: carrera 11a N.° 94a-56, BogotáHorario: 8:00 a.m. a 12:30 p.m.

agosto 12,13, 14,15septiembre 16,17,18,19

Rig PassLugar: carrera 11a N.° 94a-56, BogotáHorario: 8:00 a.m. a 12:30 p.m.

octubre

AGENDA

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Melissa Melo, Andrés Torres y Leonardo Piñarete. Bob Duan y Francisco Azpúrua.Orlando Pardo, presidente de Oil TV.

GENTE

John Roldan, Katherine Perdomo y Alonso Ufre. Andrea Ardila, Juan Acosta, Ingrid Salinas, Mauricio Blanco y Angélica Blanco.

Jessica Padrón, Henry Bacca, Juan David Salcedo y Victor Durán. Ricardo Correa, Ángel Ceballos, Pedro González y Carlos García.

El Club de Petroleros, caracterizado por ser un espacio perfecto para conectar a empresarios del sector de los hidrocarburos, prestó su escenario a Oil TV, el nuevo canal de la industria petrolera. El gerente del canal online, Orlando Pardo, invitó a todos los asistentes a estar en sintonía con las noticias más destacadas de esta importante industria.

Club de Petroleros abril

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GENTE

Maximiliano Espósito, Julio Collins y Leonardo Brikvsic. Julián Grisales, Luis Miguel Morelli y Santiago Pastrana.

Carlos Serna, Eduardo Acosta, Carlos Jaramillo y Jorge Carvajales.

Nicolás Uribe, Duncan Nightingale y Manuel Buitrago.

Leo Suarez y Henry Gómez.

Juan González, Luis Uribe y Alejandro Jotayán.

Fiesta de Trenaco en CWCCon motivo del cuarto congreso Colombia Oil and Gas Exhibition and Summit, organizado por CWC, Trenaco realizó una recepción en Cartagena con el fin de presentar a productores de hidrocarburos en Colombia sus proyectos de infraestructura para transporte y exportación de petróleo y gas. A la cita asistieron diferentes líderes de la industria energética local y de la región.

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GENTE

José Martínez, Diego Grimaldos, María Fernanda Ortiz, Gerardo Rueda y Fabio Díaz. Rick Sierra, Anthony Zadi y Félix Betancourt.

Entre los panelistas invitados se encontraba el ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta.

Ángela Piñeros, Guillermo Cujar, Lizeth Castrillón, Camilo Donado, Alejandro Ver-gara y Erika Girau.

Antonio Celia, Laura Osorio y Samar Mohrez.

Con gran éxito y nuevas expectativas para el año que viene, se llevó a cabo el XVII Congreso de Naturgas, evento que año tras año reúne a más de 800 empresarios del gas en nuestro país. Nuevos mercados y más inversión en tecnologías fueron los temas centrales del evento, en el cual se examinó el futuro del sector en Colombia. Dado que el consumo del gas en Colombia ha venido creciendo de forma significativa, durante la última década y más de siete millones de usuarios lo emplean en Colombia, tanto en hogares como en industria, vehículos y plan-tas térmicas, se requiere del desarrollo de nuevos mercados e incorporación de nuevas tecnologías. El espacio permitió, además hacer un recuento histórico de la industria gasífera en Colombia y la importancia de seguir creciendo para brindar a los usuarios fuentes alternativas basadas en el uso de este importante recurso.

XVII Congreso Naturgas 2014

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95LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

Claudia Bedoya, Mábel Guilarte, Mónica Baquerizo, y Nathalie Pinzón. Jairo Quiñonez, Claudia Bedoya, Édgar Alba.

Hugo Osorio, Rene Rivers, Claudia Bedoya y Orlando GonzálezUbaldo Marcuzi, Rene Rivers, Claudia Bedoya y Angélica Guerrero.

El pasado mes de junio se llevó a cabo el acostumbrado Club de Petroleros, que tiene lugar en el hotel Radisson de Bogotá cada fin de mes. En esta oportunidad, Upstream S.A.S. lideró el evento e invitó a los asistentes a estar muy conectados con sus servicios de marketing espe-cializado para la industria de hidrocarburos. Así mismo, hizo el lanzamiento del primer congreso de fluidos y cementación de pozos Coflu & Cempo Colombia, que se realizará en Cartagena en mayo del próximo año.

Club de Petroleros junio

GENTE

Nathalie Pinzón, Ramiro Rodríguez, Julio Ibarra, Claudia Bedoya y José Romero.

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PROFESIONAL EN:

GEÓLOGOS Y GEOFÍSICOS INTER-PRETES DE DATOS SÍSMICOSExperiencia, manejo de software y aspira-ción [email protected]

TÉCNICO SUPERIOR Experto en procesos de refinación de pe-tróleo con una experiencia de más 14 años en el ramo petrolero, específicamente en el área de almacenaje y movimientos de cru-dos y producto, Venezolano extrabajador de PDVSA. Dispuesto a viajar. [email protected]

INGENIERA INDUSTRIALExperiencia en temas de HSEQ, sistemas integrados como RUC, OHSAS 18001 y 17025 para laboratorios de ensayos y cali-bración, en diferentes sectores como trans-porte e hidrocarburos, manejo de software como SAP, Isolución. Español e inglés. Dispuesta a transladarse. [email protected]

INGENIERO MECáNICO Más de 7 años de experiencia en proyectos para la industria petrolera y petroquímica. La experiencia incluye: revisión y elabora-ción de planos, ruteo de tuberías, diseño y elaboración de isométricos, levantamientos en campo, análisis de flexibilidad en tube-rías, elaboración de documentación técnica.Desarrollo de ingeniería básica y de detalle de los proyectos de [email protected]

ADMINISTRADOR DE EMPRESAS13 años de experiencia en el sector eléc-trico en una empresa nacional. Manejo de SAP bussines one, en cuanto a los módulos de inventario, compras nacionales, ventas, facturación, distribución y despachos de pedidos a nivel nacional. SAP R/3 del mó-

de recursos financieros, humanos y técnicos, análisis de cifras y situaciones, presentacio-nes a la alta gerencia, creación de planes es-tratégicos, implementación de indicadores y medición de áreas y productos.JUAN CARLOS GODOY [email protected]

INGENIERO EN COMPUTACIÓNMáster en Informática Gerencial, con 14 años de experiencia en el área de desarro-llo de sistemas enfocado a empresas IPC, manejo de SmartPlant Materials y sistemas administrativos. Experta en Oracle y co-nocimientos en SAP-FI, SAP-MM. Idioma español e inglés técnico. Disponibilidad inmediata. Tiempo completo. [email protected]

INGENIERO DE PROYECTOS Ingeniero de taladro. Tiene experiencia en compañías de servicios petroleros como Schlumberger y Geohidra Consultores. Ha-bla español, e ingles. Vive en Bogotá. [email protected]

INGENIERO DE PETRÓLEO 9 años de experiencia en operaciones e in-geniería petrolera trabajando en equipos multidisciplinarios de altos desempeños en las áreas de perforación, terminación y workover con equipo y sin equipo para pozos de alta presión y presencia de H2S Y C02, para la extracción de aceite y gas, en yacimientos “no convencionales” con mu-cho éxito en la planificación y ejecución de las [email protected].

INGENIERO MECáNICO Trabaja actualmente en una consultora de proyectos para PDVSA. Ha cursado termografía, análisis de vibraciones entre otros, también trabajo con programas de simulación como Solidworx Cadworx e Inventor. [email protected]

CLASIFICADOSdulo (MM) “Gestión de Materiales”. [email protected]

INGENIERO EN GEOCIENCIASTSU en Geología, técnico en herramientas de terminaciones de pozos petroleros, técni-co analista de cromatografía de gases. Tiene amplia experiencia en el medio petrolero, en países como Venezuela, México. [email protected]

INGENIERO DE PETRÓLEO17 años de experiencia en la industria petro-lera nacional en Venezuela, comencé siendo asistente de ingeniero, después pase hacer ingeniero de simulación y coordinador en diferentes áreas como el Distrito Norte y en el Proyecto Orinoco Magna Reserva como líder de proyecto, adicional líder de subsuelo de la División Carabobo. Gerencia y carac-terización de yacimientos. [email protected]

INGENIERO DE PETRÓLEOSoy profesional con más de 10 años de ex-periencia en equipos de perforación y work over. Buscando trabajos en Colombia o cual-quier parte de Sur américa o Centroamérica Mé[email protected]

DIBUjANTE PROYECTISTA 20 años de experiencia en la elaboración de planos de obras civiles como planos topo-gráficos, estructuras de concreto, estructu-ras de acero, instalaciones enterradas entre otros. Amplia experiencia en proyectos nuevos, ampliaciones y mejoramiento de plantas procesadoras (refinerías) para la in-dustria petrolera. [email protected]

FINANZAS Y RELACIONES INTERNACIONALES Experto en análisis e ingeniería financiera, fi-nanzas corporativas y administración finan-ciera. Manejo de proyectos y áreas, manejo

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INGENIERO MECáNICORealizó sus pasantias en CORPOELEC, uso eficiente de la energía eléctrica. Acaba de graduar y no tiene mucha experiencia, pero sí muchas ganas de aprender. [email protected]

PROFESIONAL DEL DERECHOEspecialista en Salud y Seguridad Laboral y experto en materias bomberiles, además tengo amplia formación (Colombia) en Ges-tión Estratégica de Riesgos Operaciones. [email protected]

LÍDER DE MANTENIMIENTO DE INSTRUMENTACIÓNEspecialmente en mantenimiento de tur-binas a gas y equipos asociados, trenes de compresión y generadores de electricidad, en paquetes de turbo compresión y tur-bo generación marca. funcionamiento y automatización de sistemas anti-surge de turbocompresores, fabricación y diseño de sistema de control para turbina, compreso-res y proceso. [email protected]

INGENIERO LOGÍSTICO Egresado de la Fundación Universitaria del Area Andina con Diplomado en Diseño y perfeccionamiento de Sistemas Logísticos. Puedo desempeñarme fácilmente en las áreas de Transporte Terrestre Aéreo y Al-macenamiento, con experiencia de 11 años relacionados con la Logística. [email protected]

GERENTE DE CONSTRUCCIÓN25 años de experiencia. Aspira a una posi-ción como coordinador mecánico, superin-tendente en plantas de generación termoe-léctrica. Alternativamente, esta en capacidad de desempeñarse como ingeniero senior, su-pervisor, superintendente en refinerí[email protected]

INGENIERO INDUSTRIAL 20 años de experiencia en el ramo petro-lero, en el área logística (recepción, alma-cenamiento, control de inventarios y dis-tribución). [email protected]

INGENIERA DE PETRÓLEOEspecializado en simulación yacimientos software PETREL-RE. 30 años experiencia todos los campos en Venezuela, yacimientos naturalmente fracturados doble porosidad, empujes de acuíferos. Ahora en Monterrey, México en yacimientos gas condensado baja porosidad, fracturamiento hidráulico (no convencional)[email protected]@gmail.com

INGENIERA FINANCIERAExperiencia en administración y recursos humanos, dirección, control y ejecución proyectos estratégicos con alto impacto. Idiomas: español e inglés.PAOLA SALAZAR [email protected]

COMUNICADORA SOCIALMáster en Ciencia Política, especialista en Comunicación Organizacional. Experien-cia para diseñar, producir y administrar los diferentes procesos con enfoque al área de responsabilidad social, periodística y docen-te, análisis y presentación de información co-yuntural para toma de decisiones con proyec-ción al sector de hidrocarburos, planeación y dirección de propuestas editoriales, asesorar y gestionar el desarrollo logístico de eventos, desarrollo de proyectos de capacitación y for-mación. Manejo de indicadores de gestión.DIANA PEÑA CASTAÑ[email protected]

INGENIERO DE SISTEMASGerencia de proyectos, PMP, planeación, pro-gramación y control, aseguramiento y control de calidad, contratos, finanzas, leasing, se-guros, gestión tecnológica, liderazgo, factor humano, negocios internacionales, análisis de riesgos, experiencia en desarrollo de Project Charters, Project Scope Statement, WBS’s, pro-gramas, líneas base, OBS’s, RAM’s, RBS’s, pla-nes de comunicación, registros y respuestas al riesgo, planes de procura y contratos, y PMB’s. JAIME ALFONSO LÓPEZ [email protected]

INGENIERO INDUSTRIALExperiencia en redes xDSL, PSTN, SDH y mediciones de calidad de servicio en redes de IPTV, trayectoria en gestión de instala-

ciones y expansión de red, mantenimiento preventivo y correctivo. Alta orientación al logro, liderazgo y capacidad técnica.ERNESTO LÓPEZ GONZÁ[email protected]

INGENIERA ELÉCTRICAEspecialista en gas natural y energía con una perspectiva internacional en los sectores de gas y electricidad en Latinoamérica y Europa, investigación análisis, planeación, comuni-cación y habilidades organizacionales, total comprensión del sector energía, mercado de gas natural y de consultoría. ANA MARĺA [email protected]

INGENIERO QUÍMICO Asesorar a la gerencia del proyecto en la par-te técnico económica para la visualización de tecnologías del proceso en el mercado para la factibilidad técnica, elaboración del alcan-ce del proyecto, estimado de costo clase V, el plan de ejecución clase V y la evaluación económica para completar soporte decisión.ALEJANDRO MÉNDEZ [email protected]

ESPECIALISTA EN GERENCIABilingüe, negocios internacionales, experien-cia en el área financiera con énfasis en inver-sión, minería y fondos mutuos. Alta orienta-ción al resultado, gran habilidad para la toma de decisiones especialmente bajo situaciones de presión y facilidad para trabajar en equipo.RAFAEL REY GÓ[email protected]

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Índice de compañías y organizaciones

ÍNDICE

Agencia Nacional de Hidrocar-buros (ANH) 16, 17, 21, 23, 26, 27, 34, 35, 58, 59, 70, 71

Anadarko 20, 26

Asociación Colombiana de Pe-tróleo (ACP) 21, 35Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) 22, 35, 43, 53Bancolombia 56, 57Banco Mundial 83Barú Offshore 29BG Group 27Bicentenario 43, 44Bolsa Mercantil de Colombia 48Bolsa de Emprendimientos (TSXV) 54, 55Bolsa de Valores de Colombia (BVC) 55, 57Bolsa de Valores de Toronto (TSX) 54, 55, 56Campetrol 72, 73Canacol 14, 15, 51, 55Cenit 43, 46, 47Chevron 20, 52Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) 48Control Risks 34Coremar 28, 29Dirección de Asuntos Marinos y Costeros (Damcra) 22

Dirección General Marítima (Dimar) 22, 23

Ecopetrol 14, 15, 20, 24, 27, 46, 52, 53, 55

Enbridge 45

Empressa Púlicas de Medellín (EPM) 50, 60, 61, 62, 63, 64, 65, 66Equión Energia 20, 21, 23, 26, 28

Fuerzas Militares 47Geomembranas SAS 68GeoPark 14Instituto de Desarrollo Urbano (IDU) 79, 81, 82, 83

Ingrain 70Intertug 28, 29Merrick 69Ministerio de Ambiente y Desa-rrollo Sostenible 22Ministerio de Minas y Energía (Minminas) 21, 32, 33, 45, 52

Ocensa 47Oleoducto al Pacfico (OAP) 42, 43, 44, 45

ONGC 20Organización Mundial de la Sa-lud (OMS) 81

Pacific Infrastructure 42, 44

Pacific Rubiales 43, 55Parex 15

Petra Group 30, 31Petroamerica 49

Petrobras 20, 21, 24, 30PwC 55THX Energy 16, 17Repsol 20, 21, 24, 27

SENA 73Shell 20, 21, 22, 27

Sistemas Estratégicos de Trans-porte Público (SETP) 77, 79

Sistemas Integrados de Trans-porte Masivo (SITM) 77, 79 Suroco 49Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) 50

Universidad de Dundee 38, 39Universidad Nacional de Co-lombia 24, 58, 59Weatherford 71

COMPAÑÍAS Y ORGANIZACIONES MENCIONADAS LISTA DE ANUNCIANTES

Acipet 91Aveva 49Bancolombia 9Cirolago 83CMI Santos 100Energy Recovery 11Expo Oil & Gas 2014 89Freightliner 3Hoerbiger 17Ingrain 53Innovatech 69, 71Llanopetrol 25Motoplantas Bristol 55OCENSA 35Oleoducto de Colombia 35Panthers 13Positiva 5Ronda Colombia 2014 37Securitas 99Surpetroil 39SVF International 51Tenaris 7

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