la principal petrolera del paÍs va por mÁs · nacionales como un caso de éxito empresarial. ......

1. Los distribuidores de combustibles salen a capturar el mercado2. Generación térmica, soporte integral de la industria eléctrica 3. Los biocombustibles, una opción sostenible para construir un mejor país

Mayo 2013 | Edición N.° 4

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Con una activa exploración y una estrategia de expansión, Ecopetrol le apunta a convertirse en una de las treinta compañías más grandes de la industria petrolera en el mundo.

LA PRINCIPAL PETROLERA DEL PAÍS VA POR MÁS

3LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

El número de operaciones de exploración que se concentran en estos dos departamentos son una prueba de que las empresas operadoras aún ven opor-tunidades en esta región de la llanura colombiana. Arauca y Casanare han sido epicentro de importantes descubrimientos como Caño Limón, Cusiana y Cupiagua, y en la actualidad más del 24% del petróleo producido en Colombia proviene de esta zona.

ED. N.° 4Contenido

Pág. 44Fernando Gutiérrez, el colombiano que más conoce sobre oleoductos, al frente del BicentenarioLa experiencia adquirida por este ingeniero ci-vil durante 42 años lo convirtieron en el mejor candidato para gerenciar el proyecto de infraes-tructura para los hidrocarburos más ambicioso de los próximos años: el Oleoducto Bicentenario.

Pág. 50Los distribuidores salen a capturar el mercado y a conquistar los clientesAunque el número de estaciones de servicio en el país ha incrementado a una tasa impor-tante, las empresas mayoristas del mercado de comercialización de combustibles ven to-davía oportunidades para crecer.

Pág. 10Exploración y ProducciónConozca cuales fueron los hallazgos y avan-ces en materia de producción más importan-tes de los últimos dos meses en la industria de hidrocarburos colombiana. Ecopetrol, Parex y Petrominerales fueron algunas de las empresas que reportaron resultados exitosos durante este periodo.

Pág. 20Arauca y Casanare en cifras y sus retos para consolidar el crecimiento localAunque gran parte del desarrollo de la indus-tria del petróleo y gas ha sido jalonado por las operaciones que se concentran en Arauca y Ca-sanare, aun queda camino por delante para que los hidrocarburos sean aprovechados como el centro de un círculo virtuoso de emprendimiento.

Pág. 36 NegociosConozca cuáles fueron los principales movi-mientos de las empresas del sector energético local durante los dos últimos meses.

Pág. 42 ¿Y si el petróleo sigue cayendo, qué pasará con las acciones?Conozca más sobre la correlación entre la caída del precio del petróleo y la cotización de las acciones de las empresas petroleras en el mercado de valores.

Pág. 12Arauca y Casanare, apertura y porvenir de la industria petrolera

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4 colombiaenergia.com 5LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

ED. N.° 4Contenido

El crecimiento y desarrollo que la petrolera más grande de Colombia ha logrado en los últimos años es calificado por expertos locales e inter-nacionales como un caso de éxito empresarial.

La promoción de la salud en el trabajo influye de forma positiva en el bienestar de los colaboradores y en el funcionamiento adecuado de las empresas dedicadas a la exploración y explotación de hidrocarburos.

Pág. 22Ecopetrol, un gigante que no deja de crecer

Pág.48Un entorno y una fuerza laboral saludables para un mayor valor compartido

ED. N.° 4Contenido

Pág. 94ÍndicesConozca las compañías sobre las que escribi-mos en esta edición. Además encuentre el lis-tado completo de nuestros anunciantes.

Pág. 76 GobiernoEl anuncio de un programa integral para impulsar la economía y el crecimiento de las regalías provenientes de la industria minero energética durante 2012 fueron algunas de las buenas noticias emitidas por el Gobierno en los últimos dos meses.

Pág. 80Juan Gabriel Uribe, a la cabeza de un ministerio transversalEl ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Juan Gabriel Uribe Vegalara, asumió su mandato en el 2012. Siendo un conservador de avanzada, ha hecho del ministerio un espacio transversal, donde tanto el sector público como el privado pueden interactuar y llegar a acuerdos.

Pág. 82Vida EnergéticaEntérese de los eventos más destacados y los espectáculos que no se puede perder durante mayo y junio. Además, encuentre informa-ción sobre los lugares de moda, como La Galerie, un nuevo restaurante en Bogotá en el que se fusionan el arte, el diseño y la gastronomía.

Pág. 84AgendaEl punto de referencia para estar al tanto de las próximas conferencias, convencio-nes y talleres relacionados con la industria extractiva. En esta sección encuentra, entre otros, la información sobre los talleres de Cipe, así como sobre los cursos de Next, LIS Consultores, Acipet y Petroskills.

Pág. 56ServiciosCon la llegada de nuevos proveedores e im-portantes inversiones para competir en el mer-cado colombiano se incrementa la oferta para suplir la creciente demanda de los operarios y las empresas vinculadas al sector extractivo.

Pág. 62Ocho de cada diez búsquedas de ejec-utivos están relacionadas con el sec-tor minero energéticoLa dinámica y el desarrollo que sector de hidro-carburos ha venido registrando en los últimos años en Colombia están creando un boom in-esperado en materia de reclutamiento.

Pág. 88GenteLos congresos organizados por Naturgas y CWC, además de las presentaciones oficia-les de Cenit y de la sucursal suramericana de Geospace, fueron algunos de los eventos que congregaron a los principales líderes de la industria energética durante los dos últi-mos meses.

Pág. 92ClasificadosAnuncios de empleos y profesionales que bus-can trabajo en el sector minero energético.

Pág. 64Las termoeléctricas, de alternativa pa-sajera a solución integralLa generación termoeléctrica en Colombia es una industria en crecimiento. Su buen des-empeño garantiza el respaldo a la generación hidroeléctrica en tiempos de sequía. Las ter-moeléctricas se consolida como una infraes-tructura de profunda relevancia para el país.

Pág. 70Los biocombustibles, por un pro-yecto de paísEn respuesta a la necesidad mundial de encon-trar fuentes energéticas alternativas, Colombia le apuesta a los biocombustibles provenientes de la caña de azúcar y de la palma de aceite como opción sostenible.

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CréditosDIRECTOR

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EDITORJulio César Belalcázar

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EDITORA REPORTES ESPECIALESLiliana Ávila Sánchez

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EQUIPO EDITORIALÓscar Arango Liliana Gaona

Natalia GonzálezMarian Romero

RELACIONES PÚBLICASY COMUNICACIONES

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DISEÑO Y DIAGRAMACIÓNLissette Morelos

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No todo está sobre la mesaLos colombianos estamos obsesionados con la paz. Desde que conseguimos la independencia no hay otro sueño que nos haga volar más alto. Y hoy el tema que más ocupa a los medios, la clase política, la academia y los empresarios, entre otros, son las actuales negociaciones en La Habana. ¿En qué va a parar esa apuesta por nuestra reconciliación? Los resultados, por ahora, son inciertos, pero la ilusión es multitudinaria.

En esta edición contamos con un artículo especializado sobre las posibles implicaciones del actual proceso de paz para el sector minero energético, particularmente los alcances políticos y en materia de seguridad. Por otra parte, analizamos los resultados y la estructura de Ecopetrol, la principal empresa del país. Tras la democratización de la propiedad accionaria de Ecopetrol, la compañía adquirió una nueva dinámica, hoy día es una de las 40 petroleras más importantes del mundo y es la sociedad con el mayor número de propietarios en Colombia.

Este ejemplo reciente denota un hecho: el emprendimiento responsable de todos los colombianos le está cambiando la cara a este país y nos está catapultando en el mundo. Por eso no debe haber marcha atrás. Si bien los resultados de los loables diálogos de paz son inciertos, la libertad de empresa y nuestra tradición democrática no están y no deben estar en la mesa de La Habana. Si alcanzamos la reconciliación, en un marco de libertad que esté legitimado por la participación directa e indirecta de todos los colombianos, ya no especularemos sobre nuestros sueños, sino que los haremos realidad.

Julio César Belalcázar Santodomingo

CARTA EDITORIAL COLABORADORES

Colaboradores

Carlos Buitrago, socio de Securitas OHS S.A.S.El doctor Carlos H. Buitrago es médico de la Universidad del Bosque con especialidad en salud ocupacional y socio de Securitas OHS S.A.S. Asimismo, el doctor Buitrago cuenta con una amplia experiencia en el desarrollo e implementación de programas preventivos y de control de ausentismo. En Securitas OHS S.A.S., empresa dedicada a la prestación de ser-vicios y gestión integral en materia de salud ocupacional y riesgos laborales, el doctor Buitrago dirige los aspectos técnicos que se implementan en los diferentes programas conforme a los últimos avances científicos en la materia.

David Francisco Barreto Arenas, gerente seccional Llanos Orientales y Orinoquía de la ANDIEs administrador de empresas del CESA y cuenta con una maestría en administración de negocios, con énfasis en gerencia y finanzas de la Universidad de Loyola en Chicago. Barreto Arenas asumió la gerencia en junio de 2011, después de haber trabajado como vicepresidente de operaciones de la Bolsa Mercantil de Colombia, entre otros cargos que ha desempeñado. Desde la ANDI Barreto Arenas trabaja en la consolidación de los Llanos Orientales y la Orinoquía como eje de desarrollo, procurando promocionar un sistema de libre empresa que permita incrementar la competitividad regional a través de la creación de un tejido empresarial local.

Alejandro Pieschacón, Senior Equity Strategist, Casa de Bolsa Director de estrategia de renta variable para clientes institucionales en Casa de Bolsa, la firma de bolsa del grupo finan-ciero más grande en Colombia, el Grupo Aval. Pieschacón es MBA y administrador de empresas con especialización en finanzas. Se ha desempeñado como analista fundamental de acciones y gerente de portafolio durante los últimos seis años.

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

Ramiro Bado, gerente del sector de hidrocarburos, minería e ingenería de Michael Page ColombiaLicenciado en Administración de Empresas de la Universidad de Buenos Aires. Desde 2012, Bado fue designado como gerente del sector de hidrocarburos, minería e ingeniería de Michael Page Colombia. Esta es una de las empresas de PageGroup, especializada en el reclutamiento de ejecutivos de gestión de altos y medianos cargos. Actualmente se en-cuentra entre las marcas más destacadas dentro de la industria mundial del reclutamiento de profesionales.


2, que pertenece al campo petrolero Max del bloque Llanos 34, y el pozo La Cuerva CH NE 1, en el campo y el bloque La Cuerva.

GeoPark perforó el pozo Max 2 a una profundidad total de 3.312 metros. Mediante la utilización de una bomba sumergible pudo constatarse una producción de aproximadamente 1.532 barriles de petróleo por día (BPD) de 13,7° API (crudo pesado) y un corte de agua inferior al 1%. A su vez, la empresa perforó el pozo La Cuerva CH NE 1 a una profundidad de 1.279 metros. Un ensayo en el que se utilizó una bomba sumergible dio como resultado una tasa de producción de aproximadamente 440 barriles de petróleo por día (BPD) de 20,8° API, con un corte de agua del 14%.

James F. Park, CEO de GeoPark, dijo: “Desde la adquisición de nuestros proyectos en Colombia, apenas hace un año, hemos alcanzado el fondo rápidamente y hemos sido capaces de registrar un crecimiento continuo en la producción de petróleo crudo[…]”.

Exploración de Parex arroja nuevos resultados positivos

La canadiense Parex Resources Inc., con sede en Calgary (Canadá), encontró petróleo en el sector norte del campo Las Maracas, que pertenece al bloque

Los Ocarros, y probó nuevos hallazgos en el pozo La Casona-1, que corresponde al bloque El Edén. Ambos bloques están ubicados en los Llanos. Actualmente, el campo Las Maracas está produciendo entre 8.000 y 9.000 barriles de petróleo por día (BPD). Para continuar con su exitosa labor extractiva, la empresa tiene previsto que las instalaciones para la producción petrolífera estén terminadas para finales de mayo. Parex Resources desarrolla en la actualidad unas instalaciones de producción que incluyen equipos de compresión de gas natural. La empresa va a utilizar el gas producido como fuente de energía en Las Maracas, así como en las instalaciones de producción de Kona. Según informó la compañía, prevé que la producción en La Casona comience a marchar en el tercer trimestre de 2013, y ahora está a la espera de los resultados de la perforación y las pruebas del Loto-1X”.

Resultados

dan luz verde a proyecto

Petrominera-les reanudó

las pruebas de producción en su pozo horizontal

Tatama, ubicado en la cuenca de los Llanos, donde la compañía opera

los bloques Río Ariari, Chiguiro Oeste y Chiguiro Este. Desde entonces, el pozo ha

producido más de 25.000 barriles de pe-tróleo de 9° API en la formación Mirador,

demostrando una metodología de produc-ción que apoya el plan de producción de la

empresa.

Una vez la tasa de la bomba alcanzó su máxi-mo disponible, el pozo produjo a una tasa

PERÚ

Ecopetrol descubre su primer pozo del año

Ecopetrol S.A., la compañía más grande de Colombia, dio a conocer que en la perforación del pozo Pastinaca 1, ubicado en el bloque CPO-10, propiedad 100% de la empresa colombiana, comprobó la presencia de petróleo crudo. Este pozo se encuentra en el municipio de Puerto López, departamento del Meta, y forma parte del Contrato de Exploración y Producción CPO-10, suscrito entre Ecopetrol y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) el 18 de diciembre de 2008.

Mediante la utilización de levantamiento artificial de tipo electrosumergible, se constató un potencial de producción promedio de 202 barriles de petróleo por día (BPD) de 11,7° API (crudo pesado) y un corte de agua del 80%. A su vez, la compañía dio a conocer que la producción acumulada supera los 1.448 barriles de petróleo.

Nuevo hallazgo de petróleo en el Meta

Después de dar a conocer los resultados positivos en el bloque CPO-10, Ecopetrol informó sobre la presencia de hidrocarburos en el pozo exploratorio Venus-2, que se encuentra en el municipio de San Martín, también en el departamento del Meta. El pozo Venus-2 forma parte del Contrato de Exploración y Producción CPO-11, suscrito a finales del 2008 entre Ecopetrol y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). La principal empresa petrolera del país es dueña del 100% de los intereses del bloque CPO-11, razón por la cual este descubrimiento significa el segundo éxito en línea, en lo que va corrido del año, en una propiedad enteramente de Ecopetrol.

Conforme a la oficina de prensa de la petrolera, los resultados de las pruebas iniciales, realizadas con un sistema de levantamiento artificial, arrojaron una producción de petróleo crudo de 17° API, con un caudal promedio de 630 barriles por día y un corte de agua del 39%.

Dos pozos con proyección para GeoPark

Los activos en Colombia de GeoPark Holdings, compañía enfocada en la producción de hidrocarburos en Chile, Colombia y Argentina, se destacan en el portafolio de esta petrolera.

La empresa informó sobre la perforación exitosa, las pruebas satisfactorias y, en consecuencia, la puesta en marcha del pozo Max

promedio de producción estabilizada de 556 barriles de petróleo por día (BPD) durante un periodo de 28 días, con un corte de agua promedio de 86% y 30% de declinación. Tras la prueba la compañía reportó una mejora en el índice de producción y un incremento en la eficiencia del flujo. Como resultado, Petrominerales está re-equi-pando el pozo con una bomba más grande para probar el pozo du-rante 48 días adicionales. Posteriormente, la empresa tiene previsto perforar un segundo pozo horizontal en el área de Mochelo con el fin de confirmar la extensión al sur de la acumulación de petróleo y probar la productividad de un pozo horizontal, que le daría la base para una primera fase de desarrollo comercial

Las pruebas de 556 barriles de petróleo por día (BPD) en el pozo horizontal Tatama superan el estimado económico interno de la tasa mínima de retorno presupuestado por la empresa para avanzar hacia un proyecto comercial en las 500.000 acres de Petrominerales en el bloque Río Ariari.

PetroNova descubre petróleo en Pandare-2

PetroNova Inc., empresa dedicada a la exploración y producción de gas natural y petróleo en Colombia, recientemente actualizó la infor-mación correspondiente al pozo Pendare-2, que se encuentra en el bloque CPO-13 (en el cual PetroNova tiene un 20% de participación) en la cuenca de los Llanos.

El pozo exploratorio Pendare-2 fue perforado a más de 1.600 met-ros del pozo Pendare-1, donde hubo un hallazgo de hidrocarburos a mediados de 2012. El Pendare-2 se perforó el 24 de marzo de 2013, y alcanzó una profundidad de 1.036 metros el 3 abril de 2013. Por ahora, el estudio que se desarrolló con la utilización de una bomba hi-dráulica arrojó como resultado 526 barriles de petróleo por día (BPD) de 13,2° API (crudo pesado) con un corte de agua de 3,6%.

Al respecto, Antonio Vincentelli, presidente y CEO de PetroNova, ase-guró: “estamos muy animados por los resultados del pozo Pendare-2”.

Resultados operacionales en Las Maracas-8 y La-Casona-1

La empresa Petroamerica Oil Corp., compañía junior que opera en Colombia, dio a conocer los resultados preliminares de perforación para su pozo Las Maracas-8, ubicado en el bloque Los Ocarros, y entregó los resultados de las pruebas selectivas para el pozo La Ca-sona-1, en el bloque El Edén.

El pozo Las Maracas-8 tiene como objetivo la extensión norte del campo Las Maracas; este pozo ya alcanzó su profundidad final, en un tiempo récord de diez días.

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Exploración & Producción

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E&P E&P


Además de ser responsables del 24,5% de la producción nacional de petróleo, Casanare y Arauca concentran un gran porcentaje del total de bloques exploratorios del país. Actualmente, empresas locales e internacionales se encuentran en búsqueda de nuevos hallazgos tan exitosos como Caño Limón, Cusiana o Cupiagua, los campos que le abrieron las puertas al desarrollo petrolero en el área.

Arauca y Casanare, apertura y porvenir de la industria petrolera

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LLANOS: ARAUCA Y CASANARE


La llanura colombiana figura como una de las regiones con mayor pros-pectiva para el desarrollo económi-

co del país, gracias a las oportunidades que existen en este vasto territorio de más de 285.000 km2 entre Meta, Arauca, Casana-re y Vichada. Particularmente en Arauca y Casanare, más allá del crecimiento del sector de hidrocarburos y de actividades económicas propias de la zona, como la ganadería, recientemente se denota un es-fuerzo por una mayor diversificación, por ejemplo mediante la adopción de la pal-ma de cera como un producto de siembra extensiva.

En la actualidad, de los 694.099 barriles de crudo diarios que se extraen en pro-medio de la cuenca de los Llanos (73% del total nacional), casi 232.000 provienen de los campos en producción de Casanare y Arauca. Durante décadas, la actividad pe-trolera ha representado los mayores ingre-sos de esta región y hoy convierte a estos departamentos en unos de los más ricos del país. De acuerdo con el DANE, en 2012 Casanare tuvo el PIB per cápita más alto del país, con $41 millones y Arauca ocupó el tercer lugar con $23,8 millones, lo que los ubica por encima de capitales indus-triales como Bogotá. Hoy son más de 15 las empresas que ex-traen petróleo y gas en la zona. Adicio-nalmente, otras 30 compañías están ade-lantando actividades exploratorias en 88 bloques. Estos jugadores esperan repetir la buena racha de los años ochenta y noventa, en los que se descubrieron Caño Limón en Arauca, además de Cusiana y Cupiagua en Casanare.

La infraestructura de oleoductos dispo-nibles en la zona a través de Ocensa y la futura capacidad que llegará con la entrada en operación del Bicentenario, además de los servicios y la mano de obra presentes en esta región de tradición petrolera, ofre-cen una ventaja para quienes trabajan en el área. Pero a su vez, los problemas de orden público, la ausencia de redes viales de interconexión entre las poblaciones y los crecientes inconvenientes con algunas comunidades, empañan el panorama de desarrollo de las actividades extractivas en Casanare y Arauca.

Estos dos departamentos, en los últimos meses, han sido escenario de protestas que han retrasado e, incluso, interrumpido las operaciones de varias compañías. Las ma-nifestaciones en contra del mercado pe-trolero y del gas representan, para varios analistas, el reto más relevante del sector. Teniendo en cuenta las modificaciones al sistema de regalías, tender puentes con las poblaciones de las zonas donde se lleva acabo la labor extractiva será un impor-tante desafío para las petroleras.

La cuna del mejor petróleo y gas de Colombia

De los campos productores localizados en Arauca y Casanare se extrae la variedad de crudos más livianos y de mejor calidad del país, cuyo valor en el mercado sigue ascen-diendo gracias a la poca participación que estos tienen en la canasta de producción nacional, que ahora es dominada por los pesados.

Este petróleo se extrae principalmente de las áreas en el occidente de esta zona, en donde se concentran pequeños y vastos campos como Caño Limón (Arauca), que

Después de casi 20 años de operaciones, la pérdida de presión en los yacimientos hizo que la producción de crudo diaria de am-bas áreas cayera progresivamente. A pesar de este declive, tanto Cusiana como Cupia-gua siguen siendo unos de los principales campos productores de petróleo de Arauca y Casanare.

De acuerdo con Ricardo Coral, gerente de la regional Nororiente de Ecopetrol, las operadoras están destinando todos sus esfuerzos para mantener la explotación de petróleo de estos campos, aunque desde hace algunos años han venido cambiando su vocación hacia el gas y el gas licuado de petróleo (GLP). Estos productos, son, según Coral, el presente y el futuro de esta zona.

“Gran parte del gas que por años hemos reinyectado en los pozos petroleros en am-bos campos para aumentar el recobro, aho-ra está siendo procesado para que pueda ser entregado a los hogares colombianos. Un importante porcentaje de los 111.000 barriles equivalentes que Ecopetrol produ-ce al día provienen del piedemonte llanero. En cuanto a crudo, esta gerencia, con la par-ticipación de sus asociados, produce 47.367 barriles diarios”, dijo el gerente de Nororiente.

De acuerdo con Coral, el gas producido en el piedemonte, a diferencia del de La

Guajira, es un combustible rico, que debe ser procesado para extraer los líquidos que contiene y así disponerlo para el consumo. En esta zona, Ecopetrol junto con Equión, cuentan con tres plantas de gas que suman una capacidad de 300 millones de pies3/día y una unidad en ampliación que para 2015 podrá procesar hasta 500.000 pies3/día. Adicionalmente, la empresa tiene una planta de GLP con una capacidad de 7.500 barriles diarios, un negocio en el que Eco-petrol ve grandes oportunidades a futuro.

Aunque las operaciones de Ecopetrol y sus socios, OXY y Equión, se llevan gran parte de la producción de Casanare y Arauca, en ambos departamentos se localizan activos importantes para compañías con una am-plia experiencia en esta región, como Pe-trobras y Perenco. Las oportunidades que se encuentran en el subsuelo de la zona también han motivado a medianos y pe-queños jugadores a invertir.

Ese es el caso de Lewis Energy, la empre-sa de exploración y producción america-na con presencia en el país desde 2003, que cuenta con contratos en el Magdalena Medio, Sinú-San Jacinto y los Llanos. Las operaciones de la compañía en el departa-mento del Casanare están compuestas por los bloques productivos Guachiría, Gua-chiría Sur y Surimena, que son operados directamente por Lewis Energy, además de Clarinero, activo en etapa de exploración a cargo de su socio Hocol.

“En el área extraemos aproximadamente 1.500 barriles diarios de petróleo de alta calidad, el cual es tratado en tres facilida-des cercanas a los campos. De Guachiría proviene la mayor parte de nuestra pro-ducción, con 600 barriles diarios. En este bloque tenemos un reto importante por-que este crudo viene acompañado de una producción elevada de agua, de cerca de 15.000 barriles por día. En el momento estamos evaluando cuál es la mejor alter-nativa para reducir los niveles de agua de nuestra operación y esperamos implemen-tar esta estrategia durante 2013. De igual manera, le estamos apuntando a encontrar nuevos yacimientos. Por eso continuare-mos con la exploración de estas tres áreas. Planeamos hacer por lo menos dos nuevas

LLANOS: ARAUCA Y CASANARE LLANOS: ARAUCA Y CASANARE

En esta zona, Ecope-trol, junto con Equión,

cuentan con tres plantas de gas que suman una

capacidad de 300 millo-nes de pies 3/día.

6,9%

5,7%

4,5%

13,7%

Aporte de los departamentos

en la producción nacional de petróleo 2012

48,9%Meta

17,7%Casanare

Arauca

Santander

Boyacá

Otros

461.816 BPDCMetaCasanareAraucaSantanderBoyacáOtros

166.847 BPDC65.002 BPDC53.437 BPDC42.462 BPDC

129.344 BPDC

Ricardo Coral, gerente de la regional Nororiente de Ecopetrol

es operado por Occidental de Colombia (OXY). Este campo se mantiene como el de mayor producción en la región, con un promedio diario de 36.321 barriles. El hallazgo, que este año cumple su décimo tercer aniversario, le permitió a Colombia volver a ser un país exportador de petró-leo, gracias a los 1,4 billones de barriles de petróleo que yacían bajo el subsuelo del caño de Agua de Limón, en cercanías a la frontera con Venezuela. Caño Limón no solo fue un hito para industria petro-lera colombiana, sino que fue reconocido mundialmente, gracias a la calidad del cru-do que de allí se extraía, de 29,6o API, uno de los más livianos en el mercado y por contar con uno de los factores de recobro más altos en la historia.

Más al sur, en pleno piedemonte llanero, están localizados Cusiana y Cupiagua, otros campos emblemáticos de la región y de los que se han extraído más de 1.100 millones de barriles de petróleo de entre 40o y 65o API. En la actualidad, Ecopetrol, por medio de su regional Nororiente, ope-ra de forma directa el campo Cupiagua y otros bloques pequeños en la zona. La principal empresa del país también es so-cio en Cusiana, a través de su filial Equión Energía, firma que también opera los cam-pos en explotación Recetor y Piedemonte.

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Fuente: Minminas

Campo Cupiagua, Casanare


Área en ExploraciónÁrea en ProducciónÁrea DisponibleEvaluación técnica ANH

Actividades de producción y exploración en Arauca - Casanare

ARAUCA

VICHADA

META

BOYACÁ CASANARE

Principales Áreas En Exploración Principales Áreas En Producción

Cravo Norte - Occidental

Ranchohermoso - Canacol

Río Meta - Ecopetrol

Piedemonte - Equión Energía

Río Chitamena - Equión Energía

Garcero - Perenco

Upia - Petrobras

Arauca - Pacific Stratus

Clarinero - Hocol

Merecure - Cepcolsa

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Venezuela

Ecuador

Océano Pacífico

Mar Caribe

Perú

Brasil

Llanos Orientales

ARAUCA - CASANARE

Mapa de cuencas

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2cio del año, la firma producía cerca a los 200 barriles diarios. “A diciembre de 2012 contábamos con cinco millones de barriles de reservas 2P, en las que se incluyen los volúmenes correspondientes a los campos Balay, Las Maracas y La Casona, este últi-mo un reciente descubrimiento en asocia-ción con Parex, en el contrato El Edén, que entrará en una etapa de pruebas extensas de producción en el segundo semestre de este año”, afirmó Navarrete. Gracias al potencial que aún está por descubrir en ambos departamentos, en donde hay altas probabilidades de descubrimientos asocia-

dos a crudos livianos, otras junior y gran-des corporaciones vienen desarrollando planes de exploración que les permita lle-gar a las riquezas que yacen en el subsuelo de la llanura colombiana.

Un prospecto para viejos conocidos y nuevos jugadores

Las autoridades y la industria tienen altas expectativas en las compañías que están a cargo de los más de 85 bloques explorato-rios adjudicados hasta la fecha en ambos departamentos. Las perspectivas son espe-ranzadoras, pues la calidad y cantidad de descubrimientos registrados allí, en espe-cial en Casanare, son altas.

De acuerdo con información de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Eco-petrol y Petrominerales son los mayores tenedores de tierras para la exploración en la zona, con nueve y ocho bloques, res-pectivamente. A estas empresas, les siguen Cepcolsa con siete y el consorcio de An-des Energía e Integra Oil & Gas con cin-co áreas. Tras el objetivo de sumar nuevos recursos a las reservas de petróleo y gas de Colombia también están Pacific Rubiales, Winchester, New Granada, Geopark y Vetra.

Ecopetrol tiene a su cargo las actividades en los bloques Llanos 9 y 14, Odisea en Ca-sanare, y Llanos 4, 6, 8, 39, 38 y 52 en Arauca.

Juan Gonzalo Naranjo, gerente de explora-ción de la regional de Llanos de Ecopetrol, explica que se está preparando un activo programa exploratorio en varios campos de esta zona. “La cuenca de los Llanos es, sin duda, la más madura y de mayor pros-pectiva, es por esto que en esta región, ade-más del Magdalena Medio, se concentran las mayores expectativas de la empresa, a pesar de los inconvenientes de orden pú-blico que se vienen intensificando en estas poblaciones, principalmente en Arauca. Estamos seguros de que nuestros campos de Arauca y Casanare tienen un gran po-tencial, pues además de estar en un área en la que la tasa de éxito es relativamente alta, están cerca a campos que han tenido una larga vida productiva”, afirmó Naranjo.

Equión, por su parte, ratifica que el futuro de sus actividades seguirá estando concen-trado en Casanare, departamento en el que explota petróleo y gas desde hace más de

Campo

Campos con mayor producción Arauca y CasanareEmpresa Contrato Depto. Producción

*(Barriles)

1 Caño Limón Occidental de Colombia Cravo Norte 36.321

2 Rancho Hermoso Canacol Energy Colombia Rancho Hermoso CDN/DCI Casanare 18.024

Piedemonte3 Pauto Sur Equión Energía Piedemonte Casanare 14.671

4 Cupiagua Ecopetrol Operación Directa Cupiagua Casanare 12.760

5 Floreña Equión Energía Piedemonte 12.610

6 Caricare Occidental de Colombia Rondón

Arauca

Casanare

Arauca 8.585

7 Cusiana Equión Energía Río Chitamena/Tauramena Casanare 7.880

8 Cupiagua Sur Ecopetrol Operación Directa Cupiagua Casanare 7.649

9 Kona Parex Resources Colombia Llanos 16 Casanare 7.583

10 Cusiana Ecopetrol Cusiana Norte Casanare 6.593

* Producción promedio anual 2012

perforaciones, mientras continuamos con el workover de nuestros pozos existentes”, aseguró Jeff Fitzpatrick, COO de Lewis Energy.

En la región también está Petroamerica, la firma creada en 2009 y que desde 2011 ha venido optimizando su portafolio explora-torio para concentrarse en los Llanos, en-focándose en crudos livianos en el foreland profundo de la cuenca. Según su presiden-te, Nelson Navarrete, se tomó esta decisión porque es una zona con riesgo moderado, la cual se ajusta al tamaño de la empresa y al tipo de riesgo que estaba dispuesta a asumir la compañía, en la que los activos pueden generar un flujo de caja importan-te para una organización en proceso de crecimiento.

La empresa es socia no operadora de seis bloques en la cuenca de los Llanos con participaciones entre el 15% y el 50% con compañías como Parex, Pacific Ru-biales, Cepsa y Petromont, entre otras. La producción proviene principalmente del campo Las Maracas ubicado en el contrato Los Ocarros, con una producción de entre 8.000 y 9.000 barriles de petróleo por día y en el que Petroamerica posee el 50% de participación, que representa una produc-ción neta para la compañía de entre 4.000 y 4.500 barriles diarios.

Estos niveles significaron un importante crecimiento durante 2012, ya que, al in-

25 años. El vicepresidente de operacio-nes de la compañía, Alberto Consuegra, asegura que la directriz para este año es obtener más información sobre el bloque Niscota con miras a diseñar un plan de de-sarrollo. Ubicado al norte de la licencia Piedemonte, Niscota es un activo en el que ya se hallaron hidrocarburos livianos y que, en uno de los escenarios, podría tener alguna relación de conectividad con los yacimientos de Pauto y Floreña, los campos productores más importantes de la firma en la actualidad.

“Esperamos que las formaciones que han dado origen a unos de los descubrimien-tos más importantes de Colombia pue-dan tener alguna continuidad. Hasta la fecha existen dos pozos al sur del bloque, conocidos como Hurón 1 y 2, y en lo que queda de 2013 culminaremos el tercero, trabajos en los que se invertirán cerca de US$100 millones”, dijo Consuegra.


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Nelson Navarrete, presidente de Petroamerica

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Adicional a esto, Equión planea iniciar este año la exploración de la zona central de este activo con una sísmica de 200 km2, y si las condiciones están dadas, este esfuerzo podría extenderse hasta 600 km2, al incluir la zona norte de Niscota.

Perenco, otra de las operadoras con una amplia trayectoria en la región, busca au-mentar su producción actual en el depar-tamento de Casanare a través del apro-vechamiento de tres contratos. Geoffroy Martin-Denavit, gerente de la empresa en Colombia, explica cómo están avanzando sus operaciones exploratorias: “En Llanos 45 y Corocora acabamos de adquirir dos sísmicas 3D. De otro lado, en el contrato Oropéndola realizaremos la perforación de un pozo exploratorio y en el contrato SIN-3 daremos inicio a trabajos de geolo-gía de superficie y adquisición de sísmica”.

Pero tras el potencial por descubrir en Arauca y Casanare no solo están compa-ñías con años en la región, sino que tam-bién hay nuevos jugadores que vienen pisando fuerte. Este es el caso de Andes Energía e Integra Oil & Gas, consorcio que escogió a Arauca y Casanare como una de sus puertas de entrada al mercado local y que presentó las ofertas más competiti-vas por cinco bloques de la zona durante la Ronda 2012. A esta asociación también se le

Los desafíos sociales en medio de una seguridad incipiente

Las firmas que decidieron apostarle a Arau-ca y Casanare son conscientes de que a los retos técnicos a los que se enfrentan se su-man los desafíos de orden público y sociales propios de esta zona. Los problemas de se-guridad, por ejemplo, han puesto en jaque las actividades de varias compañías presen-tes en la región, principalmente en Arauca, que, a pesar de tener una historia petrolera de más de dos décadas, sigue siendo uno de los departamentos en los que las activi-dades del sector de hidrocarburos registran mayores afectaciones. A esto se le suma la preocupación que tanto las empresas como el Gobierno tienen sobre la posible influen-cia de organizaciones al margen de la ley en las numerosas manifestaciones que se han venido registrando en contra de la industria petrolera, y que a inicios de 2013, interrum-pieron las operaciones de empresas como Occidental, Ecopetrol y Bicentenario.

El relacionamiento con las comunidades es, para muchos analistas, uno de los principa-les desafíos en el futuro próximo. Para ten-der puentes con la gente de las regiones, las empresas, a través de sus programas respon-sabilidad social, deben superar prejuicios y construir valor compartido con los empren-dedores locales. Para Alberto Consuegra, vicepresidente de operaciones de Equión Energía, firma que opera en el piedemonte de Casanare, el hecho de que las instituciones que representan al Estado no hayan podido estructurar soluciones a problemas básicos, como la necesidad de un nuevo acueducto en Yopal, conlleva a que algunas comunidades consideren que los privados tienen la respon-sabilidad directa de resolver inconvenientes como este. “Con el cambio en el sistema de regalías, las exigencias hacia los operadores de hecho han crecido, pues las poblaciones productoras ya no tienen acceso directo a los montos que antes recibían por ese concepto. A pesar de este contexto, a través de los años hemos demostrado nuestro compromiso con estas comunidades y seguiremos trabajando como aliado estratégico con el estado local, para que ellas puedan lograr una sostenibili-dad a largo plazo”, afirmó Consuegra.

Geoffroy Martin-Denavit, gerente de Perenco

Juan Fernando Martínez, vicepresidente técni-co de la ANH

adjudicaron dos áreas en el Meta y una en el Valle Medio del Magdalena. “Decidimos concentrarnos en la zona de los Llanos porque esta, además de ser la cuenca más prolífica, es la que tiene mayor potencial para la explotación de crudo liviano en Arauca y Casanare, y para crudo pesado en el Meta”, señaló Alejandro Jotayan, CEO de Andes Energía y representante del consorcio.

Para Juan Fernando Martínez, vicepresidente técnico de la ANH, el principal desafío para los próximos años es impulsar nuevas ideas exploratorias y darle cabida a nuevos concep-tos. “La posibilidad de éxito en esta región es importante, y los geólogos siempre mantie-nen la esperanza de encontrar un nuevo cam-po de grandes dimensiones. Pero para que eso ocurra, es necesario innovar y dejar de lado algunos paradigmas, concebir algunos con-ceptos geológicos, ir a nuevos plays en áreas viejas y generar nuevas ideas exploratorias en diferentes horizontes”, afirmó Martínez.

El esfuerzo mancomunado de las opera-doras por aumentar su producción y por continuar su campaña exploratoria en bús-queda de nuevos yacimientos, servirá para cumplir con el objetivo de aumentar los ni-veles de reservas del país que, de acuerdo a las estimaciones actuales, alcanzan solo para siete años.


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Arauca es un departamento que cuenta con una extensión de 23.818 kms2, una población de 260.569

personas, un producto interno bruto de $5.987 miles de millones y un ingreso per cápita cercano a los $24 millones, lo que lo ubica como el tercero más alto de Colombia. Su economía está altamente concentrada en el mercado de hidrocarburos, siendo el ter-cer mayor productor de petróleo, aportando 63.434 barriles a la producción diaria del país, que representa el 6,8% de la producción total. Dentro de su economía tradicional se encuentra la ganadería y la agricultura.

Por su parte, Casanare es un departamento que cuenta con una extensión de 44.640 km2, una población de 331.734 personas, un pro-ducto interno bruto de $13.607 miles de mi-llones y tiene el ingreso per cápita más alto de Colombia (cercano a los $41 millones). Así como el departamento de Arauca, Ca-sanare concentra su economía alrededor de los hidrocarburos, siendo el segundo mayor productor de petróleo a nivel nacional con 167.128 barriles al día, lo que representa un 17,9% de la producción del país. La econo-mía tradicional se encuentra compuesta por la ganadería, la agroindustria, el comercio y la construcción, con una estructura similar a la de su departamento vecino. En esencia, los subsectores económicos de las dos regiones son muy similares.

El camino del emprendimiento

Los dos departamentos mencionados care-cen de un tejido empresarial con la capa-

cidad de generar valor agregado sobre los productos de la región. Para lograr quebrar esa tendencia se hace necesario emprender

programas de encadenamientos producti-vos, a partir del sector de hidrocarburos, en aquellas líneas de contratación defini-

das por las empresas productoras, que in-cluyen obras civiles, servicios de sísmica, electricidad, metalmecánica, transporte, dotación, alimentación y capacitación de personal, entre otras.

Distribución porcentual de la demanda de bienes y servicios más representativos del sector

En todo caso, no hay que desconocer que existen algunas pocas empresas, en los subsectores mencionados, con capacidad para enfrentar esta oportunidad de cre-cimiento. Con una inversión apropiada y el acompañamiento mediante procesos de capacitación y certificación, estas empre-sas rápidamente podrían alcanzar los es-tándares de competitividad requeridos por la industria.

Sin embargo, es tan grande el sector mi-nero energético y su demanda, que las ac-tuales compañías no alcanzan a suplir las necesidades. Por lo tanto, se requiere que los potenciales empresarios despierten el interés por incursionar en este reglón de la economía y estén atentos a las oportuni-dades.

El aprovechamiento de la descentralización en contratación Las compañías del sector de hidrocarburos están trabajando por la regionalización de la contratación y esta oportunidad histó-rica requiere de la preparación del sector empresarial para atender la demanda con una oferta de valor, cargada de innovación y competitividad. Esto significa que los lo-cales tendrán una ventaja debido al cono-cimiento de la zona, su cultura y prácticas comerciales, pero esta iniciativa no será necesariamente discriminatoria. Por lo tan-to, para afrontar este reto se requiere de mayor compromiso, dinamismo y agilidad por parte de los empresarios regionales, quienes deben definir los renglones en los que están interesados.

Por último, se requiere un importante es-fuerzo de la región por fortalecer su insti-

tucionalidad, su representatividad en ins-tancias nacionales y enfocarse en tres retos actuales y propios de la Orinoquía:

• El desarrollo de una infraestructura mul-timodal, que abarca vías primarias y secun-darias, navegabilidad fluvial y el ferrocarril intrarregional para poder salir al Atlántico o el Pacífico a precios competitivos.

• La formación de personal con base en las necesidades de las industrias que se esta-blezcan en la región. Esto conlleva, a su vez, el desarrollo de nuevos centros poblados rurales en zonas aptas para la producción agroindustrial, con lo cual se logran dos co-sas: garantizar la mano de obra y recuperar el arraigo hacia el campo con un mayor sen-tido de pertenencia hacia la región.

• El aprovechamiento adecuado de las rega-lías, para lo cual es muy importante contar con estructuradores de proyectos confor-me a las metodologías del Departamento Nacional de Planeación (DNP). Una vez se definen los proyectos de mayor impacto, resumidos básicamente en infraestruc-tura vial, salud y necesidades básicas, se debe orientar a los mandatarios locales en la presentación de los mismos ante los Órganos Colegiados de Administración y Decisión (OCAD) y la reinversión de los recursos en la región.

Desde la Asociación Nacional de Empresa-rios (Andi) continuaremos apoyando estas importantes regiones en las temáticas inme-diatas y de largo plazo para servir de facilita-dores en la consolidación de su desarrollo.

Arauca y Casanare en cifras y sus retos para consolidar el desarrollo local La Orinoquía debe desa-

rrollar una infraestruc-tura multimodal, que

incluya vías primarias y secundarias, navegabili-dad fluvial y un ferroca-

rril intrarregional.

La extracción petrolera del país ha sido jalonada por la explotación en los Llanos Orientales, en departamentos como Arauca y Casanare, que en conjunto producen casi una cuarta parte del crudo nacional. Sin embargo, todavía falta mucho para que los hidrocarburos sean aprovechados como el centro de un circulo virtuoso de emprendimiento.

Principales proveedores de las empresas contratadas en el sector de hidrocarburos

Fabricación de productos metálicos para uso estructural 21,6%

Tratamiento y revestimiento de metales, trabajos de ingeniería mecánica en general realizados a cambio de una retribución

8,2%

Fabricación de otros tipos de maquinaria de uso especial NCP 7,2%

Fabricación de tanques, depósitos y recipientes de metal 7,2%

Fabricación de otros productos químicos NCP

Fabricación de otros tipos de maquinaria de uso general NCP

6,2%

Industrias básicas de hierro y de acero

6,2%

Fabricación de maquinaria para la explotación de minas y canteras y para la construcción

5,2%

Fabricación de otros productos elaborados de metal NCP

4,1%

4,1%Fabricación de bombas, compresores, grifos y válvulas 3,1%Otros sectores 26,8%

Proveedores de bienes

Fuente: Consejo Colombiano de Seguridad-RUC, Supersocie-dades. Cálculos ANDI/Muestra de 707 empresas

Principales proveedores de las empresascontratadas del sector de hidrocarburos

Construcción de obras de ingeniería civil

Actividades de servicio relacionadas con la extracción de petróleo y gas, excepto las de prospección

Otros trabajos de acondicionamiento

Trabajos de electricidad

Trabajos de preparación de terrenos para obras civiles

Construcción de edificaciones para uso residencial

Transporte intermunicipal de carga por carretera

Otros trabajos de terminación y acabado

Obtención y suministro de personal

Resto de sectores

Actividades de arquitectura e ingeniería y conexas de asesoramiento técnico

Proveedores de servicios

32,0%

29,0%

14,1%

3,80%

3,3%

2.8%

1,8%

1,6%

1,1%

0,7%

25,9%

Fuente: Consejo Colombiano de Seguridad-RUC, Supersocie-dades. Cálculos ANDI/Muestra de 707 empresas


David Francisco Barreto ArenasGerente Seccional Llanos Orientales y Orinoquía de la Andi


PORTADA

Ecopetrol

un gigante que no deja de crecer


PORTADAPORTADA

15BILLONES BILLONES BILLONES BILLONES

$UTILIDADES

NETAS

$59,5INGRESOS

OPERACIONALES

$23UTILIDAD

OPERACIONAL

B A L A N C E 2 0 1 2

I N D I C A D O R E S P O R L Í N E A D E N E G O C I O S

EXPLORACIÓN11 DESCUBRIMIENTOS

PRODUCCIÓN754.000 BARRILES

RESERVAS1.877 MBPE

REFINACIÓNAVANCE EN OBRAS

TRANSPORTE1,2 MLL DE BARRILES

SUMINISTRO Y MERCADEO

INNOVACIÓN YTECNOLOGÍA

$27,5EBITDA

9 EN COLOMBIA2 EN EL GOLFO DE MÉXICO

ENTRE ECOPETROLY SUS FILIALES (+4,1%) (+1%)

(-3,1%) (+5,4%) (-5%) (-2%)

(+1,2%) 21 NUEVASPATENTES

74% CARTAGENA14% BARRANCABERMEJA

880,5 KBEDVOL. DE VENTAS (+3%)

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Hoy día Ecopetrol es, como empresa, y por su capacidad de gene-ración de riqueza un motivo de orgullo.

La compañía que en 1951 fue creada para administrar las reversiones de los contratos petroleros de Colombia,

ha logrado transformarse en un grupo em-presarial internacional con una importante participación en todos los eslabones de la cadena de valor de los hidrocarburos. Sus ingresos, ganancias, niveles de producción y reservas, no solo la convierten en la corpora-ción número uno en activos y ventas del país, sino que a su vez, la han llevado a competir por un puesto dentro del ránking de las 40 petrole-ras más grandes del mundo según el PIW.

El crecimiento que Ecopetrol ha logrado no solo la han catapultado en el sector, sino que a su vez le ha permitido consolidarse como un líder industrial de talla mundial. En 2012 la petrolera fue la única colombiana clasificada entre las 200 empresas públicas más grandes según Forbes, al ocupar la posición número 114. De otro lado, su presidente Javier Gu-tiérrez, fue catalogado recientemente por la revista Foreign Policy como una de las 500 personas más poderosas del planeta, junto a diferentes líderes de sectores económicos y de la política global.

La cesión de las funciones como administra-dor del recurso petrolero en 2003 a la ANH, su salida a bolsa en 2007 con el 10,1% de sus acciones, las compras de Propilco y de las participaciones accionarias de firmas como Ocensa o BP en Colombia entre 2008 y 2010, y la reciente creación de su filial de transporte y logística de hidrocarburos, Cenit, son algu-nos de hitos de su más reciente historia.

La compañía es líder del sector extractivo local, gracias a sus operaciones directas, así como por el trabajo de sus filiales y socios. En 2012, casi el 63% de los 944.199 barriles de petróleo que se produjeron en prome-dio por día en el país fueron gracia a Eco-petrol, con una producción diaria de más de 754.000 barriles de petróleo equivalen-te. Al mismo tiempo, con 1.877 millones de barriles, la firma controla cerca del 79% de las reservas de crudo de Colombia con las que el país tendría autosuficiencia para los próximos 7 años. Ecopetrol es también la principal empresa de producción de gas gracias a los 119.300 barriles equivalen-tes promedio que registró el año pasado, proveniente principalmente de Cusiana

y Cupiagua en Casanare, y de los campos en la Guajira. En materia de exploración, Ecopetrol y sus filiales perforaron 23 pozos exploratorios, de los cuales 11 fueron exi-tosos (dos de ellos en el Golfo de México).

Dentro de sus otros negocios se destacan los adelantos en los proyectos de moderniza-ción de sus refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, con avances del 14% y el 74%, respectivamente. Con la actualización de ambas instalaciones, Ecopetrol podrá ele-var su capacidad de refinación por encima de los 400.000 barriles por día.

Después de esta progresión, la estrategia corporativa de la empresa está enfocada en un ambicioso crecimiento hasta 2020, con el que el grupo espera ocupar un papel más importante dentro de las grandes ligas de la industria global y convertirse en una de las 30 petroleras más grandes del mundo. La compañía espera llevar su producción de los 754.000 barriles equivalentes que registró en 2012 a 1 millón en 2015 y a 1,3 millones de barriles equivalentes de petró-leo en el 2020. Para lograr su cometido,

Ecopetrol tiene programado invertir cerca de US$65 millones, el equivalente al 65% de su presupuesto hasta 2020, en los seg-mentos de exploración y producción.Los incrementos en la extracción petróleo y gas que la firma espera consolidar en los próxi-mos siete años se respaldarían en el desarro-llo de sus campos productores de Magdalena Medio y de crudos pesados en la cuenca de los Llanos, y de los descubrimientos que ha venido registrando. No obstante, Ecopetrol espera que una buena parte de su produc-ción pueda provenir de los eventuales éxitos

que arroje su extensiva campaña exploratoria en Colombia y en el exterior, que se concen-tra en la búsqueda de hidrocarburos conven-cionales, no convencionales y yacimientos costa afuera.

El objetivo para 2013 es llegar hasta los 798.000 barriles equivalentes por día, lo que significaría un crecimiento de 5,8% respec-to al a 2012. Los resultados en materia de producción del primer trimestre, acercan progresivamente a Ecopetrol a sus metas. En este periodo, la producción diaria promedio

fue de 791.000 barriles equivalentes, lo que representó un aumento de 6% en compara-ción con el mismo periodo en 2012. Sin em-bargo, el difícil contexto que llevó los precios del crudo a la baja, hicieron que la utilidad neta de la firma bajara en 18,6%, respecto al mismo periodo del año pasado, “Continua-mos con márgenes y retornos competitivos a pesar de los menores precios de venta, los cuales fueron parcialmente compensados con una mayor producción de crudo y ma-yores volúmenes vendidos”, dijo el presiden-te de Ecopetrol respecto a estos resultados.

Ecopetrol realiza de lejos la mayor inver-sión individual como empresa en la econo-mía colombiana, captando un importante volumen de ahorros del exterior y distribu-ye tanto la inversión como su actividad eco-nómica en regiones apartadas, esparciendo de esta manera la riqueza a lo ancho del te-rritorio. Esta compañía es indudablemente un caso de éxito empresarial. Ha pasado, en pocos años, de ser una empresa parro-quial a ser una de las más importantes del mundo. Ecopetrol tiene retos importantes para asegurar su sostenibilidad en el futu-ro y el crecimiento proyectado. Entre sus mayores desafios se encuentran su entrada en el mar profundo y en el segmento de los

hidrocarburos no convencionales, además del complejo relacionamiento con su sindi-cato y con las comunidades donde opera.

Mas allá de su capacidad técnica y gerencial, el crecimiento de la empresa va a depen-der del entorno en que se desempeña, en términos sociales, laborales, económicos, ambientales, políticos y regulatorios. Afor-tunadamente, la nueva Ecopetrol ha sabido mantenerse al margen de la polítiquería, la cual tiene el potencial de causarle más daño que todas las anteriores amenazas juntas. En muchos sentidos Ecopetrol es la imagen de Colombia en el mundo. A todos nos convie-ne que mantenga su orientación y su ritmo.

Armando ZamoraEx presidente de la ANH

Ecopetrol, sin duda, es la empresa más importante de los colombianos. Solo para medir su importancia sirve de ejemplo la participación del Estado en la compañía, la cual vale más que toda la deuda pública interna y externa del Gobierno Nacional. El desarrollo alcanzado por la compañía la convierte en un caso de éxito, tanto en Co-lombia como en la región. La capitalización que les permitió a más de 500.000 colom-bianos convertirse en socios de la petrolera más grande de Colombia fue un caso úni-co. No hay antecedentes de una democrati-zación más efectiva. Hoy día Ecopetrol es, como empresa, y por su capacidad de ge-neración de riqueza un motivo de orgullo.

Óscar Iván ZuluagaEx ministro de Hacienda


PORTADA

Exploración yProducción 51%

100%

50%

50%

56%

73% 65%

49%

72,65%

Transporte

Refinación yPetroquímica

Energías alternativas

Vehículosfinancieros

y de inversióny otras

+ Black Gold Re+ Andean Chemicals Ltd.+ EPI Limited.+ Ecopetrol Global Energy SLU+ Hocol Petroleum Ltd.+ Ecopetrol Global Captial SLU+ Ecopetrol Capital A.G.

+ ODL Finance S.A.

+ Santiago Oil Co+ Colombia Pipelines Limited

Filial Subsidiaria ParticipaciónAccionaria

AMERICA

BRASIL

PERÚ

100% 100%

100% 100%

100%

100%

100%

100%

65%

91,43%

ZONA FRANCA

43,35% 7,19%

5,32%

6,87%

Ecopetrol ha trascendido el sector de petróleo y gas en Colombia para convertirse en un referente tras la

implementación de unos claros principios que rigen un marco estratégico vinculante para todo el grupo empresarial. A través de sus filiales, subsidiarias y las empresas en las que cuenta con una participación, el modus operandi de Ecopetrol tiene un im-pacto que incluso va más allá de la tradicio-nal cadena de valor de la empresa (explo-ración, producción, refinación, suministro y mercadeo).

La esfera de influencia de Ecopetrol alcan-za a las comunidades en las que opera, los múltiples contratistas con los que trabaja e incluso los actores del sector público, entre otros. Por ejemplo, en el ámbito público, los esfuerzos novedosos y serios de Ecopetrol para combatir la corrupción, que recien-temente fueron reconocidos por el Pacto Mundial de Naciones Unidas como una de las mejores estrategias en Latinoamérica, son un referente para todo el aparato estatal.

Para cumplir con las expectativas que gene-ra su liderazgo y el objetivo de convertirse en una de las 30 principales compañías de la industria petrolera en el 2020, el grupo empresarial tiene claro que debe cimentar su crecimiento en principios sólidos como la integridad, el respeto y el espíritu de equipo, y que estos, a su vez, se vean refleja-dos en su responsabilidad corporativa y la consolidación organizacional. Para ese fin, el conglomerado tiene como fundamento el fortalecimiento de sus operaciones, a través de la focalización de sus negocios, la admi-nistración eficiente de sus recursos financie-ros y el aprovechamiento de las fortalezas de las diferentes piezas que componen el todo.

El conglomerado en el 2012

Actualmente, el grupo ha diversificado sus actividades a ámbitos insospechados a co-mienzos de los años cincuenta, cuando na-ció Ecopetrol y se revirtió al Estado la Con-cesión de Mares. Entre los hitos más importante de las sub-

sidiarias y filiales del conglomerado en el 2012 se destacan los siguientes:• Cuatro de los siete prospectos perforados y terminados por Hocol, correspondientes al Contrato de Asociación Palermo que se revirtió en mayo de 2012, reportaron pre-sencia de hidrocarburos.• Un pozo exploratorio en aguas del Cari-be, operado por Equión, arrojó presencia de gas natural seco. • Dos de los tres pozos exploratorios que perforó Ecopetrol America Inc. evidencia-ron la presencia de hidrocarburos.• Ocensa incrementó en 4,4% los volú-menes transportados, que pasaron de 564 KBEPD en el 2011 a 591 KBEPD en el 2012.• El Oleoducto de Colombia S.A. puso en

marcha un proyecto que ampliará su capa-cidad en 16,3%, al pasar de 203 KBEPD a 236 KBEPD.• En el transcurso del 2012 Oleoducto Bicen-tenario de Colombia S.A.S. siguió adelante con la construcción del Descargadero en Ba-nadía y las facilidades para almacenamiento de crudo, así como con la construcción del oleoducto de 230 km de longitud y 42" de diámetro entre las estaciones Araguaney y Banadía, con capacidad para 600 KBEPD. • A finales de 2012, el Plan Maestro de la Refinería de Cartagena, proyecto estraté-gico que tiene como objetivo ampliar la capacidad de la refinería hasta 165 KBPD, alcanzó un avance físico del 74,3%.• Propilco logró llegar con sus productos

de polipropileno a nuevos mercados del exterior y se conso-lidó como el productor principal de resina en el ámbito nacio-nal, con ventas de 430 mil toneladas, de las cuales más del 55% fueron a otros países.• La planta que tiene previsto construir Bionergy S.A., con una producción estimada de 480.000 litros de etanol al día, avanzó hasta un 59,33% a cierre del 2012. • El aseguramiento de la estrategia de seguros para Ecopetrol S.A. y su empresas por Black Gold Re para los distintos ramos suscri-tos dentro de sus principales programas Matriz Sombrilla (PMS) y de Energía Global (GEP) alcanzó un nivel de prima suscrita de US$41,3 millones, que es un 11% más que el registrado en el 2011.

Una empresa para el transporte de hidrocarburos

El hecho más destacable del 2012, en cuanto a filiales y subsi-diarias, se dio en el ámbito del transporte con la creación de Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos S.A.S., que es una filial 100% propiedad de Ecopetrol. Según el presidente de Ecopetrol S.A., Javier Gutiérrez Pemberthy, “el 2012 será recor-dado como el año que nació Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos”. El objetivo de esta compañía, que recibió más de 14 billones de pesos en activos, es la ampliación y el fortale-cimiento de la red de oleoductos y poliductos, conforme a los más altos estándares de seguridad y confiabilidad.

En recientes declaraciones, el presidente de Cenit, Camilo Ma-rulanda, anunció: “Estamos haciendo inversiones muy impor-tantes este año, cerca de US$400 millones para mejorar el tema de integridad y el tema de seguridad para que las contingencias no vuelvan a suceder en el futuro. En términos de hurto y en términos de atentados tenemos un esfuerzo mancomunado con la Fuerzas Armadas para minimizar esos impactos y todos los días estamos trabajando en eso”.

Grupo líder y ejemplo transversal

Con la entrada de Cenit al escenario petrolero nacional y el buen rumbo de las empresas del grupo empresarial, Ecope-trol se consolida como el conglomerado líder del país. Los estándares de Ecopetrol en materia de responsabilidad corpo-rativa (la relación con sus diferentes grupos de interés y una gestión ambiental responsable), su estrategia anticorrupción y la dimensión social de la empresa (con prácticas laborales que maximizan la seguridad industrial, una política respetuo-sa de los Derechos Humanos y una preocupación especial por las comunidades con las que interactúa), entre otros, guían el futuro del grupo. Y a medida que el conglomerado tiene una esfera mayor de influencia a través de la labor exitosa de sus empresas, el grupo se consolida como un líder indiscutible y un ejemplo transversal para el sector público y las empresas del ámbito privado.

Las empresas de Ecopetrol, un grupo en ascenso

29LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA28 colombiaenergia.com

Este año Ecopetrol le apunta a una producción de 780.000 BPED.

113

3 4

2

5

9

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7

Mapa de exploración y producción de Ecopetrol

Principales campos en producción [Campo - Operador]

Castilla - Ecopetrol

Rubiales - Pacific Rubiales

Chichimene - Ecopetrol

Quifa - Pacific Rubiales

Rancho Hermoso - Canacol

Caño Limón - Occidental de Colombia

La Cira - Ecopetrol

Casabe - Ecopetrol- Schlumberger

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De los 32 pozos A3/A2 y Estratigráficos que Ecopetrol perforó durante 2012, 5 tipo A3/A2 fueron exitosos:Tisquirama Este-1 y Caronte (Tisquirama), Aullador-1 (Playón), Embrujo-1 ST-2 (Caño Sur) y Mapalé (RC-5). Entre tanto, los pozos estratigráficos exitosos fueron 17, 15 en el bloque Caño sur y uno respectivamente en los bloques VMM y CPO9.

Pozos A3/A1 y estratigráficos exitosos perforados por Ecopetrol y filiales - 2012[Bloque - [N.º de pozos] - Tipo de pozo]

Tisquirama - [2] - A3/A2

Playón - [1] - A3/A2

OFF RC5 - [1] - A3/A2

VMM - [1] - Estratigráfico

CPO-9 - [1] - Estratigráfico

Caño Sur - [1] A3/A2, [15] Estratigráficos

9

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14

El petróleo proveniente de estos campos representa el 48% de la producción total de la compañía.

Área en exploraciónÁrea en producciónTEA (Evaluación técnica)

Gracias a un mejor recobro en sus campos, la producción de petróleo de Ecopetrol subió en 3,6% hasta

alcanzar los 591.000 BPED, cifra que marca un nuevo máximo para la compañía, y que a la vez representa el 63% del crudo que se extrae en el país. El 51% de este total co-rresponde a crudo pesado, que provienen principalmente de los campos en explota-ción del Meta y el Magdalena Medio.

Aunque durante 2012 el segmento de gas solo aumentó en un 1%, con un promedio de 101.000 barriles, en este periodo entra-ron en operación las plantas de gas de Cu-piagua, Sardinata y Gibraltar, facilidades clave dentro del plan de Ecopetrol para incrementar la producción de gas natu-ral. Además de los avances en materia de producción, la empresa logró registrar ha-llazgos en 5 pozos exploratorios, dentro del que se cuenta el descubrimiento en el bloque RC-5 por parte de su filial Equión Energía.

Este año Ecopetrol le apunta a una pro-ducción de 780.000 BPED, lo que significa 45.000 barriles más que el promedio regis-trado el año pasado. Para lograr su objetivo, la empresa destinará US$3.790 millones en sus proyectos de explotación y en el desarrollo de los campos Castilla, Chichimene, Quifa y Cravo Norte, entre otros.

A este monto se le suman los US$974 mi-llones que se invertirán en 2013 en las acti-vidades de exploración. Dentro de su pro-grama de prospección, Ecopetrol planea perforar 19 pozos exploratorios, 3 pozos delimitadores y 11 pozos estratigráficos en activos localizados en los Llanos Orienta-les y Magdalena Medio, 2 de las cuencas en las que las firma ha decidido concentrar buena parte de sus operaciones. Adicional a la campaña de perforación, en 2013 la ac-tividad exploratoria continuará enfocada

Durante el primer trimestre de este año, comenzaron a darse los primeros resulta-dos de un plan de inversiones que, entre las áreas de exploración y producción, suman US$4.764 millones. Entre enero y marzo, la producción de la compañía alcanzó un pro-medio diario superior a los 991.000 barriles, lo que significó un aumento de 6% en compa-ración con el mismo periodo del año anterior. En los tres primeros meses de 2013, Ecope-trol también reportó 2 nuevos descubri-mientos en la cuenca de los Llanos, los cuales confirman a esta región como la principal fuente de recursos de hidrocarburos.

Las estrategias para alcanzar la meta de 1,3 millones de barrilesLos recientes movimientos de la empresa más grande de Colombia permiten cono-cer hacia dónde está orientada su estrategia para alcanzar una producción que le permi-ta ser una de las 30 empresas petroleras más importantes del mundo dentro del Ranking PIW, en el cual, actualmente, ocupa el puesto número 38. El primero de sus planes se con-centra en las áreas en las que recientemente se registraron hallazgos y en el incremento de

en la adquisición de programas sísmicos, estudios de geología y geofísica, y estudios regionales. Así mismo, seguirá adelantán-dose la iniciativa de desarrollo de recursos no convencionales (shale oil/gas) en bloques de Ecopetrol en el Magdalena Medio.

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Hacia nuevos récords de producciónLas crecientes y millonarias inversiones que Ecopetrol ha venido destinando a sus pro-yectos de upstream le han permitido aumentar los niveles de producción en más de 90% en los últimos nueve años, al pasar de los 367.000 barriles de petróleo equivalente (BPE) registrados en 2003, a los 798.000 BPED.

la producción de sus principales campos en explotación, en especial los de crudos pesa-dos. Para 2015, Ecopetrol prevé que la pro-ducción de sus campos Castilla y Chichimene llegue hasta 300.000 barriles diarios.

Sin embargo, no cabe duda, de que la gran apuesta de la firma está concentrada en nue-vos rumbos en materia exploratoria. En la ronda abierta de la ANH del año pasado a Ecopetrol le entregaron 12 de las 50 áreas ad-judicadas durante este proceso, activos que suman una extensión total de 3,1 millones de hectáreas. La firma ratificó su posición de avanzar en el desarrollo de hidrocarburos no convencionales a través de la participa-ción en 3 nuevos bloques con potencial en estos recursos. En los 3 de estos activos, Eco-petrol está asociado con ExxonMobil y en 2 de ellos es el operador. La firma estadounidense tiene actividades en curso alrededor de todo el mundo en yacimientos no convencionales.

De otro lado, 3 de las áreas adjudicadas es-tán localizadas en las cuencas costa afuera del Caribe colombiano y ratifican el interés de la empresa por ir tras la búsqueda de los recursos que yacen en las profundidades de los océanos. Las ofertas de 2 de estos bloques las presentó en asociación con Anadarko, la compañía estadounidense con una amplia experiencia en este segmento y que el año pasado reportó 2 de los descubrimientos offs-hore más grandes de 2012. La otra oferta fue presentada junto a la española Repsol, la cual tiene operaciones en las costas de Brasil y Ve-nezuela, entre otros. Estos contratos se suman a las áreas offshore que ya se le habían adju-dicado a Ecopetrol en los océanos Pacífico y Caribe. Los descubrimientos que vengan con el desarrollo de estas nuevas operaciones y el avance que se logre en las áreas en las que ya está explorando y explotando son la platafor-ma para que la empresa alcance su cometido de multiplicar su producción.


Como parte de su estrategia de crecimien-to empresarial y de producción, Ecopetrol decidió expandir su presencia exploratoria hasta los mercados internacionales con mayor prospectiva en hidrocarburos en el continente americano. Hoy, el área de los bloques a cargo de sus subsidiarias de Perú,

Brasil y Estados Unidos, suman una exten-sión de 8,7 millones de hectáreas.

En el país norteamericano, Ecopetrol deci-dió concentrar toda su atención en el mer-cado offshore del Golfo de México, región en la que el año pasado se produjeron 463,1

millones de barriles de crudo y 1.532 mi-llones Mcf (miles de pies cúbicos). El po-tencial que la empresa veía en las profundi-dades de estas aguas ha sido ratificado por los resultados exitosos que su subsidiaria Ecopetrol America Inc. ha logrado desde que inició su activa campaña exploratoria en 2007. De acuerdo con Héctor Manosal-va, vicepresidente de exploración y pro-ducción de Ecopetrol, hasta la fecha se han registrado tres hallazgos, incluyendo los de las áreas Parmer y Dalmatian, reportados el año pasado.

Los buenos vientos que soplan en estas cos-tas han motivado a la compañía a fortale-cer su presencia en el Golfo de México. A inicios de abril de este año, Ecopetrol pre-sentó las propuestas más competitivas para 6 bloques en la más reciente ronda Lease Sale/227. Las ofertas económicas realizadas por su subsidiar Ecopetrol America Inc. y sus socios en estas áreas suman aproxi-madamente US$15,5 millones, con una participación de la petrolera colombiana de aproximadamente US$6,2 millones. De adjudicarse estos bloques en algunos me-ses, Ecopetrol contaría con 136 licencias en esta cuenca, en la que durante 2013 tiene programada la perforación de 6 pozos ex-ploratorios y 1 delimitador.

A finales de este mismo mes, Ecopetrol ratificó su interés por las aguas profundas de esta zona, cuando anunció que su filial había comprado la participación de 31,5% que BP tenía en el descubrimiento Gun-flint, en el que durante el 2008 se hallaron más de 550 pies netos (168 metros) de are-nas que contienen hidrocarburos. El ope-

rador del activo es Noble Energy Inc. y los otros socios son Marathon Oil Company y Samson Offshore LLC.

Brasil es otro de los mercados en los que la compañía ha decidido buscar oportuni-dades en el segmento de operaciones costa afuera. En este país, su filial Ecopetrol Oleo e Gas Do Brasil Ltda., fundada en 2006, tiene participación en 11 bloques de explo-ración offshore en las cuencas Para-Maran-hao, Campos y Santos. Dentro de sus socios en el país, están Petrobras, Panoro Energy, Panatlantic y Anadarko, entro otros. Du-rante 2012 la empresa perforó cuatro pozos de los cuales solo uno, Jandaia, fue catalo-gado como exitoso y continúa en etapa de evaluación. Para este año la subsidiaria de Ecopetrol en Brasil planea adelantar 2 nue-vos pozos exploratorios.

“En Brasil es indudable el potencial que tienen las cuencas en los campos de Santos y Campos, donde se ha venido tomando un importante posicionamiento de blo-ques. Aunque seguiremos avanzando en materia exploratoria, nuestra estrategia en este país este año estará concentrada en las ofertas que haremos en la ronda abierta de mayo”, afirmó Manosalva.

La subsidiaria de Ecopetrol en este país, al igual que otras 71 firmas, fue autorizada para participar en este proceso que se ce-

lebrará a mediados del mes de mayo. En la subasta, el Gobierno, a través de la Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bio-combustíveis (ANP), ofrecerá 289 bloques, que suman un área de 155.800 km2.

En Perú, la compañía colombiana no solo opera a través de su subsidiaria en este país, sino que además tiene participación en Sa-via Perú, la firma compuesta por Ecopetrol y la surcoreana KNOC, que inició opera-ciones en 2010. Ecopetrol del Perú en la actualidad cuenta con bloques en la cuenca Marañón y está a la espera de la aprobación por parte de las autoridades locales sobre la compra del 30% de participación en el área 109, localizada en la selva amazónica. Sa-via, por su parte, produce hoy un promedio de 14.500 barriles por día en sus 11 lotes en explotación y espera que sus niveles se incrementen hasta 50.000, gracias al desa-rrollo de las actividades exploratorias de 9 activos.

La participación que Ecopetrol ha logra-do a través de sus filiales en tres mercados del continente, que incluyen las recientes inversiones en el Golfo de México y los planes por ir tras nuevos bloques en Bra-sil, ratifican el deseo de la compañía por convertirse en un jugador internacional importante dentro de los mercados con mayor potencial de hidrocarburos. La compañía colombiana espera que los des-cubrimientos logrados hasta la fecha, y los que espera registrar en los años que vienen, puedan impulsar su producción hasta los niveles que quiere alcanzar entre 2015 y 2020, que para la segunda fecha superaría los 1,3 millones de barriles.

Operaciones Internacionales

EC Perú4,4 Mn Has

Savia Perú4,1 Mn Has*

EC Brasil0,1 Mn Has

MarañonSechura

Salaverry

*Incluye solo el 50% de interes para Ecopetrol

Lima

Ucayali

Huallaga

U.S.A

GOM

BRASIL

PERÚ

Campos

Santos

Para-Maranhao

Para-Maranhao

EC América0,1 Mn Has

Mioceno

Paleógeno

Jurásico

Espíritu SantoCampos

Santos

Marañon

Ucayali

PORTADA

Héctor Manosalva, vicepresidente ejecutivo de exploración y producción de Ecopetrol

Ecopetrol America Inc. adquirió la participación

de 31,5% que BP tenía en el descubri-

miento Gunflint en el Golfo de México.

Ecopetrol sigue tras las reservas de hidrocarburos del Golfo de México, Brasil y PerúLa ambiciosa campaña exploratoria que la empresa colombiana viene desarrollando en las regiones con mayor prospectiva de Estados Unidos, Brasil y Perú, ya comenzó a arrojar resultados positivos y todo apunta a que estos activos serán una pieza importante para que Ecopetrol alcance su meta de producción de más de un millón de barriles para 2020.

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Pedro Rosales, vicepresidente ejecutivo de downstream de Ecopetrol

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Refinerías, plataformas estratégicas para el futuro

Los proyectos de expansión y moder-nización de las refinerías de Barran-cabermeja y Cartagena marcan el

inicio de una nueva era para el negocio de downstream de Ecopetrol, no solo porque ambas instalaciones tendrán la capacidad de procesar crudos pesados y de entregar productos de mejor calidad, sino por los beneficios que nuevos derivados del petró-leo puedan traer a otras industrias del país y los puestos de trabajo que ambas iniciati-vas generen.

Gracias a las obras del plan maestro de de-sarrollo de la Refinería de Cartagena (Refi-car), que a la fecha han avanzado en cerca de un 75% e iniciaría operaciones a finales de 2014, la capacidad de refinación de la planta podrá pasar de 80.000 barriles dia-rios a 165.000 barriles.

A esto se suman los avances esperados con las 10 nuevas unidades que se contem-plan en el Proyecto de Modernización de la Refinería de Barrancabermeja (PMRB), los cuales le permitirán operar perma-nentemente con su capacidad máxima de 250.000 barriles, pues hoy en día se cargan en promedio solo 220.000 barriles por día. Aunque en esta refinería ya se han hecho varias inversiones para su mejoramiento, como la planta de hidrotratamiento que hoy permite producir un diesel de menos de 50 ppm de azufre, este proyecto marca un hito en la historia de esta planta. Por ahora, el PMRB aún se encuentra en fase de conceptualización, mientras la compañía espera la aprobación de su Plan de Manejo Ambiental por parte de la Agencia Nacio-nal de Licencias Ambientales (ANLA).

Se espera que una vez concluyan las obras de ambas refinerías, Ecopetrol logrará ele-var el nivel de procesamiento de los 294.000 barriles que se calcularon en promedio du-rante 2012 a 405.000 barriles, lo que signifi-

ca un incremento superior al 35%. Este cre-cimiento le permitirá a la empresa cubrir la demanda de combustibles y derivados proyectada en Colombia para la siguiente década, y, más importante aún, hará de este un negocio financieramente sostenible, ya que, tal y como opera hoy en día, represen-ta pérdidas para el grupo empresarial.

Según el vicepresidente ejecutivo de downstream de Ecopetrol, Pedro Rosales Navarro, el hecho de que ambas instalacio-nes no puedan procesar los crudos pesados

que cada vez ganan mayor participación dentro de la cartera de petróleo de Colom-bia, afecta tanto la capacidad de carga de las refinerías, como su rentabilidad.

“Estas refinerías, con más de 90 años de operación, en el caso de Barrancabermeja, y 60 en el de Cartagena, fueron construidas de acuerdo con las necesidades que el mer-cado tenía en esa época y hoy no tienen la plena capacidad de tratar el crudo produ-cido en Colombia. Esta situación hace ne-cesaria la importación de cerca de 40.000

barriles diarios de petróleo para equilibrar la base de la materia prima que necesita-mos para operar, lo que incrementa nues-tros costos operacionales, en especial los de Reficar. En nuestros estados financieros del primer trimestre del 2013 estos inconvenien-tes se vieron reflejados en una pérdida neta

de $157 millardos”, afirmó el vicepresidente ejecutivo de downstream de Ecopetrol.

De acuerdo con Rosales Navarro, además de tener que traer petróleo liviano, que cada vez es más costoso, se suma el hecho de que la producción de la configuración actual de las refinerías no es necesariamen-te la más valiosa y que los residuos de fuel oil son altos. Pero con la entrada en opera-ción de las nuevas unidades de los proyectos de modernización, no solo mejorará la cali-dad de los productos, sino que el margen de

participación de los derivados de alto valor como gasolina extra, corriente, diesel o jet-fuel pasará de 75% al 96%.

“A estos productos se les suma el coque y el azufre que se podrá procesar en ambas refinerías y que servirá para cubrir las ne-

cesidades de materia prima de varias in-dustrias. La producción de coque, que es totalmente nueva en Colombia, nos permi-tirá recibir ingresos adicionales al venderlo a empresas cementeras o exportarlo, en lo que respecta a Cartagena. También vemos muchas oportunidades en el segmento del azufre, pues ahora este, que es el principal contaminante del petróleo y de los com-bustibles, va a poder ser comercializado. Nuestra producción actual de azufre en Barrancabermeja es mínima, pero con las modernizaciones estos niveles se podrán multiplicar. Solo en Cartagena, una vez ha-yamos culminado el proyecto, vamos a po-der procesar 2.500 y 160 toneladas de coque y azufre, respectivamente”, explicó Rosales.

Con miras a avanzar en sus dos megapro-yectos dentro del segmento de refinación, dentro del plan de inversiones de Ecope-trol para este año se contempla una partida total de US$1.633 millones. De este total, US$397 millones serán destinados al plan de servicios industriales de la refinería de Barrancabermeja, un proyecto para el mejoramiento en las operaciones y la ma-duración del proyecto de modernización de esta refinería, mientras que los otros US$1.236 millones se concentrarán en el proyecto de Cartagena.

Después de las obras en ambas refinerías Eco-petrol logrará elevar el nivel de procesamiento

de 294.000 barriles a 405.000 barriles.

Con la expansión y actualización de su infraestructura para la refinación, Ecopetrol no solo aumentará su capacidad de tratamiento y elevará la calidad de su producción, sino que también podrá convertir a su segmento de downstream en un negocio altamente rentable.

A la fecha, las obras del proyecto de expansión y modernización de Reficar han avanzado en un 75%


PORTADAPORTADA

Si las cosas avanzan al ritmo deseado, la reno-vada refinería podría

iniciar operaciones ha-cia el segundo semestre

de 2014.

Así avanzan los proyectos de ingeniería

Mientras que Reficar se acerca cada vez más al inicio de su etapa operativa para así convertirse en el complejo de refinación más moderno y automatizado de Latino-américa, Ecopetrol continúa trabajando para que el plan de actualización de Ba-rrancabermeja le permita a la refinería de mayor capacidad del país elevar su compe-titividad.

En el caso de Cartagena, la petrolera espe-ra que el contratista CB&I pueda empezar a entregar las primeras de las 14 nuevas unidades entre septiembre y octubre de este año, y las últimas durante el primer semestre del próximo. La operación con-junta de todas las facilidades demanda un mayor consumo de energía por lo que también se está construyendo una planta eléctrica con una capacidad de generación de 185 MW.

llevar a cabo una construcción segura y efi-ciente, de conformidad con los estándares de la compañía.

El proyecto de ampliación de la refinería de Cartagena es de tal dimensión, que es uno de los más grandes en el portafolio global de CB&I. Para cumplir con su tra-bajo, el conglomerado estadounidense no solo provee servicios de ingeniería, sino que también implementa su tecnología de procesos para varias unidades, además de suministrar tanques y esferas para el alma-cenamiento de productos. A su vez, para contar con la mano de obra requerida, la compañía estableció un amplio programa de formación para dotar a los trabajadores locales con las habilidades necesarias para

Orlando Díaz Montoya, gerente de la refinería de Barrancabermeja

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Si las cosas avanzan al ritmo deseado, la renovada refinería podría iniciar opera-ciones hacia el segundo semestre de 2014, momento en el que además de doblar su producción, podrá entregar una gasolina con menos de 30 ppm y diesel con menos de 10 ppm. En este momento, en el que la ingeniería y las compras están casi finaliza-das, el gran reto es poder avanzar en el de-sarrollo de la construcción, que a la fecha ha avanzado en un 45%. En esta materia, hoy está registrándose un adelanto men-sual de 0,9% y Ecopetrol espera alcanzar un pico de 1,2% en unos 3 meses y que este

ritmo se mantenga hasta que comience un descenso progresivo relacionado con el de-sarrollo de la etapa de detalles. Se calcula que para la ejecución del proyecto ya se han generado más de 16.000 empleos.

Las inversiones para la expansión y mo-dernización de Reficar están calculadas en US$4.400 millones, lo que significa una revisión al alza frente al primer presupues-to. Según el vicepresidente de downstream de Ecopetrol, estos cambios respondieron a una ampliación del alcance del proyecto comparado con el que se tenía inicialmentepresupuestado, lo que aumentó la canti-dad de material, personal y maquinarias necesarias para las obras. “Aunque este

proceso requiere de montos importantes, esperamos que su operación le permita a esta refinería registrar un Ebitda positivo de US$800 millones por año, lo que nos va a permitir pagar la inversión que se está haciendo”, aseveró Rosales Navarro.

Ecopetrol también espera que con el pro-yecto de modernización de Barrancaber-meja puedan aumentarse los beneficios de la refinería de mayor trayectoria y ca-pacidad. Mientras que la compañía espera una decisión por parte de la ANLA para la aprobación de su plan de manejo ambien-tal, continúa trabajando en los procesos de conceptualización de la iniciativa. Una vez se haya recibido una respuesta, la empresa podrá solicitar autorización a la junta di-rectiva para continuar con la ejecución del proyecto.

Según Orlando Díaz Montoya, gerente de esta refinería, dentro de este plan, estima-do en US$3.350 millones, se contemplan diez unidades nuevas, seis tanques de al-macenamiento de materia prima, una nue-va subestación eléctrica interna con capa-cidad de 120 megavatios, el reemplazo y modificación o reubicación de 16 tanques existentes, nuevos sistemas de teas, en-friamiento de agua y almacenamiento de

coque (el carbón térmico y el metalúrgico que quedan tras la refinación completa del crudo), entre otros.

“Para ejecutar las actividades principales de este proyecto habrá que mover 6 millo-nes de metros cúbicos de tierra e instalar 1.508 equipos, algunos de los cuales ten-drán más de 1.200 toneladas de peso. Se-rán necesarios 183 mil metros cúbicos de concreto, 23.000 pilotes, 37.000 toneladas de tubería, 28 mil toneladas de estructu-ras metálicas, 320 mil metros cuadrados de pintura y, por lo menos, 25 millones de horas hombre para los trabajos de in-geniería y construcción. Poner en marcha este proyecto requiere además disponer y poner en funcionamiento todas las plantas mencionadas e interconectarlas adecuada-mente con la refinería actual. En promedio se espera una generación de 5.000 ocupa-

ciones laborales durante el pico más alto de construcción”, explicó Díaz Montoya.

Conforme a las proyecciones, las instalacio-nes de la refinería de Barrancabermeja que-darán en capacidad de procesar más de 180 mil barriles diarios de crudos pesados, pro-veer hasta 50 mil barriles diarios de nafta, el diluyente requerido para el transporte de estos aceites de alta densidad, y garantizar el abastecimiento de la demanda proyectada de combustibles en la zona de influencia de la refinería hasta más allá del 2020.

Dentro de las firmas precalificadas para la ejecución del proyecto están GS Enginee-ring & Construction y SK Engineering & Construction de Korea, Fluor Latin Ameri-ca de Estados Unidos, Technip Italy S.p.A-Tipiel S.A. de Italia y la japonesa Tokyo En-gineering Corporation.


NEGOCIOS

Negocios

Mediante un contrato “llave en mano” entre Empresas Pú-blicas de Medellín (EPM) y la filial de la firma danesa Vestas en Chile, la compañía colombiana debutará en

la generación eólica fuera del país. Conforme al acuerdo, la mul-tinacional con sede principal en Aarhus (Dinamarca) construirá el parque eólico y lo entregará a EPM a finales del 2014. Además Vestas operará el proyecto por cinco años y tendrá la opción de una prórroga de otros cinco. La construcción de este moderno par-que eólico demandará una inversión de US$208 millones y se tiene previsto que tendrá una capacidad de generación de 109,4 mega-vatios.. El proyecto se llamará Los Churros y estará ubicado en la región de Coquimbo, norte de Chile.

Juan Esteban Calle Restrepo, gerente general del Grupo EPM, ex-plicó que: “La llegada de nuestra organización a la hermana Repú-blica de Chile era uno de nuestros principales objetivos en el pro-ceso de internacionalización del grupo y de consolidación como empresa líder en América Latina. Chile es muy atractivo para EPM por su estabilidad institucional y por las posibilidades de creci-miento que ofrece en el sector eléctrico. La generación de energía en Chile es altamente dependiente de los suministros internacio-nales de petróleo, gas y carbón, y la oferta eólica de EPM entrará a aliviar parte de las necesidades de crecimiento de la demanda energética del país”.

Los Churros, proyecto con el que EPM incursiona en el mercado eólico internacional

La petrolera canadiense Pacific Rubiales, la segunda más impor-tante en Colombia, anunció que los volúmenes de producción en el primer trimestre de 2013 estuvieron entre 126.000 y 128.000

barriles de petróleo equivalente día-Mbped. Según Ronald Pantin, CEO de Pacific Rubiales, “esta producción del primer trimestre del año repre-senta un récord para la compañía”.

Asimismo, durante este período se fortaleció la estructura de capital global de la empresa con la emisión de bonos senior no garantizados por US$1.000 millones. Estos fondos serán utilizados primordialmente para pagar las deudas a corto plazo, liberando así la línea de crédito ro-tativa. Adicionalmente, Pantin dijo que “la compañía está dando pasos para lograr cambios estructurales a sus costos operativos. Durante el año se espera que el desempeño financiero se beneficie de un número de iniciativas de reducción de costos por el orden de los US$8 por ba-rril”.

Al referirse a los costos de transporte, mencionó que estos se reducirán mediante el aumento en el uso del transporte de los oleoductos, en lugar de utilizar camiones. Además, se espera que el oleoducto Bicentenario inicie envíos en el tercer trimestre del año, lo que garantizará una capa-cidad de transporte de 40.000 barriles diarios.

A su vez, el éxito de exploración de Pacific continúa con un número sig-nificativo de nuevos descubrimientos de petróleo y gas en el trimestre, incluyendo un descubrimiento de petróleo en un pozo perforado costa afuera en Brasil. “Estamos a la espera de un emocionante programa de pozos exploratorios adicionales durante el resto del año” indicó Pantin.

Pacific Rubiales reporta récord de volúmenes de producción en el primer trimestre


NEGOCIOS NEGOCIOS

Ecopetrol America Inc., subsidiaria de la petrolera colombia-na en Estados Unidos, compró el 31,5% de participación de British Petroleum (BP) en el descubrimiento Gunflint, en

aguas profundas del Golfo de México (EE. UU.). El yacimiento que recibe Ecopetrol se encuentra en el área extendida del Cañón de Mississippi y está ubicado a unos 1.860 metros de profundidad.

Con esta adquisición, Ecopetrol America Inc. refuerza su estrategia de alcanzar un nivel de producción de un millón de barriles lim-pios de petróleo equivalente por día en 2015. La compañía lleva a cabo una activa campaña exploratoria en aguas profundas del Gol-

fo de México desde 2008, donde actualmente tiene participación en más de 130 licencias costa afuera.

Gunflint, que es operado por Noble Energy Inc. y en el cual tam-bién participan como socios las firmas Marathon Oil Company y Samson Offshore LLC, cubre una extensión de 93 km2 la cual está localizada a unos 161 km de las costas de Louisiana (EE. UU.). El hallazgo tuvo lugar en octubre de 2008, cuando en el pozo MC 948 #2 se encontraron más de 550 pies netos de arenas que contienen hidrocarburo. El primer pozo de evaluación, MC 992 #1, ya se en-cuentra en proceso de perforación.

Ecopetrol compró participación de BP en el Golfo de México

Desde inicios de mayo de 2013, Chevron Petroleum Company cuenta con nuevas instalaciones en Bogotá. La empresa es la mayor productora de gas natural de Colombia. En asocio con Ecopetrol, su producción conjunta es suficiente para abastecer aproximadamente el 60% de la demanda del país.

La nueva sede estará ubicada en la Calle 100 N.o 19 A-30. Los números telefónicos de las áreas de trabajo y funcio-narios no cambiarán. PBX: +57 1 639 4444.

Nueva sede de Chevron en Bogotá

Después de que el ex presidente de Hocol, Álvaro Vargas Vera, presentara su carta de renuncia por cuestiones personales, la compañía que es parte del grupo empresarial Ecopetrol, busca activamente un remplazo. Durante los 4 años de gestión de Vargas Vera como presidente de Hocol, la compañía obtuvo resultados

importantes en la consecución de la estrategia de crecimiento. Entre los principales logros se destacan 7 hallazgos -de gas, crudo pesado y crudo convencional- el fortalecimiento del uso de la tecnología en las operaciones, una ex-celencia operacional con responsabilidad social y ambiental, así como la consolidación de modelos de gestión que apalancan el negocio.

Actualmente, Hocol adelanta un proceso de selección que espera culminar en dos meses. Temporalmente, María Paula Jaramillo, gerente legal, asumirá las funciones que venía desarrollando Álvaro Vargas Vera.

Hocol es una compañía dedicada a la exploración, producción y transporte de hidrocarburos en Colombia. En sus más de 50 años de operación, ha tenido un crecimiento sostenido, ha descubierto reservas por más de 750 millones de barriles, registra un pico histórico de producción de 4.000 barriles por día y cuenta con 887 kilómetros de oleo-ductos. Actualmente, Hocol tiene participación en 24 bloques de producción, y explora un área de 28.814 kilómetros cuadrados.

La petrolera Hocol busca nuevo presidente


NEGOCIOS NEGOCIOS

El CEO de Sintana Energy, Doug Manner, dijo “ahora que conta-mos con la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos para proceder con la modificación del contrato VMM-37, Exxon-Mobil completará el diseño de los pozos para la fase exploratoria inicial y así se prepara para las operaciones de perforación. Nuestro proyecto tiene una alta prospectividad; adicionalmente, contamos con un socio comprometido con el proyecto, con experiencia y un equipo de trabajo altamente calificado”.

ExxonMobil es el operador en un gran número de proyectos no convencionales en varios países del mundo y lidera la aplicación de tecnología de punta en procesos complejos para descubrir, de-sarrollar y producir reservas de hidrocarburos no convencionales. Por su parte, Sintana participa en actividades de explotación de pe-tróleo y gas natural en Colombia y Perú.

Recientemente, mediante un comunicado oficial de la empre-sa, Enel Green dio a conocer su interés de incursionar en Colombia, además de Marruecos, Perú, Sur África y Tur-

quía. Esto último conforme a su objetivo de mejorar su “diversifi-cación geográfica y tecnológica” conforme al plan industrial 2013-2017. La compañía ya tiene una sólida presencia en Brasil, Chile, México y Centro América. Enel Green Power, creada en diciembre de 2008, es la sociedad del Grupo Enel (el mayor conglomerado italiano del sector energético y el tercero más grande de Europa por capitalización bursátil) dedicada a desarrollar y manejar activida-des de generación de energía de fuentes renovables. Actualmente, Enel Green Power tiene una capacidad instalada de 8,207 MW, con

aproximadamente 720 plantas en 16 países y un mix de generación que incluye fuentes eólicas, solares, hidroeléctricas, geotérmicas y de biomasa.

La empresa, que cotiza en la Bolsa de Milán, incluyó a Colombia en las proyecciones de su plan para el periodo 2013-2017, que prevé una generación de flujos de caja de 8.400 millones de euros. De este valor, Enel Green tiene previsto asignar 6.100 millones de euros para nuevas inversiones, de los cuales 5.500 millones de euros se destinarán al crecimiento y el 69 por ciento de este último valor estará dedicado a los mercados emergentes.

Enel Green Power, propiedad de Enel S.p.A., proyecta ingresar al país

Sintana Energy informó que su filial, Patriot Energy Oil & Gas Inc., recibió la aprobación para la modificación en el contra-to de E&P que tiene con la ANH sobre el bloque VMM-37,

ubicado en la cuenca del Valle Medio del Magdalena. Por lo tanto, le asignará el 70% de los intereses de participación, derechos, obliga-ciones y operación a ExxonMobil, para que continúe con la explora-ción y explotación de petróleo y gas no convencional en este bloque.

Patriot Energy Oil & Gas Inc., empresa a la que se le asignó ori-ginalmente el contrato, se quedará con el 30% restante de parti-cipación para la producción de hidrocarburos no convencionales, mientras que conservará el 100% de participación sobre los recur-sos convencionales ubicados en la parte superior del intervalo no convencional del yacimiento. ExxonMobil asumirá los costos de la primera fase exploratoria en su totalidad.

Sintana Energy recibe aprobación para asignar a ExxonMobil participación en bloque con recursos no convencionales

Una de las compañías proveedoras de taladros de perforación más grandes e importantes en Co-

lombia, Saxon Energy Services, de origen canadiense, nombró el 15 de marzo a De-rek Normore como su nuevo presidente y CEO, en reemplazo de M.J. (Mick) McNul-ty, quien se retiró.

Normore es experto en tecnologías de perforación, lo que permitirá mejorar el desempeño de la compañía en la materia. Adicionalmente, cuenta con una trayecto-ria de 32 años manejando negocios clave para Schlumberger, uno de los principales socios de Saxon. “La experiencia y capaci-dades de liderazgo del nuevo CEO permi-tirán acelerar y fortalecer los esfuerzos ali-neados hacia la innovación y colaboración, para entregar resultados sólidos a nuestros clientes”, dijo el presidente de la junta direc-tiva de Saxon y de la gerencia de taladros de Schlumberger, Mike Mannering.

En su nuevo cargo, Normore desempeña-rá un rol importante en el manejo de los negocios en asociación con Schlumberger

para proveer soporte al manejo de proyec-tos integrados, construcción de pozos y nuevas tecnologías de perforación automa-tizada, lo que se traduce en mejor desem-peño y mayor eficiencia en los diseños de los taladros de perforación.

Antes de unirse a Saxon, Normore se desem-peñó como presidente de Pathfinder, empre-sa en la que era responsable de los negocios de perforación direccional, Measurement-Whi-le-Drilling (MWD) y Logging-While-Drilling (LWD) para mercados de talla mundial.

Saxon Energy Services nombra nuevo presidente y CEO


del IGBC que tiene el 39% de su peso en compañías del sector.

Desde abril todas las compañías de explo-ración y producción listadas localmente han presentado correcciones fuertes en su cotización. Sin embargo, el crudo no es la única razón para el comportamiento de las acciones, los resultados operacionales tampoco han sido los mejores. Este doble impacto negativo ha afectado el precio de las acciones petroleras, aunque como ejer-cicio teórico quisimos medir la correlación de estas acciones con la cotización inter-nacional de crudo, teniendo en cuenta que las cuatro compañías petroleras listadas localmente tienen niveles de producción y volatilidad bastante diferentes. Ahora bien,

partiendo de la base de que su negocio es vender petróleo, podríamos asumir que to-das presentan correlaciones altas con la coti-zación del crudo, lo cual no es del todo cierto. Las compañías con mayor nivel de produc-ción y reservas son las que tienen mayor correlación con el precio del crudo. Has-ta ahí se presenta nada nuevo. Grandes jugadores mundiales como Exxon, Shell y Petrobras, con producciones de 5,3, 3,9 y 2,6 millones de barriles equivalentes al día, presentan en promedio una corre-lación alta de 0,44 con el WTI, ya que al ser compañías maduras con niveles de producción y portafolios de exploración estables, su valor depende relativamente menos de eventos corporativos y más del cumplimiento del guidance de flujos de

caja y márgenes. El caso contrario son las compañías en etapa de desarrollo, donde el principal driver del precio de la acción es el éxito de los programas exploratorios. Hay compañías en el sector de metales y en el de energía que no mantienen una relación con la cotización de su commodity, pero en la mayoría de los casos es por problemas de liquidez de la acción y, en consecuen-cia, presentan una alta volatilidad, lo que se evidencia principalmente en compañías junior.

Correlación entre el petróleo y las acciones

Como puede verse en la gráfica, Ecopetrol tiene una correlación baja para su nivel de producción, reservas y trayectoria. Es claro que esa diferencia en la correlación fren-te a sus comparables esta explicada por el comportamiento de la acción durante 2012, donde presentó una valorización del 30% versus una caída en la cotización del WTI cercana al 8%, tendencia que siguieron las principales compañías petroleras del mun-do, con caídas aún más pronunciadas. Los motivos para este comportamiento fueron muchos, como el alto dividendo, la concen-tración de la acción en los fondos de pen-siones y las pocas opciones liquidas en el sector petróleo en la bolsa local, entre otros.

El tema más relevante es que esta corre-lación debería aumentar en el largo plazo y acercarse a la de sus comparables inter-

nacionales. Ninguna compañía elige tener alta o baja relación con el precio de algún commodity, eso es efecto de muchas varia-bles que interactúan entre sí. Sin embargo, los valores extremos por lo general se co-rrigen. Ese ajuste durante este año no se ha dado, de hecho la correlación ha bajado por el underperformance que ha presenta-do la acción frente a sus pares mundiales y frente a la cotización del crudo.

Definitivamente, en economía no hay al-muerzos gratis, la ventaja de tener una baja correlación con el petróleo por parte de Ecopetrol en 2012, ha sido su desventaja en 2013. Esto no quiere decir que la acción

continúe con la caída que ha mostrado durante el último mes. De hecho, la coti-zación de la acción de la compañía volvió al precio actual después de muchos me-ses al presentar potencial de retorno. Esto último, acompañado con unos buenos números en sus resultados trimestrales y una cotización del Brent que se mantenga cercana a los cien dólares, será el punto de entrada para muchos inversionistas funda-mentales.

En conclusión, es claro que si el petróleo continúa cayendo, las compañías petrole-ras sentirán ese efecto en el precio de su acción, incluso ante buenos números de producción y netbacks, que pueden miti-gar parte del efecto negativo. Sin embar-go, teniendo en cuenta las correlaciones históricas previamente mencionadas, las compañías que operan en Colombia han demostrado que, independiente de su nivel de producción, sus acciones se mueven al ritmo de eventos corporativos e informa-ción eventual, más que influenciadas por la cotización internacional del petróleo. Eso no es bueno ni malo, sino simplemente la demostración de que el mercado local to-davía es visto por los inversionistas como un mercado emergente, donde todos sus actores, aunque con diferencias notables entre sí, aún se encuentran en etapa de de-sarrollo y crecimiento.

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El Brent ha corregido aproximadamente 14% desde el máximo alcanzado en febrero de este año. A continuación analizamos el impacto de este fenómeno en la cotización accionaria de las principales petroleras a nivel mundial y en el ámbito local.

En general las condiciones económi-cas globales se han deteriorado. Los datos de crecimiento de China han

estado por debajo de lo esperado y esto ha afectado, en general, la cotización de la ma-yoría de commodities. El establecimiento del corralito en Chipre, que le agrega un peso más a la ya débil economía europea, además de la crisis política en las Coreas y el reciente deterioro de seguridad en los Estados Unidos han llevado a que los ge-rentes de portafolio tengan el nivel más alto de cash de los últimos seis meses. Esto últi-mo se presenta ante una menor convicción en la recuperación económica mundial. De hecho, el Fondo Monetario Internacional (FMI) disminuyó sus expectativas de cre-cimiento mundiales para este año de 3,50% a 3,25%. No solo el petróleo ha sentido la presión, pues la tendencia se extiende a la plata, el cobre y el oro, que en abril tuvo su peor caída en una sola jornada en los últi-mos 30 años, con una desvalorización año corrido superior al 12%.

En el ámbito local, hemos visto malos datos de producción industrial y consumo, inclu-so por debajo del consenso de los analistas. En línea con los mercados internacionales, los principales índices bursátiles en Co-lombia también han corregido mostrando la correlación que tienen con la cotización del petróleo. Esto no es extraño teniendo en cuenta que el peso del índice Colcap está representado en un 23% por compañías pe-troleras. Incluso, más acentuado es el caso

¿Y si el petróleo sigue cayendo, qué pasará con las acciones?

Alejandro PieschacónSenior Equity Strategist de Casa de Bolsa

MERCADOS MERCADOS

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Brent Ecopetrol Pacific Canacol Petromin

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Desempeño del petróleo y acciones petroleras

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0,40

0,45 0,44

0,35

0,50

Brent

WTI

Prom WTI Locales

Prom WTI Majors

Ecopetrol Pacific Gran Tierra Parex CanacolPetromin

Correlación petróleo y acciones

Alejandro Pieschacón, senior equity strategist de Casa de Bolsa


Fernando Gutiérrez es, sin duda, el colombiano con mayor conocimiento

y experiencia en la adminis-tración de facilidades para el transporte de hidrocarburos. Hoy está al mando de uno de los proyectos más importantes en materia de infraestructura en Colombia: el Oleoducto Bi-centenario, que con la tubería de mayor diámetro y enormes tanques de almacenamiento de 600 kbp, jamás usados en Colombia, iniciará en breve su operación.

Con estudios de posgrado en Tecnología de Oleoductos y Downstream, Gutiérrez lidera el desarrollo de la que será la

línea de oleoducto más larga de Colombia, con una longi-tud de 975 km que conectará al Casanare con Coveñas, y que se convertirá en la mejor solución para evacuar la futura produc-ción de crudo pesado de los Llanos Orientales. Tras recibir su título como in-geniero civil de la Universidad Nacional en 1970, el destino lo llevaría pronto a vincularse al primer trabajo relacionado con el área de transporte para el petróleo y gas. En 1971 ganó una convocatoria para sumarse al equipo del Distrito de Oleo-ductos de Ecopetrol, el cual en su momento coordinaba las operaciones de las diferentes lí-

neas, exceptuando el Oleoduc-to Trasandino. Durante los 15 años que trabajó allí desempe-ñó varias funciones en materia de ingeniería y construcción, en las que se destaca el desarro-llo de la estación de bombeo de Puerto Salgar. En 1986, pasó a la gerencia de Caño Limón-Coveñas, el oleo-ducto más importante de la época y por el que circulaba más del 50% de la producción del país. Cuatro años después volvió al Distrito de Oleoduc-tos, pero esta vez a ocupar la gerencia general. Tiempo des-pués pasó a ocupar la vicepre-sidencia de transporte de Eco-petrol y posteriormente a la de

refinación, posición que ocupó hasta el año 1999, cuando se re-tiró de esta petrolera. Durante este último periodo participó activamente en el desarrollo de lo que hoy es el Oleoducto Central S. A. (Ocensa), el úni-co oleoducto de uso público de Colombia, y, hasta el momento, el de mayor extensión. Luego de ocupar esas dos vi-cepresidencias, Gutiérrez fue designado gerente general de Oleoducto de Colombia, pues-to en el que se desempeñó has-ta 2011, año en el que recibió la invitación por parte de ejecuti-vos de Ecopetrol para asumir la gerencia de una nueva em-presa de oleoductos en la que

la petrolera tenía participación y que se haría cargo del pro-yecto de infraestructura para el transporte de hidrocarburos más ambicioso de Colombia: el Oleoducto Bicentenario. “En un principio pensé en no aceptar esta propuesta, pues yo estaba a cargo de un oleo-ducto en una etapa avanzada de operaciones y sabía que los retos asociados a un proyecto como éste iban a ser grandes, pero finalmente acepté. Los avances que hemos logrado en estos casi dos años de trabajo han sido importantes, estamos muy cerca de finalizar la cons-trucción de la primera fase de la línea entre Casanare y Arau-

ca, pero como lo presentíamos, los retos han sido importantes”, explicó el directivo. Según Gutiérrez, el primero de los desafíos estuvo relacionado con la viabilidad del proyecto y su financiación, pues las in-versiones asociadas eran altas. Finalmente, la empresa logró encontrar nuevos socios como Pacific Rubiales, Petrominera-les y Canacol. Posteriormente, se logró el proyect finance más grande del país, a través de un préstamo sindicado por $2,1 bi-llones con más de diez bancos.“Luego vinieron los retos téc-nicos, pues Bicentenario es el primer oleoducto en usar una tubería de más de un metro de

diámetro, lo que implicó nue-vos modelos de construcción. A esto se le sumaron las pre-siones en materia de seguridad que tenemos en las operaciones de Arauca por parte de grupos armados y las dificultades en campo relacionadas a las dife-rentes posiciones de las comu-nidades en el área de influencia del proyecto frente a la indus-tria petrolera, lo que ha afecta-do los tiempos de entrega de las obras. Sin embargo, hemos ve-nido trabajando intensamente en toda el área social para llegar a acuerdos”, destacó. En Arauca, por ejemplo, Bi-centenario, en compañía de Ecopetrol, aportamos recursos

para proyectos que apoyan el desarrollo de la región. Ambas empresas decidieron apoyar la construcción del gasoduc-to para garantizar el suminis-tro de gas natural en la zona y que se desarrollará durante los próximos ocho años. Gutiérrez planea seguir al fren-te de este proyecto, al que toda-vía le quedan varios años por delante, pues una vez finalice la línea que conectará a los cen-tros de bombeo de Araguaney (Casanare) y Banadía (Arau-ca), seguirá el proceso de soli-citud de licencias ambientales y la posterior construcción de los 745 km de las fases dos y tres que se extenderán hasta Coveñas.

Fernando Gutiérrez, el colombiano que más conoce sobre oleoductos, al frente del Bicentenario

La experiencia adquirida por este ingeniero civil durante 42 años en las instituciones y empresas a cargo de las redes de oleoductos del país prepararon a Fernando Gutiérrez para asumir la gerencia general de Oleoducto Bicentenario. Aunque los desafíos aso-ciados a este ambicioso proyecto lo hicieron dudar, Gutiérrez asumió el reto: liderar el mayor activo de infraestructura del sector de hidrocarburos en Colombia.

PERFIL PERFIL

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Desde noviembre de 2012, en La Habana (Cuba), representantes de las Fuerzas Armadas Revoluciona-

rias de Colombia (FARC) y el Gobierno del presidente de la República, Juan Manuel Santos, han estado negociando una posible solución al conflicto interno armado, que azota a Colombia desde hace más de 50 años. En el marco temático de los diálogos, fijado por el “Acuerdo general para la ter-minación del conflicto y la construcción de una paz estable y duradera”, se contemplan conversaciones sobre el desarrollo rural, la participación política de la guerrilla, el fin del conflicto y la dejación de armas, el pro-blema de las drogas ilícitas, y las víctimas del conflicto.

A pesar de que en la agenda de los diálo-gos no se plantee un debate sobre el sistema económico del país, en el que estaría impli-cado el sector energético, y que el Gobierno haya manifestado en repetidas ocasiones su rechazo a la inclusión de dicho tema en las conversaciones, es evidente que la apertura al diálogo y la posibilidad de darle un cierre al conflicto con las FARC, ha tenido y ten-drá un impacto considerable en el entorno empresarial y, en consecuencia, particular-mente para el sector minero energético.

El ámbito de la seguridadPrimero, desde que se entablaron los con-tactos iniciales no oficiales entre ambas partes, en los primeros meses de 2012, el país ha vivido un recrudecimiento mar-cado del conflicto, que se evidencia, entre otros, en el aumento significativo de los ataques armados de la guerrilla a la in-fraestructura minero energética. En efecto, en 2012, se registraron 151 ataques solo

contra los oleoductos y demás componen-tes dedicados al transporte de crudo. Esta tendencia se vio replicada en enero y fe-brero de 2013, después del fin de la tregua unilateral declarada por las FARC, a finales de noviembre de 2012, cuando se registró la mayor cantidad de ataques contra la in-fraestructura en seis años. Así, es probable que esta estrategia se siga desarrollando en los próximos meses, dado que el sostén mi-nero energético representa para la guerrilla un blanco muy atractivo, de bajo riesgo y alto impacto (sobre todo mediático), y que presionar militarmente constituye un me-canismo efectivo para mejorar su posición en la mesa de negociaciones.

Control Risks considera que una culmina-ción exitosa de los diálogos llevaría a una

mejora respecto a la afectación en términos de seguridad. En efecto, la desmovilización de las FARC no implicaría un fin definitivo a la violencia en el país, debido a la alta pro-babilidad de que reductos no desmovilizados o guerrilleros rearmados sigan delinquiendo después de la firma de un acuerdo de paz.

El antecedente para esta dinámica es el proceso con las Autodefensas Unidas de Colombia (AUC) entre 2003 y 2006, cuan-do se desmovilizaron alrededor de 32.000 combatientes. Según las cifras oficiales, las bandas criminales (Bacrim) que surgieron después de esta desmovilización tenían un pie de fuerza de aproximadamente 5.000 integrantes en el 2012. Teniendo en cuen-ta que el número real de combatientes pa-ramilitares estaba muy por debajo de los

32.000 que finalmente se reportaron como desmovilizados, en el 2002 el Gobierno estimaba una fuerza total de aproximada-mente 12.000, se puede calcular que la re-lación de fuerzas entre las estructuras pre y posdesmovilización se mueve entre 1:6 y 1:3 aproximadamente. Partiendo de la base de unos 8.000 combatientes guerrilleros, se calcularía entonces que las estructuras posdesmovilización de la guerrilla podrían llegar a tener entre 1.300 y 2.600 comba-tientes, actuando sobre todo en las zonas de alto interés geoestratégico para el nego-cio del narcotráfico, es decir, concentrados sobretodo en el sur del país (Cauca, Putu-mayo, Nariño, entre otros).

Aunque el proceso de paz no implicaría una terminación automática de las estruc-turas armadas o de la violencia en el país, está claro que se reduciría marcadamente la intención de los grupos armados de arre-meter contra la infraestructura. Enfocados en sus principales fuentes de ingreso (nar-cotráfico y minería ilegal), estos grupos tendrían poco interés de atacar a estos blancos, salvo, tal vez, como retaliación por el no pago de vacunas o dineros de extor-sión. Por lo tanto, en lo que concierne al tema de seguridad, el panorama se vislum-bra positivo y es presumible que el proceso de paz facilitaría las operaciones en el terre-no. En consecuencia, el resultado mejoraría las condiciones del entorno empresarial.

El ámbito políticoSurge entonces la pregunta del panorama a futuro desde el punto de vista político. En los últimos meses, parte de la estrategia de nego-ciación de las FARC ha sido el fomento y el apoyo (implícito o explícito) de movimien-tos, como la Marcha Patriótica, así como de manifestaciones sociales y políticas con el fin de mostrar que cuentan con bases de apoyo que les permitiría fortalecerse políticamente y posicionarse como agente del cambio so-cial, sobre todo en las zonas rurales del país. Esta dinámica ha tenido como consecuencia varios bloqueos y otros actos de protesta que han afectado las operaciones de las empresas, principalmente del sector minero energético. En este sentido, en 2012 Control Risks regis-tró un aumento del 60% en los bloqueos de

Implicaciones de los diálogos de paz para el entorno del sector minero energético

Oliver Wack Analista para Colombia de Control Risks

SEGURIDAD

vías y pozos petroleros en comparación con el año anterior.

Por otra parte, la guerrilla ha planteado públicamente su interés en reformar el sec-tor minero energético. Por el momento, el Gobierno se ha cerrado a tocar el tema du-rante las negociaciones, pero es importante resaltar que la posibilidad de una mayor influencia de la izquierda política en las políticas económicas y de desarrollo, como resultado de la participación política de la guerrilla de las FARC, ciertamente perjudi-caría los intereses de una parte considera-ble del sector empresarial en el país.

En este sentido cabe mencionar como posi-bles ejemplos las dificultades legales que desde ya perjudican las operaciones en el sector mi-nero energético, como son la incertidumbre prevalente en cuanto a las licencias ambienta-les, así como la confusión sobre las consultas previas con las comunidades indígenas y afro-descendientes. Queda claro que la posible des-movilización de la guerrilla, combinada con su participación activa en la política del país, le daría una nueva voz a los sectores rurales, incluyendo defensores medioambientales y de derechos humanos, y, por lo tanto, incremen-tarían la presión sobre el Gobierno, en cuanto al manejo de licencias de exploración y ex-plotación minera y petrolera.

Se suma a esto, el hecho de que, en térmi-nos más amplios, la participación política de las FARC impulsaría una renaciente co-rriente izquierdista, muy seguramente con un discurso fuertemente influenciado por el llamado nacionalismo de recursos, como se ha visto en otro países de la región. Si bien no parece probable que una coalición de fuerzas de la izquierda pudiese llegar a ganar por mayoría en las elecciones, a largo plazo se plantea entonces la posibilidad de un debate cada vez más polarizado sobre el manejo del sector energético, incluyendo, por ejemplo, el tema de las regalías.

Es evidente, entonces, que los diálogos de paz ya han impactado tangiblemente al sec-tor minero energético y cuentan con el po-tencial para influenciar reformas sustancia-les a las reglas de juego para la inversión, las cuales podrían reestructurar radicalmente el mapa de inversiones a nivel nacional.

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SALUD OCUPACIONAL

Un entorno y una fuerza laboral saludables para un mayor valor compartido

Una mirada a la promoción de la salud en el trabajo o PST, que consiste en brindar la oportunidad al personal de una organización de adquirir y mantener hábitos saludables en el entorno laboral que influyan de forma positiva en su bienestar y en el funcionamiento de la empresa.

Carlos H. Buitrago Socio Securitas OHS S. A. S.

La Carta de Ottawa (1987) de la Orga-nización Mundial de la Salud (OMS) define la PST como “el proceso que

permite que las personas ejerzan control sobre los determinantes de la salud”. En este contexto, aquellas organizaciones que apoyen a las personas para que adopten y mantengan estilos de vida con un impac-to positivo y, además, establezcan condi-ciones de vida (entornos) saludables se constituyen en agentes de cambio para la

promoción eficaz de la salud. Vale la pena resaltar, que una empresa que apuesta por la PST también lo hace por la rentabilidad y el bienestar de sus empleados, porque se trata de una organización que tiene traba-jadores más saludables y felices y, por lo tanto, más productivos. En el ámbito de la salud y la seguridad laboral, el objetivo es claro: mejorar la calidad del trabajo tal que redunde en bienestar para los traba-jadores.

Hacer lo máximo posible, en lu-gar de lo mínimo requerido

Cumplir con el objetivo de maximizar la PST va en concordancia con la lógica em-presarial en un marco de responsabilidad. Tal como plantea el Libro Verde de la Co-misión Europea (2001), “ser socialmente responsable no significa cumplir plena-mente con las obligaciones jurídicas, sino

también ir más allá de su cumplimiento”. Este concepto hace referencia al cumpli-miento legal como un nivel mínimo a par-tir del cual deben desarrollarse actividades que superen dicho límite. Cuando las empre-sas al verdaderamente procuran convertirse en un mejor lugar para trabajar, al ir más allá de lo mínimo necesario, generan valor com-partido en un entorno más productivo.

El concepto empresa saludable recoge aque-llos comportamientos que no solo cumplen con sus obligaciones de prevención básica de los riesgos laborales, sino que además realizan actividades dirigidas a maximizar el bienestar y la productividad de sus em-pleados. Siendo consecuentes con esta idea es necesario modificar el enfoque de pre-vención y control de riesgos, en el adicio-nal a la labor que vienen desarrollando los ingenieros y demás profesionales de apoyo, los médicos puedan ayudar a establecer la influencia del ambiente laboral sobre la sa-lud de los colaboradores.

Esta perspectiva corresponde con un com-promiso empresarial que va más allá de evi-tar la accidentalidad y que busca crear am-bientes que promuevan hábitos saludables.

Además, este enfoque supone un gran avance dentro del marco social. Si hoy lo-gramos entender que sobre el capital hu-mano se soportan factores de eficiencia y eficacia que se representan en competitivi-dad, todas las acciones que estén orientadas a facilitar un entorno saludable y trasmitir hábitos beneficiosos a nuestros empleados redundarán en un mayor valor compartido.

La PST debe proporcionar los medios ne-cesarios para mejorar la salud de los tra-bajadores y ejercer un mayor control sobre esta, lo cual implica:

• Que la salud no sea percibida como la mera ausencia de enfermedad.

• Entender que en el ámbito de la preserva-ción y promoción, no solo se deben aten-der los aspectos físicos, sino también los psíquicos y los sociales.

• Considerar a la salud en términos de capa-cidad y posibilidad de satisfacer necesidades vitales (autonomía, alegría y solidaridad).

• Que la salud guarda relación con las con-diciones de trabajo.

Un reto social trascendental

En la actualidad, si bien se ha avanzado en temas de seguridad en el trabajo, en ocasio-nes, también se evidencia una cierta des-confianza frente a los programas médicos al interior de las organizaciones que redundan en el bienestar de los colaboradores y que son coherentes con los conceptos enunciados.

Pensar en salud adquiere una dimensión que trasciende el ámbito personal para extenderse a la organización y a la socie-dad. Debe ser de nuestro interés reducir el sedentarismo; promover buenos hábi-tos alimentarios; trabajar en la detección precoz de enfermedades; buscar prácticas que equilibren las exigencias laborales, fa-miliares y personales; valorar y manejar las cargas estresantes, la presión y los factores ocasionados por la propia organización; y favorecer la integración y el apoyo a los discapacitados, así como la igualdad de de-rechos y oportunidades.

Este es el reto al que nos vemos abocados todos los que trabajamos en salud ocupa-cional y la ilusión de aquellos que requie-ren de nuestro apoyo.

El lugar de trabajo tiene un impacto significativo en la salud y el bienestar de las personas. La mala gestión de la salud ocupa-cional puede conducir a enfermedades de interés ocupacional y a altos niveles de ausentismo. Estos efectos negativos, además de los costos involucrados, el descenso en la prestación de los servicios de la empresa y las consecuencias para las personas,

resaltan la importancia de una gestión eficaz e integral en materia de salud ocupacional y riesgos laborales. La incapacidad temporal y el ausentismo son temas relevantes para las compañías y además son un indicador de qué tan bien se maneja una organización. A continuación, presentamos algunos ejemplos positivos en la gestión de salud ocupacional que resaltan el potencial de crear mayor valor mediante la implementación de programas apropiados:

• En el Hospital de West Sussex (Reino Unido) se tomó un enfoque eficaz para contrarrestar el ausentismo causado por enferme-dades músculo-esqueléticas. La inversión del hospital en una iniciativa para atender de forma inmediata a los empleados mediante un servicio de fisioterapia se tradujo en una reducción de 1.674 días perdidos en el primer año de implementación. El retorno de la inversión fue del 300%, según los estimativos del hospital.

• Con la implementación efectiva de acciones de promoción, prevención y control de los factores de riesgo ocupacional en Ecope-trol, mediante una amplia red de comités de vigilancia epidemiológica y comités interdisciplinarios evaluadores a nivel nacional, el indicador de frecuencia acumulado de enfermedades de interés ocupacional (EIO) en 2012 fue de ocho eventos por cada millón de horas/hombre trabajadas. Un valor muy inferior a los registrados por la empresa en 2011 (22) y en 2010 (28).

• Un programa piloto de salud ocupacional adelantado en Humberside (Reino Unido) que se enfocó en la gestión efectiva y multidi-mensional de casos de ausentismo a largo plazo, redujo los niveles de ausentismo en 2005/2006 a 5,6 días por cada oficial de policía y a 8,4 días por cada persona del personal restante. Este resultado conllevó a un ahorro de aproximadamente US$350.000 para esta comunidad.

SALUD OCUPACIONAL


REPORTE ESPECIAL

Aunque en 13 años el número de Estaciones de Servicio (EDS) en el territorio nacional ha aumentado

en más del doble, al pasar de 2.200 puntos en el año 2000, a cerca de 5.050 a inicios de 2013, las empresas mayoristas confían en que este mercado aún tiene un gran poten-cial de crecimiento.

El optimismo que genera el record de ven-tas de más de 300.000 automotores por año y el aumento del flujo vehicular que vendrá con la construcción de nuevos co-rredores viales, han impulsado a los prin-

cipales jugadores mayoristas como Terpel, Esso-Mobil y Chevron-Texaco, a poner en marcha proyectos que les permitan consolidar sus operaciones o extender su presencia en Colombia. Estas iniciativas están acorde con las estimaciones de las autoridades nacionales, las cuales calcu-lan un crecimiento sostenido de la tasa de consumo de combustibles para el mediano plazo. De acuerdo con información a 2012 de la Unidad de Planeación Minero Ener-gética (UPME), hasta el 2021 se calcula que el aumento anual en la demanda de gasoli-na estará entre 1,7% y 3,4% por año para el

diesel y entre 1,9% y 5,1% por año para el ACPM. También se prevé un escenario di-námico, aunque un tanto más moderado, para el Gas Natural Vehicular (GNV), con un incremento en el consumo, en el mejor de los escenarios, de 3,3% por año.

Con este trasfondo, además de las mar-cas tradicionales, nuevos jugadores como Gulf, multinacional con sede principal en Framingham (EE. UU.), están trabajando para establecerse en el mercado de estacio-nes de servicio, lo que aumentaría la pre-sencia de firmas internacionales en el país.

oportunidades generan grandes expectati-vas, los agentes son conscientes que en el camino enfrentarán retos que ya desafían al negocio de comercialización de com-bustibles, como el contrabando, la apretada competencia y los pequeños rangos de las utilidades, que están afectando principal-mente a los dueños de los establecimientos, denominados minoristas.

Actualmente, a estos les corresponde un mar-gen de ganancias de $578/galón, razón por la cual la Federación Nacional de Distribui-dores de Combustibles y Energéticos (Fen-

dipetróleo Nacional), que reúne a más del 50% de las estaciones de servicio que operan en el país, considera que estos actores están atravesando momentos difíciles.

“Con un margen de utilidad que no pasa de los $600 por galón, a los minoristas les está costando mantener la sostenibilidad financiera de su negocio, pues cada vez es más difícil cubrir los costos reales de la operación con ganancias tan bajas”, asegu-ró Rafael Humberto Barrera, presidente ejecutivo de Fendipetróleo Nacional. Fren-te a esto, el ministerio de Minas y Energía

A pesar del moderado optimismo, las em-presas de esta industria han visto la ne-cesidad de buscar nuevas oportunidades para consolidar su portafolio de servicios complementarios. Debido a los estrechos márgenes de ganancia para los minoristas y para los distribuidores, este segmento gana cada vez mayor participación dentro de los ingresos de las compañías. Estas lí-neas de negocio, basadas en la diversidad y la excelencia en el servicio, no solo son un mecanismo para satisfacer las necesidades adicionales de los clientes, sino que, a su vez, se están convirtiendo en un factor di-ferenciador entre las marcas. Aunque estas

REPORTE ESPECIAL

Los distribuidores salen a capturar el mercado y a conquistar los clientes

La recuperación en la tasa de consumo de la gasolina, el record de ventas de vehículos y las oportunidades en nuevos mercados, le están dando un nuevo aire de confianza a la industria de distribución y comercialización de combustibles en Colombia, un nego-cio que por la alta competencia, los pequeños márgenes de ganancia y el contrabando, ha venido afrontando tiempos difíciles.

Humberto Barrera, presidente ejecutivo de Fendi-petróleo Nacional

Departamento N.º EDS

Amazonas 9 0,178%

Antioquia 539 10,675%

Arauca 27 0,535%

Bogotá 440 8,715%

Atlántico 188 3,724%

Bolívar 164 3,248%

Boyacá 207 4,100%

Caldas 107 2,119%

Caquetá 104 2,060%

Casanare 62 1,228%

Cauca 147 2,911%

Cesar 167 3,308%

Córdoba 151 2,991%

Cundinamarca 358 7,091%

Chocó 79 1,565%

Huila 129 2,555%

La Guaj ira 144 2,852%

Magdalena 110 2,179%

Meta 166 3,288%

Nariño 397 7,863%

N. de Santander 99 1,961%

Quindío 64 1,268%

Risaralda 93 1,842%

Santander 228 4,516%

Sucre 89 1,763%

Tolima 166 3,288%

Valle del Cauca 442 8,754%

Putumayo 94 1,862%

San Andrés 6 0,119%

Guainía 2 0,040%

Guaviare 48 0,951%

Vaupés 6 0,119%

Vichada 17 0,337%

Total 5.049 100,000%

Número de estaciones de servicio en el país por departamento

Porcentaje de participación

Fuente: Cálculos del Departa-mento Económico en base a Información suministrada por el sicom ministerio de Minas y Energía Enero 2013Fo

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Germán Rico, gerente de combustibles de ExxonMobil

asegura que para el establecimiento de este margen se elaboró un estudio para estable-cer el marco conceptual y metodológico con el fin de valorar económicamente los márgenes de la cadena de distribución de combustibles.

Adicionalmente, la cartera aclara que me-diante Resolución 181254 de 2012, se esta-bleció el régimen de libertad vigilada para 25 ciudades del país, las cuales muestran

niveles suficientes de competencia en la actividad de distribución minorista de combustibles. Es importante resaltar que el ministerio de Minas y Energía propende niveles de precios que garanticen la soste-nibilidad del sector.

Los planes de los pesos pesados de la gasolina y del ACPM

De acuerdo con las cifras preliminares de la UPME en 2012, en las estaciones de ser-vicio del país se vendieron 1.345,7 millo-nes galones de gasolina y 2.105,3 millones galones de diesel. Cerca del 73% del total corresponden a las transacciones realizadas en los puntos pertenecientes a las redes de las cuatro principales mayoristas del mer-cado: Terpel, ExxonMobil (Esso-Mobil), Chevron (Texaco) y Biomax, empresas que, por el número de EDS con el que cuentan, dominan cerca del 73% del negocio de co-

mercialización de combustibles en Colom-bia.

Solo Terpel, con 1.832 puntos en su red, tiene una participación calculada del 42% y atiende a cerca de 800.000 usuarios al día. El año pasado, esta empresa, fundada en Bucaramanga en 1968 y que desde 2010 hace parte del grupo chileno Copec, ven-dió alrededor de $12,19 billones, gracias, en parte, a la venta de 959,5 millones de ga-lones de gasolina y ACPM. Estos resultados no solo consolidan a la compañía como lí-der del mercado de combustibles, sino que la convierten en una de las firmas que más facturan en Colombia, junto con Ecopetrol y el Grupo Éxito.

Según explicó Sylvia Escovar, presidenta de Terpel, en 2013 la empresa, además de seguir creciendo en número de estaciones de servi-cio, comenzó a trabajar en un proyecto que busca cambiar en cinco años la infraestruc-tura de gran parte de su red. “Hemos iniciado una nueva era enfocada en el servicio y bajo esa directriz decidimos apostarle al cambio y al mejoramiento de la infraestructura de nuestros puntos para que nuestros clientes puedan disfrutar de mejores beneficios. Estos nuevos modelos de EDS a los que le estamos apostando, responden a los cambios que vive y vivirá el consumidor colombiano”, aseguró la presidenta de Terpel.

De acuerdo con Escovar, dentro de este proyecto se considera la adición de nuevas estaciones de servicio propias, cuya parti-cipación actual corresponde apenas al 10% del total. Estos nuevos puntos de inversión directa de Terpel servirán para experi-mentar los formatos que se quieren imple-mentar en toda la cadena. Sin embargo, la presidenta considera que la estrategia de crecimiento de la empresa seguirá estando respaldada en sus afiliados.

ExxonMobil, segunda en el mercado y con más de 50 años de presencia en la industria de comercialización de combustibles en el país, a través de sus marcas Esso y Mobil, ve a Colombia como uno de los mercados con mayor potencial en el segmento de downs-tream dentro de sus operaciones globales, que cuenta con más de 26.000 estaciones de servicio. Según Germán Rico, gerente de combustibles al detal de ExxonMobil, la compañía se ha venido concentrando en la expansión de ambas marcas a lo largo y an-cho del país, reforzando su participación en regiones como la Costa Atlántica, el Eje Ca-fetero y los Llanos Orientales. El año pasa-do la firma añadió alrededor de 30 nuevas estaciones de servicio a su red, con lo que completó cerca de 700 establecimientos.

“Nuestro objetivo es continuar ampliando nuestra red tanto como lo hicimos en 2012, para así ganar mayor participación en este

negocio y crecer por encima de lo que crece el mercado. Nuestra estrategia es extender nuestra cadena a través de socios abandera-dos, con los que evaluaremos las oportuni-dades que se presenten, por ejemplo, en los nuevos corredores viales”, dijo Rico.

Por su parte, Petrobras, con más de 8.000 estaciones de servicio en Latinoamérica, es otra de las multinacionales que ve a Co-lombia como uno de sus principales mer-cados en el negocio de los combustibles. La empresa brasilera, presente en el país desde hace más de 27 años con actividades de ex-ploración y producción de hidrocarburos, inició operaciones en el segmento de co-mercialización en 2006 con 38 puntos.

Desde entonces, la compañía ha venido fortaleciendo su presencia en las principa-les ciudades y carreteras del territorio na-cional hasta lograr una participación en el mercado equivalente al 4%, gracias a una red compuesta por 95 EDS. Según Gustavo Mas, director de operación y comercializa-ción de Petrobras, el objetivo de la firma es tener 150 EDS para 2017, lo que represen-taría un crecimiento en la red del 57%.

“Esperamos cerrar 2013 con 110 estacio-nes de servicio para acercarnos a la meta establecida para los próximos cuatro años, que busca consolidar nuestra presencia en Medellín, Cali, Santander y Llanos Orien-

REPORTE ESPECIAL REPORTE ESPECIAL

Sylvia Escovar, presidenta de Terpel Gustavo Mas, director de operación y comerciali-zación de Petrobras

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Gilson Riveiro, gerente área de ventas de Chevron

tales, entre otros, ofreciendo a cada uno de nuestros clientes una experiencia excep-cional. El abanderamiento es la principal línea de crecimiento de la firma. Sin em-bargo, este año estamos evaluando la posi-bilidad de añadir activos propios a nuestra cadena, tal y como los tenemos en Chile, y más recientemente en Uruguay. Somos optimistas en relación al potencial del mer-cado colombiano, aún con las limitaciones existentes para la expansión en número total de estaciones en algunas ciudades. La alta competitividad de los participantes en el mercado de combustibles, generará ma-yores beneficios a nivel de servicio y costos para el cliente final”, aseguró Mas.

Finalmente, Chevron, otra de las operado-ras del mercado de hidrocarburos colom-biano y que está presente en el segmento de downstream a través de su marca Texaco, espera que en el corto plazo su red de esta-ciones de servicio pueda pasar de 385 pun-tos, con los que cuenta a la fecha, a 400 en el futuro próximo. Según explicó Gilson Ri-veiro, gerente del área de ventas de Chevron para Colombia y Centroamérica, nuestro país es el más importante a nivel regional, al representar el 50% de las ventas en esta circunscripción.“Colombia es muy atracti-vo para nosotros, no solo por el desarrollo que el negocio de EDS ha alcanzado, sino por el positivo ambiente fiscal y de inversión con el que cuenta la nación” dijo Riveiro.

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En los últimos 13 años el número de Estaciones de Servicio (EDS) en el territorio nacional ha aumentado en más del

doble.

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REPORTE ESPECIAL REPORTE ESPECIAL

Más allá del combustible

Las empresas mayoristas del mercado de combustibles, así como muchos agentes de otras industrias, han volcado sus esfuerzos y estrategias de posicionamiento para cauti-var y fidelizar a los clientes. Estas empresas, que antes figuraban como simples provee-doras de gasolina, ACPM o Gas Natural Vehicular (GNV), han venido trabajando en el desarrollo de un portafolio de servi-cios adicionales para satisfacer las nuevas necesidades de sus consumidores.

Petrobras, por ejemplo, ve grandes oportu-nidades en el negocio de tiendas de conve-niencia, campo en el que está comenzando a concentrar sus esfuerzos y para el cual planea un crecimiento dentro de su red. En la actualidad, 13 de sus 95 estaciones de ser-vicio cuentan con estos establecimientos y la compañía espera contar con 35 en 2017.

Terpel, por su parte, además de invertir en la estandarización de la infraestructura de su cadena en todo el territorio nacional, ha desarrollado varios prototipos de tiendas de conveniencia que se ajustan al espacio y condiciones de las EDS en las que es viable implementar esta línea de negocio. “Den-tro de esta variedad está un gran formato que se implementará en puntos estratégi-cos de los principales corredores viales del país. Este año esperamos inaugurar por lo menos cuatro de estos. Pero no solo nos estamos concentrando en el segmento de las tiendas de conveniencia, hemos venido ofreciéndole a nuestros clientes diferentes beneficios y promociones a través de los años, incluso contamos con una aplicación para smartphones. Dentro de nuestro por-

tafolio de nuevos servicios desarrollado este año, está Ziclos, un modelo de lavade-ro de autos novedoso en el país. Contamos con un punto en Cali y queremos tener sie-te para finales de 2013”, dijo Sylvia Escovar, presidenta de Terpel.

Para ExxonMobil los servicios adicionales en las cadenas de estaciones de sus marcas Esso y Mobil representan cerca del 25% de los ingresos totales de los distribuidores. Entre estos servicos se encuentran las ven-tas de lubricantes, servicios para vehículos y productos ofrecidos en las tiendas de conveniencia.

De hecho, recientemente ExxonMobil se sumó al grupo de empresas que decidie-ron incursionar en el ámbito financiero al ofrecer una tarjeta de marca compartida, una inciativa que también ha sido adoptada por Terpel. Junto con Bancolombia y Col-patria, respectivamente, ambas empresas diseñaron dos modelos de beneficios que se acomodan a las necesidades de los usua-rios que frecuentan sus establecimientos. El plástico de las marcas Esso y Mobil, lanzado en febrero de este año, ya cuenta con más de 3.300 tarjetahabientes, y ofrece, entre otros beneficios, triple millaje por compras de combustible en sus estaciones de servicio. Por su parte, uno de los beneficios de la tar-jeta de crédito de Terpel es que se le devuel-ve a los usuarios a final de mes el 2% de sus consumos de gasolina, ACPM y gas natural, así como el 1% de las compras en estable-cimientos aliados. A la fecha, 3.000 clientes tienen esta tarjeta y la meta de Terpel es te-ner 11.000 para diciembre de este año.

Diego Valdivieso, presidente de Prolub.

Sí hay espacio para nuevos juga-doresEl mercado colombiano de comercializa-ción de combustibles ya está en una eta-pa madura y los principales mayoristas se encuentran en el desarrollo de estrategias para expandir y consolidar su presencia en el país. Ahora bien, los planes de Gulf y Pe-troholdings, dos compañías de talla mun-dial, para ingresar al mercado de ventas de combustibles demuestran que los inversio-nistas aún ven grandes oportunidades.

La multinacional Gulf decidió establecer en Colombia la primera red de estaciones de ser-vicio de su marca en toda Latinoamérica. Con una inversión superior a los US$138 millones, la firma, a través de su licenciataria Prolub S. A., planea tener 160 puntos de comercia-lización hacia 2020, lo que le permitiría tener un participación del mercado equivalente al 4%. En marzo, comenzó a operar la primera de sus EDS en Envigado (Antioquia), la cual fue inaugurada el pasado 30 de abril. Este año la empresa abrirá otras 27 estaciones en el país.“Somos consientes de que la competencia es alta y que el porcentaje de ganancias por galón no es el deseado, pero estamos segu-ros de que el potencial que tiene el país en el segmento de estaciones de servicio nos per-mitirá registrar buenos resultados. Nuestra estrategia está basada principalmente en el crecimiento a través de estaciones de servicio propias, cuya participación será de 60%”, afir-mó Diego Valdivieso, presidente de Prolub.

Más recientemente el mercado conoció las intenciones de UNO Colombia, subsidiaria de Petroholdings (uno de los principales juga-dores de este negocio en Centroamérica), de adquirir entre el 50% y 62,5% de las acciones ordinarias de Biomax, firma listada en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC). Esta mayoris-ta, financiada con capital local, es la empresa colombiana con mayor participación en el seg-mento de comercialización, con cerca de 785 EDS en el país, bajo las marcas Biomax y Brio.

Así las cosas, desde ya se prevé una impor-tante dinámica en el mercado de ventas de combustibles, no solo por el incremento en el número de estaciones de servicio en todo el territorio nacional, sino por las estrate-gias diferenciadoras que las empresas con trayectoria en el país emplearán para man-tener su marca vigente, así como por las innovaciones y los cambios que los nuevos jugadores de este segmento puedan traer a Colombia.

El uso del Gas Natural Vehicular (GNV) viene ganando mayor participación en países que cada vez son más cons-

cientes de la importancia de un aire limpio para su población. La generalización de ve-hículos que utilizan esta fuente de energía es una tendencia mundial. Por ejemplo, Corea tiene más de 20.000 buses con gas natural vehicular. Algo similar ocurre en Nueva Delhi (India), que cuenta con más de 11.000 vehículos. A su vez, China tiene más de 10.000 de estos buses y en Estados Unidos, el 65% de la flota de transporte pú-blico lo consume.

En Colombia, aunque la participación actual del gas natural dentro de la cartera de com-bustibles es apenas del 8,26% y solo el 7,1% del total de los carros que ruedan en el país se mueven con esta fuente de energía, los agentes de este mercado esperan que los be-neficios económicos y ambientales asociados al uso del GNV impulsen la demanda. Pese a que las conversiones de automotores, princi-palmente de taxis, a gas natural se han man-tenido, desde mediados de 2007, el consumo ha venido cayendo progresivamente. Según cifras preliminares de la UPME, en 2012 el consumo de GNV alcanzó los 699,49 mi-llones de m3, con más de 400.000 vehículos convertidos. Las proyecciones de esta enti-

dad para la siguiente década le apuntan a un crecimiento de 1,6% anual en un escenario medio, y en los escenarios bajo y alto es de -0,5% y 3,3%, respectivamente.

Gas Natural Fenosa ha sido una de las principales promotoras del uso de este combustible en el país. A través de alian-zas, beneficios económicos y facilidades de pago, la firma ha manejado la conversión de más de 1.700 vehículos en el país.

Según Jorge González, gerente de GNV de Gas Natural Fenosa, el objetivo de la compañía, que hoy cuenta con 64 estaciones de servicio, es seguir trabajando por el ingreso de nuevas unidades. “El año pasado logramos registrar 16.000 conversiones, que frente a un promedio de 6.000 vehículos, registrado en años anterio-res, muestra un importante crecimiento. Para los años que vienen, a través de una alianza con Ecopetrol e inversiones propias de la em-presa, queremos seguir ofreciendo facilidades en la financiación de las conversiones para que cada vez más usuarios puedan ahorrar más de un 50% en la compra de combustibles. En 2013 esperamos registrar 19.000 conversiones y le apuntamos a una meta de 20.000 por año has-ta 2018”, aseguró el gerente de GNV de Fenosa. González también explica que la comer-cializadora ve grandes oportunidades en la

implementación del GNV en los sistemas masivos de transporte, tal y como se logró con 47 buses de Metroplus en Medellín. De acuerdo con él, se espera que de los más de 10.000 buses que se sustituirían en Bogotá durante los próximos años, un buen porcen-taje vengan acondicionados para funcionar con GNV desde la fábrica.

A su vez, Terpel, con presencia en el merca-do de gas natural a través su marca Gazel, le apuesta a que esta fuente de energía se con-vierta en el diesel del futuro. Sylvia Escovar, presidenta Terpel, sostuvo, en el marco del XVI Congreso de Naturgas, celebrado en marzo pasado, que si se logra sustituir el 15% del diésel, los volúmenes de GNV po-drían duplicarse. “Hemos recorrido un lar-go camino en el fortalecimiento del GNV como una opción para los colombianos, pero la meta es convertirlo en el diesel del futuro. Para esto necesitamos ayuda y com-promiso de las autoridades regulatorias, que le permitan a los productores de gas natural realizar negociaciones bilaterales que con-templen la sustitución de diesel por GNV; del Gobierno para que exija el uso de este combustible en los sistemas integrados de transporte; y de los distribuidores, para que disminuya la tarifa de distribución para este tipo de proyectos”, dijo Escovar.

El gas natural vehícular se abre paso

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SERVICIOS SERVICIOS

ServiciosGrundfos Company abre oficina en BogotáEl pasado 9 de abril, Grundfos Company abrió una sucursal en la capital del país. Grundfos es una empresa que cuenta con

más de 16.000 empleados, 60 años de experiencia y una producción anual de más de 16 millones de bombas, lo que la con-vierte en uno de los principales fabricantes mundiales de bombas. Esta empresa danesa, con sede principal en Bjerringbro

(Dinamarca) cuenta con productos y soluciones industriales propias para el sector minero energético que exijan una solución de bombeo eficaz. Actualmente, sus productos están presentes en más de 55 países.

Con esta determinación Grundfos busca beneficiarse de la positiva evolución del sector de hidrocarburos en Colombia. En el discurso de apertura, Carlos Añasco, director general adjunto, describió la inauguración de la nueva oficina como un momento histórico para la compañía. Según Añasco, “Colombia es uno de los países más importantes de Suramérica y tiene la intención de seguir creciendo”. A su vez, Lars Agaard, vicepresidente ejecutivo del grupo, se refirió a esta decisión como un ambicioso proyecto para una empresa con importantes perspectivas.

Kentz Corporation Limited, el holding del grupo Kentz de ingeniería y construcción, anunció recientemente la adjudicación de un contrato por CB&I para el trabajo de instalación eléctrica e instrumentación en el proyecto de expansión de la Refinería de

Cartagena (Reficar).

Chris Brown, CEO de Kentz, comentó al respecto: “Este es un excelente ejemplo de cómo po-demos aprovechar nuestras capacidades y relaciones para ampliar más nuestro negocio. Este contrato es el primero en Colombia y demuestra nuestra capacidad de expandirnos a nuevos países y regiones. Además, resalta la fortaleza de nuestras relaciones con clientes clave. Estamos encantados de continuar nuestra asociación con CB&I, empresa con la que hemos trabajado con éxito en otras partes del mundo”. Recientemente el CEO de Kentz había dado indicios de que la compañía estaba interesada en llegar a nuestro país. Según dijo Brown en una rueda de prensa, la empresa estará atenta a todas las oportunidades en Colombia.

En el ámbito global, Kentz Corporation cuenta con 14.500 empleados, opera en 30 países y ha proporcionado servicios de ingeniería, adquisición, construcción y servicios de apoyo técnico a des-tacados clientes petroleros y mineras por más de 90 años. Kentz, que opera en los cinco continentes, actualmente trabaja en un proyecto conjunto con Petrobras en Angra dos Reis, en el estado brasi-leño de Río de Janeiro. Colombia es el segundo país al que incursiona la compañía en Suramérica.

Contrato por US$58 millones es adjudicado a Kentz Corporation

Kerui Group introduce un nuevo sistema de compresor al mercado colombiano

El grupo industrial chino, Shandong Kerui Petroleum Equipment Co., se centra actualmente en la entrada de

su nuevo sistema de compresor al mercado colombiano.

Bob Duan, gerente general de Kerui en Co-lombia, considera que este producto le dará un gran impulso a su negocio en el país: “Hemos cooperado con clientes de primera

línea, tales como Cameron y GE para desa-rrollar este compresor de gas. A nivel inter-nacional, es ampliamente utilizado en los campos de petróleo y gas para la inyección, propulsión y levantamiento de gas”.

“Las principales ventajas de este nuevo sistema son que puede funcionar bajo una variedad de complejas condiciones y que cuenta con un completo control automá-

tico, lo cual elimina la necesidad de tener operadores de turno,” afirmó Duan.

Desde su sede principal en China, la firma se centra en la investigación y el desarrollo de una gama de equipos de alta tecnología para la industria petrolera. En Colombia, la empresa tiene un equipo de ingenieros que proporciona servicios para el funcionamien-to de los compresores y su mantenimiento.

Chris Brown, CEO de Kentz Corporation


SERVICIOS

Ryan y Godoy & Hoyos Abogados cierran alianza estratégica

Con el objetivo de ampliar su alcance a América Latina, Ryan, firma con sede en Dallas (Texas, EE. UU.) y líder mundial en temas tributarios, llegó a un acuerdo para

ofrecer de manera conjunta sus servicios con la firma colom-biana Godoy & Hoyos. En el portafolio de Ryan se encuentran múltiples servicios como recuperación de impuestos, aprovecha-miento de incentivos tributarios, representación en litigios tri-butarios, mejora de procesos, automatización para una óptima gestión, planeación estratégica e implementación de directrices para el cumplimiento normativo, entre otros.

Esta alianza impulsará el crecimiento de Ryan en América Lati-na, con el soporte de una de las más reputadas firmas colombia-nas. Godoy & Hoyos Abogados, que el año pasado fue galardona-da como la firma de abogados en Colombia 2012 en la categoría Oil & Gas por Corporate INTL Magazine, recibió el premio “Firma de Litigios Tributarios” en 2008, 2009 y 2010, además de ser catalogada como la “Firma de Impuestos del Año 2012” en Colombia .

Todd E. Behrend, director de la práctica internacional de Ryan, dijo, “Estamos orgullosos de contar con los principales expertos de Godoy & Hoyos Abogados en Colombia, como socios que apoyan nuestros compromisos en temas tributarios internacio-nales. El liderazgo de Godoy & Hoyos en servicios de impuestos servirá para ofrecer un sustancial valor agregado para nuestros clientes multinacionales”. A su vez, G. Brint Ryan, presidente y CEO de Ryan, agregó: “Estamos orgullosos de reforzar nuestros servicios de impuestos internacionales con la experiencia y las soluciones de talla mundial de Godoy & Hoyos Abogados. La firma es un socio estratégico excepcional que fortalecerá nues-tras capacidades internacionales y apoyará nuestra expansión en Colombia”.

Primer contrato de servicios offshore para Wood Group PSN

El mantenimiento y los servicios para la operación continua de Chevron en la Costa Caribe colombiana esta-

rán a cargo de Wood Group PSN, que hace parte de Wood Group, con sede principal en Aberdeen (Escocia). El contrato con Chevron asciende a US$17,5 millones, tie-ne un plazo de tres años (prorrogable por tres años más) y abarca la provisión de servicios para el adecuado funcionamien-to de las dos plataformas costa afuera de Chevron (Chuchupa A y B), en el campo de gas Chuchupa. Adicionalmente, la em-presa también se encargará de proveer los servicios requeridos para el adecuado fun-cionamiento de los campos de gas natural en tierra firme de Chevron (Riohacha y Ba-

llenas), en el departamento de La Guajira. Para cumplir con este contrato la empresa tiene previsto que se crearán unos 100 nue-vos puestos de trabajo.

Esta adjudicación marca el primer éxito de la compañía para incursionar en la ex-tracción offshore en Colombia. Derek Blac-kwood, presidente de Wood Group PSN, dijo: “Chevron es un cliente valioso y este éxito marca la expansión de nuestro nego-cio en alta mar en Colombia. Actualmen-te, estamos reclutando nuevos empleados en nuestra empresa, para cumplir con este contrato, y estamos comprometidos con el desarrollo de una hábil y talentosa mano de obra local”.

Wood Group, compañía enfocada en la provisión de servicios para el sector mine-ro energético, tiene operaciones en nueve países de América Latina y emplea a más de 3.700 personas en la región. El grupo cuenta con tres empresas: Wood Group Engineering, Wood Group PSN y Wood Group GTS. Wood Group PSN es un pro-veedor de servicios enfocados en la puesta en marcha, operación y mantenimiento de proyectos, además de ofrecer servicios de ingeniería, construcción, gestión de pro-yectos y formación para la industria mi-nero energético. Wood Group PSN cuenta con más de 25.000 personas en más de 35 países.


SERVICIOS

Logan Oil Tools abre sucursal para el área andina

La empresa Logan Oil Tools, subsidiaria de Logan International Inc., líder en la fabricación y venta de una amplia línea de productos para la industria petrolera, abrió una oficina y un almacén mayorista en

Bogotá para atender a los clientes de la región. En el portafolio de produc-tos de Logan Oil Tools se destacan múltiples herramientas para la perfora-ción petrolera, recuperación de crudo, de sujeción, de superficie y correc-tivas, entre otros.

Según informó la compañía, esta es la primera inversión en instalaciones de la empresa en Suramérica. La oficina de Logan Oil Tools Colombia está ubicada en el Edificio Teleport Business Park, en el norte de Bogotá, y adi-cionalmente la compañía cuenta con un almacén mayorista de más de 300 metros cuadrados en la zona franca de Bogotá.

Mediante un comunicado, la empresa dio a conocer que la nueva sucursal colombiana estará dirigida por Ted Crisp, gerente regional para América Latina, quien actualmente reside en Houston (Texas, EE. UU.). El equipo de Logan, para poner en funcionamiento esta iniciativa, también cuenta con Sam Ibzagh, representante de ventas para el área andina, y Victoria Barahona, coordinadora de importaciones y ventas internas.

Además de los trece puntos de venta en Norte América, Logan Oil Tools tie-ne otros cuatro centros internacionales de almacenamiento y distribución, ubicados en lugares estratégicos: Edmonton (Canadá), Aberdeen (Escocia), Dubai (Emiratos Árabes) y Singapur Logan Oil Tools, con sede en Hous-ton, cuenta con aproximadamente 360 empleados en todo el mundo.

HIMA, líder en la detección de fugas, abre subsidiaria en Colombia

La multinacional alemana HIMA, enfocada en proveer soluciones integrales y seguras en la automatización de procesos industriales, anun-

ció la apertura de una subsidiaria en Bogotá. Para el sector de hidrocarburos, HIMA ofrece una variedad de soluciones, entre las que se destacan sus sistemas para detectar rápidamente cualquier tipo de fuga en los oleoductos.

“Colombia es un mercado muy atractivo para nosotros porque su industria petrolera está presentando un cre-cimiento importante, enfocado en la sostenibilidad. Nuestros principales objetivos son proteger el medio ambiente de posibles fugas masivas, al mismo tiempo que ayudamos a minimizar los costos económicos que puede traer una fuga no detectada a tiempo”, expresó Róbert Hulák, director ejecutivo de HIMA en Eslo-vaquia, quien visitó la feria Automatiza 2013 para presentar esta novedosa tecnología. En Nitra (Eslo-vaquia), HIMA ha consolidado un centro dedicado a

la investigación de soluciones para controlar las fugas en los oleoductos.

El sistema de HIMA es capaz de identificar rupturas en el tubo en menos de 30 segundos, a partir de medicio-nes basadas en las condiciones propias de la tubería en cuestión. HIMA tiene dispuesto un algoritmo que eva-lúa las mediciones locales e identifica las condiciones hidráulicas generadas por la ruptura. Una vez identifi-cada la falla, el sistema emite un comando automático para minimizar cualquier consecuencia. Esta funcio-nalidad brinda protección básica a los oleoductos, in-cluso cuando el sistema de comunicación no funciona.

“Ofrecemos al mercado colombiano tres servicios: detec-ción de fugas en tiempo record, aislamiento del derrame y determinación de cuánto producto se ha perdido duran-te el derrame. Estos servicios implican un mejoramiento en el rendimiento de la empresa. Además, brindamos la prueba del sistema sin costo alguno”, afirmó Hulák.


MERCADO LABORAL

No importa si es un ejecutivo con especialización en alta gerencia, mercadeo, finanzas o áreas técni-

cas. Si tiene experiencia en la dirección de proyectos y liderazgo de grupos de trabajo tiene muy altas posibilidades de aprovechar el buen momento que sectores como el de la minería, el gas y el petrolero viven en Co-lombia. Con una proyección de más de US$10.000 millones en inversiones mineras, para la explotación de petróleo y proyectos ener-géticos; un crecimiento del 300% de las ex-portaciones de hidrocarburos proyectado para los próximos años; y una fiebre por la extracción y comercialización de pro-ductos como el carbón y el oro, con creci-mientos del 70% y el 75%, respectivamente, estos sectores se han convertido en las áreas más dinámicas de la economía colombiana. Y, además son las estrellas de la contrata-ción de ejecutivos de media y alta gerencia en todo el territorio nacional.

Una locomotora pujante y llamativa

“En la actualidad ocho de cada diez proce-sos de selección de ejecutivos que adelantan

las firmas especializadas están relacionados con la división de minería, gas y petróleo”, destaca Ramiro Bado, gerente de la división de petróleo y gas de Michael Page, empresa perteneciente al PageGroup, y especializada en el reclutamiento de middle y top manage-ment. El representante de la firma europea con operaciones en 34 países agrega que es tan alta la demanda actual de ejecutivos en Colombia en este sector, que se empieza a evidenciar un significativo éxodo de ge-rentes y presidentes de otros sectores al de petróleo y gas. “Hemos llegado a un punto en el que dos de cada cinco ejecutivos que contratan las empresas del sector minero energético provienen de otros renglones de la economía”.

Y es que si bien un sector como el mine-ro ya genera más de 800.000 puestos de trabajo por sí solo en el país, la llegada de numerosos inversionistas y corporaciones internacionales a esta y demás áreas rela-cionadas ha hecho que se esté presentando una alta concentración de procesos de bús-queda y contratación de ejecutivos, lo que ha llegado a niveles muy pocas veces vistos en el pasado en el país. Aparte de la amplia oferta de empleos, la gran mayoría de los gerentes y presidentes colombianos quiere trabajar en este mo-mento en el sector minero energético por las condiciones laborales que ofrecen las compañías. “Retos atractivos con proyectos específicos, proyección en las organizacio-nes y posibilidades de mejorar su capaci-tación, son los elementos con los que las organizaciones se están disputando a los mejores ejecutivos colombianos”, destacó el representante de la división especializada en petróleo y gas de Michael Page. Con miras al próximo año, Ramiro Bado anticipa que las personas especializadas en áreas como la financiera y, sobre todo, los ingenieros, serán los más buscadas por las empresas del sector minero energético en el país.

Dos de cada cinco eje-cutivos que contratan las empresas del sector minero energético pro-vienen de otros renglo-

nes de la economía.

Ocho de cada diez búsquedas de ejecutivos están relacionadas con

el sector minero energéticoLos numerosos proyectos que se desarrollan en el sector minero energético en el país están creando un boom inesperado en materia de reclutamiento. Las empresas de gas, petróleo y carbón son las que están acaparando los mejores gerentes y presidentes en la actualidad.

Ramiro Bado Gerente del sector de hidrocarburos, minería e ingenería de Michael Page Colombia


El surgimiento de buena parte de las empresas termoeléctricas se dio a partir del periodo de sequía ocasio-

nada por el Fenómeno del Niño en los años noventa. El racionamiento eléctrico, que se extendió entre 1991 y 1992, fue el cataliza-dor de un proceso de reformas para el sec-tor energético del país. Además de la sequía, entre las razones del apagón también hubo aspectos estructurales, como el desequilibrio entre la generación hidráulica y la genera-ción térmica.

De ahí surgió la urgencia de desarrollar proyectos de generación de energía tér-mica que balancearan la oferta en el país. En ese entonces el Gobierno se propuso 2 objetivos concretos: por un lado, llevar la relación entre energía hidráulica y ener-gía termoeléctrica de un 80% - 20% a un 70% - 30%, y, por otro, recuperar el 20% de la industria de generación térmica que ya existía, pues no estaba en óptimas con-diciones. La estrategia de respaldo para las hidroeléctricas se convirtió entonces en prioridad e hizo evidente la necesidad de la participación del sector privado.

En ese tiempo la Ley 142/94 (servicios públicos) y la Ley 143/94 (eléctrica) die-ron cumplimiento al documento Conpes del 21 de mayo de 1991, que buscaba una restructuración profunda del sistema eléc-trico para hacer un balance energético más apropiado, incentivar la inversión privada y optimizar la prestación del servicio de energía en todo el país. Estas leyes definie-ron el marco regulatorio para desarrollar un mercado competitivo.

Desde las reformas de 1994, el sector ener-gético del país está desagrupado en genera-ción, transmisión, red de distribución y co-mercialización. El suministro depende del Sistema de Interconexión Nacional (SIN), que proporciona cobertura al 96% de la po-blación. Y el sector eléctrico colombiano se basa actualmente en un esquema de libre mercado, abierto a capitales privados, bajo la regulación del Estado.

La suma de todas esas acciones dio origen a varias termoeléctricas que hoy generan el 30% de la electricidad que, en condiciones normales, se consume en el país. Empresas

como Termobarranquilla (Tebsa), Gensa (Termopaipa) y Termotasajero, entre otras, fueron impulsadas por la acción del Go-bierno en los noventa. Hoy, el gremio ter-moeléctrico puede asumir hasta el 70% de la generación energética del país en tiem-pos de sequía, garantiza así el servicio las 24 horas. Actualmente, en Colombia existen alrededor de 30 plantas de generación de energía termoeléctrica. Gracias a las ter-moeléctricas, desde los años noventa no ha habido otro apagón, aun cuando el Fenó-meno de El Niño ha tenido un impacto so-cioeconómico importante en los periodos de 1997-1998 y de 2009-2010.

Ampliar el mercado y profundizar el modelo

Alcanzar las metas en materia de cobertu-ra ha sido posible gracias al establecimien-to de un modelo eficiente, que garantiza la atención de la demanda en condiciones críticas de abastecimiento. El mercado de este sector cuenta con la Obligación de Energía Firme (OEF), un vínculo que impone al generador el deber de generar una cantidad diaria de energía durante el periodo de vigencia de la obligación. Teniendo en cuenta que los precios de la oferta deben reflejar los costos variables de generación, la incertidumbre y la percep-ción del riesgo, se realizan subastas para la asignación de OEF.

Este modelo también da cabida y sirve de base a la ampliación del mercado para las termoeléctricas. Conforme al Área de Planeación y Generación de Energía de Empresas Públicas de Medellín (EPM), la interconexión de los sistemas y mercados eléctricos de Colombia con los países veci-nos de Sur y Centro América permite obte-ner una mejora general neta en precios y en confiabilidad para el suministro de energía eléctrica. Para esta empresa, la competitivi-dad de la industria no solo se debe presen-tar en términos de precio, sino también en lo que respecta a sostenibilidad y confiabili-dad, lo que representa una excelente opor-tunidad para el fortalecimiento de la indus-tria nacional de energía termoeléctrica y su capacidad de incursionar en otros países.

Gracias al Cargo por Confiabilidad, un esquema regulatorio para asegurar la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica en el largo plazo, la Comisión Reguladora de Energía y Gas (Creg) ha generado precios eficientes para cualquier tecnología de generación. Este instrumen-to ha establecido un vínculo jurídico entre el Mercado de Energía Mayorista (MEM) y los generadores, permitiendo ingresos fijos asociados a la generación de energía firme hasta por 20 años, estabilidad en el flujo de caja y reducción en los riesgos de inversión.

Actualmente, en Colombia la energía ter-moeléctrica proviene de 3 orígenes: com-bustibles líquidos, gas y carbón. Por ende,

su funcionamiento y reglamentación difie-re en cada caso. Para Alejandro Castañeda, director ejecutivo de la Asociación Nacio-nal de Empresas Generadoras (Andeg), los planes a corto plazo de los subsectores que componen la generación termoeléctrica evidencian su buen estado y proyección. Cada fuente de generación enfrenta desa-fíos propios y ofrece distintos beneficios.

Combustibles líquidos, una opción que se abre paso entre las térmicas

Para la generación en las termoeléctricas se utiliza el diesel y el fuel oil. La mayoría de plantas de generación son duales, es decir,

permiten el uso de gas natural o de combus-tible líquido. El incremento en la producción de la industria petrolera en los últimos años,

la ampliación de las reservas y la estabili-dad normativa han vuelto más atractivos los combustibles líquidos. Según Alejandro Castañeda, la incertidumbre que actual-mente rodea al sector de gas en términos de reglamentación, perfilan al diesel y el fuel oil como opciones interesantes. Buena par-te del Valle del Cauca y de la Costa Atlántica se sirven de estos combustibles en tiempos de poca lluvia. Actualmente, se adelantan varios proyectos de generación dual, que además cuentan con las adecuaciones ne-cesarias para cumplir con altos estándares ambientales.

Por ejemplo, la filial de EPM, Termosierra, montó una nueva planta de agua para ase-gurar el cumplimiento de la normatividad ambiental, exigida para la generación tér-

mica con combustible líquido (ACPM). El Área de Planeación y Generación de Ener-gía de EPM afirmó que esta adecuación se hizo ante la necesidad de respaldar, mediante un contrato de compra de combustible lí-quido, la energía firme de la planta térmica La Sierra para los próximos años. Fue una medida para atender la eventual demanda de los generadores térmicos con ACPM porque no se cuenta con una oferta sufi-ciente de gas natural, combustible que tiene más ventajas ambientales y económicas. El

Las termoeléctricas: de alternativa pasajera a la solución integral

En los últimos 20 años el sector de generación termoeléctrica ha tenido una evolución importante, y se ha convertido en el respaldo de la energía hidráulica. La respuesta en la década de los noventa ante los desafíos que enfrentó la generación eléctrica, se convierte hoy en una industria que se consolida con nuevos proyectos, a partir del gas natural, el carbón y los combustibles líquidos.

Composición del parque

de generación2011-MW 9,185

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La capacidad efectiva neta al finalizar el año 2011 fue 14.420 MW. El sector termoeléctrico es fundamental para la atención confiable de la demanda de energía.

Gracias a las termoeléc-tricas, desde los

años noventa no ha habido otro apagón.

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: EPM

GENERACIÓNGENERACIÓN


GENERACIÓNGENERACIÓN

principal reto para Termosierra es retomar en el mediano o corto plazo el gas natural como combustible principal.

Otra generadora dual que ha decidido apostarle a la ampliación de la oferta ha sido Termocol, una planta ubicada en Santa Marta que fue diseñada para aprovechar su proximidad al puerto y a las estaciones de combustible y gas. Esta térmica figura en el Plan de Expansión de Referencia Genera-ción Transmisión 2012-2026 de la Unidad Minero Energética (Upme). Consultores Regionales Asociados es la empresa que ganó la convocatoria Upme 2010 para el diseño, construcción, operación y manteni-miento de esta estación, que busca generar 202 megavatios de energía adicionales para la región en el presente año.

El sector de generación, a partir de combus-tibles líquidos enfrenta 2 retos, el primero es de origen económico y el segundo es de carácter técnico, y tiene que ver con la mez-cla de biodiesel para las plantas. “Igual que ocurrió con el sector de transporte vehi-cular, la generación térmica requiere desa-rrollar una serie de pruebas que permitan

conocer y controlar por completo el poder calorífico de la mezcla en las plantas. Con el Ministerio de Minas estamos trabajando en una propuesta para hacer el análisis de las características de la mezcla con biodie-sel para determinar el porcentaje adecuado para las plantas y apuntarle a una mejor productividad”, afirmó Castañeda.

Carbón, una fuente de generación abundante

Uno de los recursos energéticos de mayor abundancia en Colombia es el carbón. De acuerdo con la Upme, los recursos y las re-servas geológicas de carbón medidas en el país son de aproximadamente 6.648 millo-nes de toneladas que se encuentran en las 3 cordilleras y en la Costa Atlántica.

Desde la Guajira hasta el Cauca, la calidad del carbón varía en términos de poder ca-lorífico, cantidad de azufre y otras especifi-caciones técnicas. El carbón utilizado para generar energía en Colombia es proviene, en su mayoría, de Norte de Santander, Bo-

yacá, Santander, Córdoba y Cundinamarca.Aunque cumplir con los estándares am-bientales ha sido el principal desafío para la utilización de esta fuente de generación, se han adoptado medidas para adecuar la infraestructura actual. “Todas las plantas antiguas han tomado las medidas necesa-rias para controlar los niveles de emisión de azufre y otros gases contaminantes. Las plantas nuevas manejan tecnologías ac-tualizadas, cuyas emisiones están muy por debajo de los requerimientos legales en Colombia”, explicó Castañeda.

A su vez, según Alejandro Amarillo, geren-te comercial de Termotasajero: “La gene-ración de energía a partir de carbón tiene varias ventajas que aumentan la competi-tividad del sector. Es un combustible que se encuentra en abundancia en Colombia y por tanto es económico. Además, a diferen-cia del gas y de los combustibles líquidos, no depende de terceros para su traslado. Cada planta de carbón tiene su propia in-fraestructura de transporte”. Termotasaje-ro es una empresa que le está apostando a la expansión y tiene preparada para el 2015 la apertura de una nueva planta, con una

capacidad de 160 megavatios. Con sede principal en el municipio de San Cayetano, en Norte de Santander, Termotasajero ge-nera actualmente 155 megavatios.

Por su parte, Gecelca, la generadora y co-mercializadora de energía del Caribe que también gestiona los servicios públicos de la región, tiene proyectada la apertura de una tercera planta con capacidad de 164 mega-vatios en el municipio de Puerto Libertador, en el departamento de Córdoba. Gecelca 3 fue declarada por el ConsejoNacional de Política Económica y Fiscal (CONPES) como proyecto energético de importancia estratégica para el país. Este es un proyecto que involucra la tecnología de combustión llamada lecho fluidizado, utilizada por primera vez en Colombia para reducir las emisiones de óxido de nitrógeno, trabajar a menores temperaturas y capturar el azu-fre en la zona de combustión, al agregar carbonato de calcio. En el mismo terreno que Gecelca 3 se ubicará Gecelca 3.2, una central que generará 250 megavatios y co-menzará su funcionamiento a finales del 2015. En total, Gecelca aportará al parque termoeléctrico más de 400 megavatios.Actualmente, Gecelca posee y atiende las unidades 1 y 2 de la Central Termoguajira con una capacidad efectiva de 151 megava-

tios cada una. La compañía también tiene un contrato de prestación de servicios de energía térmica con la generadora a base de carbón Termobarranquilla (Tebsa), que tiene una capacidad de 918 megavatios. Tebsa es el activo térmico más importan-te y confiable del Sistema Interconectado Nacional, suministra aproximadamen-te el 10% de la demanda total de energía del país y alrededor del 48% de la energía requerida para atender la demanda de la Costa Atlántica.

Gas, un insumo sostenible

Desde que el gas comenzó a hacer par-te de la canasta energética, el país se ha preocupado por incrementar las reservas e impulsar todos los proyectos explorato-rios y estudios alternativos para satisfacer la demanda interna en sus diferentes sectores:

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Generación eléctrica total 1996-2013

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Hidráulica Térmica

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El consumo de energía eléctrica durante 2012 fue de 59.367 GWh. El crecimiento frente al año 2011 fue del 3,8%.

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: EPM

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: EPM


GENERACIÓN

industrial, doméstico, vehicular y de energía térmica. Hasta este año, la regulación co-lombiana para gas promueve el libre merca-do e incentiva la exploración en los sectores público y privado para la exploración. No obstante, este sector enfrenta un escenario de incertidumbre, pues aún no se ha estable-cido la normatividad que va a regir los con-tratos de suministro de gas a partir del 2014.

Esta situación representa una problemáti-ca que afecta no solo a las plantas térmi-cas, sino a todo el sector porque frena el incremento de reservas de gas natural. Sin embargo, la actual administración ha tra-bajado en la organización de la industria de gas a partir de diferentes medidas como la liberación de precios, la elaboración de una propuesta para regular la comerciali-zación y los lineamientos para la importa-ción legal, entre otras iniciativas que bus-can fortalecer el parque de generación.

Según Alejandro Castañeda: “la actual ad-ministración ha ido dando pasos impor-tantes para la organización del sector. Sin embargo, es un proceso que aún está en ca-mino y cuyos resultados finales aún están por verse”. De acuerdo con este directivo, durante la pasada administración, el Go-bierno incentivó la utilización exclusiva de carbón para obtener energía térmica. Esta determinación generó posiciones encon-tradas y tuvo repercusiones negativas para la producción de gas. Sin embargo, la pers-pectiva de este gobierno es distinta.

“En Andeg vemos con muy buenos ojos la posición que ha asumido el presidente Santos con respecto al sector de gas. La li-beración del precio en todas las regiones es una buena medida, pues tener 2 señales de precio en un mismo país es muy complejo. Así ocurría anteriormente con La Guajira, la única región que tenía precios regulados en Colombia”, añadió Castañeda, al explicar la estructura de precios del sector.

Adicionalmente, las centrales del Magdale-na Medio, como Termocentro, propiedad de Isagén, y Merieléctricas, propiedad de Celsia, continúan generando energía tér-mica a partir de gas, utilizando el sistema de ciclo combinado para una producción más limpia.

Un modelo eficaz para conquistar nuevos mercados

El modelo que promueve la competencia en un marco de interacción entre oferta y demanda ha servido para que Colombia consolide un sector con una infraestructu-ra sólida para la generación termoeléctrica. Este contexto ha permitido florecer una in-

dustria que hace un par de décadas no era considerada relevante para el país. El sector de generación térmica ha comenzado con el pie derecho en la estructuración de una in-dustria con un gran potencial de expansión. Este emprendimiento ya no es visto como la respuesta a la necesidad de generar energía en tiempo de sequía, sino como un sector capaz de trascender fronteras y conquistar nuevos mercados.

EMPRESA ASOCIADA

Capacidad efectiva neta instalada

Empresas asociadas a ACOLGEN

TECNOLOGÍA

Capacidad instalada en MW

Combustible líquido Gas Carbón

Termosierra (EPM) * 455

Emgesa * 187 233

Termocentro (ISAGEN) * 285

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Cia. Eléctrica Sochagota 150

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* Plantas de gas que pueden operar con combustible líquido

EMPRESA ASOCIADA

Capacidad efectiva neta instalada

Empresas asociadas a ANDEG

TECNOLOGÍA

Capacidad instalada en MW

Combustible líquido Gas Carbón

Termobarranquilla (EPM) 918

Termoguajira (Gecelca) 302

321Termopaipa (Gensa)

314

229

Proeléctrica 90

Termocandelaria

Termoemcali

Termotasajero

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* Plantas de generación dual


BIOCOMBUSTIBLES BIOCOMBUSTIBLES

La necesidad de encontrar fuentes sostenibles para generar energía se ha convertido en un reto inaplaza-

ble, a medida que el desarrollo económico continúa y se sigue dependiendo mayo-ritariamente de los combustibles fósiles. Colombia ya está asumiendo el desafío y

años, luego de que el Congreso promulgara la Ley 693 del 2001 para incentivar la pro-ducción, comercialización y consumo de bioetanol. A su vez, la Ley 939 de 2004 es-timula la producción y comercialización de biocombustibles de origen vegetal o animal para uso en motores diesel.

En Colombia, la industria de los biocom-bustibles sigue e incorpora los postulados de la Organización de las Naciones Unidas Para la Alimentación y Agricultura (FAO, por sus siglas en inglés), según los cuales la agroenergía moderna debe conjugar el desarrollo rural y la seguridad alimentaria.

la producción de biocombustibles se en-cuentra a la vanguardia, una industria que integra la producción agrícola para generar carburantes que tienen un mínimo impac-to en el medioambiente.

Los biocombustibles son derivados de la biomasa o materia orgánica, que después de un proceso biológico (natural o inducido), son utilizados como fuente de energía. En Colombia, la producción de biocombus-tibles comenzó hace un poco más de siete

Desde un comienzo, el Legislativo encontró que los biocombustibles representaban una opción interesante, ya que responden a tres objetivos deseables: reducir la dependencia de los hidrocarburos, mejorar la calidad del aire y las condiciones ambientales, y gene-rar empleo en las zonas alejadas de los cen-tros urbanos. Además, al sustentarse en la agricultura, la industria de los biocombus-tibles promete desarrollo para las regiones apoyándose en un sector fundamental en la historia y el futuro del país.

Ámbito legal y respaldo gubernamentalEn el panorama nacional, los beneficios ambientales y el potencial agrícola del país hacen de la industria de los biocombusti-bles una propuesta atractiva. Por esa razón, el Gobierno ha promovido la expedición de diferentes leyes, decretos y resoluciones para incentivar la inversión en nuevas plan-tas y facilitar el desarrollo de una fuente al-ternativa de auto abastecimiento energético.

Adicionalmente, en el año 2008, fue lanza-do el Conpes 3510 para la Producción Sos-tenible de Biocombustibles en Colombia, con el cual se busca “incrementar com-petitivamente la producción de biocom-bustibles, contribuyendo a la generación de empleo formal, al desarrollo rural y al bienestar de la población, bajo la premisa de garantizar un desempeño ambiental-mente sostenible”. De esta forma se busca promover los combustibles de origen bio-lógico en un marco integral, que conjugue los aspectos económico, social y ambiental.

La normatividad de las zonas francas (De-cretos 2683 de 1999, 283 de 2007 y 4081 de 2007) también representa un estímulo para los proyectos agroindustriales en ma-teria de biocombustibles. El Decreto 383 del 2007 abrió la posibilidad de que los proyectos agroindustriales (incluidos los biocombustibles) pudieran desarrollarse en zona franca permanente especial. Sin embargo, se estableció como requisito para declarar una zona franca en un proyecto agroindustrial una inversión mínima de 75.000 smmlv (aproximadamente US$24 millones) o la vinculación de mínimo 500 empleados.

Los beneficios de este régimen incluyen un impuesto de renta del 15% (frente al 33% en operaciones por fuera de zonas francas), reducción de impuestos locales y exención de aranceles e IVA en compras internacionales, así como la exención del

Los biocombustibles, por un proyecto de paísLa creciente demanda energética y la necesidad de conservar el medio ambiente presen-tan un dilema que pone a prueba la creatividad. Los biocombustibles se presentan como una opción sostenible y Colombia ya le está apostando a esta alternativa.

CAÑAPlantaciones de caña

No apto condicional

Apto con restricciones severas

Apto con restricciones moderadasApto

Potencial expansión de la caña de azúcar

La aptitud de la caña de azúcar, excluye las áreas protegidas y no aptas por criterios edafo-climáticos, áreas con menos de 40% de ahorros de GEI, zonas críticas de biodiversidad, áreas agrícolas y áreas de acceso limitado (áreas naranja).

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IVA en la compra de materias primas, pro-ductos que se vendan en la zona y adquisi-ción de activos fijos, entre otros. Por lo tan-to, conforme al marco normativo vigente, los biocombustibles colombianos gozan del apoyo gubernamental por ser una in-

dustria que le apuesta a la sostenibilidad, la creación de empleo y una mayor com-petitividad del país en un contexto global.

El respeto del medio ambiente

Numerosos estudios se han realizado a ni-vel mundial para probar el potencial aporte de los biocombustibles y estos han arrojado diferentes resultados, dependiendo de las suposiciones hechas para los cálculos. Con el fin de comprobar la contribución neta de los biocombustibles en Colombia, el Ban-co Interamericano de Desarrollo (BID), en conjunto con los ministerios de Minas, Agricultura y Medio Ambiente, y el Depar-tamento Nacional de Planeación, lanzó en el 2012 la “Evaluación del ciclo de vida de la cadena de producción de biocombustibles en Colombia”, un estudio que muestra la sostenibilidad de la cadena de producción, distribución y uso de los biocombustibles de caña de azúcar y palma de aceite, en



comparación con los combustibles fósiles que se producen en el país.

A pesar de que los biocombustibles pueden ser sustitutos parciales de los combustibles fósiles y una fuente alternativa de ingresos para la agricultura, los impactos ambien-tales y socio-económicos de la producción han sido objeto de debate. En términos am-bientales, es preciso tener en cuenta no sólo los beneficios sobre la emisión de gases de efecto invernadero (GEI), sino también otros impactos como la eutrofización y aci-dificación de los suelos. De acuerdo con el estudio, “las oportunidades y amenazas, así como los requerimientos logísticos y de de-sarrollo para la producción de biocombus-tibles en Colombia, dependen fuertemente del contexto regional”.

El estudio reveló que “las emisiones de GEI de los biocombustibles producidos en Co-lombia pueden ser reducidas en un 74% y 83%, al usar etanol de caña de azúcar y bio-diesel de palma de aceite, respectivamente, comparadas con las producidas por el uso de los combustibles fósiles que sustituyen (gasolina y diesel)”. Esto quiere decir que, al tomar en cuenta toda la cadena de pro-ducción de los biocombustibles, desde que se siembra la caña y la palma hasta que son expulsados por los vehículos, genera una contribución significativa a la protección

del ambiente. En consecuencia, los bio-combustibles colombianos cumplen con el parámetro internacional de reducción mí-nima del 40% de GEI.

Los biocombustibles son agroindustria

Uno de los cuestionamientos a los biocom-bustibles radica en la posible competencia con los cultivos de alimentos, y problemá-ticas relacionadas con la deforestación o desecación de terrenos selváticos. Al respec-to, Jorge Bendeck, presidente de la Federa-ción Nacional de Biocombustibles, aclara que “los cultivos de donde se obtienen las materias primas para la producción de los

biocombustibles, generalmente, proceden de pasturas degradables, es decir, pastos poco fértiles para la agricultura”.

De las más de 22 millones de hectáreas ap-tas para la agricultura en el territorio na-cional, se utilizan 3,9 millones para la pro-ducción de alimentos. Tomando en cuenta estas cifras, los cultivos alimentarios y las materias primas para producción de bio-combustibles no representan una compe-

tencia mutua. De acuerdo con Bendeck, “el sector de biocombustibles se ha desarrolla-do en el marco de la normatividad colom-biana que no permite que se utilice un solo centímetro cuadrado de bosques, selvas, zonas de reserva, humedales o donde haya cultivos alimentarios”.

Palma - AptitudPlantaciones de palma

No apto condicional

Apto con restricciones severas

Apto con restricciones moderadas

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Potencial expansión de la palma de aceite

Productividad de la caña de azúcar para los sitios estudiados en toneladas de caña por hectárea.

Productividad de la caña de azúcar

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Jorge Bendeck, presidente de la Federación Nacio-nal de Biocombustibles Fuente: Evaluación del ciclo de vida de la cadena de producción de biocombustibles en Colombia 2012

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“No se trata de reempla-zar los combustibles fó-siles, las tecnologías nos

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generar combustibles de segunda generación”

La aptitud de la palma de aceite excluye las áreas protegidas y no aptas biofísicamente, áreas con menos de 40% en ahorro de GEI, puntos críticos de biodiversidad, áreas agrícolas y áreas de acceso limitado (áreas naranja).

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Por otra parte, la demanda nacional de azúcar del país está cubierta y por esa ra-zón la producción de etanol no entra a competir con la demanda de alimentos o suplementos alimenticios. La caña que se utiliza para la producción de bioetanol en la región vallecaucana es el excedente de la producción de azúcar. Teniendo esto en

cuenta, el reto es definir y explotar otras zonas aptas para la producción de la ma-teria prima requerida por esta industria. El estudio del BID reveló el potencial de ex-pansión de cultivos para biocombustibles, excluyendo áreas protegidas y no aptas por criterios climáticos, áreas con menos de 40% de ahorro de GEI, zonas críticas de biodiversidad, áreas agrícolas y áreas sin acceso a carreteras.

Bioetanol, más oxígeno en la gasolina

El desarrollo de la industria del bioetanol se ha presentado mayoritariamente en la región del Valle del Cauca, donde desde hace alrededor de 150 años se cultiva caña para la producción de azúcar. La alta ra-diación solar y las condiciones favorables de lluvia han permitido la adaptación de la planta y actualmente se cultivan 216.768 hectáreas. De acuerdo con el estudio del BID, la productividad de las plantaciones seleccionadas osciló entre 91 y 142 tone-ladas por hectárea. Debido a las favorables condiciones climáticas y a las buenas prác-ticas de cultivo, Colombia tiene un ren-dimiento promedio de 120 toneladas de caña por hectárea. La capacidad instalada de producción de etanol de caña de azúcar es 1.250.000 litros por día, sin embargo, el potencial a lo largo de la geografía nacio-nal todavía está por consolidarse.

De acuerdo con Bendeck, actualmente se adelantan estudios con la asesoría de com-

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pañías israelíes en una planta de etanol en el municipio de Pivijay, en el departamento del Magdalena, y se ha encontrado que, gra-cias al riego por goteo a la raíz, los terrenos que antes eran improductivos, pueden con-vertirse en potenciales cultivos de caña.

Por otra parte, la empresa Bioenergy, subsi-diaria de Ecopetrol, está adelantando la cons-trucción de una planta de etanol en el depar-tamento del Meta. Con un cultivo de 14.400 hectáreas y una producción de 480.000 litros por día, esta planta tendrá la mayor capaci-dad de producción de etanol del país y su en-trada en funcionamiento implicará cambiar el porcentaje actual de etanol en la gasolina, se estima que pasará del 8% al 10%.

Bioenergy es una empresa con un finan-ciamiento a través de la banca local que alcanza el 70% sobre el total, situación que evidencia el alto nivel de confianza del país en el proyecto.

“Estamos abriendo frontera agrícola por-que en la altillanura no se había cultivado caña con fines comerciales”, expresó Aleck Santamaría, gerente general de Bioenergy. Según Santamaría el proyecto de bioetanol en esa región pretende aumentar el por-centaje de etanol en la gasolina al 20% en unos años y para ello necesitan otras cinco plantas, como la que empieza a funcionar a finales de este año o a inicios del siguiente entre Puerto López y Puerto Gaitán, en el departamento del Meta. “Los estudios que validan el aumento de etanol en la mezcla ya están hechos y se respaldan en la expe-riencia de otros países como Brasil, donde se manejan mezclas del 85% e incluso del 100% de etanol en vehículos”, dijo Santamaría.

“No se trata de reemplazar completamente los combustibles fósiles, para eso se nece-sitarían dos planetas Tierra; pero las tec-nologías nos están llevando a utilizar toda la biomasa no alimentaria para generar combustibles de segunda generación”, Jor-ge Bendeck.

Brasil es un punto de referencia importante para el desarrollo de la industria del bioe-tanol en Colombia. En ese vecino país, la industria de los biocombustibles comenzó en los años setenta y hoy tiene 8 millones de hectáreas sembradas con caña, de las cuales 5 millones son dedicadas a producir etanol en 500 destilerías. En Colombia, los cultivos de caña suman 40.000 hectáreas equivalen-tes y se produce etanol en cinco destilerías.

Ahora bien, las oportunidades de creci-miento de esta industria son evidentes al estudiarse el territorio nacional. Es desta-cable que en Colombia, a diferencia de lo que ocurre en otros países, la mayoría de los ingenios producen la caña de manera tradicional, es decir que se hace una cose-cha manual. Esta práctica mantiene la de-manda de trabajo, si bien la mecanización del corte de caña está presupuestada. En todo caso, en ese cambio, las empresas tienen prevista una extensiva reconversión laboral.

Bioenergy, por su parte, asumió el reto de la mecanización total de la planta de bioe-tanol, es decir, que utilizará maquinaria, para la preparación, la siembra y la cose-cha de la caña.

Biodiesel, catalizador del desarrollo de las regiones

El cultivo de palma de aceite en Colom-bia se intensificó en la segunda mitad del siglo XX, cuando el aceite empezó a ser comercializado en todo el país, gracias al apoyo de políticas gubernamentales que buscaban abastecimiento. En el estudio del ciclo de vida, se estima que en el año 2008 la superficie sembrada con palma de aceite es de 336.956 hectáreas. De esa superficie, sólo el 66% está en producción y el resto de cultivos está en desarrollo. Hoy el área culivada es de 480.000 hectáreas.

El cultivo de palma de aceite se postuló como una nueva fuente de empleo en zo-nas rurales de diferentes regiones del país, cuyo desarrollo se había visto atrasado. De acuerdo con Jorge Bendeck, la generación de empleo en estas áreas trae un doble be-neficio, pues además de mejorar la calidad de empleo de los trabajadores y sus fami-lias, el trabajo minimiza los focos de vio-lencia armada. Actualmente la capacidad instalada de las plantas de biodiesel en el país es de 550.000 toneladas por año.

“Para lograr la paz en Colombia hay que generar empleo. El lugar donde se monten las plantas de biocombustibles se convier-ten en una muralla que previene la violen-cia. Los trabajadores son la paz porque van a cuidar lo que les pertenece”, fueron las palabras de Bendeck al hacer referencia a los beneficios colaterales de esta industria. El objetivo del sector no sólo es el empleo directo, sino potenciar la creación de em-presas de productos y servicios para la in-dustria. Y, según los analistas, el futuro es promisorio.

De acuerdo con el libro Los biocombusti-bles oportunidad o amenaza, escrito por el economista Amylkar Acosta, “un estu-dio de la Universidad de Wisconsin que evaluó el potencial de exportación de bio-diesel entre 223 países, a través de varios indicadores de tipo económico, energético y social, indica que Colombia se encuentra en el sexto puesto de la lista top ten de los países en vías de desarrollo con mayores potenciales de exportación de biodiesel

y entre los primeros tres con mayor ren-tabilidad en este agronegocio”. Los bio-combustibles componen una industria en expansión, cuyo funcionamiento trae múlti-ples beneficios, genera oportunidades e im-pulsa el crecimiento en torno a alternativas novedosas. El Estado y el sector privado

han entendido que es imperativo aprove-char la privilegiada posición geográfica de Colombia, que facilita el desarrollo de esta industria en un marco que promueva el potencial agroindustrial de nuestro país y que, a su vez, garantice el cuidado de los recursos naturales y la biodiversidad.

Aptitud de la palma de aceiteMarginalmente apto Moderadamente apto Altamente apto

0 400.000 800.000

Área [ha]

Tolima

Santander

Sucre

Bolivar

Cesar

Caquetá

Magdalena

Antioquia

Córdoba

Meta

1.200.000 1.600.000

Aptitud-Área [ha]Marginalmente apto: 5.353.000Moderadamente apto: 2.948.000Altamente apto: 1.053.000Total: 9.354.000

Aptitud de la caña de azúcar Marginalmente apto Moderadamente apto Altamente apto

Caquetá

Tolima

Arauca

Cesar

Santander

Magdalena

Casanare

Antioquia

Córdoba

Meta

0 500.000 1.000.000 1.500.000 2.000.000

Área [ha]

Aptitud-Área [ha]Marginalmente apto: 6.054.000Moderadamente apto: 3.400.000Altamente apto: 1.518.000Total: 10.973.000

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Fuente: Evaluación del ciclo de vida de la cadena de producción de biocombustibles en Colombia 2012


Productividad de la palma de aceite por área de cultivo, con un promedio nacional de 19 toneladas de RFF (Racimos de Fruta Fresca) por hectárea y año

E001

25

20

15

10

5

0

30

E002 E003 N001 N002 N003 C001 C002 C003N004PromedioOriente

PromedioNorte

PromedioCentro

PromedioNacional

Fedepalma2009

Productividad de la palma de aceite según regiones



GOBIERNO

El Plan de Impulso a la Productividad y el Empleo le apuesta al sector energético

El Gobierno anunció una apuesta in-tegral para impulsar la economía. Con una inversión cercana a los $5

billones, el Plan de Impulso a la Producti-vidad y el Empleo (Pipe), anunciado por el presidente Santos el pasado mes de abril, se abren oportunidades de crecimiento y forta-lecimiento en varias áreas. La iniciativa bus-ca darle un empujón a la economía y la ge-neración de 350.000 empleos en todo el país.

Esta medida también incluye una inversión por $86.000 millones en infraestructura eléctrica para impulsar programas de elec-trificación rural y la normalización de las redes eléctricas. Con el objetivo de acelerar las obras de infraestructura, el Gobierno reprogramó vigencias futuras y acondicio-

nó contratos de acuerdo con la ley. “Se tra-ta de recursos destinados a hacer realidad soluciones energéticas para más comuni-dades ruarles, especialmente aquellas que necesitan dinamizar la actividad agrope-cuaria”, afirmó Federico Renjifo, ministro de Minas y Energía.

El plan propone cambios transversales, ta-les como medidas cambiarias, arancelarias, tributarias, de competitividad y de lucha contra el contrabando. Adicionalmente, el Gobierno busca fortalecer la competitivi-dad del sector mediante un estudio que re-visa los costos de la generación de energía eléctrica. A partir de los resultados se idea-rán estrategias que mejoren la eficiencia de esta actividad.

Gobierno Notable crecimientode las regalías del sector minero energético durante el 2012

El ministro de Minas y Energía, Federico Renjifo, anunció que Colombia recibió $10,54 billones de pesos, provenientes de las regalías del sector de hidrocarburos y de minería. Esta cifra excede en un billón de pesos lo presupuestado por el Gobierno para ese año.

El anuncio fue dado a conocer en el marco de la conferencia anual Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition que tuvo lugar en Cartagena. Renjifo resaltó la importancia del cre-cimiento del sector y los beneficios que trae para diferentes regiones del país. De acuerdo con Renjifo, el actual Sistema General de Regalías ha aprobado 2.150 proyectos por un valor superior a los $7,5 billones y las proyecciones para el corto plazo también son positivas. “Ahora, estamos invir-tiendo más que antes en capital humano, en infraestructura, y en ciencia y tecnología”, dijo el ministro, al referirse a la destinación de este recaudo.

El rendimiento del sector minero y de hidrocarburos es producto de un crecimiento constante durante los últimos cinco años, en los que ha registrado una tasa por encima de la media para la economía del país. “La tasa de crecimiento promedio del sector de hidrocarburos fue de 14%, mientras que Colombia creció en promedio 4,0% en el mismo perio-do”, dijo el jefe de cartera.


GOBIERNO

Pacific Rubiales obtiene licencias ambientales para el campo QuifaLa Agencia Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) concedió los permisos ambientales para la expansión de actividades en el Área de Explotación de Hidrocarburos Quifa, en el municipio de Puerto Gaitán (Meta).

La producción total bruta del campo Quifa es de 54 mil barriles diarios de petróleo, provenientes de más de 170 pozos. Después de Rubiales, este es el campo de mayor producción en la compañía. La petrolera candiense tiene una participación del 60% en el área de Quifa y Ecopetrol cuenta con el 40% restante.

Los permisos ambientales de la ANLA autorizan las si-guientes actividades:* Construcción de 120 clusters para hasta 960 pozos de producción.* Construcción y operación de una nueva planta de pro-ducción central. Además, autorizó la construcción de sie-te pastillas de inyección para incrementar la capacidad de disposición de las aguas.* Construcción y operación de dos subestaciones eléctri-cas, a partir de la nueva línea de transmisión de energía de la empresa. El proyecto de abastecimiento eléctrico se llama Petroeléctrica de los Llanos y se encuentra en de-sarrollo.* Construcción de cinco campamentos para el personal de operaciones.* Construcción de troncales y líneas de flujo para el trans-porte interno en los campos.

“Reconocemos los esfuerzos que ha realizado la ANLA para mejorar y agilizar el proceso de obtención de licen-cias ambientales para los productores de petróleo en Co-lombia y esperamos trabajar con ellos en el futuro”, expre-só Ronald Pantin, director ejecutivo de Pacific Rubiales.

Federico Renjifo, ministro de Minas y Energía, anunció el nombra-miento de Orlando Cabrales como viceministro de Energía, para su-ceder a Tomás González, quien asumió un cargo en la Presidencia. A

su vez, el ministro designó a Germán Arce Zapata como presidente de la Asociación Nacional de Hidrocarburos (ANH) para suceder a Cabrales en esta posición.

Con una amplia experiencia en el mercado de capitales nacional y extran-jero, Arce Zapata asumió la presidencia de la ANH el 22 de marzo de 2013. Anteriormente, este economista se desempeñó como viceministro general del Ministerio de Hacienda y como director de Crédito Público y Tesoro Nacional. En estos cargos Arce Zapata lideró iniciativas trascendentales para la administración del presidente, Juan Manuel Santos, como la estrate-gia de recuperación del grado de inversión para Colombia, la estrategia de financiamiento de la emergencia invernal 2010/2011, la Ley de Asociacio-nes Público Privadas y la reforma al Sistema General de Regalías, entre otras.

Germán Arce Zapata, el nuevo presidente de la ANH, estudió economía en la Universidad del Valle e hizo un máster en International Securities, Investment and Banking en el ISMA Centre de la Universidad de Reading en el Reino Unido. El directivo ha sido miembro de juntas en empresas y entidades como Interconexión Eléctrica S.A., Isagen, Fiduciaria La Previso-ra, Bango Agrario de Colombia, Financiera de Desarrollo Nacional (antes FEN) y XM S.A.

Orlando Cabrales, por su parte, cuenta con una amplia experiencia en el sector. Además de haber sido presidente de la ANH desde el 2011, fue asis-tente de dirección de Ecopetrol y en BP ocupó los cargos de vicepresidente y director jurídico. Orlando Cabrales es abogado javeriano y cuenta con una maestría en Filosofía de Boston College (EE. UU.).

Nuevo presidente de la ANH y viceministro de Minas

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Germán Arce Zapata, presidente de la ANH


GOBIERNO GOBIERNO

El nombramiento del abogado bogo-tano Juan Gabriel Uribe se realizó el 3 de septiembre del 2012, en el deno-

minado revolcón ministerial que tuvo lugar durante la segunda mitad del año pasado. Para suceder a Frank Pearl, el presidente Juan Manuel Santos confió las riendas del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sos-tenible a Uribe Vegalara, resaltando su ca-pacidad de liderazgo y vocería, en una car-tera que requiere mayor visibilidad a través de políticas concretas.

Juan Gabriel Uribe fue uno de los primeros políticos en hablar de soberanía alimenta-ria, noción que pronto se convirtió en una norma para definir el futuro del uso de las

tierras y el desarrollo de la agricultura. En varios de sus editoriales para El Nuevo Si-glo, diario que ha dirigido por varios años, Uribe Vegalara manifestó que el desarrollo desordenado de las industrias no aporta al progreso del país. Siguiendo esas premisas, Juan Gabriel Uribe ha propugnado una administración que establece al medioam-biente como propósito nacional y articula las locomotoras de la prosperidad, dentro de un criterio de respeto por la naturaleza.

El medioambiente, la agricultura y la ex-plotación minera son puntos cruciales en la agenda de las conversaciones de paz que se adelantan con las FARC. Con ese tras-fondo, Uribe Vegalara se convierte en una

pieza clave para dirigir un asunto sensible porque entiende a fondo las directrices del proceso de paz, conoce las necesidades ambientales del país y tiene una compro-bada destreza como mediador.

Trayectoria política

Juan Gabriel Uribe estudió derecho en la Universidad de los Andes. Desde muy joven ha militado en el partido Conser-vador y se ha desempeñado en varios car-gos públicos, siempre haciendo uso de su habilidad para conseguir acuerdos. Ade-más, fue senador de la República de 1998 al 2002 por el partido Conservador. Entre sus ponencias en el legislativo se destaca el proyecto de ley para aprobar la adhe-sión de Colombia a la Convención sobre Asistencia en caso de accidente nuclear o emergencia radiológica, proyecto que fue sancionado como ley el 31 de julio de 2002.

Durante el gobierno de Andrés Pastrana, el entonces senador Uribe Vegalara fue nombrado Alto Consejero de Gobierno y fue integrante de la Mesa de Negociación de los Diálogos de Paz. También hizo par-te de la Comisión de Orden Público para las Conversaciones de Paz en Caracas y Tlaxcala (México) en este periodo. Años atrás, su gestión fue fundamental para la liberación de Álvaro Gómez Hurtado en 1988 y que posteriormente dio inicio a las negociaciones de paz con el M-19 hasta su desmovilización.

Adicionalmente, el actual ministro de Am-biente y Desarrollo Sostenible fue concejal de Bogotá en dos periodos. También se ha desempeñado como jefe de debate en dife-rentes campañas políticas para personajes de la vida política nacional como Juan Ca-milo Restrepo, Juan Lozano y Noemí Sanín.

Del periodismo a la dirección de los asuntos públicos

Cada vez que Uribe Vegalara deja un cargo público, retorna a sus actividades periodís-ticas en el El Nuevo Siglo. Juan Gabriel Uri-be es reconocido por su extensa trayectoria en esta labor.

Como uno de los discípulos más destaca-dos de Álvaro Gómez Hurtado, hizo carre-ra en el periódico conservador, donde se desempeñó en varios cargos, pasando des-de jefe de redacción, hasta convertirse en

el director general de este medio. En el año 2007, Juan Gabriel Uribe recibió el premio Simón Bolívar al Periodista del Año.

Quienes lo conocen y han trabajado con él durante más de diez años en el periódico, describen a Juan Gabriel Uribe como una persona sumamente culta, un lector em-pedernido y un político nato cuya visión amplia del mundo le ha permitido tener una posición abierta al cambio, al mismo tiempo que mantiene una ideología políti-ca muy bien definida. El ministro Uribe Ve-galara es reconocido como un conservador de avanzada.

De la obra periodística de Juan Gabriel Uri-be se destaca su libro Una visión del siglo XXI: de Laureano a Álvaro Gómez, lanzado en 1996. Pero, sin lugar a dudas, su aporte principal a la opinión pública desde el pe-riodismo son sus editoriales en torno a te-mas políticos. En múltiples ocasiones estas tuvieron como tema central la necesidad de asumir el medio ambiente como un tema serio en la política colombiana.

Los desafíos del Ministerio de Ambiente

Compaginar el sector minero energético con el cuidado del medio ambiente es uno de los principal retos del Ministerio. La creación de la mesa intersectorial por parte del presidente Juan Manuel Santos incluye el diálogo permanente entre las diferentes carteras para llegar a acuerdos mutuamen-te favorables entre la industria y el medio ambiente.

Establecer un equilibro entre la locomoto-ra minero energética y el medio ambiente, reformar las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR), proteger las fuentes de

agua y la biodiversidad, así como promover cambios para enfrentar el cambio climáti-co, son algunos de los desafíos inmediatos que enfrenta este periodista y abogado. El enfoque del ministro será trabajar de ma-nera concertada con todos los sectores pro-ductivos.

En lo que compete al sector petrolero, la exploración offshore para hallar gas en las costas del departamento de Bolívar, con los pozos exploratorios Mapalé 1 y Mapalé 2, plantea un desafío sin precedentes para el Ministerio. Si bien se trata de una apuesta novedosa en materia exploratoria, este pro-yecto requiere cuidados ambientales espe-cíficos e inéditos.

Por otra parte, frente a la reforma de las CAR, con un proyecto de ley presentado al Congreso en marzo de este año, se busca una mayor conexión entre ellas, el Minis-terio y la Asociación Nacional de Licencias Ambientales (ANLA). Todo esto, con el fin de generar un control más descentralizado, pero más cuidadoso y focalizado en todo el país.

También es importante destacar que el nuevo ministro ha estado a cargo de la im-plementación efectiva del Manual para la asignación de ccmpensaciones por pérdida de biodiversidad del Ministerio, proyecto que tiene origen en la administración de Frank Pearl, pero que entró en funciona-miento a partir del primero de enero de este año. Este instrumento tiene como objetivo general permitir la creación de fondos de compensación en el ámbito minero ener-gético para casos en los que se presenten impactos negativos que no sea posible evi-tar, mitigar o corregir. Estos fondos, según el ministro, podrán servir para proteger y ampliar los parques naturales.

Varios de los desafíos y de las políticas re-ferenciadas tendrán una directa incidencia en la industria minero energética. Sin em-bargo, los diferentes actores involucrados pueden contar con que si bien las nuevas políticas ambientales tomarán muy en serio la protección de los recursos y la biodiver-sidad, su fundamento va a estar sustentado en una lógica compatible con el desarrollo productivo y su implementación va a estar enfocada en la concertación.

Juan Gabriel Uribe, a la cabeza de un ministerio transversal

Al asumir el liderazgo del Ministerio de Medio Ambiente, Juan Gabriel Uribe Vegalara le apuesta al desarrollo del país asumiendo la sostenibilidad ambiental como parte integral del crecimiento económico.

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ecca

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tela

wEl presidente Santos

buscaba un líder con ha-bilidad para establecer acuerdos y con capaci-

dad de ejecución para el Ministerio de Ambiente.

“Estoy seguro de que el nombre de la paz es el

medio ambiente, no solo en Colombia sino en

el mundo”.


VIDA ENERGÉTICA VIDA ENERGÉTICA

El último sábado de mayo, Bogotá vi-brará con la presentación del grupo inglés, que después de casi 20 años re-

gresa a la capital colombiana para hacer un concierto en el que tocará lo mejor de sus clásicos y su nuevo album Electric.

Pet Shop Boys se formó en 1981, cuando Te-nant y Low se conocieron en un negocio de artículos electrónicos en Londres. Este grupo ha demostrado ser poseedor de una fórmula musical difícilmente repetible y hace énfasis en un manejo muy sutil del pop, a través del uso de secuenciadores y sintetizadores. El dúo ha vendido más de 50 millones de co-pias en el mundo con éxitos como “West end girls”, “It´s a Sin”, “Always in my mind”, “Go west” y “Heart”, entre otros hits.

Una vez más la Heroica se llena de moda con el Cartagena Fashion 2013, la plataforma que busca impulsar nuevos talentos del caribe colombiano en esta importante industria. Este evento, que se realiza por quinto año

consecutivo se llevará a cabo los próximos 27, 28 y 29 de mayo en la terraza de eventos de Mall Plaza. El desfile contará con la pasarela Fides moda social, con-formada por actores y personajes de la farándula nacional y más de 30 modelos de USA, Estonia, Argentina, Ecuador y Colombia. El país invitado de este año será Venezuela y hará presencia con una delegación compuesta por diseñadores, artesanos, empresarios, modelos y periodistas. Adicionalmente, y por segundo año consecutivo, se realizará el convenio entre el Ecuador Fashion Week y el Cartagena Fashion, para fortalecer la hermandad entre las naciones, en benefi-cio de la industria de la moda en la regiones.

Cartagena se llena de moda

La Galerie: gastronomía, diseño y arte, todo en un mismo lugar

La Galerie nace de una tendencia mun-dial donde se juntan la gastronomía con el diseño y el arte. Son zonas

donde bodegas industriales se convierten en galerías de arte y que poco a poco se ven acompañadas de cafés y restaurantes con un concepto sencillo pero muy cercano al público.

Miami y Nueva York lugares donde estos tres elementos (gastronomía, diseño y arte) que juegan como uno solo, generan una experien-cia casual cercana a la gente, de ahí nace La Galerie. Es así como comenzó a desarro-llarse la idea de este restaurante que abrió sus puertas en la ciudad de Bogotá en di-ciembre pasado. Ubicado en la calle 81 con 8, el lugar brinda un espacio a nuevos ar-

tistas para exponer sus obras, acortando la distancia entre las personas y el arte.

La Galerie ofrece diferentes experiencias en-tre ellas ver las obras, sentirlas y qué mejor que acompañar estas sensaciones de ex-quisitos sabores colombianos, españoles, norteamericanos e indios. La propuesta del restaurante es una carta para compartir, pla-tos muy elaborados, hechos a una medida precisa que permite que las personas lleven al centro de la mesa diferentes opciones te-niendo la oportunidad de probar la variedad del menú que brinda el chef. Como el arroz cal-doso con chorizo español, una tilapia al curry, chicharrones con crema de aguacate y a precios incluyentes como menciona Manuel Busquets, uno de sus socios y gerente del lugar.

El restaurante, invita no solo a tener un es-pacio para disfrutar de una buena comida y de un excelente arte, también a disfrutar un espacio para leer un buen libro, estar en familia y aprovechar del arte en vivo o com-partir entre amigos, pues en las noches La Galerie, brinda un ambiente más lounge.

La Galerie, un lugar lleno de experiencias.

Pet Shop Boys llega a Bogotá

Vida energética

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AGENDA AGENDA

Cursos Next

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Contratos, aquisicionesy sociosAngus Duncan


Bogotá, ColombiaJose B. Sarmiento

Perforación y inspeccion direccional

Del 27 al 31 de mayo de 2013

Bogotá, ColombiaJosé Araujo (SIS)

Fundamentos del petróleo


Bogotá, ColombiaGuillermo Hoyos

Exploración y produccion de petróleo

El 9° Congreso Internacional de Minería y Petróleo (Cinmipetrol) es uno de los esce-narios más importantes de la minería y los hidrocarburos en Colombia. Este evento reúne a más de 1000 empresarios de estos sectores. Cinmipetrol invita a participar de sus talleres sectoriales y módulos en el Hotel Hilton en Cartagena de Indias.Para más información e inscripciones visite: www.cinmipetrol.com

CINMIPETROL 201315 al 17 de mayo

Simposio Internacional de Perforación (IPS) 2013La reunión original del Simposio Internacional de Perforación (IPS) en Houston, TX, se ha transformado en una conferencia regional en Kuala Lumpur, Malasia, en Abu Dhabi, EAU, en Amsterdam, Holanda y se toma ahora Latinoamérica invitando a todos los interesados del sector a participar de este interesante evento los próximos 28, 29 y 30 de mayo de 2013 en el Hotel JW Marriot Bogotá.Para más información e inscripciones visite: www.perforators.org.

28 al 30 de mayo

7th Annual Andean Energy Summit 201305 al 06 de junio La 7ª Cumbre Anual Energética Andina es un evento de negocios estratégico centra-

do esencialmente en alto nivel de inversión, las políticas energéticas y de desarrollo de proyectos en la región. La conferencia estará enfocada en analizar las tendencias del mercado, las oportunidades y las barreras existentes para lograr un crecimiento soste-nible en la región. Los planes de crecimiento, medio ambiente, nuevas regulaciones y actualizaciones específicas del sector estarán en el centro de las discusiones y la agenda.Para más información e inscripciones visite: www.cwccolombia.com.

Este evento se llevará a cabo en Cartagena, Colombia, con presentaciones técnicas, sesio-nes plenarias y presentaciones a cargo de expertos internacionales, reuniendo la mayor cantidad de profesionales de seguridad de procesos de América Latina. Este foro anual reúne profesionales nuevos y experimentados que comparten avances tecnológicos y experiencias operativas que respaldan la mejora continua de la seguridad de procesos.Para más información e inscripciones visite: www.aiche.org/LACPS

5to Congreso Latinoamerciano sobre Seguridad de Procesos del CCPS12 al 14

de agosto

Energía para la Integración y la ProsperidadLos beneficios eonómicos locales y regionales que ha dejado la creciente actividad petrolera, además del incremento significativo de las operaciones de exploración y producción de crudo pesado y no convencionales en varios países de Latinomérica, son algunos de los temas principales dentro de la agenda de la AAPG 2013 “Enerígía para la Integración y la Prosperidad”, evento que se llevará a cabo en el mes de sep-tiembre en la ciudad de Cartagena. Para más información e inscripciones visite: www.aapg.org/ice

08 al 11 de septiembre


Para obtener más información comuníquese con: Yaneth Asistente desarrollo profesional [email protected] PBX: 641 1944 Ext. 114

Para obtener más información comuníquese con: Geraldine T. Pérez H. | [email protected] | +57 (1) 756 8182 | www.cipe.co

Cursos Acipet

Listado Talleres Cipe 2013:Fundamentos de ingeniería de yacimientos (16 horas) (junio)

Geología aplicada a los procesos E&P (40 horas) (junio)

Petrofísica de exploración para la determinación del sistema petrolífero (40 horas) (junio)

Gerencia de seguridad industrial (24horas) (julio)

Diseño y diagnóstico de bombeo mecánico (40 horas) (julio)

Nivel básico - Seminario de ingeniería de petróleos para no petrolerosLugar: Carrera 11A N.° 94A-56Horario: 8:00 a. m. a 12:30 p. m.

junio 18, 19, 20 y 21julio 24, 25, 26 y 27agosto 13, 14, 15 y 16

Nivel avanzado - Seminario de ingeniería de petróleos para no petrolerosLugar: Carrera 11A N.° 94A-56Horario: 8:00 a. m. a 12:30 p. m.

Curso Rig Pass Lugar: Carrera 11A N.° 94A-56Horario: 8:00 a. m. a 5:00 p. m.

Seminario de legislación petrolera Lugar: Carrera 11A N.° 94A-56Horario: 7:30 a. m. a 12:00 p. m.

agosto 27, 28, 29 y 30

junio 14julio 23

junio 12 y 13

AGENDA AGENDA

Las servidumbres en la planeación de proyectos en la industria petrolera y su impacto socialLugar: Carrera 11A N.° 94A-56Horario: 8:00 a. m. a 5:00 p. m.

agosto 14 y 15

Seminario taller: comunidades y gerencia de crisis en la industria petroleraLugar: Carrera 11A N.° 94A-56Horario: 8:00 a. m. a 12:30 p. m.

junio 5 y 6

Cursos Petroskills

Para obtener más información comuníquese con: [email protected] Carolina Buitrago Ossa+57 (1) 325 8181 | www.petroskills.com


Evaluación y desarrollo de recursos de shale (SRE)Mr. Paul J Dudenas


Del 22 de julio al 02 de agosto de 2013

Bogotá, Colombia

Bogotá, Colombia

Bogotá, Colombia

Petrofísica de yacimientos no convencionales (PUR)Dr. Carl Sondergeld

Del 08 al 12 dejulio de 2013

Bogotá, Colombia

Velocidades de sísmica y conversión de profundidad (SVDC)Dr. David R. Muerdter

Del 15 al 17 de julio de 2013

Bogotá, ColombiaMr. David Patrick Murphy

Capilaridad en rocas/ piedras (CIR)

Mr. Paul M. BarryOperaciones de producción 1 (PO1)


GENTE GENTE

Carlos Otero, Eduardo Pisano, Federico Renjifo, Juan Manuel Santos, Antonio Celia , Juan Carlos Gossaín y José Segebre

Mauricio Botero, Daniela Mejía, Diego Parra y José Arcos

Robert Armstrong y Ramón Dávila Julio Grisales, Alba Fernández, Johana Barrera y Juan López

Carlos Cabello, Liliana Ruíz y Hugo Fernández

Jorge Gómez, Enrique Laya, Antonio Jiménez, Luis Aray, Luis Fernando Serpa y Mauricio Forero

Magin Ortiga, Antonio Celia, Andrés Pastrana, Karina Chalita y Eduar-do Pizano

Los días 20, 21 y 22 de marzo, la Asociación Colombiana de Gas Na-tural (Naturgas) llevó a cabo la XVI versión de su congreso gremial en la ciudad de Cartagena. Los paneles se concentraron en la discusión sobre cómo el mercado debe trabajar para lograr que el gas natural sea un activo ambientalmente competitivo que contribuya con el de-sarrollo del país. El evento contó con la participación del presidente de la República, Juan Manuel Santos, quién reconoció el éxito con el que ha venido creciendo esta industria en el territorio nacional.

Gas natural, el com-bustible del siglo XXI

El pasado mes de marzo se llevó a cabo en Bogotá la inauguración de la sucursal sudamericana de Geospace Technologies, empresa nor-teamericana del mercado de sísmica. Los asistentes al evento tuvieron la oportunidad de conocer las nuevas instalaciones de la compañía y compartir con empresarios del sector en una cena que tuvo lugar en el restaurante Santa Clara en Monserrate, donde también se hizo oficial el nombramiento de Jaime Vergara García como gerente general para Sudamérica. En el evento estuvieron presentes Edwin Jimeno, gerente de desarrollo de negocios para Latinoamérica, Gary Owens, CEO y presidente de la junta directiva de Geospace Technologies Inc. La com-pañía viene desarrollando productos innovadores para la adquisición de datos sísmicos en la búsqueda de petróleo y gas.

Inauguración de la Sucursal Colombia de Geospace Technologies


Javier Gutiérrez (Ecopetrol) y Camilo Marulanda (Cenit)Alfredo Gruber (Vetra), Gabriela Barriga (Bicentenario) y Marcos Calderón (Bicentenario)

Juana Duque, Michael Keough (Downing Teal) y Jorge Cas-tiblanco Mauricio Salgar, Vicente Maero y Orlando Cabrales

Cartagena recibió por tercer año consecutivo a los asistentes del Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition, un espacio en el que líderes de las industrias de petróleo y gas, inversionistas internac-ionales y jugadores locales, se reúnen para analizar las oportunidades y retos a los que se enfrenta este sector. Durante el evento, que tuvo lugar en el Centro de Convenciones de Cartagena entre el 9 y 11 de abril, se discutió sobre el papel que desempeña Colombia en el mercado energético regional y global, y sobre cómo el país aún tiene un gran potencial para nuevas inversiones en hidrocarburos no convencionales y operaciones costa afuera. Esta conferencia es organizada cada año por CWC Group Limited.

Tercera cumbre anual del Colombia Oil & Gas Summit and Exhibition

GENTE GENTE

Marcos Calderon, Jaime Bocanegra y Jorge Castellanos

El pasado 18 de abril en el Hotel JW Marriot de Bogotá, se hizo oficial el inicio de operaciones de Cenit, la nueva compañía especializada en transporte, logística y almacenamiento de hidrocarburos y refinados de Colombia. La filial de Ecopetrol, que de ahora en adelante oper-ará la extensa red de oleoductos y poliductos del país, se convierte en la segunda empresa más grande de Colombia con $14,2 billones en activos. Durante el cóctel de lanzamiento, al que asistieron líderes del sector, el nuevo presidente de la compañía, Camilo Marulanda, aseguró que el principal diferencial de Cenit para la industria y par-ticularmente para los productores, radicará en la implementación de un modelo de servicio de talla internacional, que atenderá de manera proactiva las necesidades de los clientes de la industria petrolera para garantizar la confiabilidad en el sistema.

Se hace la presentación oficial de Cenit, filial de Ecopetrol para el transporte del sector


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INGENIERA QUÍMICA Profesional en el área comercial y de mer-cadeo con más de 17 años de experiencia en ventas, manejo de clientes, dirección de grupos de vendedores y distribuidores en el sector de Oil & Gas.OLIVIA PAtrICIA LEMA [email protected]

TÉCNICO SUPERIOR EN INFORMÁTICACon 23 años de experiencia en la gestión de proyectos, gestión general, operación y mantenimiento, operaciones de produc-ción, capacitación y desarrollo, operacio-nes de campo y optimización. Alta expe-riencia en manejo de personal y liderazgo.JOSé GrEGOrIO tOrrEALBA ZárAtE [email protected]

INGENIERO MECÁNICO Con más de 27 años de experiencia en ad-ministración, planificación y control de proyectos en el sector de Oil & Gas. Bilingue.CArLOS ENrIQuE CALDErÓN [email protected]

INGENIERO ELECTRÓNICO Y ME-CÁNICO INDUSTRIAL

Experiencia de 13 años, con formación integral en auditoria, control interno, eva-luación de riesgos, aseguramiento de ingre-sos, detección, control y gestión de fraudes, evaluación de procesos, implementación de KPIs y automatización de alarmas y con-troles en los principales rubros de estados financieros. NéStOr MAurICIO CArDONA [email protected]

PROFESIONAL EN COMERCIO IN-TERNACIONAL Profesional con 17 años de experiencia li-derando proyectos logísticos y de abasteci-miento; ejecutivo senior en Gerencia de la Cadena de Suministro y Logística IntegralFrANCISCO JAVIEr PArrA CárDENAS [email protected]

INGENIERO ELECTRÓNICOProject Manager certificado PMP con ex-periencia en el area de tecnología, teleco-municaciones, informática, infraestructu-ra tecnológica relacionados con el sector energético.LuIS EDuArDO LA rOtA HErNá[email protected]

INGENIERO MECÁNICO Con estudios de Maestría en Ingeniería; experiencia en dirección y gestión organi-zacional.EVEr BOrNACELLI [email protected]

INGENIERO MECÁNICOCon más de 27 años de experiencia en el dise-ño mecánico (ASME) y estructural(AISC), y además de envases a presión bajo ASME Section VIII, Division I & II y (TEMA). También con experiencia en el diseño de tanques API 620/650. Y diseño estructural de puentes y soportes para tuberías, con

CLASIFICADOSCon experiencia en técnicas especializa-das de la industria como el TPM, RCM, y MCM, orientado hacia la reducción de desperdicios. ANDréS DAVID [email protected]

INGENIERO ELECTRÓNICO Con experiencia en control e instrumen-tación industrial, telecomunicaciones, electrónica de potencia, automatización industrial. FrEDDY ALEXáNDEr BErMuDEZ rIVErA [email protected]

ESPECIALISTA DE ABASTECIMIENTO ESTRATÉGICO DE BIENES Y SERVI-CIOS En el sector petrolero, líder de equipos de trabajo de alto desempeño.CArLOS JOSé VENEGAS PuLIDO [email protected]

INGENIERO MECÁNICO BILINGÜE Y MBACon experiencia en el sector industrial e internacional, gerente de proyectos (PMI), conocimientos en eficiencia energética (ISO50001) e implementación de lean ma-nufacturing bajo filosofía japonesa. Fuerte orientación a la generación de valor en las empresas. Experiencia en trabajos con equipos multi-disciplinarios.FELIPE ANDréS CArDONA [email protected]

INGENIERA CIVIL Profesional con más de 15 años de expe-riencia dentro de la industria petrolera en elaboración de proyectos de ingeniería, supervision y dirección. BiligüeLuISA VELá[email protected]

PROFESIONAL EN CONTADURÍA

análisis de masas y antisísmicos. Bilingüe Español/InglésALBErtO tOrrES [email protected]

PROFESIONAL EN COMUNICACIÓN VISUALCon diplomado en Mercadeo y Branding; experiencia en el área comercial, ejecución de planes de mercadeo, planeación estra-tégica.NAtALIA ArIZA GONZáLEZ [email protected]

GEÓLOGO PETRÓLEO Y MEDIO AMBIENTECon experiencia en ejecución de proyectos geológicos; en proyectos con comunidades rurales y no rurales para proveer ayuda técnica y resolver problemas específicos de conservación del suelo, recursos natu-rales y medio ambiente. MBA, Bilingüe.ANDréS BALLEStErOS VEGA [email protected]

INGENIERO QUÍMICOCon Magíster en Economía del Medio Ambiente y Recursos Naturales. Estudios de Gerencia Ambiental, con más de 14 años de experiencia laboral en el área ambiental incluyendo la formulación y di-rección de proyectos, tanto desde el sector público como del privado. Bilingüe.OrLANDO QuINtErO [email protected]

INGENIERO TÉCNICO INDUSTRIAL Con cuatro años de experiencia como Ingeniero de Proyectos e Ingeniero Con-sultor, para el desarrollo de la evaluación técnica, económica, financiera, contrac-tual (EPC, O&M y PPA) y de permisos y licencias, durante la promoción, inver-sión, construcción y puesta en marcha de proyectos renovables en Europa, Centro y Sur América. Bilingüe JuAN DAVID OLIVErOS [email protected]

INGENIERO METALÚRGICO Con alta experiencia en soldadura, control de calidad y gestión de proyectos; amplia

experiencia en la implementación de programas de mejoramiento de procesos productivos. Experiencia en sistemas de gestión y aseguramiento de la Calidad (Qa-Qc), en construcción y auditorías en empresas del sector petrolero.JOSé ALFrEDO MOrALES [email protected]

INGENIERO METALÚRGICO Y DE MATERIALES Con 15 años de experiencia en proyectos EPC de gran y mediana escala especial-mente en ingeniería, construcción, puesta en marcha y gestión de proyectos de petro-químicos y de energía.LuIS EDuArDO PArDO HErrErA [email protected]

INGENIERO INDUSTRIAL Con más de siete años de experience en proyectos del sector petrolero en funciones como administrador de proyectos e ins-pector de control de calidad . Ing. OMAR VÍ[email protected]

LICENCIADO EN ADMINISTRACIÓN DE EMPRESASMBA con amplia experiencia en investiga-ción y docencia en pre-grado y post-grado. Conferencista a nivel nacional e interna-cional en Congresos y otros eventos aca-démicos.DANTE [email protected]

INGENIERO CIVILCon especialización en Vías (Tránsito y Trans-porte); experiencia de seis años en el sector O&G en diferentes proyectos dentro y fue-ra del pais. Bilingüe.JOHN LEANDRO MURILLO [email protected]

INGENIERO ELECTRÓNICO MBA. Con experiencia en docencia en post-grado en finanzas, evaluación de proyectos y estrategia; Consultor financiero y estratégico para unidades de negocio. BilingüeGERARDO A. ROMERO LEÓN [email protected]

ESPECIALISTA EN EL ÁREA DE PRO-CURA DE MATERIALESMás de 20 años de experiencia en Su-pervisión, Planificación, Coordinación y Control en las actividades de Planificación y Procura para Paradas y Proyectos en Instalaciones Petroleras . La preparación de Requisiciones de Materiales para Man-tenimiento, desarrollando actividades de que garantizan suministro de Materiales, asegurando la entrega oportuna a proyec-tos y participando en las actividades de arranque de las unidades. Conocimientos del proceso de Refinación de Petróleo. JOSé rAMÓN HErNáNDEZ LLAMOZAS [email protected]

INGENIERO DE ENERGÍA RENOVABLE Y DE QUÍMICAExperta en energías renovables (eólica, solar, geotermia, biomasa), ingeniería ambiental, investigación y desarrollo de proyectos en la elaboración de biocom-bustibles, generación de energía a partir de biomasa, legislación ambiental para las energías renovables. Cinética química, ter-modinámica, equilibrio de fases, fisicoquí-mica, balance de masa y energía, gestión ambiental, referente a la ingeniería química. DIEGO ALEJANDrO rODríGuEZ [email protected]

ESTUDIANTE DE GEOLOGÍALa Universidad Nacional de Colombia con interés en las áreas de sedimentología, estratigrafía, estratigrafía de secuencias, evaluación de formaciones. Busca práctica empresarial en alguna empresa dedicada al sector de los hidrocarburos. JOrGE JOHN BAQuErO PAtINO [email protected]

INGENIERO ELÉCTRICO, PhDIngeniero eléctrico, PhD y posdoc modela-miento de antenas wifi para trenes de gran velocidad, más de 12 años de experiencia, experto en planteamiento creación, valida-ción y puesta a prueba de métodos numé-ricos y algoritmos de alta eficiencia, para el desarrollo de software. IBrAHIM MASSY SáNCHEZ [email protected]


ÍNDICE

Índice de compañías y organizaciones

ACIPEt 86, 87Agencia Nacional de Licencias Ambien-tales (ANLA) 32, 35, 79, 81Anadarko 31Andes Energía 16,18Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) 11,16,18, 24, 28, 78Asociación Nacional de Empresarios (ANDI) 21Asociación Nacional de Empresas Gener-adoras (Andeg) 65, 68Bicentenario 13, 18, 26, 44, 45Bioenergy 26,27Biomax 52,54BP 24, 30, 38Brio 52, 54Canacol 16, 29, 42, 43, 45Casa de Bolsa 42CB&I 34, 56Cenit 24, 26, 27, 91Cepsa 16Chevron 38, 52, 53, 58Chevron-texaco 50, 52, 53CIPE 86Comisión reguladora de Energía y Gas (Creg) 65Control risks 46, 47Copec 52CWC Group Ltd 90Ecopetrol 11, 15, 16, 17, 18, 22, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 38, 39, 42, 43, 44, 45, 52, 55Ecopetrol America Inc. 26, 30, 38Ecopetrol Oleo e Gas Do Brasil Ltda. 31Enel Green Power 41Enel S.p.A. 41EPM 36, 65Equión Energía 14, 15, 16, 17, 18, 26, 28

Esso-Mobil 50, 52, 53, 54ExxonMobil 28, 41, 42, 44, 52, 53, 54Federación Nacional de Biocombustibles 72Federación Nacional de Distribuidores de Combustibles y Energéticos (Fendipetróleo Nacional) 51 Flour Latin America 34Gas Natural Fenosa 55Gensa (termopalpa) 64Geopark 11, 16Geospace 89Godoy & Hoyos 59Gran tierra 43Grundfos Company 57Gulf 50, 54Hocol 15, 26, 39Integra Oil & Gas 16, 18Isagen 68Kentz Corporation 56Kerui Group 60Lewis Energy 15, 16LIS Consultores 85Logan Oil tools 61Marathon Oil Company 31,38Michael Page 62 Ministerio de Medio Ambiente 80, 81Ministerio de Minas (Minminas) 66, 76, 77, 78Naturgas 55, 88New Grenada Energy Corporation 16NEXt training (Schlumberger) 85Noble Energy Inc. 31, 38 Occidental de Colombia (OXY) 14, 15, 18, 29Ocensa 13, 24, 26, 44Oleoducto de Colombia (ODC) 26Oleoducto de los Llanos Oreintales S.A. (ODL) 26

Pacific rubiales 16, 29, 37, 42, 43, 45, 79 Parex resources Inc. 11,16,43Perenco 15, 18Petroamerica Oil Corp 12, 16Petrobras 13, 31, 42, 52, 53, 54, 56Petrodorado 12Petroholdings 54Petromil 52Petrominerales 12, 16, 42, 43, 45Petromont 16Petronova Inc. 12Petroskills 87 Propilco 24, 26, 27reficar 26, 32, 33, 34, 74repsol 28ryan 59Samson Offshore LLC 31, 38Savia Perú 31Saxon Energy Services 40Schlumberger 29Shell 42Sintana Energy 41Socio Securitas OHS S. A. S. 48technip Italy S.p.A. 34termobarranquilla (tebsa) 64termocol 66termosierra 65, 66termotasajero 64. 66terpel 50, 52, 53, 54, 55tipiel S.A. 34unidad de Planeación Minero Energética (uPME) 50, 52, 55, 66Vetra Group 16Winchester Oil & Gas 16Wood Group PSN 58

la principal petrolera del paÍs va por mÁs · nacionales como un caso de éxito empresarial. ......

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