3ra edicion marzo 2013

Con las inversiones de los próximos años, Colombia espera aumentar su competitividad en esta materiaLA INFRAESTRUCTURA, SOPORTE DEL DESARROLLO

1. Salarios, remuneración competitiva para retener al talento 2. Prospección sísmica, servicio clave para el desarrollo de la industria3. Generación hidráulica, fuente de energía y dínamo para las exportaciones

Marzo 2013 | Edición N.° 3

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3LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

Aunque la infraestructura ha sido por años uno de los principales obstáculos para el desarrollo, Colombia está a punto de efectuar una de las mayores inversiones para superar los rezagos que tiene en esta materia.

Pág. 20La infraestructura, soporte del desarrollo sostenible, una prioridad inaplazable

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ED. N.° 3Contenido

Pág. 38 ¿Qué pasó con Ecopetrol en 2012?Con unos resultados débiles en el último tri-mestre de 2012, la mayor compañía petrolera de Colombia cerró un año por debajo de las estimaciones del mercado, tanto en términos de producción, como en reservas y utilida-des.

Pág. 40 La remuneración en el sector petrolero colombiano es competitiva y atrae talentoLos salarios en la industria de los hidro-carburos son entre 20% y 30% más altos en comparación con el promedio que se en-cuentra en otras ramas de la economía. Las empresas del sector enfrentan el desafío de retener al talento humano.

Pág. 12Exploración y ProducciónEncuentre todo sobre los últimos descubri-mientos y novedades en materia de E&P en el mercado de petróleo y gas. Las cuencas de los Llanos y Caguán-Putumayo fueron epicentro del mayor número de hallazgos en lo que va corrido del año.

Pág. 14Magdalena Medio, una región que se niega a dejar de producirLa cuenca de mayor tradición petrolera en Colombia continúa siendo una de las áreas con mayor prospectiva en el país.

Pág. 32 Nuevas oportunidades para los transportadoresTal y como ha sucedido en los últimos años, se espera que el sector minero-energético siga siendo uno de los mayores demandantes de servicios de transporte.

Pág. 34 NegociosConozca cuáles fueron los principales movi-mientos de las empresas del sector energético local durante los primeros meses de este año.

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

ED. N.° 3Contenido

Desde finales del siglo XXI se identificó el potencial que se tenía para generar electricidad a partir de la fuerza del agua. Hoy, después de más de 122 años desde que se instalaron las primeras hidroeléctricas, esta fuente de generación continúa dominando el mercado energético nacional.

En el último ranking elaborado por el Instituto Choisel y KPMG, que se dio a conocer en la primera edición del Global Energy Competitiveness Index, Colombia ocupó un destacado lugar por sus políticas enfocadas en un desarrollo sostenible y ambientalmente responsable.

Pág. 64La potencia hídrica, fuente de energía limpia y dínamo de las exportaciones

Pág.86Colombia, potencia mundial en competitividad energética

ED. N.° 3Contenido

Pág. 97ClasificadosAnuncios sobre empleos y profesionales que buscan trabajo en la industria minero-energética.

Pág. 76Los biocombustibles, una apuesta social y ambientalmente responsable En Colombia, desde el 2005, se produce eta-nol de la caña de azúcar y, desde 2008, bio-diesel de la palma de aceite. Con la puesta en marcha de estas iniciativas se dio inicio a un emprendimiento que le aporta al bienestar social y a la prosperidad de los colombianos.

Pág. 78 GobiernoEl comienzo del año ha estado marcado por nuevos nombramientos en el sector público y el ámbito privado. Mientras el Gobierno Nacional está haciendo reajustes en los mi-nisterios de Hacienda y Minas y Energía, ya se perfilan los nuevos desafíos para mante-ner el ritmo de la industria extractiva.

Pág. 82Los retos de Cecilia Álvarez Correa Glen, una mujer con talante a cargo del Ministerio de TransporteEsta alta funcionara cuenta con más de 25 años de experiencia, tanto en organizaciones privadas como públicas, en las que se ha des-tacado por su liderazgo. Entre sus tareas está velar por la ejecución de 78 proyectos viales de alto impacto.

Pág. 86Vida EnergéticaEntérese de los eventos más destacados y los espectáculos que no se puede perder en estos primeros meses del 2013. Además, encuen-tre información sobre bares y restaurantes de moda, como Gigi’s Wine Market, una nueva alternativa para los amantes del vino.

Pág. 48 La red nacional de laboratorios de geociencia, una nueva visión inte-gradora de sinergiasCon el objetivo de avanzar en el conocimien-to integral de los recursos naturales no-reno-vables de Colombia, la ANH lidera la puesta en marcha de una de las iniciativas científico-académicas más importantes para Colombia en muchas décadas.

Pág. 50Una perspectiva integral de una refor-ma tributaria fuera de lo ordinarioEsta reforma trajo cambios sustanciales en la tributación de la renta y en las normas de procedimiento. Estas novedades van a ge-nerar una carga impositiva mayor, impactar la planeación financiera de las compañías y conllevar una nueva cultura de fiscalización de la autoridad tributaria.

Pág. 88AgendaEl punto de referencia para estar al tanto de las próximas conferencias, convenciones y talleres relacionados con la industria extrac-tiva. En esta sección encuentra, entre otros, la información sobre los talleres de CIPE, así como sobre los cursos ACIPET y Petroskills.

Pág. 92 GenteEntre los acontecimientos más renombrados a comienzos de este año estuvieron el Oil Council Asamblea Latinoamericana, Colom-bia Genera, evento organizado por la ANDI, y los campeonatos de golf organizados por Campetrol y Helm-Marca Colombia.

Pág. 52ServiciosEl año pasado la contratación con proveedo-res nacionales por Ecopetrol superó los $15,2 billones, destacando su compromiso con las economías locales en su zona de influencia. Con la llegada de nuevas tecnologías y ju-gadores al país, la dinámica de las empresas vinculadas al sector adquiere otro ritmo.

Pág. 58Prospección sísmica para una completa visión del subsueloLos servicios de exploración sísmica han sido una pieza clave para el desarrollo que el sector de hidrocarburos ha alcanzado en los últimos cinco años. Conozca más sobre desa-rrollo de esta industria y sobre las perspecti-vas que las compañías tienen sobre el futuro de este negocio.

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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

María Escobar Liliana Gaona

Natalia GonzálezPatricia Matey

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RELACIONES PÚBLICASY COMUNICACIONES

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DISEÑO Y DIAGRAMACIÓNLissette Morelos

IMPRESIÓNDisonex

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Manos a la obraEl rezago de Colombia en materia de infraestructura es un problema histórico y no coyuntural. La construcción del soporte para el desarrollo y el funcionamiento de la economía nacional, en muchas ocasiones, se ha quedado en los planos. El papel aguanta todo, pero son los hechos los que hablan por sí solos. Es hora entonces de ejecutar.

El sector minero-energético y el desarrollo de la infraestructura nacional son dos de las cinco locomotoras definidas por el Gobierno Santos. La primera marcha a buen ritmo, mientras que la segunda, por ahora, sobretodo genera expectativa, más allá de obras concretas. A su vez, en pocos ámbitos como el minero y el petrolero se evidencia la importancia de una adecuada infraestructura para un salto cualitativo y cuantitativo en materia de desarrollo.

Ahora bien, la perspectiva es promisoria. Un paso destacable es la nueva generación de concesiones viales, que van a requerir las mayores inversiones en la historia de Colombia en materia de infraestructura para el transporte, con una meta cercana a los $40 billones. Y ahora que se prevé este considerable esfuerzo para mejorar el transporte terrestre, es imprescindible que tanto el Gobierno, como las empresas minero-energéticas, se comprometan con las obras para que el carbón y el petróleo no se sigan transportando por las carreteras del país.

Y vale la pena resaltar que los planes en este sentido no son de poca monta: el aumento de la capacidad de Ocensa y el Oleoducto de Colombia, la construcción de Bicentenario y el desarrollo del Oleoducto del Pacífico, la línea que conectaría a los Llanos Orientales con la costa pacífica. Todas estás son destacadas noticias que se convertirán en trascendentales realidades para el progreso de la industria extractiva.

En esta edición nos enfocamos en estos avances y otros temas relacionados con los adelantos presupuestados en infraestructura, que producen los mayores retornos a la inversión cuando un país está en raudo y continuo desarrollo como Colombia. Es hora de ponernos manos a la obra.

Julio César Belalcázar Santodomingo

CARTA EDITORIAL


Benjamin Cubides Pinto, socio de Norton Rose Este abogado de la Universidad Javeriana cuenta con un LL.M (Tax Law) de la Universidad Ruprecht-Karls de Heide-lberg (Alemania) y es socio de Norton Rose desde 2011. Norton Rose Colombia combina la experiencia local de sus colaboradores con las ventajas que ofrece una red internacional de más de 150 especialistas, con amplios conocimientos de las industrias del petróleo y del gas. El espectro de trabajo de la firma cubre toda la gama de operaciones y actividades vinculadas con este sector. Adicionalmente, la firma tiene un conocimiento especializado, que comprende la concesión de derechos de exploración, la producción, la transformación, el transporte, la venta y el aprovechamiento de hidrocarburos.

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

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.

Jorge Bendeck-Olivella, presidente ejecutivo de la Federación Nacional de Biocombus-tibles de ColombiaIngeniero de Petróleos de la Universidad Nacional de Medellín, Palinólogo de la Universidad de Viena (Austria) y es-critor. Bendeck-Olivella fue ministro de Transporte, vicepresidente de Exploración y Producción de Ecopetrol y emba-jador de Colombia en Alemania, entre otros. En la actualidad, este ingeniero se desempeña como presidente ejecutivo de la Federación Nacional de Biocombustibles de Colombia.

José Peña, socio de KPMG Colombia y encargado de la Industria de la Energía y Recursos NaturalesJose Peña es experto en contabilidad pública internacional y cuenta con una amplia experiencia asesorando a compa-ñías del sector de petróleo y gas. Entre las empresas con las que ha trabajado Peña están las firmas McConnell&Jones, LLP, Malone&Bailey, Earnst & Young y Deloitte.

COLABORADORES


Platanillo-6 entra en producción

Amerisur Resources completó exitosamente la puesta en marcha del pozo Platanillo-6 con un volumen de producción de prueba de 1.550 barriles de petróleo por día.

Platanillo-6 es el quinto pozo dentro de un programa de perforación que incluye ocho prospectos y está ubicado en la plataforma 5 sur (5s). El pozo ha sido perforado hasta una profundidad total de 8.608 pies con el equipo de perforación recientemente adquirido Latco-01. En este prospecto se encontró un intervalo de 85 pies brutos.

Amerisur tiene previsto que la capacidad total del campo ascienda a 5.400 barriles por día. Si bien Platanillo-6 ya entró en producción controlada, el desarrollo de este yacimiento ha estado limitado por obras en los oleoductos y en el mejoramiento de las instalaciones que, sin embargo, solo tendrán un impacto en el corto plazo. La compañía tiene previsto que en marzo ya hayan finalizado las obras que se están adelantando y que facilitarán la labor extractiva.

Arranca la exploración de Loto-1X

El segundo pozo de exploración Loto-1X, ubicado en el bloque CPO-5 en los Llanos, ya está siendo

valorado por Petrodorado Energy Ltd. Este prospecto comenzó a perforarse el 22 de enero

de 2013. Una de las características promisorias de este hallazgo es su cercanía al Yatay-1, que arrojó

resultados muy positivos.

El bloque CPO-5, en el cual la compañía cuenta con una participación no operativa del 30%, se

encuentra actualmente en la fase uno de un programa de exploración

que incluye un total de cinco pozos

exploratorios. Por ahora, el operador y Petrodorado ya han

identificado múltiples prospectos de sísmica 3D

y 2D en la zona.Krishna Vathyam,

presidente y CEO de Petrodorado Energy Ltd., afirmó que: “La proximidad de Loto-

1X con el prolífico descubrimiento

Yatay-1 nos da un mayor nivel de optimismo,

ahora que estamos a la espera de los resultados de la

perforación y las pruebas del Loto-1X”.

Petrodorado, con sede principal en Calgary (Canadá), se dedica a la exploración de

petróleo y gas natural, principalmente en Colombia, Perú y Paraguay.

PERÚ

Petroamerica anuncia resultados exitosos de las pruebas en las maracas-7

La empresa junior, dedicada a la exploración y producción de petróleo y gas, Petroamerica Oil Corp., con una sólida presencia en los Llanos, dio a conocer los resultados de su prospección en el pozo Las Maracas-7, ubicado en el bloque Los Ocarros. En este pozo la compañía encontró un potencial estimado en 1.500 barriles por día (bpd) en la reserva basáltica de Gachetá y en 2.500 barriles por día (bpd) en la principal reserva de Gachetá. El estudio, que se llevó a cabo en Gachetá durante nueve horas en “choke” de 32/64, arrojó crudo ligero de 30 grados API a una tasa aproximada de 2.027 bpd.

Actualmente, el pozo se encuentra en producción y desde el 31 de enero de 2013 se tiene previsto que Las Marcas produzca aproximadamente 9.400 bpd. Sin embargo, se estima que el campo producirá un promedio de 8.500 barriles bpd hasta que la planta alcance la estructura requerida para la producción permanente, que entrará en funcionamiento en el segundo trimestre de este año. Petroamerica tiene una participación del 50% en el bloque Los Ocarros, donde está en el campo de Las Maracas.

Éxito en Perú y Colombia para Gran Tierra

Además de los resultados positivos que arrojó la exploración del pozo Bretaña Norte en el vecino país, la petrolera Gran Tierra Energy Inc. anunció los resultados de su valoración del pozo Moqueta-8 en Colombia. Según Dana Coffield, presidenta y CEO de Gran Tierra Energy: “Hemos probado con éxito el pozo Moqueta-8 y ahora estamos perforando el pozo Moqueta-9, a medida que seguimos evaluando el potencial de este creciente descubrimiento de petróleo”.

El pozo Moqueta-8, en el cual Gran Tierra es el operador y cuenta con una participación del 100%, forma parte del bloque Chaza ubicado en la cuenca del Putumayo. La prueba inicial de Moqueta-8 se llevó a cabo mediante la recopilación de los datos de las reservas y las muestras de fluidos en la formación Caballos. En Caballos la profundidad vertical verdadera (TVD: total vertical depth) de reserva bruta fue de 209 pies. La formación fue perforada y probada de 5.361 pies a 5.538 pies de profundidad medida (MD: measured depth) durante 57 horas y a una velocidad de 651 barriles de petróleo por día (bppd) de 28,2° API, con un corte de agua del 0,4%.

Gran Tierra Energy es una compañía dedicada a la exploración y producción de petróleo con participaciones en propiedades ubicadas en Colombia, Argentina, Perú y Brasil.

Maurel et Prom encuentra petróleo en Sabanero

El pozo exploratorio Chamán-1, el bloque propiedad de y operado por la compañía Maurel et Prom, dio lugar a un nuevo descubri-miento de petróleo en la formación C7. Maurel et Prom, una empre-sa listada en la Bolsa de París con más de diez años de experiencia en la industria y un enfoque en operaciones a lo largo de América Latina y África, recientemente anunció el hallazgo de petróleo en el bloque Sabanero. Actualmente, el pozo Chamán-1 es sometido a evaluación con el objetivo de calcular las reservas existentes. Las pruebas iniciales arrojaron un estimado de 174 barriles de petróleo por día.

El bloque Sabanero cubre 434 kilómetros cuadrados y se encuentra en una prometedora área para el descubrimiento de petróleo pesa-do, a unos 50 kilómetros al noreste de los campos Rubiales y Quifa. Adicionalmente, la compañía también informó que no encontró gas en Santa Fe-1, en el que la empresa apuntaba a un hallazgo en la formación denominada Ciénaga de Oro.

Pacific Rubiales encuentra gas natural en la cuenca del Bajo Magdalena

Con este hallazgo en el pozo Manamo-1X, correspondiente al bloque Guama, Pacific Rubiales confirma la respectividad de producción de gas en el área del Bajo Magdalena. El pozo Manamo-1X, con una profundidad de 7.600 pies, fue el ter-cer pozo perforado en este bloque, luego de que la empresa adelantara operaciones en de Pedernalito-1X y la Cotorra-1X. Inmediatamente después de desarrollar este programa de pruebas, Pacific tiene proyec-tado perforar el pozo Capure-1X, dos kilómetros al Oeste de Peder-nalito 1X, en la fase final de exploración en el bloque Guama. “Este es un descubrimiento importante para Pacific y demuestra el potencial de producción del bloque Guama y de la Cuenca del Bajo Magdalena, donde la Compañía posee una amplia superficie de explo-ración. Así mismo, valida el modelo de geofísica sísmica utilizado por Pacific para identificar con éxito hallazgos de gas condensado”, dijo Ronald Pantin, CEO de la empresa operadora. En esta misma cuenca Pacific Rubiales cuenta con otras dos áreas en exploración y tres en producción.

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Exploración & Producción5

E&P E&P


Luego de casi cien años del primer gran descubrimiento de crudo del país, en el bloque Cira-Infantas, la cuenca de mayor tradición petrolera en Colombia continúa siendo una de las áreas con mayor prospectiva. En la actualidad, quince empresas, que producen cerca del 15% de petróleo del país, y alrededor de veinte operadoras están buscando nuevas oportunidades en esta región.

Magdalena Medio, una región que se niega a dejar de producir

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MAGDALENA MEDIO


La cuenca del Magdalena Media está localizada en el valle interandino del Río Magdalena y comprende un área

de 32.949,4 km2 entre los departamentos de Santander, Boyacá, Antioquia, Bolívar y Cesar, y, en menor proporción, también se extiende por Caldas, Tolima y Cundina-marca.

El Magdalena Medio fue, durante muchos años, la región de mayor producción de crudo en el país, antes del auge de explora-ción en los Llanos Orientales. Y se mantu-vo en el tope gracias a los descubrimientos que dieron a principios del siglo pasado, encabezados por los campos Cira-Infantas, Casabe, Velásquez y Tibú, en cercanías a Barrancabermeja. Estos hallazgos impul-sarían el desarrollo de la ciudad, Barranca-bermeja, y la convertirían como la capital industrial del petróleo de Colombia, ade-más de convertir al Magdalena Medio en la zona con mayores facilidades en materia de infraestructura y servicios para el sector extractivo.

Barrancabermeja es hoy sede de la refi-nería con mayor capacidad instalada, con 300.000 barriles por día, los cuales pasan las principales líneas de oleoducto del país, a través de los ocho departamentos que for-man la cuenca. Actualmente, esta es la se-gunda región con mayor producción de pe-tróleo, con más de 137.000 barriles por día en 37 campos, a cargo de 15 operadoras.

Gracias al potencial que aún yace en el subsuelo de esta región, principalmente en recursos convencionales, pesados, no convencionales y gases asociados al car-bón, más de viente empresas y asociacio-nes continúan adelantando actividades de exploración en búsqueda de nuevos des-cubrimientos en 29 bloques. Además, al cierre del proceso de ronda abierta de 2012 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), fueron entregadas cinco nuevas áreas a algunas firmas con experiencia en el mercado colombiano como Ecopetrol y Clean Energy y a nuevos jugadores en el mercado como Andes Energía, Integra Oil & Gas, Optima, Range, y ExxonMobil, esta última escogió al Magdalena Medio como una de los puertos de regreso al mercado colombiano.

Epicento del sector extractivo

La producción del Magdalena Medio se extiende a lo largo y ancho de la cuenca, pero se concentra principalmente en las zonas correspondientes a Santander, Ce-sar y parte de Boyacá. Petrosantander, Pe-tróleos del Norte y Hocol, son algunos de los jugadores con presencia en la región. Sin embargo, el principal productor de la región es Ecopetrol, que tiene a su cargo quince bloques en etapa de explotación.

La historia de Ecopetrol en esta cuenca se origina cuando en 1951, el mismo año de su creación, se hace cargo de la admi-nistración de las reversiones de los cam-pos Cira-Infantas, Galán, San Silvestre, Aguas Blancas, Colorado y San Luis, que la Tropical Oil Company (Troco) hizo a la nación. Posteriormente, en 1975 recibe la reversión de Shell de los campos Casabe, Cantagallo y Cristalinas, al occidente del rio Magdalena, y en 1992 las de los campos Provincia, Bonanza y demás contratos ale-daños al Río Negro (Santander). Pese a que la mayor parte de su operación correspon-de a estas reversiones, Ecopetrol tuvo va-rios descubrimientos propios entre 1961 y 1979, como los de los campos Llanito Gala, Lisama, Nutria, Tenerife, Peroles y Tesoro.

“Actualmente el Magdalena Medio repre-senta el 17% de la extracción de crudo de Ecopetrol y el 7% de gas, lo que nos con-vierte en la tercera y segunda gerencia de la compañía en cuanto a participación en la producción de crudo y gas respectiva-mente. Nuestros esfuerzos en esta zona en la actualidad, se concentran en el aumento de la producción de los bloques que ope-ramos y en los contrato de asociación con otras empresas petroleras. Gracias a la im-plementación de las mejores tecnologías en perforación infill y recobro secundario, específicamente por inyección de agua e inyección de vapor, hemos logrado pasar de una producción de 57.000 barriles en 2007, a 108.000 barriles en 2012. Y con nuestros socios hemos pasado de 67.000 barriles a 148.000 barriles en estos últimos cinco años”, aseguró Francy Edith Ramí-rez, gerenta de la regional Magdalena Me-dio de Ecopetrol.

Uno de los casos que resalta Ramírez es el del campo Cira-Infantas, que después de tocar mínimos de 5.000 barriles por día a inicios de este siglo, hoy alcanza un pro-medio de 37.000 barriles. Según explica la gerente, el mejoramiento de las técnicas de inyección para tener un mejor barrido del yacimiento, implementadas por Ecope-

trol y Oxy en un contrato de colaboración empresarial, ha sido la clave para que este campo, con casi 97 años de historia, siga siendo uno de los de mayor extracción en el país y el principal del Magdalena Medio.Uno de estos contratos para la extrac-ción de petróleo se firmó con Mansarovar Energy, una sociedad formada por Chi-na Petrochemical Corporation (Sinopec Group) y la firma india ONGC Videsh Li-mited, Mansarovar opera actualmente en los campos Nare Sur, Jazmín, Under River y Velásquez, este último propiedad de la compañía en su totalidad.

De acuerdo con Huimin Ye, nuevo CEO de Mansarovar, desde que se hicieron cargo de estos campos en 2006, se ha logrado un recobro mayor. Sin embargo, los retos a los que la compañía se ha enfrentado en estos bloques han sido más difíciles de lo que se esperaban y son nuevos para la empresa. Pero actualmente, con el respaldo de Eco-petrol, Mansarovar está trabajando en un proyecto que podría aumentar la produc-ción de sus campos. A septiembre de 2012 se extraían en promedio 32.310 barriles de petróleo de la Asociación Nare y 3.212 ba-rriles en el campo Velásquez. “Hace un año empezamos un proyecto de trampas de va-por en el campo de crudo pesado Jazmín,

uno de los más grandes en este tipo de pe-tróleo. Esperamos que la implementación de esta tecnología traiga resultados positi-vos para así poder superar los obstáculos que hemos tenido que afrontar en estos campos. De ser así, encontraremos una so-lución no solo para nuestras propiedades, sino para todo el país”, dijo Ye.

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Francy Edith Ramírez, gerenta de la regional Magdalena Medio de Ecopetrol

Cuna de la historia petrolera de Colombia

La historia del petróleo en el país nace pre-cisamente en la cuenca del Valle Medio del Magdalena, cuando el explorador español Gonzalo Jiménez de Quesada encontró los primeros yacimientos de petróleo en 1536 en las periferias de lo que hoy es Barranca-bermeja. Los afloramientos de este líquido negro y espeso, utilizado por los indígenas como combustible y hasta medicina, reci-bieron el nombre de Las Infantas, en honor a las princesas de España.

Cuatro siglos después se adelantó la pri-mera explotación de crudo formal con la llamada concesión Mares en 1905. Poste-riormente, en 1918, se dio el primer gran descubrimiento de petróleo bajo esta mis-ma concesión en el campo Cira-Infantas, operado en la época por la Tropical Oil Company (Troco). Este hallazgo marcó el inicio de la historia actual del mercado de hidrocarburos, así como el desarrollo del Magdalena Medio y, más específicamente, Barrancabermeja, como eje del sector ex-tractivo. Actualmente, esta es la zona con la mayor infraestructura disponible para la industria, tanto en materia de transporte, como de refinación.

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Recurso por descubrir en el Magdalena Medio

Distribución por tamaño de los recursos por descubrir en la cuenca

MAGDALENA MEDIOMAGDALENA MEDIO


Esta última reportó recientemente un ha-llazgo de petróleo en el pozo Mono Araña 1, el primero de los pozos exploratorios del bloque VMM2, el cual inicialmente le fue adjudicado en un 100% en la Mini-ronda de 2008 y que actualmente ya tiene a CA-NACOL como socio en el correspondiente contrato de E&P y finalizando el procedi-miento de reconocimiento de ExxonMobil como tal ante la ANH.

“Vamos a proceder con mayores labores de exploración que nos permitan conocer más sobre este descubrimiento. Con las otras compañías con las que participamos en este proyecto hemos acordado en hacer perforaciones adicionales durante el próxi-

mo año, por el orden de US$20 millones, para conocer si existen oportunidades en yacimientos no convencionales, uno de los mayores atractivos a futuro de esta zona”, afirmó Manuel de Almeida, director de planeación estratégica y desarrollo de ne-gocios de VETRA.

Por su parte, Ecopetrol adelanta una cam-paña intensa de exploración en la cuenca. En los dos últimos años la compañía re-portó hallazgos en los pozos Aullador 1 y más recientemente en el Rumbero 1. Para este año la empresa planea adquirir más de 1.000 km de sísmica 3D y hacer pozos adicionales de avanzada para conocer las dimensiones de estos descubrimientos.

Ecopetrol también planea iniciar la perfo-ración de los pozos Golosa y Bolanda.

“Dentro de nuestra estrategia también está perforar cerca a nuestras áreas en produc-ción. El año pasado hicimos tres de estos pozos, en los campos Tisquirama Este y Caronte, que reportaron descubrimiento y estamos en pruebas todavía para verifi-car si son comerciales. Pero nuestra gran apuesta en esta cuenca es evaluar el po-tencial de las rocas del cretáceo, las cuales están a mayor profundidad de las gene-ralmente estudiadas”, dijo la gerenta de la regional Magdalena Medio de Ecopetrol.

El reto: conectar y extender los trabajos con la sociedad

La producción y exploración de hidrocar-buros no es la única actividad económica en auge en el Valle Medio del Magdalena. Por su ubicación geográfica, en esta región se desarrollan varios proyectos de infraes-tructura para mejorar la conectividad del país, como la Ruta del Sol y obras para maximizar la navegabilidad del Río Mag-dalena. Además, el área es también esce-nario de obras portuarias, la construcción de Hidrosogamoso y la extracción de mi-nerales como el carbón y el oro, así como el desarrollo de múltiples plantaciones de palma de cera.

Actualmente, decenas de empresas que operan allí han llevado a la zona impor-tantes oportunidades laborales y desarro-llo económico. Sin embargo, todavía hay camino para recorrer en la creación de va-lor compartido con las comunidades de la zona. “Estas son comunidades fortalecidas con muchas iniciativas de desarrollo y para aprovechar este escenario necesitamos una mejor comunicación y planeación, no solo entre las empresas que hacemos presencia en el área, sino en la compañía e iniciativa de las autoridades locales y regionales. De lograr esta sinergia es innegable que se podrá impulsar aún más el desarrollo de la región”, dijo Francy Edith Ramírez (Ecopetrol).

Como parte de su estrategia de sostenibili-dad, la petrolera viene trabajando con los gobiernos locales y regionales para apo-

yar iniciativas contempladas en los planes de desarrollo. Además, para garantizar la vinculación de la comunidad dentro de las operaciones, la empresa tiene establecido que el 100% de la mano de obra no califi-cada sea de la región y que la participación de la calificada sea mínimo del 30%. A la fecha, esta gerencia regional de Ecopetrol emplea a 920 personas de forma directa y, contabilizando a los contratistas, los traba-

jos generados oscilan entre 6.000 y 9.000. Por su parte, el CEO de Mansarovar, Hui-min Ye, considera que uno de los principa-les retos estará relacionado con las sociali-zación del nuevo sistema de regalías, pues al recibir menos dinero por parte de las operaciones de las compañías petroleras, las exigencias de la comunidad a los pri-vados probablemente se incrementarán de cara al futuro.

Mientras estas y otras empresas continúan desarrollando sus pozos productivos, más de veinte jugadores comienzan a buscar nuevos yacimiento de crudo en el subsuelo de esta región, que aún es considerada por muchas empresas como centro de grandes oportunidades.

El potencial por ser descubierto

De acuerdo con información del volumen especial del Earth Sciences Research Jour-nal, documento elaborado por la Univer-sidad Nacional y de autoría del geólogo Carlos Vargas, la cuenca del Valle Medio de Magdalena tiene recursos por ser halla-dos del orden de 8.325 MMbbl. Según el reporte, la cuenca podría llegar a contener al menos ocho campos con tamaños ma-yores a 500 MMbbl. Los estudios también apuntan a que el subsuelo de esta cuenca alberga yacimientos importantes de pe-tróleo pesado y no convencional, sobre el que se estima un potencial de hasta 39.432 MMbbl.

El grupo de empresas en búsqueda de estas oportunidades es diverso y la mayoría de estas cuentan con una gran experiencia en el mercado. Entre ellas están Shell, Petrola-tina (Petróleos del Norte), Amerisur, Lewis Energy, y VETRA.

Manuel de Almeida, director planeación estra-tégica y desarrollo de negocios de VETRA

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MAGDALENA MEDIOMAGDALENA MEDIO


PORTADA

La infraestructura, soporte del desarrollo sostenible,

una prioridad inaplazable

Colombia está a punto de efectuar las mayores inversiones para superar los rezagos que tiene en materia de infraestructura. Entre las iniciativas para impulsar la competitividad están las concesiones de cuarta generación, que aumentarán la conexión entre regiones a través de carreteras y vías férreas, así como las iniciativas privadas en materia de puertos, líneas de transmisión y oleoductos.

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La locomotora de la infraestructura para el transporte parece no estar marchando al ritmo esperado por la administra-ción del presidente Juan Manuel Santos, pues aunque gra-

dualmente han entrado en funcionamiento algunos fragmentos de los proyectos en ejecución, adjudicados en la pasada administra-ción, el sector se encuentra varios puntos porcentuales debajo de los objetivos propuestos cada año para la construcción de nuevos kilómetros de dobles calzadas. En 2012, al sector le faltaron 71,23 km para poder llegar a la meta de los 273,34 km de dobles calzadas construidas para ese año debi-do a la falta de definición de temas con otras entidades, atrasos en la gestión predial o en el otorgamiento de licencias ambientales, lo

que deja al país cada vez más lejos de llegar a los 1.031,13 km que se querían construir en el cuatrienio.

Al rezago en una de las estrategias clave para mejorar la conectivi-dad entre las regiones, se le suma el hecho de que las inversiones en este segmento siguen estando muy por debajo de las destinadas a otros mercados. Este fenómeno tuvo un fuerte impacto en la eco-nomía nacional al tercer trimestre de 2012, periodo en el que el sector de la construcción representó el decrecimiento más impor-tante dentro del PIB respecto al mismo periodo de 2011, con una variación negativa de 12,3%. En lo corrido del año hasta septiem-bre, sólo las obras civiles registraron una retracción acumulada de 14,7%.

Al mismo tiempo, menores desembolsos realizados en construcción, mantenimien-to, reparación y adecuación de vías inter-urbanas, hicieron que el grupo de carre-teras, calles, caminos, puentes, carreteras sobreelevadas, túneles y construcciones subterráneas disminuyera en 10,3% y res-taran 2,9 puntos porcentuales a la variación anual de -14,7%.

Este déficit, sumado a la baja instituciona-lidad y corrupción, le costaron al país un puesto en el ranking de competitividad del Foro Económico Mundial (FEM). De acuerdo con información publicada por el organismo, para el periodo 2012-2013 Co-lombia cayó del puesto 68 al 69 entre 144 países.

La baja competitividad de los puertos ma-rítimos, vías férreas y carreteras naciona-les, llevaron al país a ocupar el puesto 93 en cuanto a infraestructura, al recibir una calificación de 3,4 sobre 7. Este factor ade-más figuró como el tercer problema que encuentran los inversionistas a la hora de hacer negocios en el país.

Pese a que Colombia ha estado estancada en el mismo rango de competitividad por varios años, tanto las autoridades como el mercado esperan que con los desarrollos proyectados de aquí en adelante, la in-fraestructura pueda jalonar la economía nacional y que estos adelantos le permitan al país ascender hacia una poción más alta en este ranking. Las obras en esta materia serán clave para impulsar el crecimiento económico y la generación de empleo de otras industrias, así como para aumentar la conectividad del país, reducir los costos en transporte y potencializar el comercio exterior.

En 2012 al sector le faltaron 71,23 km para

poder llegar a la meta de los 273,34 km de dobles

calzadas construidas para ese año.

Agricultura

Minería

Infaestructura Manufactureras

Servicios de electricidad, gas y agua

Construcción

Comercio, Reparación, Restaurantes y Hoteles

Almacenamiento y comunicaciones

Establecimientos financieros

Servicios sociales, comunales y personales

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En 2012 se superó la meta en 1,10% gracias a la ampliación del concepto de operación, donde se incluyen los tramos que están puestos en servicio. Los proyectos Bosa-Granada-Girardot, Girardot-Ibagué- Cajamarca y Rutal del Sol II son los que más aportaron a la meta.

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Se presentó un rezago en la meta de 2012 de 71,23 km, debido a la falta de definición de temas con otras entidades, por atraso en la gestión predial o en el otorgamiento de licencias ambientales.

Entre julio y septiembre de 2012, el valor agregado del sector de la construcción tuvo una variación negativa de 12,3% respecto al mismo periodo del año anterior. Este resultado obedeció a una disminución en el valor agregado de obras civiles en 14,6% y edificaciones en 10,5%.

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Nuevos kilómetros de doble calzada en operación Nuevos kilómetros de doble calzada construidos

Variación porcentual anual y participación por sus grandes ramas de actividad económica 2012 III / 2011 III

Información histórica de avance del indicador

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Información histórica de avance del indicador

PORTADAPORTADA

Índice de competitividad mundial 2012 - 2013

Ranking de 144 economías utilizando una escala del 1 al 7


Concesiones de cuarta generación, un impulso decisivo

El año pasado se inició la planeación de la nueva generación de concesio-nes viales, con las que se prevén las

mayores inversiones en la historia de Co-lombia en materia de infraestructura para el transporte, con una meta cercana a los $40 billones. La licitación de estos nuevos corredores figura hoy como una de las principales apuestas económicas del país.

Con el plan de concesiones del Gobierno del presidente Juan Manuel Santos entra-rán en licitación 6.000 nuevos kilómetros que aumentarán la conectividad entre las regiones. Aunque ninguno de estos pro-yectos será ejecutados en lo que queda de su periodo, la Agencia Nacional de Infraes-tructura (ANI) confía en que sí sean adju-dicados bajo su administración.

Los proyectos estructurados por el Fondo Financiero de Proyectos de Desarrollo (Fo-nade), llamados Victorias Tempranas, se-

rían adjudicados durante agosto o septiem-bre de este año. Este grupo, por el que se esperan inversiones de $4 billones, está in-tegrado por Girardot-Puerto Salgar, Mula-lo-Loboguerrero, la Perimetral del Oriente de Cundinamarca, Cartagena-Barranquilla y la Circunvalar de la Prosperidad.

A inicios de febrero, la ANI abrió el proceso de precalificación para el proceso de califica-ción y, de acuerdo con el cronograma, el lis-tado sería publicado el próximo 26 de abril. En los siguientes meses los proponentes que calificaron deberán presentar una oferta que debe incluir estudios técnicos y de viabilidad ambiental. Después se abrirán los procesos para el resto de corredores.

Uno de los elementos clave para el desa-rrollo es el marco regulatorio contemplado en la Ley de Asociaciones Público Privadas (APP), que permite establecer los paráme-tros de estas alianzas para incluir la parti-

cipación e inversión privada en grandes obras de infraestructura. Este es un modelo reconocido porque ofrece un mayor balan-ce entre los riesgos y beneficios de las partes.

“Con el apoyo de los privados, a través de las APP, en operaciones que requieren de inversiones tan altas, se da mayor garantía para que estos proyectos se realicen en los tiempos proyectados y con la calidad re-querida. El Reino Unido es probablemente uno de los países con mayor experiencia en este campo, con más de 800 alianzas para el desarrollo de grandes obras en nuestro país y en el mundo”, dijo Tony Regan, director de comercio e inversión del Reino Unido en Colombia.

Parte de la financiación de estos proyectos estará respaldada en los denominados Bo-nos de Infraestructura, activos con rendi-mientos cercanos a los de los TES. La ANI proyecta que a través de estos bonos se fi-

nancien hasta $32 billones en los próximos seis años y espera un gran interés por parte de los fondos de pensiones. La participa-ción de las entidades financieras dentro de este proceso será crucial.

Findeter, que se ha especializado en la in-fraestructura del país, ha financiado los planes viales de Arauca, Bolívar, Boyacá,

Caldas, Nariño, Risaralda, Santander, Hui-la, Meta, Quindío, Tolima, Córdoba por $244.189 millones.

“El subsector con mayor participación en la cartera de Findeter es el subsector vial: red primaria, segundaria y terciaria, el cual representa un billón de pesos con el 17% de participación. Estamos comprometidos

con el reto que tiene Colombia en superar el rezago en infraestructura (vial, férrea, puertos marítimos, fluviales y aeropuer-tos) y aportar recursos, conocimientos y gestión para sacar adelante proyectos sos-tenibles que ayuden a mejorar la calidad de vida de la población, siempre alineados con las prioridades del Gobierno”, aseguró Luis Fernando Arboleda, presidente de Findeter.

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PORTADAPORTADA

Kilómetros estimados a construir 8.170

25 -30Número de proyectos

APP ActualesNuevas APP 4G


Infraestructura para una industria en transformación y crecimientoCon la creación de Cenit, el nuevo jugador en el mercado de transporte y logística de hidrocarburos, y las iniciati-vas de privados, Colombia podría alcanzar un salto cua-litativo. Entre los proyectos clave están las expansiones de Ocensa y del Oleoducto de Colombia, la construcción de Bicentenario y el desarrollo del Oleoducto del Pacífico.

El sistema de transporte de hidrocar-buros del país no estaba preparado para atender los incrementos en la

producción de petróleo, ni para la trans-formación en la canasta de crudos que Colombia comenzó a registrar a partir de 2008. Ante esta nueva bonanza en el mer-cado, esta vez en el segmento de crudos pesados, los oleoductos con los que ya con-taba el país se quedaron cortos para suplir esta nueva demanda, no sólo por no estar presentes en los nuevos centros de produc-ción, sino por su incapacidad a la hora de transportar petróleos de altas densidades.

La necesidad de evacuar esta nueva pro-ducción incrementó dramáticamente la participación de los carrotanques, lo que

no sólo incrementaría hasta en US$20 el costo de transporte por barril, sino que congestionó y afectó la calidad de las prin-cipales vías del país. De igual manera ha sido necesario recurrir a la importación de diluyentes como la nafta para hacer mez-clas más ligeras que pudieran pasar por la red de oleoductos.

Pero gracias a las inversiones que se han realizado en el segmento de transporte des-de 2008, que hasta 2012 alcanzaron aproxi-madamente los US$7.189 millones, el sis-tema de oleoductos nacional cuenta ahora con una capacidad que oscila entre 960.000 y 980.000 barriles por día, el equivalente al 94% de la producción diaria promedio de enero.

Estas mejoras corresponden, en parte, al Oleoducto de los Llanos Orientales (ODL), la empresa que Cenit, en su momento Eco-petrol, y Pacific Rubiales crearon en 2008 para evacuar la producción pesada de los campos Rubiales, Piriri y Quifa, y que ac-tualmente transporta en promedio 340.000 barriles diarios de mezclas.

Aunque la entrada de este nuevo jugador fue fundamental, la revolución del sector se dio gracias a los cambios que los principa-les oleoductos del país, Oleoducto Central S.A. (Ocensa) y Oleoducto de Colombia S.A. (ODC), decidieron hacer para poder transportar petróleo denso desde 18 grados API.

Ocensa es el único oleoducto público y ac-tualmente es la línea más extensa del país, con una tubería que recorre 836 km on sho-re y 12 km off shore, y atraviesa 45 muni-cipios desde el piedemonte llanero hasta el

puerto de Coveñas. Actualmente, este oleo-ducto mueve 575.000 barriles por día, es decir el 60% de la producción nacional de crudo, lo que lo ubica en el primer puesto por capacidad. Para llegar a este punto, la compañía tuvo que hacer varias modifica-ciones en su sistema y encaminar su voca-ción hacia el transporte de aceites pesados,

pues su principal objetivo, al momento de ser creada a principio de los años noven-ta, fue evacuar la producción de Cusiana y Cupiagua y de otros campos de petróleo liviano en el piedemonte llanero.

“Con la caída en la extracción de estos primeros campos y la creciente necesidad de evacuar los crudos pesados que en ese momento se estaban empezando a dar en la región, en 2005 decidimos convertirnos en un oleoducto para el transporte de petróleo de alta densidad. Gracias a una inversión de US$600 millones para el cambio de ma-

quinaria, sistemas de medición y capaci-tación de personal, hoy nuestra capacidad de transporte de pesados de entre 18 y 25 grados API es del 80%”, dijo Óscar Trujillo, gerente de Ocensa.

Por este oleoducto pasa la producción de sus accionistas, Ecopetrol (Cenit), Talis-

Cenit llega a cambiarle la cara al negocio del transporte

La creación de esta nueva compañía del grupo Ecopetrol marca un hito en la historia del sector de hidrocarburos del país y llega en el momento perfecto para promover y administrar las obras de infraestructura que garantizarán el cubrimiento de las futuras necesidades en materia de transporte, almacenamiento y exportación. El plan de la compañía estatal por promover el nacimiento de un agente independiente a cargo del negocio de transporte se inició en los primeros meses de 2012 y se hizo realidad en julio del año pasado, cuando Cenit se creó formalmente, bajo la presidencia de Camilo Marulanda, quien trabajó por más de diez años en Ecopetrol. Desde ese momento, Cenit cuenta con la participación accionaria que la operadora tenía en ODC, ODL, Ocensa y se ha asociado con otras compañías y oleoductos a cargo de Ecopetrol.

“Esta empresa pretende darle un cambio radical al negocio del transporte de hidrocarburos en el país, al asegurar las expansiones requeridas por el sistema y promover la transparencia dentro del negocio”, dijo Marulanda. Cenit comenzará a operar durante el primer cuatrimestre del año con $13 billones de activos y un Ebitda estimado en US$1.200. Óscar Trujillo, gerente de Ocensa

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man, Petrominerales, Cepsa, además de la de otras empresas con presencia en los llanos, como Pacific Rubiales. En 2012, 18 años desde el inicio de operaciones de Ocensa, la empresa alcanzó el record his-tórico de 2.285 millones de barriles trans-portados.

Por su parte, ODC ha venido trabajando en la optimización de sus operaciones y cambios en el sistema para poder aumentar cada año su capacidad instalada. Hoy día, el oleoducto de 480 km cuenta con una ca-pacidad de 203.000 barriles por día, 50% livianos y medianos, y 50% pesados hasta de 18 grados API del Magdalena Medio y los Llanos. Según el gerente de la empre-sa, Hernando Barrios, ODC espera cerrar 2013 con unos 236.000 barriles, lo que re-presenta un incremento superior al 16%.

Ambos oleoductos, junto con la línea que viene de Caño Limón, desembocan en Co-veñas, el principal puerto de exportación de Colombia, el cual ha incrementado su capacidad de exportación hasta en casi dos millones de barriles.

Hacia los 1,15 millones de barriles transportados por día

Las iniciativas lideradas por Cenit y sus fi-liales están orientadas a aumentar la capa-

cidad de los oleoductos nacionales entre un 30% y un 35%, con 380.000 barriles diarios adicionales. Con la construcción de Bicen-tenario y las ampliaciones de Ocensa, ODC y de otras líneas, el sistema espera alcanzar un promedio de 1.15 millones de barriles transportados por día para 2014 ó 2015, lo que soluciona las actuales y futuras restric-ciones en materia de movilidad.

“Las inversiones realizadas este año po-drían alcanzar los US$1,5 billones y espe-raríamos montos similares los dos próxi-mos años. Nuestra intención es mejorar las

facilidades con las que ya cuenta el país y trabajar en materia de planeación para así reducir los tiempos construcción de los fu-turos proyectos”, dijo Camilo Marulanda, presidente de Cenit.

La gran apuesta dentro de este plan de ex-pansión es la construcción de Bicentenario, el oleoducto de Cenit, Pacific Rubiales, Pe-trominerales, Canacol y Vetra, que conec-tará al Casanare con el puerto de Coveñas. Una vez culminada la última de sus etapas, esta será la línea más extensa de Colombia, con 975 km, convirtiéndose en la mejor so-lución para evacuar el petróleo pesado del oriente del país, región en la que se espera que la participación de este tipo de crudo se siga incrementando.

Pese a los retrasos ocasionados por protes-tas recientes en Arauca, se tiene previsto entregar la primera de tres etapas del pro-yecto a mediados de este año. Con 230 km de extensión, esta fase conectará a los cen-tros de bombeo de Ecopetrol de Araguaney (Casanare) y Saravena (Arauca) y tendrá una capacidad inicial de 110.000 barriles diarios. La inversión para este primer tra-zado está estimada en US$1.600 millones y fue financiada en un 70% por diez bancos nacionales.

“Esta primera fase llevará la producción de Casanare hasta el oleoducto de Caño Limón-Coveñas y utilizará la capacidad

sobrante que tiene la línea para llevar este petróleo hasta el puerto. Con el desarro-llo de las operaciones esperamos poder ir aumentando el número de barriles trans-portados hasta nuestra capacidad objetiva de los 150.000 barriles en la primera fase. Una vez haya terminado la construcción de toda la línea, alcanzaremos una capacidad total de 600.000 barriles diarios. Lo que hace diferente a Bicentenario del resto de oleoductos es la capacidad de transporte, que casi triplica a los actuales. El Oleoduc-to Bicentenario, al tener tubos con mucho mayor diámetro y con los tanques de alma-cenamiento en Coveñas, los más grandes del país, se dispara la capacidad e infraes-tructura del país en materia de transporte de petróleo”, explicó Fernando Gutiérrez, gerente de Bicentenario.

Mientras las obras continúan, la compañía seguirá trabajando en la definición del tra-zado de 745 km que tendrán las fases dos y tres, y en los estudios técnicos y ambien-tales necesarios. De acuerdo con Gutiérrez,

estos procesos, sumados a las consultas pre-vias exigidas por las autoridades, podrían tomar aproximadamente dos años, por lo que la empresa espera poder iniciar con las

nuevas etapas de construcción en 2015. A la construcción de esta mega obra se su-man las expansiones que se están haciendo en las principales líneas de los oleoductos. Ocensa tiene un plan de crecimiento de 35.000 barriles que inicia este año y con lo que alcanzaría un tope de 610.000 barriles diarios. A su vez, tiene un proyecto más ambicioso para el 2015, con el que espera incrementar su capacidad en por lo menos 100.000 barriles adicionales.

“Nuestra estrategia de expansión contempla la ampliación de potencia hidráulica, con la instalación de nuevas unidades de bombeo en las estaciones existentes, hasta la cons-trucción de estaciones adicionales. Estamos seguros de que nuestro barril incremental será mucho más económico que cualquier otro”, afirmó el gerente de la empresa.

Por su parte, ODC se encuentra desarro-llando un proyecto que le permita transpor-tar hasta 300.000 barriles diarios a inicios de 2015 para así incrementar su capacidad

Camilo Marulanda, presidente de Cenit Fernando Gutiérrez, gerente de Bicentenario

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Principales oleoductos y puertos

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Barrancabermeja

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en el transporte de crudos pesados. Dentro de este nuevo proyecto, la empresa evalúa la posibilidad de usar sistemas de calenta-miento, con lo que se espera minimizar al máximo el uso de diluyentes.

“También estamos trabajando en la ex-pansión de la capacidad en los oleoductos Trasandino y Ayachucho-Coveñas para así atender el crecimiento de la producción local. Además, estamos trabajando en las ampliaciones de los puertos y de los acce-sos del sistema. En el puerto de Coveñas, por ejemplo, estamos evaluando la posibi-lidad de ampliar una de las monoboyas o construir una nueva”, afirmó el presidente de Cenit.

Pese a que con estos desarrollos se espera superar los cuellos de botella actuales, algu-nas compañías consideran que aún existe el espacio para proyectos adicionales y, desde hace años, vienen preparando nuevas ini-ciativas que pueden ampliar las posibilida-des del sector e incluso abrir las puertas de nuevos mercados.

Las iniciativas de los privados

Por su parte, Enbridge y Pacific Infrastruc-ture están a cargo de las iniciativas inde-pendientes más ambiciosas en materia de infraestructura. La compañía de transporte canadiense, Enbridge, con más de 80.000 km de oleoductos y gasoductos en el mun-do, lidera el proyecto del Oleoducto al Pa-cífico, una nueva línea de más de US$5.000 millones que conectaría a los Llanos Orien-tales con el occidente del país y que podría movilizar la creciente producción de aceite pesado de esta región para su exportación.

Según explica John Gerez, presidente de Enbridge Colombia, este oleoducto figura como una de las mejores opciones para que el petróleo pesado nacional tenga un fácil acceso a los mercados asiáticos y así se pue-dan diversificar las opciones comerciales para la producción nacional en el futuro.

“Con la cada vez mayor autosuficiencia de Estados Unidos en materia energética, se tiene previsto que las importaciones de combustibles por parte de este país dismi-

nuyan hasta el punto de no necesitar más crudo de otros mercados. Canadá, por ejemplo, ya comenzó a ver afectadas sus ex-portaciones a este mercado y consideramos que la misma situación se puede presentar en Colombia, lo que es preocupante, pues

actualmente Estados Unidos es el principal comprador del petróleo nacional. Con el Oleoducto al Pacífico las empresas entra-rán más fácilmente al mercado asiático y podrán recibir mejores precios por su pro-ducción, pues gran parte de la demanda de crudo pesado de los próximos años puede provenir de esa región”, aseguró Gerez. Gracias al uso de tecnologías de calefacción y bombeo especializadas para optimizar la movilización de líquidos densos, esta línea tendrá la capacidad de transportar hasta 250.000 barriles de petróleo extrapesado desde 15 grados API. De acuerdo con las estimaciones de Enbridge, con el diseño del Oleoducto al Pacífico se podría reducir en-tre un 30% y un 60% el uso de diluyentes, lo que significaría un ahorro de hasta US$500 millones al año para las operadoras.

La iniciativa con la que Enbridge marca su regreso a Colombia, luego de que en 2009 vendiera a Ecopetrol la participación que tenía en Ocensa, continúa en periodo de evaluación. Actualmente, la empresa está trabajando para definir cuáles serían las

mejores opciones del trazado del oleoducto y para la salida al océano, aunque todo pa-rece indicar que la línea terminaría en una facilidad de exportación cerca al puerto de Buenaventura.

“Estamos adelantando todo lo relacionado al diagnóstico de alternativas ambientales para entregarlo ante la ANLA y poder re-cibir una aprobación sobre el trazado. La idea es iniciar la construcción en 2015 y que entre en operaciones hacia 2017”, dijo Gerez. A su vez, el directivo no descarta la posibilidad de expandir el oleoducto has-ta Venezuela, en caso de que este mercado esté interesado en evacuar su producción a través de esta línea. Sin embargo, resalta que posiblemente haya mejores oportuni-dades en extender el trazado a otras regio-nes con posibilidades de crecimiento como Caquetá y Putumayo.

Otro de los proyectos grandes por venir es Puerto Bahía, una de las iniciativas bande-ra de Pacific Infrastructure (Pacinfra), la compañía del grupo Pacific concentrada en este negocio. Con este puerto en la bahía de Cartagena, la empresa espera ofrecer una solución adicional para las exportacio-nes de petróleo de Colombia en el futuro. Puerto Bahía estará conectado al puerto de Coveñas a través de un oleoducto de 128 km para así recibir, almacenar y exportar los excedentes de petróleo que lleguen a la costa Caribe con el crecimiento de la pro-ducción nacional. Una vez finalizada la

John Gerez, presidente de Enbridge Colombia

primera fase, el puerto de 110 hectáreas, contará con una capacidad de tres millones de barriles de crudo y derivados, así como con un flujo de exportación proyectado en 6,8 millones de toneladas métricas por año.

“Venimos trabajando desde hace cuatro años en los procesos de licenciamiento ambiental para poder iniciar en los tiem-pos planeados. Nuestra idea es comenzar iniciar nuestras operaciones en marzo del próximo año y bombear desde Coveñas a partir de octubre de 2014”, dijo Juan Ricar-do Noero, presidente de la compañía, en su presentación en el Oil Council en Bogotá.

Aunque su especialidad serán los hidro-carburos, Puerto Bahía será una facilidad portuaria multipropósito y contará con una zona franca. El proyecto es propiedad 100% de Pacific Infrastructure, mientras que el oleoducto entre Coveñas y Cartagena (Ole-car) es en asociación 50-50 con Ecopetrol. Oiltanking International es la empresa para ejecución de diseño conceptual, ingeniería básica y administración de contrato EPC.

Pero este no es el único proyecto que la fir-ma espera desarrollar en el país. De acuer-do con Noero, Pacinfra planea habilitar un sistema férreo para el transporte de carga que cubra la línea La Dorada (Caldas)–Chiriguaná (Cesar), así como construir una nueva línea desde Chiriguaná hasta el Cari-be. A través de este medio se podrían trans-portar más de 70 millones de toneladas año.

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PORTADA

PuertosOleoducto Bicentenario

Oleoducto Caño Limón CoveñasOleoducto los LlanosOleoducto Apiay - El PorvenirOleoducto Alto MagdalenaOleoducto Ocensa

Oleoducto Santiago - El Porvenir

Oleoducto de ColombiaOleoducto Trasandino

Oleoducto Araguaney - El PorvenirOleoducto Vasconia - BarrancabermejaOleoducto Barrancabermeja - AyacuchoOleoducto Ayacucho - CoveñasOleoducto Coveñas - Cartagena

(Pacific Infraestructure)

(Enbridge)

Puerto Bahía

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Proyecto Ferreo(Pacific Infrastructure)Iniciativas

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Ciénaga

Chiriguana

Puerto Berrio

La Dorada

Barrancabermeja

Barranquilla

Santa Marta

Banadía


En los últimos cinco o seis años, el sector minero-energético se ha con-vertido en uno de los mayores de-

mandantes de servicios logísticos en el país, tanto para el transporte de petróleo y demás líquidos usados por la industria, como para la movilización de carga seca y pesada. Para el transporte de crudo, los carrotanques han desempeñado un papel importante para evacuar la producción de las regiones con mayor participación en el mercado, pese a ser una de las opciones más costosas y de mayor afectación a la in-fraestructura nacional.

Recientes estimaciones indican que ac-tualmente ruedan por las carreteras del país 3.000 carrotanques con una capaci-dad aproximada de 238 barriles de petró-leo. El precio por barril transportado en estas unidades puede ascender a US$20 y el tiempo de entrega entre el recorrido y el descargue del crudo puede superar los tres días desde el oriente del país hasta el puer-to. Con la expansión y entrada de nuevos oleoductos, se espera que la participación

y trayectos recorridos de estos vehículos en las principales vías del país disminuyan de forma considerable. Sin embargo, los trans-portadores consideran que, en el futuro, el transporte terrestre seguirá siendo una he-rramienta fundamental para movilizar el petróleo, la maquinaria y los equipos.

“Los vehículos de carga de líquidos serán clave para evacuar el crudo de los nuevos campos productores mientras se desarro-llan las facilidades para poder trasportarlo a través de un oleoducto. Tal y como ha pasado en los últimos años, la moviliza-ción de estos aceites en la primera etapa de extracción dependerá casi en un ciento por ciento de los carrotanques. Además ve-mos que hay muchas oportunidades para el manejo de carga pesada, pues a través del transporte terrestres se mueven equipos y materiales necesarios para la construcción de estructuras en los campos”, dijo Carlos Andrés Flórez, director comercial y logís-tico de TDH, empresa de transporte que cubre el segmento de hidrocarburos hace cinco años.

Nuevas oportunidades para los transportadores

REPORTAJE

De acuerdo con Flórez, las operaciones para los hidrocarburos comenzaron a reac-tivarse a finales de 2012 en la región de los Llanos y en el Huila, lo que marca un buen precedente para este inicio de año. Por su parte, Juan Pablo Madero, vicepresidente comercial y de operaciones de Mamut, em-presa con más de 35 años de experiencia en el mercado, aseguró que el año pasado fue muy favorable en términos de nuevos ne-

gocios y el desarrollo de proyectos puntua-les. Por lo tanto, Madero espera que 2013 sea mucho más rentable.

“Como grupo estamos en otros negocios de agricultura, ganadería, reforestación y finca raíz, pero sin duda esta unidad de ne-gocios es muy importante para la compa-ñía. Mamut ha dejado de ser una empresa de transporte sobredimensionado y extra pesado para convertirse en una empresa de ingeniería de proyectos. El know-how que hemos adquirido durante estos 35 años, tanto técnico cómo empírico, nos hacen una de las empresas más importantes en la industria”, dijo Juan Pablo Madero, a la ca-beza de las operaciones de Mamut.

El desarrollo también llega por vía área

El uso de helicópteros dentro del sector petrolero ha sido clave para el crecimiento que ha alcanzado la industria en los últi-mos años, sobre todo para el desarrollo de

la campaña exploratoria. Estos servicios figuran como una de las principales solu-ciones para el transporte de carga pesada en zonas de difícil acceso, pues gracias al uso de estas aeronaves las compañías han podido llevar personal, taladros y equipos de sísmica hasta las regiones más alejadas del país.

Uno de los principales jugadores dentro de este segmento es Sicher Helicopters, firma que por años ha venido apoyando las acti-vidades de montaje, exploración y produc-ción de la industria energética.

“Nuestro principal nicho de mercado es el sector de hidrocarburos y podríamos decir que un 80% de nuestras operaciones están encaminadas al soporte con helicópteros para los proyectos que se desarrollan en nuestro país. En los últimos tres años he-mos sumado un poco más de 8.500 horas para este mercado, sin accidentes ni inci-dentes, gracias a los sistemas de gestión implantados en nuestra organización que nos han permitido recibir varias certifica-

ciones de calidad”, dijo John Uribe, CEO de Sicher.

La flota de esta empresa está compuesta por seis helicópteros BO 105 (pasajeros y carga), uno AS 350 (carga) y uno EC 135 (full configuración VIP). Y dentro de los planes de la compañía se contempla la am-pliación de su portafolio para poder seguir atendiendo las crecientes necesidades del segmento de los hidrocarburos.

“Hemos realizado alianzas estratégicas e inversiones que nos permitirán ampliar nuestra flota y preparar a nuestro personal para estar a la par del crecimiento de la in-dustria. Vemos que el comportamiento de las exploraciones están girando en torno a la perforación y se necesitarán equipos para transporte pesado. De igual manera, de acuerdo a los estudios, después del se-gundo semestre de este año comenzarán las operaciones offshore, por lo que se reque-rirá equipos para transporte de pasajeros con configuraciones para poder volar a las plataformas”, explicó Uribe.

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REPORTAJE


NEGOCIOS

Según informo la multinacional canadiense Canacol Energy Ltd., su subsidiaria en nuestro país, Canacol Energy Colombia S.A., ce-lebró un acuerdo de farm-out con ConocoPhillips Colombia Ven-tures Ltd., una subsidiaria 100% de la propiedad de ConocoPhillips Company, para la exploración y el potencial desarrollo del contrato de exploración y producción de Canacol en la cuenca del Valle Me-dio del Magdalena. El contrato E&P de Santa Isabel es uno de cinco contratos en los cuales Canacol tiene participación, con un total de aproximadamente 334,000 acres netos.

Sobre el particular, Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol, dijo: “ConocoPhillips le aporta importante experiencia, tecnología, investigación y recursos financieros a este joint venture de shale oil con Canacol y estamos entusiasmados en trabajar con su equipo para explorar el importante potencial de shale oil en el contrato Santa Isa-bel. Actualmente, somos socios de tres de las principales compañías petroleras internacionales, ExxonMobil Exploration Colombia, Shell Colombia y, ahora, ConocoPhillips, buscando liberar el potencial de este importante recurso en Colombia. Los resultados del reciente-mente perforado pozo Mono Araña 1, confirman la prometedora naturaleza de este play en nuestras tierras en esta cuenca. Estamos entusiasmados para iniciar la perforación del primer pozo de explo-ración en el contrato de Santa Isabel, el pozo Oso Pardo 1, durante el segundo trimestre del 2013, con nuestro nuevo socio, Conoco-Phillips. Este pozo está diseñado para probar tanto el potencial del objetivo convencional de crudo liviano en la formación terciaria del Lisama y, aún mas importante, el potencial de reservorios de petróleo más profundos del cretáceo en la formación La Luna”.

Canacol Energy Ltd. y ConocoPhillips firman acuerdo

La petrolera Platino Energy, con sede principal en Calgary (Canadá), anunció que el colombiano Tomás Villamil fue designado nuevo CEO y presidente de la empresa. Villamil es un geólogo petrolero con más

de quince años en la industria y venía desempeñándose como vicepresidente ejecutivo y de exploración de C&C Energia Ltd.

Platino Energy surgió del acuerdo de adquisición de la canadiense C&C Ener-gia Ltd. por parte Pacific Rubiales Energy Corp. el 31 de diciembre de 2012. Platino cuenta con activos por explorar en el Putumayo y el Magdalena Medio, así como aproximadamente US$80 millones líquidos para consolidar una em-presa exploratoria. Tras el negocio, que se cerró a finales del año pasado, Plati-no Energy se quedó con la participación que C&C Energía tenía en los bloques Coatí, Andaquíes, Morpho y Putumayo-8. La nueva compañía cuenta con un presupuesto para el primer año que asciende aproximadamente a US$21 mi-llones, que serán utilizados para perforar entre tres y cuatro pozos este año.

Tomás Villamil es el nuevo presidente de Platino Energy

La ingeniera Sandra Fonseca fue designada para presidir la EEB después de que Fernando Gómez Franco, quien había sido nominado por la junta directiva en enero, dimitiera al nombramiento tras una junta directiva

extraordinaria en la que participó el alcalde de Bogotá, Gustavo Petro. Franco no llegó a posesionarse después de que estuviera involucrado en una controver-sia por unos mensajes fuera de tono en su cuenta de Twitter y se conociera que estaba impedido para asumir el cargo, pues un hermano suyo es empresario del sector energético.

Fonseca, quien cuenta con una amplia experiencia en el sector energético, es ingeniera de la Escuela Colombiana de Ingeniería y tiene un máster en Estudios Energéticos de la Universidad de Sheffield, así como un MBA de Sheffield Ha-llam University en el Reino Unido. Además de desempeñarse como consultora privada, la nueva presidenta de la EEB también ha estado involucrada en el sec-tor público, en el que se destaca su paso como directora ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

Sandra Fonseca asume como nueva presidenta

de la EEB

Sara Fonseca, presidenta de EBB

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: EBB

Negocios


NEGOCIOS

de energía. La posibilidad de convertir un gas de efecto invernadero en una fuente de energía lo convierte en un combustible atractivo desde una perspectiva ambiental.

Hoy, gracias al desarrollo de novedosas tec-nologías, es posible explotar este gas aso-ciado al carbón, mediante un modelo de producción en serie, que involucra la cons-trucción de múltiples pozos convenciona-les que deben manejar altos estándares de eficiencia y calidad.

Combustible para el futuro

De acuerdo con el Ministerio de Minas y Energía, nuestro país cuenta con reservas de carbón que superan los 18.400 millones de toneladas. Orlando Cabrales, presiden-te de la ANH, señaló que la producción de gas metano proyectada para el 2013 será de aproximadamente 1.350 millones de pies cúbicos, aunque advirtió que la producción del gas dependerá del consumo nacional y de las exportaciones a Venezuela.

Las regiones más atractivas para la extrac-ción de carbón son Cesar, Guajira, Boyacá y Cundinamarca. Y luego de un estudio minucioso contratado por la ANH para definir las áreas para la extracción de gas metano asociado al carbón que se ofrece-rán a los inversionistas, se estableció que las cuatro cuencas con mayor potencial son: Cesar-Ranchería, La Guajira, Cordillera Oriental y Cauca-Patía. Actualmente, la ANH trabaja en la creación de condiciones y normas para abrir procesos de asignación de áreas de explotación del gas metano, te-niendo en cuenta el potencial geológico de nuestro subsuelo en las áreas mencionadas.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) avanza con la ronda de gas metano, que desde el 2012 se programó para apro-vechar su producción natural en las minas de carbón. Este proceso tiene el objetivo de hacer un uso apropiado del gas, así como evitar sus emisiones a la atmósfera y maxi-mizar la seguridad en las minas subterrá-neas de carbón.

En Colombia el potencial combustible del metano fue ignorado por muchos años, si bien estaba asociado con accidentes lamen-tables en las minas de carbón, pues es alta-mente inflamable y explosivo. El manejo y procesamiento industrial de este hidrocar-buro requiere de tecnologías de punta.

El gas metano es el hidrocarburo alcano más sencillo, un gas de efecto invernadero con potencia media, que puede atrapar el calor de la atmósfera con una efectividad veinte veces superior al del dióxido de car-bono. A su vez, el grisou, gas compuesto por metano más aire, se convierte en una mezcla explosiva cuando el metano alcanza una proporción entre el 5% (LIE: límite in-ferior de explosividad) y el 15% (LSE: lími-te superior de explosividad) con respecto al aire.

El gas metano y sus beneficios

El gas metano se produce como producto final de la putrefacción anaeróbica de las plantas y proviene de los mantos carboní-feros; constituye más del 90% del gas natu-ral y es una fuente de gas no convencional. Este proceso natural puede ser aprove-chado para producir biogás como fuente

Comienza la ronda para el gas metano

La adquisición de los negocios del banco británico HSBC en Panamá por un valor de US$2.100 millones contempla la transferencia del 100% de las acciones ordinarias y el 90,1%

de las acciones preferenciales de HSBC Bank (Panamá) S. A. Con-forme al comunicado del grupo financiero colombiano: “Para Ban-colombia esta adquisición constituye una oportunidad para con-tinuar con el desarrollo de su estrategia de internacionalización, fortaleciendo su presencia en Panamá, un país en el que está pre-sente desde hace 40 años”.

Con la firma del acuerdo, Bancolombia asumirá toda la operación financiera del HSBC en Panamá, incluyendo sus subsidiarias, entre las que se encuentran Financomer S. A., HSBC Seguros Panamá S. A. y HSBC Securities Panamá S. A.

Bancolombia anuncia acuerdo para la compra de la filial panameña del HSBC

Según Carlos Raúl Yepes, presidente de Bancolombia: “Con esta transacción reiteramos que creemos en Panamá. El sector finan-ciero centroamericano ha evolucionado de manera importante en los últimos años, en particular en Panamá y vemos que es posible seguir participando y contribuyendo a partir de nuestro modelo de negocio y nuestro conocimiento del mercado”.

El HSBC Bank (Panamá) S. A. es el segundo banco más grande de Panamá en términos de participación de mercado en depó-sitos y colocaciones locales, con activos totales estimados en US$7.600 millones, colocaciones por US$5.700 millones y depó-sitos por US$5.800 millones. Además, cuenta con una planta de más de 2.300 empleados, 57 sucursales, 264 cajeros electrónicos y 420.000 clientes.

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Con unos resultados débiles en el último trimestre de 2012 cerró la mayor compañía petrolera de Co-

lombia, debajo de las estimaciones del mer-cado, tanto en términos de producción, re-servas y utilidades. Ecopetrol inició el 2012 con una meta de producción de 800 mil barriles diarios, la cual fue ajustada en el segundo trimestre a 780 mil. La compañía cerró el año con una producción de 762k barriles (754k barriles promedio año), un 4,1% más que en 2011, pero un 3,0% por debajo de la meta. Si bien 3,0% puede pa-recer poco, bajo la consideración de que se parta de una meta revisada a la baja, es un dato importante.

El incumplimiento de guidance es un mal mensaje para el mercado, pues la mayoría de los grandes inversionistas internaciona-les toman sus decisiones de inversión con base en las variaciones absolutas de ingre-sos, utilidades y márgenes, valoraciones relativas de reservas, utilidades y produc-ción, y, por supuesto, el cumplimiento de guidance.

Pero ¿cuáles fueron los motivos para esos resultados presentados? ¿Podría el 2013 ser un mejor año para Ecopetrol? Proba-blemente sí y en ese sentido hay que iden-tificar cuáles fueron los principales facto-res que influyeron negativamente en los resultados:

La gerencia tiene muy claro esa debilidad y, en ese sentido, continúa desarrollando su ambicioso plan de inversiones (recien-temente aumentado a US$84.500 mm hasta 2020, frente a US$9.550 mm en el en 2013) que los ha llevado a diversificar geográficamente y a tener el mayor presu-puesto de exploración de los últimos años, sin duda dos hechos notables.

Por último, es relevante destacar que la empresa continúa mostrando uno de los mayores ROE de la industria, así como el mayor dividendo frente a sus pares mun-diales.

Para este año se espera un dividendo de 5,6%, por encima de Exxon, Chevron, Shell, BP e, incluso, Petrobras. Su alto di-videndo le dio impulso en 2012, donde la mayor valorización de la acción se presen-tó entre febrero y abril, luego del anuncio del monto de utilidades para repartirse y el pago único a los minoritarios.

Y aunque el dividendo es similar ($291 este año frente $300 el año pasado) el pa-norama es diferente, pues este año estamos frente a una compañía con una necesidad seria de aumentar su producción y sus re-servas para mostrarle al mercado que está en capacidad de cumplir con el guidance planteado.

¿Qué pasó con Ecopetrol en 2012?

Sobre los tres primeros, durante los prime-ros dos meses del año podríamos asegurar que hay mejores expectativa. Sin embargo, los ataques a los oleoductos se han intensi-ficado, y ello a complicado el cumplimien-to de las metas de producción para 2013, y esta es la razón del aumento de los cos-tos de mantenimiento y la disminución el Ebitda.

Vale la pena resaltar que el precio del Brent presentó bastante volatilidad durante la primera mitad del año, pero el precio pro-medio del año mostró una variación posi-tiva de tan solo 0,7% respecto al 2011.

A pesar de todo esto, los cuatro factores que influyeron en el desempeño del año fueron coyunturales y es claro que con compromiso institucional con las comu-nidades y un refuerzo en la seguridad, se trata de asuntos mitigables.

Un aspecto que continúa inquietando a los inversionistas es el bajo nivel de reservas de la empresa cuenta con 1.877 millones de barriles de reservas probadas (aumen-taron 22% en los últimos tres años, solo 1,1% en 2012), esto la ubica como la com-pañía con el menor indicador de reservas, al compararse con los de los grandes juga-dores mundiales.

Con las reservas actuales, si Ecopetrol mantiene la producción de 2012, agotaría sus reservas en ocho años. Teniendo en cuenta que las reservas se aumentan com-prándolas o descubriéndolas, los éxitos exploratorios cada vez adquieren mayor relevancia para la compañía.

Demoras en el otorgamiento de licencias.

Producción interrumpida por protes-tas de trabajadores y comunidades.

Producción interrumpida y sobre costos de transporte por mal clima.

Ataques a la infraestructura petrolera.

Fuente: Ecopetrol

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Alejandro Pieschacón Senior Equity Strategist, Casa de Bolsa

MERCADOS MERCADOS


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Los salarios en la industria de los hidrocarburos son entre 20% y 30% más altos en comparación con el promedio que se encuentra en otras ramas de la economía. Las empresas del sector tienen como objetivo retener el talento humano, debido a que hay una gran demanda de profesionales con conocimientos específicos.

La remuneración en el sector petrolero colombiano es competitiva y atrae talento

SALARIOS


Las empresas petroleras en Colombia mejoran cada vez más su remunera-ción debido a que en esta industria

hay una alta competencia por personal para adelantar las actividades de explora-ción y explotación. Esto ha llevado a que el salario base que pagan sea el más alto en comparación con los que se ofrecen en los demás renglones de la economía.

Así lo confirman los expertos en temas laborales e informes del Observatorio La-boral del Ministerio de Educación, la Fe-deración Colombiana de Gestión Humana ACRIP Nacional y la firma cazatalentos in-ternacional Hays Oil and Gas, entre otros. Por ejemplo, el director de Estudios de Sa-larios de ACRIP Nacional, Lorenzo Ruiz, explicó que las investigaciones dejan ver claramente que existe una marcada dife-rencia en materia de remuneración entre la industria minero-energética frente a los otros sectores económicos del país. En este contexto, las empresas dedicadas a la labor extractiva tienen salarios más altos, entre 20% y 30%, al compararse con la media na-cional, que incluye otros sectores también

considerados buenos pagadores como las telecomunicaciones, servicios financieros y el químico-farmacéutico.

El boom de explotación de hidrocarburos en Colombia, a su vez, ha llevado a que lleguen más empresas o se incremente la planta de personal de las compañías, que ya están operando, lo cual genera mayor com-petencia por trabajadores especializados con altos conocimientos. Ruiz considera que, además de la competencia por perso-nal especializado, los salarios altos en gran parte son un estímulo para aquellos profe-sionales que tienen que desplazarse a zonas apartadas, donde se adelanta la actividad de exploración y producción.

Estímulos y compensaciones

No solo los salarios en la industria petrole-ra resultan atractivos, también las empresas del sector ofrecen una serie de retribucio-nes adicionales que aumentan la apetencia de trabajar con las compañías del ramo.

Entre las compensaciones más destacadas, según ACRIP Nacional, se encuentran los siguientes: seguros de vida, planes comple-mentarios de salud como la medicina pre-pagada), auxilios educativos y de alimenta-ción, y apoyo para la compra de vivienda. El objetivo es que el trabajador no solo esté bien pago, sino que cuente con unos bene-ficios adicionales que lo estimulen a que-darse en la empresa porque puede mejorar su calidad de vida y proteger a su familia.

En Colombia, en general, se estima que menos del 50% y 60% de las empresas otor-gan algún beneficio adicional al salario, mientras que en el sector petrolero la gran mayoría de las compañías tiene implemen-tado algún beneficio de este tipo. Así mis-mo, para cargos medios y altos se ofrecen, cada vez más, una remuneración variable y bonificaciones.

Estos sistemas tienen como propósito ali-near a los directivos con la búsqueda de resultados de la empresa. Y para los altos cargos también se ofrece, en algunos casos, participación en las ganancias.

Colombia en una perspectiva mundial Las remuneraciones anuales en el sector de hidrocarburos colombiano son compe-titivas en el espectro global. Esto último conforme a la Guía Mundial de Salarios de Petróleo y Gas 2013 que fue desarrollada por la firma Hays Oil and Gas. La indus-tria petrolera de Colombia ocupó el pues-to trece del ranking de Hays, que incluyó a 53 países, con un salario base promedio en 2012 de US$81.700. Este rango permite, según los expertos, que la industria local retenga personal para continuar con su in-tensa búsqueda de hidrocarburos, así como en su propósito de aumentar la producción y las reservas. El salario base de Colombia registró un incremento sustancial fren-te al del 2011, cuando el promedio fue de US$69.000.

Según el estudio de Hays Oil and Gas, el buen desempeño de la industria petrolera mundial llevó a que en el 2012 se incremen-tara el nivel de exploración y producción de hidrocarburos, actividades que impulsaron a las empresas a aumentar el salario base en 8,5% para poder sostener y contratar per-sonal calificado. El crecimiento del salario base de la industrial mundial resulta repre-sentativo, si se tiene en cuenta que duran-te el 2011 el alza fue de 6,13%. A su vez, el promedio del salario base entre los países del estudio de Hays pasó de US$80.458 en 2011 a US$87.300 en 2012.

Entre los países con mejores salarios es-tuvieron Australia (US$163.600) y No-ruega (US$152.600). Y entre el rango más alto también se ubicaron Nueva Zelanda (US$127.600), Holanda (US$123.800) y Canadá (US$123.000). Por el contrario, los países que registraron los menores salarios anuales son Sudan (US$31.100), Pakistán (US$32.600 dólares), Rumania (US$34.400) y Yemen (US$35.100).

Los contratistas también se be-nefician del auge

Además de los buenos salarios para los em-pleos directos que generan las compañías

Fuente: www.1.hays.com/oil-and-gas/ salaryguide2012.aspx.

SALARIOSSALARIOS


petroleras en Colombia, la dinámica del sector también ha beneficiado a las em-presas especializadas en servicios para las actividades de exploración y explotación, seguridad, tecnología, telecomunicaciones, transporte y alimentos, entre otras.

En el caso de las empresas que prestan ser-vicios asociados a la exploración y produc-ción se han extendido políticas salariales similares a las de las compañías dedicadas a la extracción. Incluso, algunas de las petro-leras fijan condiciones para sus proveedo-res conforme a sus políticas de responsabi-lidad social empresarial. Entre las empresas que en Colombia establecen algunas pautas para el manejo salarial de sus contratistas se encuentran Ecopetrol y Pacific Rubia-les. En todo caso, los informes de ACRIP Nacional muestran que los trabajadores en las compañías que extraen hidrocarburos reciben retribuciones superiores que las de aquellos que laboran en las firmas contra-tistas.

Un buen enganche

Quienes enfocan sus carreras hacia el sec-tor minero-energético colombiano, desde que empiezan a trabajar, obtienen mejores remuneraciones que el promedio. Según el Observatorio Laboral para la Educación, el salario mensual de los nuevos profesio-nales de la industria extractiva en 2011 fue de $2.208.755, mientras que el promedio nacional estuvo en $1.811.980. Esta misma organización encontró que los programas universitarios mejor remunerados son ingeniería de petróleos y geología ($3,5 millones), seguidos por ingeniería electro-mecánica ($2,7 millones), medicina ($2,6 millones) e ingeniería administrativa ($2 millones).

Al respecto, el investigador del Centro de Investigaciones para el Desarrollo (CID) de la Universidad Nacional de Colombia, José Stalin Rojas Amaya, explicó que las carre-ras más demandadas en el sector petrolero local están relacionadas con el trabajo de campo de las mismas, tales como: geo-logía, ingeniería geológica, ingeniería de petróleos y física. Dicho comportamiento, se debe, según Rojas, a que hay una gran demanda en las empresas del sector por personal bilingüe que tenga conocimientos técnicos y experiencia.

A su vez, hay otras carreras que son menos demandadas porque no están relacionadas directamente con la labor extractiva, pero que juegan un papel importante para su desarrollo como son economía y derecho, así como los trabajadores sociales. Los pro-fesionales con este perfil también han mi-grado hacia mineras y petroleras, dejando de lado ofertas de empleadores más tradi-cionales para estos grupos, como las firmas de abogados o las consultoras.

Colombia, un jugador destaca-do en la región

Según la división de Oil & Gas de Hays, du-rante el 2012 en Suramérica se ofrecieron salarios muy competitivos a los profesio-nales del sector. Ahora, si bien Colombia está bien posicionado, Brasil y Venezuela son los más destacados de la región, ya que

SALARIO ANUAL POR ÁREA DE DISCIPLINA INTERMEDIO SENIOR GERENTE VP/ DIRECTORGRADUADOOPERADOR

TÉCNICODesarrollo de Negocios / ComercialConstrucción / InstalaciónComisionistaGestión de OperacionesPerforaciónEléctricoIngenieros financierosGeocienciaSalud, Seguridad y Medio Ambiente Instrumentación, Control y AutomatizaciónLogísticaMantenimientoMarino/NavalMecánicoTuberíaProceso (química)Dirección de ProducciónControl de ProyectosGarantía de calidad / Control de calidadIngenería de Petróleros y YacimientosEstructuraSubmarino/TuberíasCadena de suministros/ComprasSeguridad Técnica

53.50058.70062.0009.30075.20059.600N/A58.5005.00050.60057.80054.10062.70053.70049.40054.9008.30056.10051.30051.80052.80063.50042.20055.300

100.900124.000139.600103.900151.70098.000103.800144.500107.500104.00085.200108.600112.800108.300104.800117.300117.600118.100102.400124.100101.200149.50097.700110.500

65.50080.60096.70074.900102.40073.10068.500101.80076.9008.70070.20087.70087.90075.60068.90081.20077.60085.30076.30096.80068.400102.40072.70075.600

35.60046.40047.40042.80039.40037.10038.10043.40039.900N/A34.30041.10041.10038.90034.10038.60036.20042.70040.00037.50034.50037.00037.00031.900

48.90057.20053.30053.60075.10050.80051.70058.80058.10047.70040.20047.40055.30054.10043.10052.20052.10054.20054.40066.30051.10065.90054.60050.400

184.300191.400N/A174.600181.300N/AN/A230.000148.500N/A114.500N/A142.200158.500N/A166.100240.600169.000123.200153.300191.700251.200141.300142.400

Cambios en los salarios anuales por tipo de compañía

Consultoría

Contratista

EPMC

Proveedoresmanufactura ysuplementos

Global Super Major

Servicios de Campo

Operadoras

Beneficios de la industria

Bonos42,8%

13,8%

7,5%

10,2%

9,5%

12,7%

18,9%

10,8%

10,8%

26%

10,2%

19,1%

19,2%

17,9%

18,2%

12,9%

10,4%

16,5%

6,7%

16,1%

14,3%

12,1%

6,7%

12,0%

7,8%

14,4%

10,8%

12,6%

Comisión

Asistencia de Impuestos

Carro/transporte/Gasolina

Compensaciones

Pago por peligro

Compartir esquema

Comida

Estudios

Formación

Horas extras

34,6%Sin beneficios

Condiciones difíciles

Viviendas

Plan de salud

Pensión

Porcentajeque recibenel beneficio

Porcentaje promedio de su paquete total

15,1%

17,5%




SALARIOSSALARIOS

+ 11,8%

+ 9,1%

+ 16,7 %

+ 8,4%

+ 6,4%

+5,6%

+ 11%


se encuentran entre las naciones petroleras más importantes del mundo por sus reser-vas y producción. Brasil tiene una de las pagas más competitivas con un promedio anual de US$111.000. Sin embargo, en el caso de Argentina y Venezuela la remune-ración no ha subido sustancialmente y su coyuntura política ha servido para favore-cer el perfil de nuestro país.

En ese sentido, Silvana Vergel, directora de la división de Petróleo & Gas e Ingenierías de Hays Colombia, afirma: “La meta del millón de barriles será una realidad soste-nida en el 2013 en Colombia, gracias a la distribución de licencias ambientales de va-rios campos productores, sumado a la en-trada en operación, en el segundo trimestre del año, de los nuevos oleoductos que des-congestionarán el cuello de botella logístico de transporte y embarque que ha manteni-do un techo en las cifras de producción”. A su vez, la directiva aseguró que la demanda de cargos relacionados con producción y transporte seguirá en aumento.

A fin de cuentas, el buen estado de la indus-tria extractiva colombiana le ha permitido posicionarse en el ámbito regional y llamar la atención de grandes inversionistas inter-nacionales.

Esta realidad ha beneficiado a los trabaja-dores colombianos del sector y esta buena fortuna en el mercado laboral ha permea-do en otros ramos de la economía, que también se han beneficiado de este espiral virtuoso que surge de nuestro privilegiado subsuelo.

Programas especializados

Para el desarrollo local del sector minero-energético ha sido fundamental la puesta en marcha de programas educativos direc-tamente relacionados con sus actividades y que le han permitido contar con capital humano capacitado para desarrollar sus proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos.

Durante el periodo 2002-2011 en Colom-bia se otorgaron 32.848 títulos de educa-ción superior en programas relacionados con actividades extractivas, así como con el desarrollo de fuentes de energía verdes. Campos como la geología, algunas ingenie-rías y programas asociados a la administra-ción de los recursos energéticos y mineros han evidenciado un auge. En dichas profe-siones los salarios están en un rango entre medio y alto , ya que cuentan con conoci-mientos técnicos muy apetecidos en las di-ferentes compañías de la industria.

“Colombia se ubica en el puesto trece

del ranking de mejores salarios

de la firma Hays Oil and Gas.”

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SALARIOS

($) pesos

118Graduados

94,1%Vinculación

Los cinco programas de nivel universitario con los mejores salarios para los recien graduados de IES

Promedio Nacional de vinculación laboral y salarioTécnica Profesional: 66,1% y $ 937.990Tecnología: 73,3% y $ 1.081.893Universitaria: 78,8% y $ 1.525.357


CIENCIA Y TECNOLOGÍA

La Agencia Nacional de Hidrocarbu-ros (ANH) ha tomado decisiones de gran trascendencia para el Estado

y la academia desde el año 2008. Con un marcado liderazgo institucional, la ANH catapultó una nueva visión integradora de sinergias entre las universidades, el Estado y el sector privado.

Con este objetivo en mente creó la Red Nacional de Laboratorios de Geociencias (RNLG), con el fin de avanzar en el cono-cimiento integral de los recursos naturales no-renovables de Colombia. Gracias a una importante visualización a largo plazo y la gestión de Colciencias, se ha materializado la iniciativa más importante científico-aca-démica de Colombia en muchas décadas.

En su concepto básico, dicha red propicia el establecimiento de espacios operativos para el desarrollo de trabajos investigativos para el complejo mundo de la consultoría especializada a través de laboratorios de alta gama. Para este fin configuró una red colaborativa soportada en todas las uni-versidades con programas estratégicos en geociencias, principalmente en geología y geofísica (Universidad Nacional de Co-lombia, Universidad de Caldas, Universi-dad Industrial de Santander, Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia y Universidad Eafit), e instituciones de inves-tigación con fines relacionados (Ingeomi-nas, IGAC y CIF). La ubicación geográfica de dichas instancias permite generar nodos de desarrollo académico y soporte a la in-dustria en diversas regiones del país.

La idea generó un movimiento amplio de propuestas, y tanto la ANH como Colcien-cias orientaron sus esfuerzos a distribuir capacidades para que la red se sincroniza-ra y ofreciera un amplio espectro de ser-vicios con estándares de clase mundial y apoyaran las iniciativas de Gobierno y la industria sustentadas en las locomotoras para el desarrollo, particularmente, en las áreas minero-energética e infraestructura (ver tabla adjunta). Además, ante el déficit de profesionales, se tiene previsto que esta iniciativa permitirá fortalecer la oferta pro-fesional y aumentar la masa crítica especia-lizada. En sus primeros trabajos, la RNLG ha empezado por enfrentar la evaluación y

cuantificación de los recursos del país. De dichos escenarios depende la definición de estrategias que apunten hacia la optimiza-ción del recurso hidrocarburífero y minero dentro de los más estrictos parámetros de conservación del entorno.

Estamos frente una oportunidad para que la industria minero-energética identifique una rica fuente de recursos operativos, ser-vicios y consultorías de alta calidad que per-mitirán expandir las fronteras del negocio en Colombia y Latinoamérica. El apoyo del Estado y la industria será fundamental para optimizar el recurso no-renovable y pro-mover el desarrollo sostenible por décadas.

La red nacional de laboratorios de geociencia, una nueva visión integradora de sinergiasCarlos Alberto Vargas Jiménez, director del grupo de Geofísica, Universidad Nacional de Colombia (sede Bogotá)

NODO A CARGO DE CIUDAD LABORATORIO

Universidad Nacional de Colombia

Universidad de Caldas

Universidad Industrial de Santander

Universidad EAFIT

Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia

Servicio Geológico Colombiano

IGAC-CIF

Laboratorio de bio-quimioestratigrafía

Centro de Investigaciones en Estudios Geológicos

Laboratorio de Geoquímica del Petróleo

Laboratorio de Termocranología (huellas de fisión) y paleomagnetismo

Laboratorio de Materiales para el Análisis de Carbón, Gas asociado al Carbón y Shales Carbonosos

Programa de Investigación Estratégico en Energía Nuclear

Programa Satelital Colombiano y de Observación de la Tierra

Bogotá

Manizales

Bucaramanga

Medellín

Sogamoso

Bogotá

Bogotá

Distribución institucional de laboratorios de la RNLG

Carlos Alberto Vargas Jiménez, director del Gru-po de Geofísica (Universidad Nacional de Co-lombia, sede Bogotá)

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CIENCIA Y TECNOLOGÍA


La reforma tributaria, aprobada por la Ley 1607 del 26 de diciembre de 2012, trae cambios sustanciales en la

tributación de la renta y en las normas de procedimiento. Estas novedades van a ge-nerar una carga impositiva mayor, un fuer-te impacto en la planeación financiera de las empresas y la generación de una nueva cultura de fiscalización de la autoridad tri-butaria.

Un objetivo fundamental de la reforma tributaria es empezar a poner límite a los abusos en materia de planeación. Esto se desprende de la finalidad de las normas propuestas por el Gobierno y los comen-tarios de funcionarios de la autoridad tri-butaria durante los debates del proyecto de ley y una vez emitida la reforma. Estos abusos se deben, entre otras razones, a que el sistema tributario es obsoleto y vulnera-ble, así como por la falta de facultades de fiscalización de la autoridad. Aunque estas situaciones han empezado a corregirse a través de la Ley 1607 de 2012, también se busca generar cada vez más una cultura de cumplimiento y de apego a las normas tri-butarias, entre las cuales está la necesidad de documentar, sustentar y probar satisfac-toriamente las diferentes operaciones de las empresas.

Varios aspectos de la reforma, especialmen-te aquellos que tratan la tributación inter-nacional, están inspirados en instituciones aplicables en muchos de los países miem-bros de la Organización para la Coopera-ción y el Desarrollo Económico (OCDE). Incluso, la intención que tiene el Gobier-no Nacional de que Colombia ingrese a la OCDE impone la necesidad de modernizar el sistema tributario e implementar figuras que son de común aplicación en otros paí-ses, lo cual se ve reflejado en varias de las disposiciones de la ley.

La reforma creó el nuevo impuesto para la equidad CREE, que va a generar una ma-

yor carga en la tributación de la renta, por lo menos del 2013 al 2015. Esto último se debe a que el impuesto de renta, que bajó del 33% al 25%, sumado al CREE (este im-puesto se calcula por regla general sobre una base gravable similar a la del impuesto de renta) que quedó en el 9% y bajará al 8% a partir de 2016, aumenta inicialmente esta carga al 34%. Sin embargo, se debe tener en cuenta que aunque la base gravable es similar hay algunas diferencias, entre las cuales se destaca que para efectos del CREE no se pueden compensar pérdidas fiscales. Para contrarrestar la creación del CREE se exonera a los contribuyentes de los aportes parafiscales (5% a partir de julio 1 de 2013, que es la fecha límite) y aportes de salud (8,5% a partir de enero 1 de 2014) por los empleados con un ingreso laboral inferior a 10 SMLMV.

En la Ley 1607 se establecen nuevas y va-riadas reglas anti-elusión o anti-abuso es decir, normas para atacar las estructuras de planeación tributaria, así como amplias fa-cultades de fiscalización a la DIAN que van a cambiar la forma en que se llevan a cabo las revisiones de impuestos en Colombia y, por lo tanto, la ponderación de riesgo por parte de los contribuyentes. Esas normas anti-elusión o anti-abuso y las facultadas a la autoridad tributaria van a generar un efecto disuasivo que conllevará a un mayor cuidado en el desarrollo de las estrategias de planeación. No obstante, los cambios que trae la reforma tributaria tienen com-plejidades y la redacción de las normas no es en todos los casos la más afortunada. Esto último dará lugar a discusiones e in-terpretaciones de toda índole.

Desde el punto de vista temporal, la refor-ma rige a partir de 2013, pero será a partir de la presentación y especialmente después de la fiscalización de las declaraciones del impuesto sobre la renta y el nuevo impues-to para la equidad CREE, que se empezarán a sentir de forma más tangible los efectos

de la ley. No obstante, es importante eva-luar desde ya las implicaciones y prepararse para afrontar los cambios.

La reforma no tiene un énfasis o trato más gravoso para algún sector de la economía. Por el contrario, buscó crear una tributa-ción más equitativa y eficiente, al igualar, en algunos casos, el tratamiento de los con-tribuyentes en algunos de los aspectos que ella trata. Esto se hace evidente en el CREE, impuesto que se aplicará a todos los con-tribuyentes, incluso aquellos que gozan de otros beneficios en materia impositivo, ta-les como: las pequeñas empresas cobijadas por la Ley 1429 de 2010, las empresas que se ubiquen en Zonas Francas que soliciten y reciban la autorización para operar como tal a partir de enero 1 de 2013; las empre-sas dedicadas a actividades exentas del im-puesto de renta entre las que se encuentran los servicios de hoteles, las actividades de ecoturismo, las plantaciones forestales y las empresas que tengan suscrito un contrato de estabilidad jurídica, entre otras.

Una reforma fuera de lo común

La Ley 1607 de 2012 se sale del modelo normativo que hemos visto en los últimos años, pues no tiene como finalidad princi-pal el aumento del recaudo o la inclusión de nuevos beneficios ni reglas especiales por sectores o actividades. Por el contrario, en muchos aspectos ha buscado llenar va-cíos legales, corregir o mejorar regímenes existentes y crear normas que limiten el uso de figuras de planeación tributaria que son vistas como elusivas o abusivas.

Dentro de los vacíos legales que se han eli-minado están: la creación de las reglas so-bre el establecimiento permanente, al cual se le da el mismo tratamiento tributario que a las sucursales de sociedades extranje-ras; la inclusión de reglas tributarias sobre aportes de capital a sociedades y el efecto neutro de estos aportes como regla gene-ral y; el tratamiento como dividendos a las transferencias al exterior de las utilidades de las sucursales de entidades extranjeras.

En cuanto a la mejora de regímenes exis-tentes, se encuentran las normas sobre fi-

ducia mercantil, en las que se da claridad al régimen de transparencia de esta figura y se acepta que los beneficiarios no solamen-te registren las utilidades, sino también las pérdidas del patrimonio autónomo, la revi-sión a las situaciones que dan lugar a vincu-lación y la reforma el régimen de sanciones en las reglas de precios de transferencia, el cambio en las reglas de residencia de las personas naturales, incluyendo supuestos más objetivos y de más fácil medición, así como la sujeción a impuestos sobre renta mundial para extranjeros, considerados como residentes en el país.

Adicionalmente, en las reglas sobre cálcu-lo de dividendos no gravados para los ac-cionistas, se incluyen aspectos que estaban fuera de la fórmula y se acepta la imputa-ción de los excesos de utilidades repartibles como no gravadas sobre las utilidades co-merciales contra las utilidades que resulten gravadas para los accionistas por los dos periodos anteriores o los cinco siguientes.

Dentro de las reglas que buscan limitar las posibilidades de utilizar ciertas figuras para disminuir la carga fiscal, se encuen-tran las siguientes:

La regla de subcapitalización, en virtud de la cual los intereses que se paguen por créditos que excedan en tres el patrimonio líquido de la entidad a 31 de diciembre del año anterior no serán deducibles; la norma en virtud de la cual las sociedades del exterior en relación con las cuales las decisiones más relevantes sean tomadas en Colombia, se van a consi-derar que tienen su sede de administración efectiva en Colombia y se tomarán como nacionales para efectos tributarios; los nue-vos requisitos para poder considerar una fusión o escisión como libre de impuestos; el cambio en el tratamiento de la prima en colocación de acciones, de tal forma que la misma causa impuesto de registro, pero con una tarifa más baja (máximo 0,3%) y su pos-terior capitalización no da lugar a costo fis-cal para quienes se benefician de la misma y; la nueva norma general anti-abuso en virtud de la cual se dota a la autoridad tributaria de facultades para desconocer una operación que se ha eludido la aplicación de una nor-ma que genera una mayor carga tributaria y en su lugar aplicar la norma eludida.

Las novedades para las empre-sas minero-energéticas

Para el caso del sector minero-energético, las siguientes son las normas de la reforma con un impacto específico: (1) para las su-cursales del sector de hidrocarburos y mi-nería sujetas al régimen cambiario especial, que no tienen la posibilidad de tomar deu-da con el exterior, se crea la posibilidad de atribuirles como deducibles los intereses o costo financiero pagados por deudas obte-nidas por la oficina principal en el exterior para financiar las actividades de la sucursal y; (2) Se da a las transferencias al exterior de utilidades de las sucursales el tratamien-to de dividendos para efectos tributarios, igualando su situación a la de las socie-dades comerciales, tal que al repartirse la utilidad que no fue gravada en cabeza de la sucursal, se causa una retención en la fuen-te del 33% a título de dividendo. No obs-tante, como lo que se grava en este caso es la transferencia de utilidades, se genera una ventaja tributaria para las sucursales del ré-gimen cambiario especial en relación con utilidades no gravadas en Colombia, pues por regla general no reciben en Colombia sus ingresos.

Otros aspectos importantes que trae la re-forma son una importante rebaja en el im-puesto de ganancias ocasionales del 33% al 10% y que grava la utilidad en la venta de activos poseídos por más de dos años. Adi-cionalmente, se prevé el aplazamiento en la aplicación plena de las Normas Internacio-nales de Información Financiera (NIIF) al señalar que las remisiones de las normas tributarias a las normas contables (Decre-tos 2649 y 2650 de 1993 y normas que los complementen y adicionen) continuarán vigentes durante los cuatro años siguientes a la entrada en vigencia de las NIIF.

La Ley 1607 de 2012 va a dar mucho de qué hablar, hará cambios en la cultura tri-butaria y en la valoración del riesgo. Esto va a llevar a que la planeación requiera el uso de mecanismos más sofisticados, pero siempre apegada a la ley. Muchos de los cambios tienen una clara influencia exter-na por lo que el asesor tributario deberá ser cada día más conocedor de las tendencias del exterior.

Una perspectiva integral de una reforma tributaria fuera de lo ordinario

ASUNTOS LEGALES

Benjamín Cubides Pinto,socio de Norton Rose

ASUNTOS LEGALES


SERVICIOS SERVICIOS

Walter Dawson, el emprendedor canadiense que fundó Tuscany International Drilling Inc. en 2007, estará nuevamente a la cabeza de la em-

presa. La compañía con sede en Calagary, Alberta (Cana-dá) se dedica a la prestación de servicios de perforación y alquiler de equipos para la industria minero-energética. La compañía enfoca sus actividades en África y Améri-ca del Sur, con centros operativos en Colombia, Brasil y Ecuador. Colombia es uno de los focos de interés de la em-presa, que cuenta con más de 800 empleados después de una reciente adquisició

Donald Wright será ahora el presidente de la junta direc-tiva. Wright ha ejercido como director de Tuscany desde diciembre de 2008, además es presidente y director ejecu-tivo de The Capital Group Inc. desde 2005 y cuenta con más de 39 años de experiencia en la industria, en los que se ha desempeñado en diversos cargos de responsabilidad en entidades financieras, así como de transporte y logística.

Por su parte, Dawson tiene más de 40 años de experiencia en la conformación de empresas de servicios petroleros. Antes de fundar Tuscany, Dawson fundó Saxon Energy Service Inc. y fue su director ejecutivo desde el 2000 hasta el 2008. Asimismo, este emprendedor fundó Computalog Gearhart Ltd., compañía que ahora es una división opera-tiva de Weatherford International.

El fundador de TuscanyInternational Drilling vuelve a la presidencia de la compañía

Servicios


SERVICIOS

Geospace Technologies abre sucursal sudamericana La empresa estadounidense Geospace Technologies llevará a cabo la celebración de apertura de su oficina para la región los días 20 y 21 de marzo de 2013. Durante el primer día, la compañía realizará un tour por sus instalaciones y finalizará la jornada con cóctel y aperitivos. El segundo día tendrá lugar una recepción en el restaurante Santa Clara, ubicado en Monserrate.

Para mayor información y reservas [email protected] ó 57-1-486-3324

La principal petrolera del país, comprometida con las economías locales

Ecopetrol anunció que la contratación gestionada con proveedores nacionales superó los $15,2 billones, que representaron el 65% del total. Obras civiles, ali-

mentación, ferretería, redes eléctricas, aseo y servicios de salud, entre otros, apalancaron las economías de influencia de la petrolera. El esquema de contratación adoptado por Ecopetrol incluye 40 líneas específicas, entre las que se en-cuentran 20 rubros de servicios, 11 líneas de mantenimien-to operativo, 7 líneas de compras y 2 líneas de obras civiles

El año pasado, Ecopetrol hizo negocios con proveedores nacionales por $13 billones; con proveedores regionales

y locales por $2,4 billones; y con proveedores extranjeros por $864.000 millones. En total, fueron 4.305 los provee-dores con los que se gestionaron contrataciones en el 2012.

En la región Caribe, con 565 empresarios; en el Magdalena Medio, con 831; en la zona de Occidente, con 372; en el centro del país, con 800; en Bogotá, con 914; en la Ori-noquía, con 439 y en el sur, con 384. La cifra más alta de negocios de Ecopetrol con empresarios locales y regiona-les se registró en Magdalena Medio donde se contrataron bienes y servicios por más de $1 billón.


SERVICIOS SERVICIOS

Riopaila Castilla S.A. realizó un pedido por US$20 millones a Industrias Praj, de India, para la instalación de una

planta que producirá 400.000 litros de etanol diario, a partir del jugo de caña de azúcar y melaza-B. El proceso industrial se llevará acabo en La Paila, Valle del Cauca.

Esta sería la séptima planta instalada en Co-lombia por Industrias Praj, una compañía que ofrece soluciones integrales para la pro-ducción de biocombustibles.

La planta utilizará tecnología de punta para la destilación al vacío e integración termal con evaporación de vinaza, lo que permitirá la

utilización de muy bajo vapor de presión de los evaporadores de jugo de caña. La imple-mentación de esta tecnología permitirá ge-nerar etanol con baja producción de vinaza, con una proporción de menos de 0,7 litros/litro de etanol.

El programa de etanol en Colombia con el soporte de Praj ha sido uno de los más exito-sos en Suramérica, razón por la cual Riopaila se decidió por utilizar a la compañía india como su proveedor para el suministro de la tecnología necesaria. La totalidad del pedido deberá encontrarse en el país a más tardar en el lapso de un año.

La empresa agroindustrial Riopaila construirá planta con tecnología de la India

Skanska es elegida para operar campos de Ecopetrol en Casanare

Ecopetrol le ha concedido un contrato, valorado en US$51 millones, a la constructora sueca Skanska para operar y mantener el 73% de los campos petroleros del empresa colombiana en el Casanare. Las obras de Skanska co-menzarán en marzo del presente año y se tiene previsto que finalizarán en el primer trimestre del 2017. Skanska será responsable de la operación y mantenimiento de 22 pozos de petróleo, dos pozos de inyección de agua, ins-talaciones de superficie, 80 km de líneas de flujo, así como del tratamiento de gas, petróleo y agua.

Skanska, con sede en Solna, al norte de Estocolmo, es una multinacional que se especializa en la construcción y el desarrollo, y que se ha consolidado como una de los principales proveedores de soluciones ambientalmente sostenible en el mundo. La empresa cuenta con más de 50.000 empleados en Europa, Estados Unidos y América, y en el 2011 registró ganancias cercanas a los US$1.200 millones.

Las operaciones de Skanska Latin America se centran principalmente en los servicios de ingeniería, operación, construcción y mantenimiento de operaciones internacionales de petróleo y gas, energía y minería. En 2012 esta unidad contaba con aproximadamente 13.000 empleados en Argentina, Brasil , Chile , Perú, Colombia y Venezuela.


Prospección sísmica para una completa visión del subsuelo

La búsqueda de hidrocarburos ha recorrido un largo camino desde la época en la que la exploración se limitaba a la observación de los recursos que se filtraban a la superfi-cie. Uno de los avances más trascendentales es la prospección sísmica, que ha transfor-mado la dinámica del sector en diversos países, incluido Colombia.

Los servicios de exploración sísmica, así como los de transporte y perfo-ración, han sido piezas clave para el

desarrollo que el sector de hidrocarburos ha alcanzado en los últimos cinco años. En esta materia, los avances han permi-tido identificar las oportunidades que se encuentran en el subsuelo y que acercan al país, cada vez más, a nuevos máximos en la producción de crudo. La industria de la prospección sísmica cuenta con una exten-sa oferta de jugadores nacionales e inter-nacionales, quienes reconocen el potencial que se encuentra a lo largo de la geografía nacional.

En 2012, se realizaron 18.205 km de sísmi-ca 2D y, para este año, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) se ha propues-to la meta de alcanzar un total de 25.665 km en las cuencas con menor información geológica. Además, se espera que la de-manda de los operadores por este servicio se dispare gracias al inicio de actividades de exploración en los bloques adjudicados recientemente.

Por ejemplo, en 2012 Ecopetrol adquirió 1.655,4 km de sísmica, particularmente en la región del Magdalena Medio y en cuen-cas offshore. Para este año la compañía es-pera adelantar una campaña de sísmica de 8.500 km.

Proveedores sofisticados y expe-rimentados

Al analizar este segmento de la industria de bienes y servicios petroleros, se encuentran empresas dedicadas exclusivamente a la prospección sísmica altamente tecnificada y encontramos un mercado cada vez más complejo y avanzado. Existen varios casos de éxito, como la colombiana G2 Seismic Ltd., que desde 1992 se ha establecido como una sólida competidora en el país. A la fecha, la compañía ha manejado más de cien proyectos en Bolivia, Ecuador, Perú y Colombia. Su conocimiento del mercado

petrolero local incluye más de 3.000 km de sísmica 2D y 700 km en 3D.

Entre los proyectos que ha desarrollado en el país se encuentra Quifa 3D, para Pacific Rubiales Energy, con 3.462,57 km lineales de sísmica y una área de influencia direc-ta en tres veredas del municipio de Puerto Gaitán. Otra iniciativa en la que participa G2 Seismic es San Jacinto Norte (SSJN-7), donde la empresa se encuentra adelantan-do la etapa pre-operativa (licencia social, permisos y campamento). En este prospec-to, se adelantarán 331,92 lineales, contan-do como área de influencia los municipios de Corozal, Morroa, Los Palmitos, Sincé, San Juan de Betulia, Coloso, Sampués y Chinú, en la región caribe colombiana.

Otro ejemplo de emprendimiento en esta área es SAExploration, multinacional que se originó en Perú en 2006 y con presen-cia en Australia, Canadá, EE. UU. y varios países de la región, como Bolivia, Brasil y Colombia. Desde su entrada al país, la em-presa ha crecido aproximadamente en un 15% anual, y ha realizado 1.199 km2 de sís-mica 3D y 1.465 km lineales de 2D.

“El 90% de nuestra empresa viene de Veritas CGG, la firma de sísmica más grande del mun-do, con lo que garantizamos un amplio legado de experiencia internacional. Desde que inicia-mos operaciones en Colombia, hemos tenido la oportunidad de trabajar para los principales

operadores del mercado, como Shell, Pacific Rubiales o Pluspetrol, en las regiones de mayor prospección en el país, incluidas aquellas con mayores retos en materia de seguridad, como Arauca y Vichada”, dijo Arturo Méndez, vice-presidente de mercadeo y negocios de SAEx-ploration.

En el futuro Méndez espera que Colombia represente el 70% de los ingresos generales de la compañía en Latinoamérica.

Otro referente es API Geophysical, una proveedor joven con sede principal en Bo-gotá. API Geophysical cuenta con un servi-cio integral para la adquisición de datos sís-micos, además de contar con la capacidad de procesar e interpretar la información requerida por sus clientes. Para Duverney Ardila, CEO y presidente de la compañía, los principales servicios que se demandan actualmente en nuestro país son la adquisi-ción, procesamiento e interpretación para sísmica 2D, 3D, 3D/3C y 4D.

Si bien hay más de 25 empresas dedicadas a la prospección sísmica en Colombia, en realidad son aproximadamente unas 12 las que actualmente cuentan una cuota sus-tancial del mercado. Los principales juga-dores de los hidrocarburos reconocen que este subgrupo de compañías cuentan con la preparación, la experiencia y el recurso hu-mano para prestar servicios profesionales a las más reputadas empresas de E&P, que

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valoran la experiencia y el desarrollo tecno-lógico, como componentes diferenciadores para sobresalir en un competido mercado.

Conocimiento de punta al servi-cio de la exploración

La continua innovación tecnológica proce-dente principalmente de Estados Unidos y de Europa, junto con los equipos y la mano de obra colombiana, han resultado ser una fructífera combinación para empresas como Geokinetics, Geoespectro, CGG y Global Geophysical, entre otras. Los nue-vos desarrollos en tecnología de perfora-ción también han hecho que las empresas de sísmica hayan podido generar mejores expectativas, así como la previsión de in-versión en exploración petrolera, estimada en US$2.630 millones para los próximos cuatro años.

Ahora, el sector de la sísmica resulta ser cada vez más competitivo, razón por la cual

las empresas buscan hacer la diferencia no solamente en cuanto a los resultados fina-les, sino en el seguimiento y la atención al cliente. Para la mayoría, aumentar su expe-riencia y expandirse en el mercado latino-americano representan metas fundamenta-les en sus estrategias empresariales.

El diseño de programas, métodos de pros-pección avanzados, estudios de gravimetría y magnetometría, procesamiento e inter-pretación de información sísmica 2D y 3D, así como bases de datos estructuradas, son requisitos para competir. Varios jugadores han tenido que ir más allá de sus fortalezas e incluso han desarrollado competencias y estrategias para relacionar los proyectos en las comunidades. Evidentemente, las nue-vas tecnologías son fundamentales para el desarrollo de los proyectos petroleros, sin embargo, la expectativa del mercado ha au-mentado y, hoy día, muchas exploradoras esperan que sus proveedores tengan un en-foque integral, con un manejo respetuoso de las comunidades y amigable con el me-dio ambiente.

En la actualidad, los tipos de prospección sísmica que se utilizan en Colombia para la adquisición de datos utilizan explosi-vos, ya que las reglamentaciones del Mi-nisterio del Medio Ambiente prohibieron el uso de las fuentes vibradoras. A su vez, para la recopilación de datos en el país se ofrece la tecnología en tres componentes (3D/3C). Utilizando sistemas inalámbricos de posicionamiento por satélite para cada uno de los sensores, estos permiten hacer operaciones mucho más rápidas en la re-colección y control de calidad de los datos. A pesar de estos avances, todavía se utiliza el sistema de conexión por cables y, depen-diendo de las necesidades, el registro puede ser en 2D y 3D.

En el procesamiento de esta información, se utilizan sistemas cluster de 64 bits (net-wok/cluster processing, multi-processor systems), con software especializado para procesar PSTM, AVO, migración en tiem-po y profundidad, atributos sísmicos y multi-componentes (shear wave). Para la utilización de los atributos sísmicos, estos resultan ser una poderosa ayuda para la interpretación de los resultados. Por el mo-

mento, las herramientas que combinan es-tudios de 2D y 3D, a través de flujos de tra-bajo (workflow) con los estudios geofísicos de (aero) magnetometría, (aero) gravime-tría, potenciales y de reservorio, permiten hacer una integración y una visualización masiva en 3D.

Las empresas dedicadas a esta labor explo-ratoria siguen desarrollando nuevas tecno-logías y se mantienen constantemente ac-tualizando sus servicios. Ejemplos de esto se encuentran en empresas como Global Geophysical, la cual ha venido desarrollan-do un programa de adquisición de datos con estaciones inalámbricas totalmente independientes unas de otras e interconec-tadas vía satélite.

La tradición local y la experien-cia internacional

Actualmente, las empresas nacionales tie-nen preponderancia en el mercado colom-biano, ya que han sido capaces de ajustarse a los vaivenes a los que ha estado expuesto el sector. A su vez, la integración de los ser-vicios por los proveedores nacionales, así como la adquisición, el procesamiento y la interpretación de los datos que ofrecen las empresas colombianas han evolucionado.

Además, el trámite de las licencias medioambientales requeridas, así como su conocimiento sobre la interacción con las comunidades, les ha permitido destacar con una ligera ventaja. Las empresas in-ternacionales, por el contrario, han encon-trado dificultades para combinar su know-how con estrategias de penetración en el mercado colombiano.

Algunas compañías nacionales, como API Geophysical, incluyen en su estrategia corporativa una mayor cooperación con compañías productoras que tienen sus ac-tividades ya establecidas en Colombia. Se-gún Duverney Ardila, CEO y presidente de API Geophysical, “el simple hecho de que ya conocen y valoran nuestros servicios integrales en adquisición, procesamiento e interpretación de la sísmica moderna, es una ventaja para nosotros”.

Empresas como Geoespectro han tenido un gran crecimiento, al duplicar sus bene-ficios netos en el último año y acumular más de 3.250 km en sísmica 3D y 1.200 km de sísmica 2D, lo que le ha permitido a la empresa demostrar su capacidad técnica y operativa. Por su parte, Sismopetrol ha conseguido posicionar con éxito sus ope-raciones mediante la innovación en equi-pos de alta tecnología, tanto en topografía y perforación, como en la actualización de los equipos de adquisición sísmica.

Desde su fundación, en 1999, la empresa ha generado más de 60.000 empleos y ha logrado desarrollar con éxito cerca de 120 proyectos, con los que hasta la fecha suma 26.000 km equivalentes, tanto para la ANH como para empresas de E&P. “Gracias a la experiencia que hemos venido adquirien-do, podríamos decir que ocupamos uno de los primeros lugares en el mercado de sísmica y calculamos una participación del 25%. Actualmente, estamos trabajando con Petrominerales, Ecopetrol, Cepcolsa, Pe-

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renco e Interoil”, manifestó Elkin Velasco, supervisor de operaciones de Sismopetrol.

Estos progresos reflejan el crecimiento de la industria, así como los altos estándares de operación en campo. La demanda en el sector de la sísmica en 2012 ha sido fru-to del desarrollo general del sector y a la buena administración de la ANH. Como consecuencia de esto, numerosas empresas han comenzado sus operaciones a partir de 2011. Entre estas se encuentran Ameri-can Geophysical Group, API Geophysical, EGGA Empresa Geofísica y Geológica de Ámerica, EGS Energy Geophysical Servi-ces, PSC Premium Seismic Channel Explo-ration y EXS Explorasur.

Sin embargo, hay empresas locales que se enfrentaron a la cruda realidad de que los contratistas buscan proveedores con ex-periencia y con capital suficiente para in-cursionar en un negocio, que si bien tiene buenas perspectivas, también exige altos estándares técnicos. En cambio, empre-sas internacionales, que traían un mayor know-how, han podido destacar gracias al camino recorrido, aunque, en algunos ca-sos, carecen de la destreza para manejar las particularidades del mercado colombiano.

Los retos inmediatos

El manejo y las relaciones con las comuni-dades han sido desafíos importantes para la prospección sísmica y los programas exploratorios en el país. Esta realidad ha conllevado a que las petroleras reconozcan la necesidad de que la gestión de salud, se-guridad y medio ambiente tenga en cuenta el entorno, así como las personas asentadas en su espectro de acción. Este enfoque in-tegral también implica que las iniciativas de responsabilidad social empresarial y generación de valor compartido con las co-munidades estén presentes desde la etapa exploratoria y, por tanto, incluyan a los pro-veedores de servicios de prospección.

A la par están los retos en materia de segu-ridad física a los que se tienen que enfren-tar las compañías a la hora de desarrollar sus operaciones. Por ejemplo, para Arturo Méndez de SAExploration: “Las activida-

des de prospección sísmica en los áreas CP7 de Pluspetrol y CP8 de Talisman, fue-ron los trabajos más difíciles que hemos afrontado en materia de seguridad. En ninguno de los casos fue posible concluir el compromiso de sísmica inicial, pero logra-mos cumplir con el objetivo inicial de las compañías”.

Otro de los desafíos que ha presentado la exploración petrolera en Colombia ha sido la obtención de las licencias requeridas ante el Ministerio de Medio Ambiente y las cor-poraciones regionales competentes. Inclu-so, las autoridades reconocen que la falta de recursos e infraestructura de los orga-nismos de control dificultan la obtención de los permisos correspondientes. Sin em-bargo, en múltiples ocasiones el Gobierno ha anunciado su resolución para superar estas falencia.

Según estimaciones de Duverney Ardi-la, CEO y presidente de API Geophysical, existen más de 30 proyectos petroleros que están a la espera de aprobación o modifi-cación de una licencia ambiental. Si no existieran estas trabas, esta producción sig-nificaría unos 100.000 barriles diarios de petróleo adicionales.

Otros problemas originados en deficien-cias administrativas han sido ocasionadas por la adjudicación de contratos para la ad-quisición, procesamiento e interpretación de información adquirida por métodos de prospección sísmica otorgados por el Fon-do Financiero de Proyectos de Desarrollo (Fonade). En estos contratos se han venido presentando retrasos de más de 12 meses en los cronogramas preestablecidos.

A fin de cuentas, si bien la prospección sís-mica enfrenta serios desafíos, el futuro de este campo, así como el del sector de los hi-drocarburos, es promisorio. La iniciativa de los proveedores para, por ejemplo, comuni-car su trabajo a las comunidades donde se llevan a cabo sus proyectos y su creatividad para desarrollar soluciones innovadoras para superar los desafíos técnicos in situ serán fundamentales para que la sísmica sea una fuerza transformadora de la explo-ración de hidrocarburos en nuestro país.

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Desde finales del siglo XIX, cuando se comenzó a estructurar el sistema energético colombiano, se identificó el potencial que se tenía para generar electricidad a partir de la fuerza del agua. Hoy, después de más de 122 años desde que se instalaran las primeras plantas hidroeléctricas en Santander, Antioquia y Cundinamarca, esta fuente de generación continúa dominando el mercado energético nacional como una de las más limpias y económicas.

La potencia hídrica, fuente de energía limpia y dínamo de las exportaciones

GENERACIÓN


El aprovechamiento de una oferta hídrica de más de 2.084 km3 para la generación de electricidad, le ha

permitido a Colombia consolidarse como el quinto país más competitivo en genera-ción energética, por encima de importantes economías como Brasil, Estados Unidos o Gran Bretaña. Una de las claves para alcan-zar esta posición, entre más de 146 países, es la actual composición del parque de ge-neración, en el cual las plantas hidroeléctri-cas grandes y pequeñas participan con un 63% del total de la capacidad instalada na-cional, la cual actualmente supera los 14.000 MW. En condiciones normales, cuando la demanda alcanza más de 9.000 MW, las cen-trales hidráulicas pueden producir hasta el 80% de la energía necesaria.

Gracias principalmente a la contribución de grandes plantas hidroeléctricas de talla mundial, como Chivor (AES Chivor), San Carlos (Isagen) o el Guavio (Emgesa), la generación mediante este tipo de tecnolo-gía alcanzó en 2012 un máximo de 4.139 GWh/mes. Estos resultados obedecen tam-bién al creciente aporte de las Pequeñas

Centrales Hidroeléctricas (PCH) de menos de 20 MW, las cuales aprovechan las co-rrientes de agua menos caudalosas.

El objetivo del sector es diversificar las fuentes de energía para poder enfrentar futuras épocas de sequía, pues es un hecho que la participación de esta tecnología den-tro del mercado eléctrico ya es alta. Ahora bien, todo apunta a que gracias al potencial del país en esta fuente, las centrales hidráu-licas seguirán teniendo una participación fundamental en el cubrimiento de la futura demanda en Colombia, además de dejar un excedente de exportación para países veci-nos como Panamá e incluso Chile.

Se tiene previsto que para 2018 entrarán nueve centrales adicionales con capacida-des superiores a 20 MW, que fueron adju-dicadas en los pasados procesos de subasta de 2008 y 2011, a cargo de la Comisión de Regulación Minero Energética (CREG). El proyecto más representativo dentro de este grupo es Hidroituango, de EPM, el cual agregará 2.400 MW al parque de genera-ción del país.

En uno o dos años se tiene previsto llevar acabo una nueva subasta para asignar pro-yectos que suplan las futuras necesidades energéticas. Pero por ahora las empresas operadoras continúan consolidando y de-sarrollando sus operaciones en el país, pues desde que se permitió la entrada de juga-dores privados, después de la crisis de prin-cipios de los años noventa, el sector se ha recuperado y ha logrado convertirse en un mercado modelo para el mundo.

El antes y después del sector eléctrico: un mercado para pesos pesados La poca planeación en una época de sequía inminente, como ocurrió en 1992 duran-te el fenómeno de El Niño, además de los problemas políticos y económicos de la industria de generación eléctrica, se con-virtieron en los factores decisivos para que el Gobierno optara por reestructurar este sector. Con esta reforma, el Estado pasó de

administrar estas empresas a vigilar y regu-lar las operaciones dentro de la industria, que desde ese entonces adoptó un modelo de mercado de competencia minorista y permitió la entrada de privados. Esta transformación permitió que Colom-bia desarrollara un sector más robusto, ahora conformado por grandes jugadores, que en general han sabido trabajar para te-ner un negocio preparado para afrontar los eventuales fenómenos naturales a los que el país está expuesto, al respaldar sus opera-ciones hídricas con centrales de generación térmica para evitar que los embalses se se-quen en temporadas de verano.

“Con las reformas contempladas en la Constitución de 1991 y posteriormente con la Ley de Servicios Públicos y la Ley Eléctri-

ca de 1994, se le dio entrada a los privados a una industria en la que el Estado era el úni-co actor. Gracias a estas modificaciones el sector energético comenzó vivir un segun-do tiempo muy positivo en su historia. Pasó de estar en crisis a convertirse en una de las bases de la economía y desarrollo nacional”, dijo Germán Castro Ferreira, director eje-cutivo de la CREG una entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía y que está encargada de la regulación económica de los servicios públicos.

Por ejemplo, Isagen es producto de las re-formas al sector energético, cuando en 1995 se formalizó la separación de los negocios de ISA para que esta nueva empresa queda-ra a cargo de las operaciones de generación y comercialización de energía. Hoy esta firma, listada en la Bolsa de Valores de Co-lombia (BVC), es la tercera generadora del

Banda de proyección nacional de potencia eléctrica máxima (2012-2031)

Germán Castro Ferreira, director ejecutivo de la Comisión de Regulación Minero Energética (CREG).

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Hidráulica

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Menores

Cogeneradores

Participación por tipo de planta generadora (%)

GENERACIÓNGENERACIÓN

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Fuente: UPME


Desde que AES tomó las riendas de Chivor, ha invertido entre US$40 y US$45 millones en la

modernización de la cen-tral, lo que ha sido clave para aumentar la eficien-

cia de la central.

país y opera cuatro centrales hidroeléctri-cas, entre ellas San Carlos, la de mayor ca-pacidad hasta la fecha, con 1.240 MW.

Además del nacimiento de esta y otras em-presas como EPSA, resultado de la separa-ción de los negocios de las entidades estata-les, el país vio la llegada de varias empresas con experiencia internacional interesadas en las oportunidades que se ofrecían. Den-

tro de las que aún están operando se en-cuentra la estadounidense AES, la cual en 2000 adquirió a la empresa chilena Gener, que en su momento operaba la central hi-droeléctrica Chivor en Boyacá (antes pro-piedad de Isagen), con una capacidad de 1.000 MW, equivalente al 7% de la energía consumida en el país.

“Desde que AES tomó las riendas de Chivor, ha invertido entre US$40 y US$45 millones en la modernización de la central, lo que ha sido clave para aumentar la eficiencia ope-rativa de la central. Estos proyectos de me-jora nos permiten hoy, luego de más de 35 años en el mercado, ser una de las plantas más sofisticadas del país”, destacó Federico Echavarría, gerente general de AES Chivor.

Otro de los pesos pesados interesados en buscar negocios en el territorio nacional fue Endesa, compañía española con operacio-

nes en Europa y buena parte del mercado latinoamericano. La empresa aterrizó en Colombia en 1997 cuando la EEB se ca-pitalizó y se separaron las actividades de comercialización y generación. Para este último segmento se creó Emgesa, firma que ahora está encargada de las operaciones de la central El Guavio, en Cundinamarca, la segunda más grande del país y con una ca-pacidad de 1.213 MW.

Pero la inversión extranjera no fue la única herramienta para alcanzar la madurez del sector. Firmas, como Empresas Públicas de Medellín (EPM), que decidió apostarle al nuevo sistema de negocio por competen-cia y consolidar su liderazgo en el mercado gracias, entre otras estrategias, a la adquisi-ción de firmas de menor tamaño para pasar de ser una firma municipal a expandir sus operaciones por toda Antioquia y otros de-partamentos del país, y más recientemente a Centroamérica, en el negocio de distribu-ción de energía. Actualmente la compañía cuenta con veinticinco centrales hidráuli-cas que generan más del 23% de energía del país.

En 2012 nació Celsia, la empresa creada luego de que Colinversiones se concentra-ra exclusivamente en inversiones del sector energético. En este momento las centrales de la firma, sumadas a las de sus filiales

Las cinco centrales que más generan


Es una de las centrales pertenecientes al aprovechamiento del río Nare, regulado por el embalse El Peñol - Guatapé, la presa de mayor capa-cidad de almacenamiento del país, con 1.071 millones m³. La central está compuesta por ocho unidades de igual capacidad, accionadas por turbinas tipo Pelton de eje vertical que producen 2.730 GWh.

5

Cuando comenzó su construcción, a inicios de los años setenta, fue catalogado como el mayor proyecto de ingeniería de Colombia. Hoy, más de 30 años des-pués de su entrada en operaciones, sigue siendo una de las principales fuentes de potencia del territorio nacional, al proporcionar cerca del el 8% de la energía generada. Está conformada por el embalse La Esmeralda, con una capacidad de almacenamiento de 617.73 millones m³.3

2 La segunda central en capacidad de generación entró en operación el 15 de diciem-bre de 1992. Desde la fecha, la central ha registrado una generación histórica neta promedio de 427.37 GWh mes.

El río Porce figura como la principal fuente de abastecimiento de la central de mayor capacidad de EPM hasta la fecha. Gracias a sus cuatro 4 unidades, Porce III alcanza una generación de 4.254 GWh/Año. El embalse cuenta con una capaci-dad de 127 millones m³, en un área de 461 hectáreas.4

1Luego de más de 20 años de funcionamiento, San Carlos continúa siendo la hidroeléctrica de mayor capacidad instalada de Colombia. La presa Punchiná está localizada sobre el río Guatapé, forma un embalse de 3,4 km², con una capacidad de almacenamiento de 72 millones m³, de los cuales aproximada-mente 53,23 millones m³ son de embalse útil.

CENTRAL: SAN CARLOS | EMPRESA: ISAGEN | UBICACIÓN: SAN CARLOS, ANTIOQUIA | CAPACIDAD: 1.240 MW

CENTRAL: CHIVOR | EMPRESA: AES CHIVOR | UBICACIÓN: VALLE DE TENZA, BOYACÁ | CAPACIDAD: 1.000 MW

CENTRAL: PORCE III EMPRESA: EPM | UBICACIÓN: ANORÍ, ANTIOQUIA | CAPACIDAD:660 MW

CENTRAL: GUATAPÉ | EMPRESA: EPM | UBICACIÓN: SAN RAFAEL, ANTIOQUIA | CAPACIDAD: 560 MW

CENTRAL EL GUAVIO | EMPRESA: EMGESA | UBICACIÓN: UBALÁ, CUNDINAMARCA | CAPACIDAD: 1.213 MW

Federico Echavarría, gerente general de AES Chivor.

Fotos: AES Chivor, Emgesa, EPM, Isagen

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EPSA y CETSA, cuentan con una capaci-dad instalada de 1.737 MW, de los que 990 MW son de generación hidráulica.

Celsia, así como otros grandes jugadores como EPM, Emgesa e Isagen, hace parte del grupo de ocho compañías responsables de la construcción de las nuevas plantas hidráulicas que cubrirán las necesidades en materia energética de Colombia y parte de la región en el mediano plazo. La asig-nación de los futuros proyectos está basada en el esquema de Remuneración por Cargo por Confiabilidad (vigente desde 2006), el cual, a través de subastas, permite la inver-sión en proyectos de generación para garan-tizar el cubrimiento de la futura demanda de energía en condiciones críticas y a costos eficientes.

“Desde la entrada en funcionamiento de este nuevo mecanismo, la CREG hace un balance de cuál será la demanda de energía en cuatro años para poder anticipar con una larga brecha estos incrementos. Si los proyectos con los que se cuentan hasta la fecha del balance no logran tener la capa-cidad de suplir estas necesidades, se con-voca a una subasta, en la que los agentes se presentan con proyectos de más de 20 MW en los que ya hayan avanzado. Al fi-nal, se le adjudican los proyectos a quienes ofrezcan el mejor precio de generación de energía firme para el año en que la central entre en obligaciones comerciales. Hasta el momento se han realizado dos de estos pro-cesos, el primero en 2008 y el segundo en 2011, los cuales garantizan el suministro de energía hasta el periodo 2015-2016. Sin em-bargo, algunos de estos alcanzan a asegurar el suministro energético hasta 2018. Dentro de estos se destaca la participación de las centrales hidráulicas, lo que demuestra que siguen siendo la fuente de generación más competitiva”, explicó el director ejecutivo de la CREG.

Cómo van los proyectos en desarrollo

De las obligaciones adquiridas en estas dos subastas, continúan las obras de nueve pro-yectos hidroeléctricos de más de 20 MW

que comenzarían a operar desde marzo de este año hasta 2018, y que suman una capa-cidad de 4.277 MW. Dentro de esta nueva oferta, se incluyen proyectos que van des-de 44 MW hasta los 2.400 MW que podrá generar la hidroeléctrica Ituango, convir-tiéndose en la central con mayor capacidad de Colombia, al representar cerca del 17% del total. La inversión en esta mega obra está calculada en casi US$5.500 millones y su primera fase entrará en operaciones en 2018.

El proyecto, a cargo de EPM, está situado en el noroccidente de Antioquia, a cerca de 170 kilómetros de Medellín, sobre el río Cauca, en el llamado “Cañón del Cauca”, tramo en el cual este río corre a través de profundos cañones y desciende unos 800

metros. Las obras principales de Hidroi-tuango ocupan predios de los municipios de Ituango y Briceño. Sin embargo, el área de influencia de la central incluye otras diez poblaciones. El proyecto estará conforma-do por una presa de 225 m de altura y 20 millones de m3 de volumen, así como un embalse con una longitud de 75 kilóme-tros, volumen útil de 975 millones de m³ y un área de inundación de 3.800 hectáreas. Con ocho unidades de generación de 300 MW cada una, esta central podrá tener una media anual de generación de 13.930 GWh.

“Con Ituango se logrará duplicar nuestra capacidad instalada hasta alcanzar casi los 6.000 MW entre 2018 y 2022, cuando en-tren en operación comercial las dos fases Juan Esteban Calle, gerente de EPM Luis Fernando Rico, gerente de Isagen

NUEVOS PROYECTOS A 2018

La construcción de Hidrosogamoso de Isagen inició en 2009 y la compañía espera que entre febre-ro y mayo de 2014 entren en operación las tres unidades de generación de la central.

La segunda mayor apues-ta del mercado es la

Hidroeléctrica Sogamoso de Isagen, una central que tendrá una capaci-

dad de generación de 820 MW, es decir hasta 5.050

GWh/año.


del proyecto, cada una con 1.200 MW. Este va a ser sin duda el proyecto insignia de la compañía, pues en menos de una década agregará el potencial que EPM desarrolló en 70 años desde su primera central en 1932 hasta el año 2000”, afirmó Juan Este-ban Calle, gerente general de EPM.

De acuerdo con Calle, al tiempo en que se prepara la construcción de la central, se es-tán adelantando proyectos enfocados a la mejora de la institucionalidad y conectivi-dad de la zona. Recientemente la compañía presentó su estrategia social en el área de influencia de Hidroituango y aprobó una inversión adicional de US$100.

La segunda mayor apuesta del mercado es la Hidroeléctrica Sogamoso de Isagen, una central que contará con un embalse del or-den de 6.900 hectáreas y que tendrá una capacidad de 820 MW, es decir hasta 5.050 GWh/año. Las obras de Hidrosogamoso, localizada en los municipios de Betulia y Girón en Santander, iniciaron en 2009 y de acuerdo con el gerente de la compañía, Luis Fernando Rico, se espera que la central en-tre en operación comercial total en mayo de 2014, siete meses antes de la fecha pre-supuestada.

“La generación de nuestra mayor obra en construcción equivale al 10% de la energía que el país consume al año y para la em-

presa significa aumentar en un 55% a 60% la generación que tiene hoy. La inversión calculada en el proyecto está en el orden de $4,1 billones y desde hace varios años está beneficiando al país en materia de genera-ción de empleo. Hoy, en la construcción de Sogamoso, trabajan más de 7.000 personas de la región”, dijo Rico.

Isagen también está desarrollando las obras de la Hidroeléctrica Amoyá, una central

de 80 MW en la que se invertirán más de $400.000 millones. Este es un proyecto de filo de agua que generará 500 GWh/año. La central, ubicada en el Cañón de las Hermo-sas en Tolima, entraría en operaciones en-tre abril y mayo de este año. Amoyá debió haber iniciado sus obligaciones energéticas en diciembre de 2012. Sin embargo, debido a los hostigamientos por parte de las FARC, las obras se retrasaron hasta en siete meses.

“Desde noviembre de 2011 se presentó un recrudecimiento de acciones malintencio-nadas de grupos armados al margen de la ley, con atentados terroristas, asesinatos de dos trabajadores, extorsiones, hostigamien-to a los trabajadores y a sus familias”, dijo el gerente de Isagen respecto a este tema.

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Ángela Montoya, (presidenta de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctri-ca, Acolgen).

GENERACIÓN

Porvenir II es el proyecto que Celsia adqui-rió luego de que comprara el 100% de las acciones de Producción de Energía, em-presa titular de esta iniciativa. Esta central, cuyas obligaciones energéticas inician en 2018, tendrá una capacidad instalada de 352 MW. Las obras principales de Porve-nir II se localizan en la jurisdicción de los municipios San Carlos, San Luis y Puerto Nare, en la parte baja de la cuenca del río Samaná Norte.

Dentro de las obligaciones adjudicadas se incluía la central Miel II, proyecto en el que EPSA participaba en un 65%. Pero debido a desacuerdos entre los accionistas de la iniciativa, la empresa decidió transferir sus activos y derechos, y a la fecha se está efec-tuando la valoración del proyecto para que un nuevo socio pueda ejecutarlo.

Oportunidades a futuro

Las proyecciones sectoriales le apuntan a que en 2031 Colombia pueda alcanzar una potencia máxima de 21.201 MW y desde ya se pronostica que las centrales hidroeléctri-cas serán las principales responsables del crecimiento de la capacidad de la industria de generación, pues en este tipo de tec-nología se calcula un potencial de más de 93.000 MW.

Estos proyectos serán clave para atender la demanda de mediano y largo plazo del cre-cimiento de las diferentes industrias en el territorio nacional, pero sobre todo, servi-rán para vender energía a los paísesvecinos. Colombia ya vende energía a Venezuela y Ecuador, sin embargo, el objetivo es que el país se convierta en un proveedor de elec-tricidad permanente para Centroamérica y países andinos, gracias a las futuras inter-conexiones a través de Panamá y Perú.

“El potencial de crecimiento de Colom-bia en materia de generación hidráulica es inmenso y confiamos en que estas opor-tunidades serán claves para que logremos convertirnos en un exportador de potencia de talla mundial. Hay muchas oportunida-des a desarrollar en los próximos años y se irán dando una vez la demanda justifique la construcción de nuevas centrales. Esta-

mos seguros que en las próximas subastas seguiremos viendo el interés de grandes empresas”, destacó Ángela Montoya, presi-denta de la Asociación Colombiana de Ge-neradores de Energía Eléctrica (Acolgen).

Según la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), la siguiente subasta del mercado eléctrico se debería realizar entre 2014 y 2015, con un periodo de pla-neación de cinco y no de cuatro años, tal y como se venía haciendo hasta el momento, con el fin de que los proyectos de transmi-sión se puedan definir y ejecutar a tiempo.

Aunque la consideración del ente de pla-neación aún no defina con claridad cuándo será la próxima subasta, algunas empresas ya vienen adelantando los estudios que pre-sentarán en dicho proceso.

Dentro de su plan de crecimiento, Isagen ya tiene preparados los estudios de algu-nos proyectos hidroeléctricos. Dentro de este futuro portafolio se incluye la central hidráulica Cañalito de 960 MW, la cual está localizada en el río Cauca y contaría con una capacidad de generación de 6.000 GW/año. A esta se le suma Andaquí, una hidroeléctrica en la Bota Caucana sobre el río Caquetá, con una capacidad instalada de 680 MW.

“También estamos adelantando el desarro-llo hidroeléctrico del río Patía, compuesto por cuatro centrales en cadena. La clave de los proyectos por construir en el mediano y largo plazo es aprovechar al máximo las cuencas del país y hacerlo de manera orde-nada para que no se use el recurso de forma ineficiente. Las centrales hidráulicas no son solo una solución en materia energética, sino que los embalses de estas obras per-miten una mejor administración del agua, que con los tratamientos debidos, puede ser usada en los acueductos y sistemas de riego”, dijo el gerente de Isagen.

EPM también está preparando un fuerte portafolio para un nuevo proceso de su-basta. Dentro de esta futura oferta se en-cuentra Espíritu Santo, un proyecto de 600 MW aguas abajo de Itaungo, también en la cuenca del río Cauca, con el que la empresa espera consolidar su presencia en la zona.

Según la UPME, la si-guiente subasta del mer-cado eléctrico se debería

realizar entre 2014 y 2015, con un periodo de pla-

neación de cinco y no de cuatro años.

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Dario Mayorga, gerente de la Corporación para la Energía y el Medio Ambiente (Corpoema)

Si bien las grandes obras de infraes-tructura para generación hidroeléc-trica son y serán una de las principales

bases del sistema eléctrico nacional, el de-sarrollo de pequeñas centrales de genera-ción gana cada día más importancia dentro del negocio energético nacional. Los bajos costos relacionados con su construcción y mantenimiento, así como su eficiencia en condiciones de hidrología favorable, prin-cipalmente en el área andina, convierten a las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PHC) en una sólida apuesta a futuro.

Según el Plan Energético Nacional (PEN) en estas centrales se ha estimado un po-tencial de 25.000 MW instalables y se han construido 197 PCHs, con una capacidad instalada de hasta 168,2 MW entre más de 150 proyectos. Esta es la tecnología no convencional con mayor participación en el país con casi el 76%.

Gracias a las oportunidades presentes en este segmento, varias empresas y entidades regionales han decidido apostarte a este negocio.

Uno de los principales jugadores dentro de este mercado es HMV Ingenieros, el resul-tado de la fusión de las firmas Hidroestu-dios y Mejía Villegas, y que el año pasado alcanzó ventas por US$120 millones.

Pese a que cuentan con una amplia expe-riencia en diversas soluciones para proyec-tos de electricidad de gran envergadura en 37 países, la compañía ha concentrado una importante parte de su trabajo en Colom-bia al desarrollo y construcción de PCH.

Según explicó Carlos Felipe Ramírez, pre-sidente de HMV Ingenieros, la empresa ha creado un portafolio para su inversionis-ta (Century Energy) de más de 300 MW en este tipo de centrales de generación en Colombia, las cuales se encuentran en di-ferentes etapas de desarrollo. “Tenemos cuatro proyectos en operación y a la fecha estamos adelantando la construcción de las

PCH, una opción de negocio para grandes y pequeñas empresas

centrales Popal, de 20 MW, y San Miguel de 44 MW. Además, estamos iniciando las obras de Molinos y San Matías, ambas de 20 MW, todas estas, localizadas en Antio-quia. Sin embargo tenemos licencia para iniciar obras por lo menos en dos plantas en Santander y una en Cundinamarca”, ex-plicó Ramírez.

En Colombia HMV Ingenieros está partici-pando en los procesos de diseño e ingenie-ría de grandes proyectos como Piedra del Sol (150 MW) y Espíritu Santo (600 MW), y en el pasado participó en Miel I (396 MW) y Guadalupe IV (216 MW). En la actualdad adelantan estudios para nuevos proyectos de grandes generadoras como Isagen, empresa que aunque hasta el mo-mento se ha destacado en el mercado por el manejo de grandes plantas de generación, su gerente no descarta la inclusión de algu-na central de menor capacidad dentro de su futuro portafolio.

Por su parte Celsia, otra de las cinco ma-yores generadoras, ya cuenta con cuatro PCH dentro de su portafolio y en su plan de expansión están incluidas dos nuevas pequeñas centrales, Bajo Tulua, que entrará en operaciones este año, y San Andrés, cuya entrada comercial está planeada para 2015.


Carlos Felipe Ramírez, gerente de HMV Ingenieros

Regulación, la clave para un fu-turo auge

Es una realidad que el desarrollo de estas centrales se ha consolidado y que las opor-tunidades para futuros proyectos siguen siendo amplias. Sin embargo, los expertos en el tema coinciden en que para alcanzar

un nivel de competitividad optimo, es ne-cesario mejorar la regulación de este mer-cado. Según Dario Mayorga, gerente de la Corporación para la Energía y el Medio Ambiente (Corpoema), la ausencia de un marco regulatorio claro ha ocasionado que en muchos casos no se aproveche el po-tencial real de una corriente, o en muchos otros, no exista el suficiente recurso para que una central opere con periodicidad.

“Por su baja capacidad, el desarrollo de es-tas centrales no depende de la subasta del mercado organizada por la CREG para la asignación de energía firme. Esto, en oca-siones, puede generar que un proyecto se diseñe para tener una capacidad máxima de 19,9 MW para no entrar en este proceso de competencia, así el potencial real del caudal sea mayor. De igual manera es necesaria una regulación que garantice la efectividad de un proyecto, pues aunque las PCH son una solución energética destacada en Co-lombia, no se pueden desarrollar en todos los puntos del país, como las Zonas no In-

terconectadas (ZNI), que por la dispersión de la población dentro de estas regiones, re-quieren soluciones individuales más com-

petitivas”, dijo Mayorga.Uno de los ejem-plos de la mala planeación de una central de este tipo es el caso de la PCH de Mitú, un proyecto con una capacidad de 2 MW y en el que se han invertido más de $180.000 millones, lo que la convierte en la central de menor capacidad más costosa del país. El costo de transporte de material, además de los inconvenientes técnicos que se presen-taban al no contar con el caudal suficiente para la generación de energía, fueron las principales causas de estos sobre costos.

“Estas regiones están, por lo general, muy alejadas de los cascos urbanos, esto implica que el transporte del material y del talento para su ejecución sea un problema. Tam-bién hay que tener en cuenta que capaci-tar a la mano de obra de la región para un eventual mantenimiento puede ser una dificultad”, afirmó el gerente de Corpoema. El propio Mayorga concluye que, una vez el sector cuente con mayor información y re-glas más claras, se podrá ver un crecimien-to importante en este negocio.

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BIOCOMBUSTIBLES BIOCOMBUSTIBLES

Los biocombustibles, una apuesta social y ambientalmente responsableJorge Bendeck Olivellapresidente de la Federación Nacional de Biocombustibles de Colombia

El fenómeno del efecto invernadero es, quizás, una de las preocupaciones que ata-ñen en la actualidad a las sociedades y go-biernos, lo cual no es una situación ajena a Colombia. Sumado a esto, en los informes que se emiten en el país, se revela que hay reservas de petróleo sólo para siete años. Lo anterior, nos permite pensar que nece-sitamos una opción que ayude a prolongar las reservas de las fuentes energéticas no re-novables (hidrocarburos) y que contribuya a mitigar el efecto invernadero.

Esta alternativa se conoce como biocom-bustibles y ya es una realidad en nuestro país. En Colombia, desde el año 2005, se produce etanol derivado de la caña de azú-car y, desde 2008, biodiésel derivado de la palma de aceite. Actualmente, como fuente renovable de energía, el biodiésel mezclado con el ACPM varía entre un 8% y un 10% en las diferentes regiones de Colombia. Para el caso del etanol, la mezcla actual con gasolina corresponde a un 8%.

Como soporte a las mezclas, el estudio Pruebas de Larga Duración con Biodiésel del Palma, demostró que para biodiésel de palma se obtienen beneficios muy positivos en materia de emisiones de gases efecto in-vernadero (GEI) y de rendimiento mecáni-co de los motores. Por ejemplo, las pruebas realizadas con doce buses articulados de Transmilenio que recorrieron 1.200.000 kilómetros con mezclas de 10% (B10) has-ta 50% de biodiésel (B50), al igual que las realizadas con nueve camiones de la Coor-dinadora Mercantil, que realizaron un re-corrido de 900.000 kilómetros con mezclas de 5% (B5) hasta 20% de biodiésel (B20), registraron una reducción significativa de material particulado.

Además se evidenció que para generar considerables impactos positivos en mate-ria ambiental, se recomienda utilizar por-centajes de mezcla mayores a B30. Por su parte, el proyecto de investigación Protoco-lo E-20, que se realizó con cuatro vehículos

idénticos carburados y dos de inyección de iguales características, recorriendo 100.000 kilómetros cada uno, con mezclas del 10% (E10) y 20% (E20), demostró una reduc-ción en las emisiones contaminantes y no se identificaron desgastes adicionales, ni daños en los componentes del vehículo.

Bienestar social y prosperidad para los colombianos

Esto significa que el parque automotor en Colombia está en condiciones de soportar mezclas más altas que las actuales sin que se afecte el rendimiento de los vehículos, lo cual permitiría avanzar en el mejoramien-to de la calidad del aire que respiramos, cumpliendo así el objetivo ambiental de los biocombustibles. Dicho propósito es repre-sentado en la reducción de las emisiones de gases efecto invernadero en comparación con los combustibles fósiles. Es así como “por cada kilogramo de petróleo quemado se emiten 7,1 kg de CO2, mientras que por cada kg de alcohol quemado se emiten 0,9 kg de CO2”, según J.G. Singer. Además, como los biocombustibles se obtienen de fuentes renovables de energía, los gases producidos en la cadena desde los cultivos hasta el uso vehicular, son reabsorbidos por la siembra siguiente, equilibrando, de este modo, la emisión y absorción de gases de efecto invernadero.

En este sentido, el estudio de Análisis de Ciclo de Vida (ACV), contratado por el Ministerio de Minas y Energía, y elabora-do por The Swiss Federal Laboratories for Materials Science and Technology (EMPA) de Suiza, el Centro Nacional de Producción Más Limpia y Tecnologías Ambientales de Medellín (CNMPL) y la Universidad Pon-tificia Bolivariana (sede Medellín), mostró que el etanol colombiano reduce hasta un 74% las emisiones de GEI y para el biodié-sel de palma la reducción fue de hasta un 83%.

Los cultivos de donde se obtienen los bio-combustibles son conocidos también como energéticos y son una alternativa de alta eficiencia para racionalizar el uso de las tie-rras disponibles para la agricultura; su de-sarrollo permitiría aumentar el porcentaje

de mezcla en los combustibles para el mer-cado nacional y desarrollar una industria exportadora. De acuerdo con los cálculos realizados por el Ministerio de Agricultura, en Colombia existen más de 22 millones de hectáreas aptas para la agricultura, de las cuales sólo se utilizan 3,9 millones para la producción de alimentos. La ganadería ex-tensiva utiliza actualmente 41 millones de hectáreas, con menos de 0,5 animales/ha.

Como es de suponer, la mayoría de esta área se encuentra en zonas aptas para la produc-ción agrícola lo que significa que hay gran disponibilidad de tierras para desarrollar cultivos alimentarios y de materias primas para la producción de biocombustibles, sin que ello signifique riesgo para la seguridad alimentaria.

Por otra parte, los biocombustibles son integradores sociales, ya que más de 328 mil personas derivan su sustento de esta agroindustria, es decir el 85% en el campo. El biodiésel genera aproximadamente 60

mil empleos de los cuales 20 mil son di-rectos y 40 mil indirectos. Por su parte, el etanol emplea a más de 22 mil personas, de esos empleos 7.429 son directos y aproxi-madamente 15 mil indirectos. Este aporte social del sector asegura los ingresos de las familias campesinas y así podemos afirmar, entonces, que los biocombustibles son un medio para alcanzar la paz en Colombia.

El sector no solamente está comprometido con la producción de biocombustibles, sino que a través de un proyecto de cogeneración se produce de manera simultánea energía eléctrica, térmica y mecánica, en el cual la biomasa residual del proceso de extracción se utiliza en las calderas de las plantas.

Dicha energía es usada para consumo pro-pio y otro porcentaje se vende a la red na-cional. En el caso del sector de la caña, el bagazo restante, que no se usa para produ-cir energía, se entrega a la industria papele-ra y esta lo utiliza como fuente de fibra, con lo que se reduce la tala de árboles.

De igual manera se utiliza la linaza, que es rica en potasio y producida en el proceso para obtener etanol. Por su parte, el sector palmicultor también está contribuyendo de manera creciente a aumentar la capacidad de cogeneración del país.

En la producción de etanol, Colombia es el segundo productor de América Latina, des-pués de Brasil, con una producción anual de 350 millones de litros. En el caso del biodié-sel de palma, es el tercer productor después de Argentina y Brasil, con una producción de 490.000 toneladas por año. Las siembras de palma han aumentado a 460 mil hectá-reas, con una producción cercana a un mi-llón de toneladas de aceite al año.

Siendo este un sector que va en crecimiento y le aporta a la economía del país, a la paz, al medio ambiente y a la diversificación de la canasta energética, es necesario que to-dos los colombianos reconozcan que los biocombustibles son una apuesta estratégi-ca para el futuro de Colombia. Fo

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GOBIERNO

Los retos del millón de barriles diarios a mediano plazo

El ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, anunció que las reservas de petróleo de Colombia son sufi-

cientes para mantener la meta del millón de barriles diarios durante ocho años. Esta declaración generó debate y preocupación debido a la importancia del crudo en la economía nacional.

El pronunciamiento de Cárdenas acrecentó la urgencia de explorar y hallar reservas en nuevos campos, al mismo tiempo enfatizó en la importancia de acentuar la seguridad de los oleoductos, principalmente aquellos que se han visto envueltos en atentados en los últimos tiempos.

El cumplimiento de la meta de producción de 1 un millón de barriles diarios significó en el 2012 un incremento del 3% frente al registro del año anterior. Con este panora-ma, la industria petrolera del país enfrenta en el 2013 dos desafíos fundamentales para continuar teniendo un crecimiento soste-nido durante la próxima década:

Aumentar la inversión

Si bien la meta que supera el millón de barriles diarios es ambiciosa y habla del crecimiento en la productividad del sec-tor petrolero, también pone de presente la imperante necesidad de aumentar la in-versión. Encontrar las fuentes de inversión adecuadas para realizar el trabajo de explo-ración se convierte en el primer reto signi-ficativo para la industria en el 2013.

El buen desempeño de Ecopetrol durante el año pasado representa un buen anteceden-te para llamar la atención de inversionistas nacionales e internacionales; sin embargo, encontrar nuevos pozos es una ardua tarea, pues ningún pozo existente ha mostrado tener el potencial suficiente para suplir una demanda de tal magnitud.

El ministro Cárdenas señaló que hasta el momento no se han presentado nuevas posibilidades en Caño Limón-Coveñas ni en Cusiana. Siendo esto así, la estrategia no necesariamente gira en torno a nuevos ha-llazgos, sino a la suma de la producción de los pozos existentes.

Aumentar la seguridad

Por otro lado, los atentados realizados du-rante el 2012 al oleoducto Caño Limón-Coveñas, en la frontera con Venezuela, ocasionaron graves daños ambientales e implicaron pérdidas de alrededor de 1 un millón de dólares diarios. El ministro Cár-denas señaló que de no haberse ejecutado atentados, Colombia hubiera podido pro-ducir 10 mil barriles adicionales por día todo el año, con ganancias de un millón de dólares diarios más.

Garantizar la seguridad de los oleoductos se constituye como el segundo reto para la industria petrolera. Para tal fin, desde el año pasado se ha adelantado una estrategia de seguridad de los campos petroleros por parte del Ejército Nacional y la Fuerza Aé-rea colombiana.

GOBIERNO

Nuevos nombramientos en el sector energético y petrolero del paísLos equipos directivos de los ministerios colombianos se-rán modificados próximamente. El Gobierno Nacional está haciendo reajustes en el Ministerio de Hacienda y de Energía, así como en la Agencia Nacional de Hidrocarbu-ros. Estos nombramientos será comunicada en los próxi-mos días por el Gobierno Nacional.

Tras la renuncia de la directora de crédito público del Ministerio de Hacienda, María Fernanda Suárez,

quien fuera reemplazada en su cargo por el economista Michel Janna, una serie de nombramientos comenzaron a presentarse en las instituciones que rigen la política de los sectores energético y petrolero del país.

Orlando Cabrales, actual presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), fue nombrado como viceministro de Energía en reemplazo de Tomás Gon-zález, quien fue designado para ejercer un cargo en la Presidencia de la República que aún se desconoce. González ejerció el car-go de viceministro desde el 7 de agosto de

2010; Cabrales, por su parte, fue presidente de la ANH desde el 6 de octubre de 2011 y se desempeñó como vicepresidente jurídi-co en la petrolera BP durante 16 años.

Cabrales será reemplazado por Germán Arce, actual viceministro de Hacienda y Crédito Público y quien también trabajó como director general de Crédito Público y Tesoro Nacional en el 2010.

Para suceder a Arce, el Gobierno nom-bró como Viceministra viceministra de Hacienda a Carolina Soto, quien había asumido el cargo desde el 25 de noviem-bre del 2011. Soto fue vicepresidenta de la Federación de Aseguradores (Fasecolda) y

directora de presupuesto del Ministerio de Hacienda durante el gobierno del ex presi-dente Álvaro Uribe. La viceministra Soto es esposa del actual ministro de Salud, Ale-jandro Gaviria.

Por otra parte, Ana Fernanda Maiguash-ca, actual viceministra técnica de Hacien-da, fue designada como codirectora del Banco Central, junto con el economista e investigador Adolfo Meisel. Maiguashca será sucedida por Andrés Restrepo, quien actualmente se desempeña como director general de Regulación Económica de la Se-guridad Social del Ministerio de Hacienda y anteriormente fue gerente de estrategia de Porvenir S. A.

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Orlando Cabrales


GOBIERNO GOBIERNO

De acuerdo con Luz Helena Sarmiento, directora general de la ANLA, cada sector tiene características y problemáticas distintas. Por ejemplo, el crecimiento de la infraestructura

en diversas partes del país ha significado un reto para la ANLA, pues se solicitan muchas licencias, pero no todas cumplen los re-quisitos. Para este caso Sarmiento propone enfatizar en la planea-ción para que todos los corredores viales obtengan de manera más ágil la licencia ambiental.

Por otra parte, la bonanza petrolera que vive actualmente el país en diferentes regiones ha incentivado la solicitud de licencias, lo que ha generado atrasos en la entrega de las mismas por parte de la ANLA, bien sea por falta de personal calificado para resolver en menos tiempo las solicitudes o porque la entidad busca hacer cumplir los altos estándares ambientales que se exigen en el ámbito internaconal.

Esta situación viene presentándose desde mediados del 2012 y la opinión de los empresarios del gremio no se ha hecho esperar. Ro-

nald Pantin, CEO de Pacific Rubiales, señaló que el crecimienta de la producción petrolera del presente año puede verse afectado por el ritmo en la aprobación de licencias ambientales en el país, que actualmente tarda entre 12 y 14 meses.

A partir de ese pronunciamiento, el Gobierno Nacional comenzó a trabajar en una alternativa que pueda agilizar aún más la obtención de licencias ambientales, se trata de la creación de una ventanilla exprés, un mecanismo utilizado en varios países que permite a las empresas petroleras pagar más para acceder a la licencia ambiental más rápidamente.

Esta iniciativa no ha sido socializada formalmente en todos los ámbi-tos y entidades del sector, no se ha determinado el valor para agilizar el proceso de la licencia, ni el tiempo que duraría su establecimiento, tampoco garantizaría el otorgamiento de las licencias si la petición no cumple los requisitos; sin embargo, la idea se está analizando con los actores del sector y ha tenido muy buena receptividad, pues se plan-tea como una posible solución al retraso de los proyectos petrolíferos.

La licencia ambiental en términos de tiempo

Buscando un solución esta problemática, en en septiembre del 2012, la ANLA presentó tres herramientas para optimizar el proceso de licenciamiento ambiental y para mantener informados a los usuarios de la entidad acerca del uso de nuevas estrategias para el mejoramiento del proceso de licenciamiento. Los instrumentos son:• Vital: Ventanilla Integral de Trámites Ambientales en Línea; cuyo fin es facilitar un punto único de acceso a la gestión y la infor-mación de permisos y licencias ambientales para todo el territorio nacional, totalmente en línea. • Radar: Radicación de Documentos Ágil y Rápida; es un servicio de revisión preliminar de solicitudes para la obtención de licen-cias ambientales.• Geodatabase (GDB): punto de partida para estandarizar la entrega de los productos geográficos y cartográficos de los proyectos sujetos a permisos y licenciamiento. También es un instrumento que especifica los parámetros de cumplimiento de la información geográfica del proyecto en cuestión.

Medidas para agilizar licencias ambientalesLuego de año y medio de creación de la Au-toridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), las empresas que dependen de esta entidad para desarrollar sus proyectos cues-tionan la rapidez en la entrega de las licen-cias ambientales.

El Ministerio de Minas anunció el acuer-do de suministro de energía de Colombia hacia Venezuela para el año 2013, a través de los enlaces internacionales Corozo-San Mateo, en Norte de Santander, y Cuesteci-tas-Cuatricentenario, en La Guajira.

Una vez más se establece una prórroga de 11 meses para el contrato suscrito entre Colombia, representada por Isagen S. A. E.S.P, y Corpoelec en representación de Ve-nezuela. El acuerdo establece transacciones estimadas de 35 GWh/mes, con demandas de potencia de 70MW.

Este nuevo contrato tiene como anteceden-te la reanudación del intercambio energé-tico entre los dos países en el 2011, luego de 16 meses de haberse suspendido la ex-portación de electricidad, principalmente a partir de la ocurrencia del fenómeno de El Niño. Desde abril del 2011, se ha presenta-do un servicio ininterrumpido hacia el ve-cino país, que tiene una demanda eléctrica en la región occidental.

Este nuevo acuerdo habla de las buenas re-laciones que se manejan actualmente entre los dos países y que permitieron un cierre de negociaciones favorable para ambas partes.

Por una parte, la exportación de electrici-dad beneficia principalmente a las comuni-dades venezolanas que residen en las zonas

de frontera, por otra parte, el contrato pone de manifiesto el alto potencial de Colombia frente a la integración energética regional y ratifica la competitividad del país en mate-ria de energía.

Balance del acuerdo energético en 2011 y 2012

Durante el año 2011, se registraron expor-taciones de alrededor de 230 GWh/año. La energía exportada hacia Venezuela en 2011 casi duplicó la cifra de 2010.

De acuerdo con el Ministerio de Minas y Energía, durante el año 2012, se registra-ron exportaciones de aproximadamente 480 GWh/año a través de las dos interco-nexiones: Corozo-San Mateo (350 GW) y Cuestecitas-Cuatricentenario (130 GW), para un promedio de 40 GWh/mes.

El balance de la cartera energética indica que hasta el 23 de febrero del año 2013 se han exportado alrededor de 100 GWh/mes hacia Venezuela. Enero registró 58 GWh/mes y febrero registró 40,9 GWh/mes. El acuerdo entre Colombia y Venezuela tiene requerimientos de demanda máxima por parte de Venezuela de 150MW en horas de punta (18:00-21:00) hasta el 20 de marzo de 2013.

Se renueva el acuerdo de exportación de energía hacia Venezuela para el 2013Luz Helena Sarmiento, directora general de la ANLA


GOBIERNO GOBIERNO

A cargo del Ministerio de Transpor-te, una de las carteras que centra la atención de los empresarios pues

de ella dependen gran parte de los desarro-llos de la infraestructura del país, está por primera vez una mujer: Cecilia Álvarez-Correa Glen. En septiembre de 2012 asumió las riendas de este ministerio y ahora que ya cumplió su fase de acople, Álvarez-Co-rrea deberá ponerse manos a la obra para ejecutar los ambiciosos proyectos del Go-bierno en materia de infraestructura vial.

Tras el rápido paso que tuvo por este de-partamento su antecesor, Miguel Peñaloza, se espera que la nueva ministra muestre el liderazgo que la ha caracterizado durante más de 25 años de experiencia laboral. Álva-rez-Correa es ingeniera industrial, egresada de la Pontificia Universidad Javeriana. El último cargo de esta funcionaria fue como gerente del Fondo de Adaptación, la enti-dad comisionada para estructurar las mega obras, donde contaba con un presupuesto de casi $10 billones. Por lo tanto, se tiene previsto que su conocimiento y talante le sirvan para liderar la culminación no solo de los llamados corredores para la prospe-ridad, sino los cerca de 78 proyectos viales, férreos, aeroportuarios, fluviales y portua-rios en los que se estima se hará una inver-sión anual por $18 billones a partir de 2014.

El presidente de la República, Juan Manuel Santos, al elegir a Álvarez-Correa se incli-nó por su carácter firme y decidido, que se puso a prueba durante la reconstrucción de buena parte de la infraestructura que dañó la ola invernal, cuando estaba a cargo del Fondo de Adaptación. La experiencia de la ministra y su habilidad para enfren-tar grandes retos serán fundamentales en las negociaciones con los contratistas del Estado y solucionar los múltiples incon-venientes que se han presentado. Entre los temas que Álvarez-Correa está sorteando se encuentra la construcción de los corre-dores viales de Bogotá-Costa Caribe y Bo-gotá-Buenaventura, considerados los más importantes para el país debido a que son esenciales para aumentar la competitividad.

A su vez, los líos con la Ruta de Sol necesi-tan de su constante seguimiento debido a que el concesionario que hará el tramo aún

no ha definido las obras de mitigación am-biental. Por su parte, la ministra ya dijo que la construcción de esta obra se hará con el concesionario actual o con otro, pero que no permitirá que se enrede este asunto. Los retos de la ministra de Transporte serán múltiples y no darán espera, pues en esta cartera hay problemas por doquier, ya que los inconvenientes prediales, ambientales o de negociación con las comunidades tie-nen frenados no solo las dobles calzadas del centro del país, sino también las de la Costa Caribe, el Pacífico y el Túnel.

Alianzas con las empresas minero-energéticas

Para velar por el desarrollo de las nume-rosas obras que se están haciendo, la alta funcionaria empezó este año con una serie de recorridos que ha llamado la “Ruta de la Ejecución”.

Después de cada recorrido la alta funcio-naria presenta un informe de lo visto en las obras y las respectivas recomendaciones. Con este tipo de acciones la ministra le está imprimiendo un estilo particular a su man-dato y un continuo seguimiento de la obras que se están adelantando.

Para el sector de hidrocarburos resulta esen-cial el liderazgo de Álvarez-Correa, quien deberá trabajar de la mano con Luis Fer-

nando Andrade, presidente de la Agencia Nacional de Infraestructura, para adelantar las alianzas público privadas. Este trabajo en conjunto es vital para que se realicen numerosas obras de infraestructura que están pendientes, pero también para defi-nir acuerdos con el objetivo de que sean las mismas firmas del sector las que lideren el desarrollo en sus zonas de influencia para su beneficio, pero también para llevar pros-peridad a las comunidades cercanas.

Trayectoria

En el transcurrir profesional de esta inge-niera con estudios superiores en finanzas del Colegio Mayor de Nuestra Señora del Rosario, también se destacan, entre otros, haber sido vicepresidente ejecutiva de la Previsora S.A., vicepresidente de contra-loría de Bavaria S.A., así como consejera económica y ministra consejera de la Pre-sidencia de la República.

Álvarez-Correa (1955), nacida en Ciéna-ga, Magdalena, se destacó, además, por ser integrante de numerosas juntas directivas empresariales en compañías de gran rele-vancia como Emcali, Telefónica S.A., las cervecerías del Grupo Santo Domingo en Portugal, Propilco S.A., Nacional de Segu-ros, Cervecería Bavaria de Ecuador, Banco Comercial Antioqueño de Panamá y Presto S.A., entre otras.

Los retos de Cecilia Álvarez Correa Glen, una mujer con talante a cargo del

Ministerio de TransporteEsta alta funcionaria cuenta con más de 25 años de experiencia laboral, tanto en orga-nizaciones privadas como públicas, en las que se ha destacado por su liderazgo. Entre sus tareas está velar por la ejecución de 78 proyectos viales de alto impacto y poner en cintura los numerosos conflictos que hay con los contratistas.

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85LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA84 colombiaenergia.com

OPINIÓN

Estos resultados se dieron a conocer gra-cias a la primera edición del Global Ener-gy Competitiveness Index, un estudio independiente en el ámbito mundial que analiza el ranking de 146 países de acuer-do con tres criterios claves: la calidad en la energía mixta, el acceso a la electricidad y disponibilidad y, por último, la huella de emisión de carbono. Este estudio, dirigido a los agentes que intervienen en el sector energético público y privado, mide la com-petitividad y el desempeño de las políticas de los gobiernos frente a este tema.

Para entender las implicaciones de este quinto puesto es importante aclarar que esta investigación es un reflejo del desem-peño de cada país en el sector energético, el cual obedece y depende de la relación entre una política de Estado clara, consistente y sostenible, la estructura económica y su ca-pacidad de producción de energía de alta calidad. Por lo anterior, la excepcional ubi-cación de Colombia es el resultado del uso de energía mixta y de una estrategia com-patible con un mayor balance ambiental.

Al analizar los resultados de este estudio para 2012 se demuestra que el enfoque del país es mejorar las condiciones para hacer negocios y establecer un equilibrio racio-nal del uso de la energía. Si bien todavía hay mucho por hacer en este aspecto es-peramos que Colombia siga avanzando y

los resultados sigan reflejándose en pos-teriores estudios. La investigación se hace anualmente para monitorear y evaluar las tendencias en competitividad energética entre los países. La posición que ocupa Co-lombia es muy representativa, pues permi-te que nos comparemos frente a otros 146 países que tienen muy diversas condicio-nes económicas, políticas y ambientales. Si analizamos los resultados podemos ver que una tercera parte de los países se puede cla-sificar como “de alto desempeño”, es decir, tienen estándares altos de energía mixta, energía disponible y accesible, y un control del impacto de las opciones de energía so-bre su entorno.

Otros países que se destacan son los del he-misferio norte, con Noruega en el primer puesto, seguido de cerca por Canadá e Is-landia. Francia ocupa la posición número nueve, por encima de Reino Unido (11), Estados Unidos (11) y Alemania (13). En Asia, el país líder es Brunei (18), seguido de Corea del Sur y Japón (21 y 25, respectiva-mente).

Frente al análisis porcentual podemos decir que cerca del 40% de los países encuestados considera estar en una posición intermedia con sus activos de energía. China ocupa la posición número 50 en el mundo, muy cer-ca de Bulgaria y Egipto, y seguido por Al-geria y Guinea Ecuatorial en la posición 55.

Dominio europeo

En cuanto al análisis por continente Euro-pa sobresale debido a que es una región que tiene una política estructurada que preser-va el balance económico, a pesar de la falta de recursos primarios. Por lo anterior, ve-mos que registra el mejor desempeño ener-gético en todos los criterios evaluados, por encima de América, Asia y África.

Los países nórdicos como Noruega, Islan-dia, Dinamarca, Suiza y Finlandia, se ubi-can entre los países con mejor desempeño en el ámbito mundial. Asimismo, cuatro países europeos aparecen en el top diez glo-bal: Dinamarca, Suiza, Finlandia y Francia. Por su parte, el Reino Unido, Austria, Ale-mania, Eslovaquia y España están en el top veinte. El estudio también muestra que Europa, en particular, ha desarrollado una política de control para la energía eficiente, mientras aumenta la proporción de energías renova-bles. Por ejemplo, Francia está en el primer puesto en el mundo en cuanto a calidad en la electricidad, disponibilidad y acceso. En términos de acceso y disponibilidad de electricidad, Francia comparte el primer puesto en los resultados globales junto a Corea del Sur, gracias a su infraestructura nuclear. Sin embargo, su dependencia de energías primarias, especialmente frente

al petróleo, significa que su desempeño en energía mixta es pobre (puesto número 93), mientras que se encuentra en el promedio en cuanto a su huella medio ambiental. Su baja intensidad energética se compensa con fuertes emisiones de carbono per cápita, aunque es inferior al de algunos de sus pares.

En cuanto al factor que analiza la huella ambiental y energía mixta, el estudio nos muestra que África y Latinoamérica lide-ran el camino con países como Colombia, Venezuela y Paraguay. A su vez, varios paí-ses en África central y ecuatorial como la Republica Democrática del Congo, Guinea Ecuatorial, Angola y Gabón se destacan gracias a la disponibilidad de hidrocarbu-ros y los abundantes recursos hidráulicos.

Nuestro continente se destaca frente a los otros en términos de afinidad entre sus políticas energéticas y la preservación del balance ambiental, como resultado de una buena energía mixta y un bajo nivel de in-dustrialización. En este sentido Salvador, Guatemala, Costa Rica y Nicaragua en-cabezan la lista. Brasil, ocupa el séptimo puesto, a la par con Colombia, con una base energética altamente balanceada y di-versificada en términos de energías renova-bles sostenibles y no sostenibles.

A su vez, al evaluar el equilibrio ambiental en países asiáticos como China, India y Ja-pón, el estudio muestra que estos últimos no salen bien librados frente a esta materia, con la excepción de Filipinas, que ocupa el puesto número tres en el ranking.

Tendencias y el futuro próximo

Al evaluar la proyección a futuro del ran-king es importante identificar que ciertas tendencias pueden producir cambios en el mediano plazo: la retracción de las energías nucleares en algunas regiones, el uso de gas de esquisto y el desarrollo de energías re-novables pueden afectar la manera cmo los países interactúan y forman nuevas relacio-nes de poder.

Colombia tiene ahora el desafío de seguir demostrando que es una nación que ofrece garantías para la inversión, que entiende la competitividad como el equilibrio perfecto entre tener una muy buena calidad en la energía mixta, un acceso eficiente y eficaz a la electricidad, y una concepción respon-sable de su huella de emisión de carbono.

José Jesús Peñasocio de KPMG en Colombia

Colombia, potencia mundial en competitividad energética

Nuestro país se destacó en el quinto puesto de la clasificación mundial sobre competiti-vidad energética en una investigación realizada con base en datos del año 2011 por el Instituto Choiseul y KPMG. Esto es motivo de orgullo no sólo porque nos destacamos frente a países como el Reino Unido, Estados Unidos y Brasil, entre otros, sino porque es un placer ver a Colombia relacionada con un desarrollo positivo

Fuente: KPMG

Ranking Global

OPINIÓN


VIDA ENERGÉTICA VIDA ENERGÉTICA

Este nuevo restaurante del norte de Bo-gotá ofrece la mejor combinación de la cocina italiana y el estilo fresco de

Brooklyn para los amantes de la buena mesa y el vino.

Esta nueva propuesta gastronómica pretende incrementar la cultura del vino en Colombia, ofreciendo nuevas y económicas opciones a residentes y visitantes de la capital. La idea de Miguel Neira y sus cuatros socios, reúne en Gigi´s un ambiente agradable dondel vino

es el protagonista, ofreciendo una nueva al-ternativa muy cerca del centro de negocios Teleport. Dentro de las especialidades de la casa están el Cowboy Angus, Chuletón de Res, Angus Parrillado o una deliciosa pizza Gigi’s de champiñón shiitake, prosciu-to, mozzarella y pomodoro, acompañadas de una variedad de vinos.

El restaurante también le ofrece la oportuni-dad de llevar su botella favorita al restauran-te y pagar por el descorche, no olvide contar

con la opinión de un experto. El chef francés Michel Barré quien con su amplia experien-cia y visión culinaria le brindará la mejor opción.

El ambiente en Gigi´s Wine Market durante el día permite disfrutar de un agradable al-muerzo o un espacio para hacer negocios y en la noche, la magia del lugar invita a rela-jarse entre amigos, familiares o celebrar una ocasión especial en este hermoso rincón de Usaquén.

Gigi´s Wine Market, una nueva propuesta para los amantes del vino

El primer Festival Internacional de Música de Bogotá tiene como invitados al compositor alemán Ludwing van Beethoven y presenta buena parte de su obra, durante los cuatro días de la Semana Santa en los que se desarrolla

el evento, del 27 al 30 de marzo. Aparte de sus sinfonías, oberturas y sonatas, el Festival ha creado La noche en blanco, un espacio que tiene como a diferentes artistas colombianos intérpretes de ritmos más populares, quienes desde su estilo particular recrearán la música del maestro, dándole una lectura diferente y muy ‘colombiana, a la obra de este genio de la música.

Es un evento que ofrecerá un total de 56 conciertos y más de 420 artistas. Contará con 12 lugares diferentes de la ciudad, con el fin de que ningún bogotano se quede sin asistir.

Bogotá es Beethoven

Del 17 de abril al 2 de mayo se celebrará la 26ª versión de la Feria Internacional del Libro de Bogotá en Corferias, calificada

como una de las tres exposiciones editoriales más importantes de Latinoamérica. Es el evento de promoción de la lectura y la industria edito-rial más importante del país en el que cada año escritores, libros y lectores se convierten en los protagonistas de este escenario cultural. El país invitado de este año será Portugal y, por prime-ra vez, se contará con la presencia de un nobel de literatura; se trata de Jean-Marie Gustave Le Clézio, escritor francés catalogado como un exis-tencialista a quien se le otorgó el máximo galar-dón del mundo literario en el año 2008.

Feria Internacional del Libro Bogotá 2013

Vida energética

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AGENDA

BN Americas llevará acabo la 3ª Cumbre Andina de Infraestructura en el Hotel JW Ma-rriot de la ciudad de Bogotá. En esta oportunidad el tema central serán los proyectos de infraestructura que promueven la integración de la región andina. También se tratará el plan de inversiones del Gobierno resaltando la importancia del Tratado de Libre Comer-cio firmado recientemente con los Estados Unidos.Para mayor información visite www.bnamericas.com/conferences.

3rd Andean Infrastructure Summit

La reunión original del Simposio Internacional de Perforating (IPS) en Houston (EE.UU.) se ha transformado en una conferencia regional que se ha extendido a Kuala Lumpur (Malasia), Abu Dhabi (EAU) y Amsterdam (Holanda). Ahora, se toma a La-tinoamérica e invita a todos los interesados a participar de este interesante evento los próximos 28, 29 y 30 de mayo de 2013 en el Hotel JW Marriot de Bogotá.Para mayor información visite www.perforators.org.

Es un evento de negocios estratégico orientado esencialmente a las inversiones de alto nivel, las políticas energéticas y el desarrollo de proyectos en la región Andina, Centro América y el Caribe. La conferencia estará enfocada a analizar y discutir las tendencias del mercado, las oportunidades, así como las barreras existentes para lo-grar un crecimiento sostenible en la región. Los planes de crecimiento, el cuidado del medio ambiente, las nuevas regulaciones y actualizaciones específicas estarán en el centro de las discusiones y la agenda para 2013.Para mayor información visite www.bnamericas.com/conferences.

13 al 14 de marzo

XVI Congreso NaturgasLa Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) invita a todos los afiliados a la industria en Colombia al XVI Congreso Naturgas que se llevará acabo este 20, 21 y 22 de marzo de 2013 en el Hotel Hilton de Cartagena. Para mayor información visite www.natugas.com.co

Regresa la 3ra. edición del Colombia Oil and Gas Summit and Exhibition 2013, que organiza el grupo CWC. Este evento se llevará a cabo en la ciudad de Cartagena el próximo mes de abril, como uno de los espacios más importantes para los principales interesados y tomadores de decisiones involucrados en el sector petrolero y el mercado del gas en Colombia.Para mayor información visite www.cwccolombia.com.

3ra Edición de Colombia Oil and Gas Summit Exhibition 2013

Simposio Internacional de Perforating (IPS) 2013

7th Annual Andean Energy Summit 2013

20 al 22 de marzo

09 al 10 de abril

28 al 30 de mayo

05 al 06 de junio


Para obtener más información comuníquese con: Yaneth Asistente desarrollo profesional [email protected] PBX: 6411944 Ext. 114

Para obtener más información comuníquese con: Geraldine T. Pérez H. / [email protected] / +57 (1) 7568182 / www.cipe.co

Cursos Acipet

Listado Talleres Cipe 2013:Tratamiento de aguas en la Industria petrolera (32 horas) (marzo)

Introducción a los procesos medulares a la industria petrolera (40 horas) (marzo)

Fundamentos de ingeniería de yacimientos (16 horas) (abril)

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

Costos para empresas operadores Y de servicios petroleros (24 horas) (marzo)

Gerencia de seguridad Industrial (24 horas)(abril)

Exploración Y Producción Nivel I (16 horas) (abril)

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

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

marzo 12, 13, 14 y 15abril 16, 17, 18 y 19mayo 21, 22, 23 y 24

Seminario taller: comunidades y gerencia de crisis en la industria petroleraLugar: Carrera 11A N.° 94A-56Horario: 8:00 a. m. a 5:00 p. m.

Nivel básico - producción y tecnología de crudos pesados Lugar: Carrera 11A N.° 94A-56Horario: 8:00 a. m. a 5:00 p. m.

marzo 6 y 7

marzo 19 y 20

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.

abril 24 y 25

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

abril 23, 24, 25 y 26

Cursos Petroskills

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Análisis de rendimiento, predicción Y optimización mediante nodal ™ Análisis -PO2Redus, Dr. Clifford L.

Del 8 al 12 abril de 2013




Bogotá, Colombia

Bogotá, Colombia

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Ingenería básica de yacimientos - BRGolike, Sr. Curtis

Sistema de levantamiento Artificial - ALSMartínez, Sr. John

Thomas, Dr. John (Jack) B.Fundamentos de petrofísica - FPP

Henry, Sr. Richard S.Inyección de agua de A a Z - WF


GENTE GENTE

El 26 de febrero el campo Los Fundadores, del Country Club de Bogotá, fue el escenario en el que profesionales y aficionados compitieron en el entorno deportivo del torneo de golf organi-zado por Helm y Marca Colombia.

El evento contó con la presencia de Carmiña Ferro Iriarte, presi-denta del Grupo Helm, José Francisco Arata, presidente de Pa-cific Rubiales, Gabriel de las Casas, Juan Manuel Correal, Darío Restrepo y los jugadores internacionales inscritos para el Cham-pionShip de golf, entre otros.

Este año la premiación del Helm ProAm estuvo en las manos del dos veces ganador del Grammy Latino, Fonseca.

Adicionalmente, el Helm ProAm tuvo como invitados al ex presidente de los Estados Unidos, Bill Clinton, el presidente de Colombia, Juan Manuel Santos, Juan Pablo Montoya y Camilo Villegas.

Helm ProAm de Golf 2013

German Calle Jr, Juan Carlos Archila (presidente de Claro), Carmiña Ferro Iriarte (presidenta de Helm Bank), Federico Restrepo y Claudia Hoyos

Juan Manuel Correal, Dario Restrepo, Gabriel De Las Casas Juan Carlos Archila (presidente de Claro), Carmiña Ferro Iriarte (presiden-ta de Helm Bank) y José Francisco Arata (presidente de Pacific Rubiales).

Camila Martinez y Ana Milena LopezManuel Villegas, Federico Restrepo y Oscar Álvarez

Gabriel De Las Casas y Juan Carlos Archila (presidente de Claro)

Carmiña Ferro Iriarte (presidenta de Helm Bank) y Fonseca

Fotos: Beat


Ali Moshiri (Chevron), Boris Zilbermints (TNK-BP), Jurgen Schuster (Wintershall) y José Peña (KPMG)

María Victoria Riaño (Unión Energía), Franscisco Pulit (Pluspetrol) y Pablo Navarro (Bank of America)Fotos: Luis Javier Orobio

Bob Fryklund (IHS), Pete Hughes (Wintershall) y Richard Frogge (FMC Technologies)

En el hotel Hilton de Bogotá se desarrolló el Oil Council Asamblea Latinoamericana. El evento reunió a ejecutivos de Centro y Suramérica interesados en hacer negocios con sus pares y relacionarse con líderes del sector energético colombiano, así como en conocer las oportunidades relacionadas al petróleo y gas en la región. El foro contó con más de 400 participantes, in-cluidos presidentes y directores de 40 compañías de exploración y producción de Norteamérica, Asia y Europa. El panel incluyó representantes de Ecopetrol, Pemex, Pacific Rubiales, Petromin-erales, TNK-BP, Warburg Pincus, Geopark, Pluspetrol, Brasoil, Scotiabank y BNP Paribas, entre otros.

Oil Council Asamblea Latinoamericana

Alberto Consuegra (Equión) y Gerardo Villela (Schlumberger) Francisco Pulit (Pluspetrol), Javier Iguacel (Pluspetrol) y Armando Zamorra

Ali Moshiri (Chevron)Juan Braga (Total EP), Juanita Lejour (Total EP) y Elisabeth Eljuri (Norton Rose)

GENTE GENTE

97LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA96 colombiaenergia.com

GENTE

Ricardo Prosperi, Lisandro Deleonardis, Juan Camilo Nariño y Juan Manuel Lesmes

Ingrid Reyes, Juan Manuel Lesmes e Imelda Restrepo

Durante la última versión de Colombia Genera, evento orga-nizado por la Asociación Nacional de Empresarios Colombia (ANDI), representantes del Gobierno y las principales compa-ñías operadoras y de servicios, tuvieron la oportunidad de dis-cutir sobre el rumbo que está tomando la locomotora minero-energética, así como definir cuáles son los principales retos para lograr una mayor armonía dentro esta industria.

Los asistentes resaltaron que discusiones como estas son cru-ciales para seguir impulsando el desarrollo de los sectores que

Fotos: ANDI

representan mayores riquezas para el país, y cuyas exportaciones en 2012 aumentaron en 6,7% respecto a 2011, con US$39,792 millones. Los retos regulatorios que los empresarios plantean para el Gobierno y los requerimientos de la industria para la agi-lidad en los trámites fueron el centro de los principales debates de este encuentro, que contó con la participación de Federico Renjifo, ministro de Minas y Energía; Orlando Cabrales, presi-dente de la ANH; Javier Gutiérrez, presidente de Ecopertrol; Ma-ría Contanza García, president de la ANM, entre otros.

Colombia Genera PROFESIONAL EN:

INGENIERÍA CIVIL4 años de experiencia control de cálidad de materiales pétreos y bituminosos en laboratorio, seguimiento de sistemas de gestión de calidad, documentación y ge-neración de reportes para la caracteriza-ción de materiales, 1 año de experiencia en diseño de vías y manejo de software especializado. JOHN MARIO HERNÁ[email protected]

ASESOR TÉCNICO Asesor de diversos fondos de inversión y entidades financieras que invierten en proyectos de generación eléctrica, en Europa y América, mediante fuentes de energía renovables. Una de mis princi-pales funciones es desarrollar las Due Diligence técnicas para obtener el Project Finance del proyecto, además de asesorar en todos las fases del ciclo del proyecto tanto al promotor como al propietario. JUAN DAVID OLIVEROS TAMAYO [email protected]

INGENIERO MECATRÓNICO 9 meses de experiencia en el sector pe-trolero (Servicio de Mud logging), 7 pozos trazados como instrumentista y ingeniero de datos, experiencia en mantenimiento preventivo y correctivo, instalación de sensores y equipos en ex-ploraciones de hidrocarburos. Con co-nocimiento en el diagnóstico de riesgos electromecánicos y diseño de solucio-nes, para maquinas y posesos industria-les. Con disponibilidad para trabajar en cualquier región del país o fuera de este.DIEGO FERNANDO GAMBOA GÓMEZ [email protected]

ENERGÉTICOS Empresa busca coordinador área de con-trol proyectos. En Bogotá. Se requiere

persona con título profesional en Ingenie-ría con postgrado en Gestión de Proyec-tos o relacionados y PMP; mínimo de 12 años de experiencia específica en control de proyectos y supervisión de los mismos (EPCM). Mínimo 5 años en supervisión directa en proyectos de hidrocarburos. Competencias en planeación y control de presupuestos relacionados con el sec-tor petróleo y gas. Funciones: manejo de técnicas de programación, dirección de personal, previsión, análisis de proyectos, planeación financiera para los mismos, manejo de provisiones técnicas y control de costos. Trabajo en equipo, análisis y solución de problemas, iniciativa, organi-zación, liderazgo y desarrollo de talento humano, bilingüe 100%. Contrato término indefinido, directamente con Energé[email protected]

GERENTE COMERCIALIngeniero Industrial con especialización en mercadeo. Cuento con experiencia pro-fesional en compañías nacionales y multi-nacionales en el área comercial y mercadeo en productos industriales y de consumo masivo, orientado a trabajar por resulta-dos, alta capacidad de análisis, persuasión, habilidad en negociación, trabajo en equi-po y con visión estratégica. CARLOS ARMANDO [email protected]

INGENIERO ELECTRICISTAEspecialista en sistemas de transmisión y distribución de energía eléctrica con én-fasis en economía energética. Experiencia amplia en el manejo de las pérdidas de energía en sistemas de distribución. Dise-ño y asesor proyectos eléctricos municipa-les. Diseño y consultor en montajes elec-tromecánicos sector industrial. Montaje y diseño electromecánico de redes eléctricas. Confiabilidad en sistemas de distribución. Formación de empresas comercializado-ras. Conocimiento del mercado mayorista de energía colombiano. ALBERTO ENRíqUEZ [email protected]

INGENIERO INDUSTRIAL Especialización en salud ocupacional. Ex-periencia en el área de compras e inventa-rios. Capacidad de aplicar técnicas de me-joramiento de procesos, procedimientos y actividades relacionadas con la ingenie-ría de métodos y la medición del trabajo. Evaluar financiera y económicamente la factibilidad de proyectos relacionados tan-to con el desarrollo de las organizaciones como al surgimiento de nuevos negocios; Gestionar sistemas de calidad; Diseñar, formular, evaluar e implementar modelos matemáticos, como soporte para la toma de decisiones. LEANDRO BELTRÁN CHAPARRO [email protected]

PRECOMISIONAMIENTO/COMI-SIONAMIENTO DE PLANTAS EN EL SECTOR DEL GAS, PETRÓLEO Y PETROQUÍMICAExperiencia en trabajos de grupos. Am-plia experiencia en trabajos de campo/oficina para la industria del gas, petróleo y petroquímica en: diseño, construcción / Inspección, pre-comisionado/comisiona-do, puesta en marcha y entrega al cliente de facilidades del sector de hidrocarburos y otras plantas industriales. Disponible de inmediato y dispuesto a reubicarse. 100% bilingüe inglés e español. JULIO [email protected]

INGENIERO MECATRÓNICO Conocimiento en conexiones API, diseño y levantamiento de planos de herramientas para el sector petrolero, mantenimiento de empaques hidráulicos, mecánicos, y herra-mientas de flow control, interés por temas de mecánica y mantenimiento. Tengo dis-ponibilidad inmediata para establecerme en cualquier parte del país. RICARDO CALDERÓ[email protected]

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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 DE PROYECTOSExperiencia de 3 años en gestión de pro-yectos con enfoque bajo los lineamientos del PMI. Además, en el mes de abril rea-lizará un diplomado y certificación en Sis-temas Integrados de Gestión HSEQ, con el objetivo de poner en práctica esos conoci-mientos en la industria energética del país. DAVID ALEJANDRO GARCíA [email protected]

INGENIERO MECáNICO Más de seis años de experiencia en el sector petrolera y petroquímica para el diseño de tuberías y equipos estático, análisis de fle-xibilidad de tuberías. Revisión de planos, desarrollo de documentos técnicos. bases y criterios de diseño de tuberías y equipos, elaboración de especificaciones de equipos estáticos y rotativos, memoria de cálculos de tuberías, SCI. CARLOS [email protected]

INGENIERO DE PETRÓLEO 17 años de experiencia dentro de la in-dustria de petroleo y gas como ingeniero de perforación y workover, ingeniero de yacimientos / facilidades de superficie /operaciones de produccion, gerente en In-geniería de optimizacion de producción y gerente de producción. Conocimiento de todas las fases de exploración y produc-ción, trabaja en equipos multidisciplina-rios, maneja de personal, diagnostico de pozos, soluciones de problemas, diseño de programas de trabajos de subsuelo, análisis nodal, diagnóstico en campo, recomenda-ciones a pozos. MARCO CONTRERAS [email protected]

INGENIERA INDUSTRIALAuditor HSEQ, con interés de formar par-te del área de seguridad industrial, medio ambiente y calidad en el sector energéti-co, es para aplicar soluciones a problemas empleando herramientas y métodos en la búsqueda del mejoramiento continuo. LAURA VEGA MARíN [email protected]

INGENIERA GEÓLOGATrabajo en equipo en campo u oficina, ten-go facilidad de relacionarme con diferentes personas, culmino todo lo que comienzo, tengo facilidad de aprendizaje, dispuesta siempre aprender y a cumplir mis objetivos en la parte personal y laboral, con capacidad de trabajar bajo presión y con efectividad. KRISBEL [email protected]

INGENIERO SENIOR ELECTRICISTA/INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL24 años de experiencia en el área de elec-tricidad, automatización y control ya sea en construcción o diseño. Ha participado en una amplia gama de proyectos, EPC, FEED para la industria petrolera y petro-química, en Venezuela, así como en Ar-gentina y Chile, lo que me ha permitido profundizar los conocimientos en la pla-nificación, administración, supervisión y control de los mismos. ENDER [email protected]

INGENIERO MECáNICO21 años de experiencia en mantenimien-to, de los cuales y 18 años fueron en la industria petrolera en el centro refina-dor. Experiencia en planificación, orga-nización, dirección y ejecución de para-das de plantas, reparaciones mayores de tanques de almacenamiento de hidro-carburos, calderas, torres de enfriamien-to y muelles, así como mantenimiento y operación de plantas de distribución de combustibles y poliductos. ARLEVIS ANTONIOGUERRERO Dí[email protected]

INGENIERO ELECTRICISTA POSGRADO EN GENERCIA DEPROYECTOS INDUSTRIALES24 años de experiencia profesional como director de proyectos, elaboración de ingeniería básica y detalle proyectos del ambiente plantas compresoras, planta de tratamiento de aguas. Proyecto de ins-pección de estaciones eléctricas. Elabo-ración del curso principios básicos de la ley orgánica de prevención y medio am-biente del trabajo. Elaboración de audi-torias de riesgos a empresas industriales, así como proyectos de adecuación a la ley orgánica de prevención y medio am-biente de trabajo. ÁNGEL ORTIZortizac_69 hotmail.com

3ra edicion marzo 2013

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