No ha sido autorizado el fracking en Colombia

Reporte de Medios de la USO
Lunes, 02 de mayo de 2016
“No ha sido autorizado el fracking en
Colombia”
La Agencia Nacional de Licencias Ambientales se refirió específicamente al caso del municipio de San Martín
(Cesar). La entidad aseguró que a la empresa Conoco Phillips no ha autorizado ninguna actividad relacionada
con yacimientos no convencionales.
La Agencia Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) aseguró que a la empresa Conoco Phillips no ha
autorizado ninguna actividad relacionada con el fracking. Pobladores del municipio de San Martín (Cesar) ya
han adelantado dos marchas rechazando la práctica de esta técnica en el proyecto anunciado para el sector.
En Santander y el Magdalena Medio poblaciones enteras han venido rechazando los anunciados proyectos de
exploración petrolera que utilizarían la técnica de fracturamiento hidráulico.
Ante tal advertencia de expertos y representantes de los sindicatos, quienes han revelado a Vanguardia
Liberal la concesión de por lo menos 19 bloques para fracking por parte de la Agencia Nacional de
Hidrocarburos (ANH) en todo el Magdalena Medio, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA)
emitió un comunicado en el que asegura que “en Colombia no existen autorizaciones para realizar fracking”.
La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales manifestó a la opinión pública, que a la fecha no se ha
otorgado ninguna licencia de exploración de hidrocarburos en yacimientos mediante la metodología de
fracking en ninguna parte del territorio nacional.
La aclaración, señala la ANLA que la hace porque ha circulado información imprecisa sobre la actividad
desarrollada por la firma Conoco Phillips en el municipio de San Martín (Cesar).
La entidad explicó que la firma Conoco Phillips cuenta con una licencia ambiental exploratoria otorgada
mediante resolución 0857 del 30 de julio de 2014.
Señala la ANLA que en el tema relacionado con el fracking esta resolución estableceen su artículo
decimocuarto que “no se autoriza ninguna actividad relacionada con yacimientos no convencionales”.
Indicó la ANLA que la firma Conoco Phillips ha informado en sus comunicaciones que las pruebas de
producción y estimulación que está realizado corresponden a las mismas operaciones que se efectúan en las
pruebas convencionales.
En San Martín
A Vanguardia Liberal líderes del municipio de San Martín (Cesar) ya han advertido del malestar y rechazo del
cual es objeto el anunciado proyecto de explotación petrolera que adelantará en esa región la empresa
Conoco Phillips.
La comunidad ha advertido que se trata del proyecto APE VME-3, que cobijará explotaciones petroleras desde
Puerto Boyacá hasta el sur del departamento de Magdalena, con una inversión de 85 millones de dólares.
En Puerto Wilches y San Vicente
En entrevista dada la semana pasada a esta redacción el profesor de la UIS, Oscar Vanegas, había revelado
que toda la región del Magdalena Medio y la zona del Catatumbo, desde Puerto Boyacá hasta el sur del Cesar
y sur de Bolívar está concesionado para fracking.
Dijo que en total se han adjudicado ocho bloques o concesiones para exploración bajo el método fracking.
Pero advirtió que hay 11 empresas que tenían concesión para exploración de hidrocarburos convencional y
solicitaron a la Agencia Nacional de Hidrocarburos que les dieran permiso para también hacer exploración de
hidrocarburos no convencional.
“Lo que quiere decir que en total estamos hablando de 19 bloques para exploración bajo el método fracking
(no convencional). En el Magdalena Medio hay unos 14 bloques con contratos adjudicados para exploración
bajo la modalidad de fracking”, indicó en su momento el ingeniero de petróleos.
Afirmó a esta redacción que incluso algunas empresas ya han adelantado estudios como la Exxon Mobil en la
vereda El Pedral del municipio de Puerto Wilches, y que la misma Exxon Movil en compañía de Ecopetrol ha
hecho estudios en el municipio de San Vicente de Chucurí.
http://www.vanguardia.com/santander/barrancabermeja/356702-no-ha-sido-autorizado-el-frackingen-colombia
Congreso tiene listo el debate
sobre el escándalo de Reficar
El próximo martes a partir de las 10 de la mañana la plenaria del Senado realizará el tan
esperado debate de control político por el escándalo de sobrecostos en la Refinería de
Cartagena.
El presidente del Congreso, Luis Fernando Velasco, afirmó que no será un debate fácil ya
que asistirán funcionarios y exfuncionarios del actual y el pasado gobierno.
“Están citados los ministros de Minas, de Hacienda, el presidente de Ecopetrol, e invitados
otros funcionarios y exfuncionarios que deben responder como el presidente y expresidente
Reficar, exministros de Minas, exministros de Hacienda y expresidentes de Ecopetrol, los
cuales deben entregar explicaciones”, sostuvo.
El próximo lunes se acordará entre todos los partidos políticos el orden del debate ya que
son 19 los senadores citantes.
“Vamos a generar un esquema distinto de debate para que la gente pueda expresarse,
puedan haber interrupciones, puedan haber respuestas de algunos de los citados antes de
que se cierre el debate, vamos a generar un orden del distinto”, señaló.
Este es uno de los debates más esperados de la legislatura, ya que según la Contraloría pudo
haberse presentado un detrimento patrimonial de más de 4 mil millones de dólares.
http://www.rcnradio.com/nacional/congreso-listo-debate-escandalo-reficar/
Una petrolera sin saldo rojo en plena crisis
del crudo
Equión tuvo ingresos por US$449 millones en el 2015 y repartió US$ 190 millones en
dividendos.
Con la ampliación de las instalaciones de procesamiento de Floreña, en Yopal (Casanare),
se aumentó la producción.
Mientras que la mayoría de empresas ligadas con el petróleo en el país saltan matorrales
para sobrevivir en medio de la crisis de bajos precios internacionales, la firma Equión
Energy –junto con su filial Santiago Oil Company–, cuya mayor operación se centra en gas,
acaba de presentar su balance del 2015 que contrasta con sus cifras positivas.
Aunque los ingresos por 449 millones de dólares (casi 1,3 billones de hoy) fueron
ostensiblemente menores frente a 3,1 billones de pesos que reportó al final del 2014 ante la
Superintendencia de Sociedades, el Ebitda (beneficio antes de intereses, impuestos,
depreciaciones y amortizaciones) fue de 330 millones, de dólares y entregó dividendos por
190 millones de dólares a sus dos propietarios (Ecopetrol tiene el 51% y Repsol el 49%).
La presidenta de esta compañía, María Victoria Riaño, cuenta cómo lo hicieron.
¿Qué representa esto con relación al 2014?
Es difícil comparar un número con el otro, porque el precio del petróleo bajó. Lo que sí
medimos son volúmenes, y el volumen de producción entre un año y otro creció casi un
15%, aunque multiplicado por el precio representa una baja de ingresos.
¿Cuál fue su estrategia?
Estos resultados vienen de muchas eficiencias y alternativas, tanto en el portafolio como en
ahorros de costos. Mucho de lo que pudimos recoger tuvo que ver con lo que habían
aprobado (los accionistas), pero pudimos sacarlo a tiempo, con ahorros en costos y
ampliando la capacidad de procesamiento. Se trabajó de la mano con los contratistas
buscando eficiencias por todas partes, no solo disminuyendo tarifas en los contratos, sino
discutiendo cómo poníamos los requerimientos de los contratos de forma exacta.
¿Hubo una negociación?
En los contratos siempre tenemos que buscar las opciones y acá lo hicimos. Con algunos
llegamos a eficiencias importantes y con otros no, porque tienen diferentes estructuras.
Ajustar a todas las operadoras no es fácil, porque usted puede ajustar su operación pero si
toda la cadena no lo hace, los resultados no se dan. El precio se venía desplomando desde
enero del 2015 y alcanzamos a acoplar la cadena casi un año y medio después, lo cual es
difícil cuando se tiene un negocio que pagaba a 100 dólares el barril y luego estaba a 50.
¿Cómo obtener un ebitda de 25 dólares por barril con precios que bajaron hasta los 29
dólares?
Ya veníamos trabajando con distintas alternativas de mejoramiento, y cuando se dio la
bajada de precios lo que pudimos hacer mejor fue coordinarnos con toda la cadena. La
crisis nos tomó muy bien parados.
Dicen que superaron los compromisos con los inversionistas, ¿cuáles?
Al hacer la proyección del 2015, la caja prácticamente era de cero o negativa, y sacamos
oportunidades para modificar ese panorama hasta los 139 millones de dólares.
¿Cómo generan más caja?
Esta caja viene generada por mayor producción, más barriles entregados, ahorros en costos
y en solo utilizar los equipos absolutamente necesarios; en ver cómo transportábamos,
cómo podíamos ser más eficientes en la estructura de costos e inversión.
¿Los afecta el plan de recorte de Ecopetrol?
En principio, no. Los proyectos que manejamos son de largo plazo, vienen con una
dinámica de aprobación y los planes de inversión que teníamos con nuestro asociado
Ecopetrol ya los veníamos ejecutando. Seguimos con esos planes porque nuestros pozos
son de seis a ocho meses, tanto los de tipo exploratorio en el bloque Niscota, como los de
desarrollo que ya venían.
¿Qué planes de inversión tienen?
Nuestro plan de inversión este año puede estar por los 49 millones de dólares, pero como
somos operadores, llegaría a 150 millones de dólares.
¿En qué se concentrarán?
El plan de desarrollo se concentrará en tres pozos de desarrollo que estamos ejecutando en
el campo Floreña, en el pozo exploratorio Payero, en Niscota y en unas líneas de flujo para
conectar los campos.
¿Han frenado trabajos de sísmica o exploración?
Desde hace tiempos tenemos frenada la sísmica, aunque por temas sociales. Pero sí
tenemos inversión en exploración, en el pozo Payero, que tiene asignados casi 50 millones
de dólares.
¿Con estos proyectos qué sostenibilidad adquieren en el tiempo?
Podemos estar generando unos 35.000 barriles/día, que en términos brutos pueden ser
112.000 barriles/día equivalentes. Esa base hay que mantenerla y por eso invertimos.
Además, existen nuevas opciones de yacimientos que podemos descubrir para agregar
reservas.
¿Hasta cuándo les alcanzan las reservas?
Ese volumen podría estar a unos 3 años más.
¿No es muy poco?
Sí, lo que pasa es que las licencias pasan a Ecopetrol y ahí empieza la declinación de la
base. Estos campos seguirán produciendo un poco menos hasta el final del tiempo útil, que
puede ser hacia el 2026.
¿Cómo asegurar la vida de la empresa más allá?
Mirando potencial que tenemos en el piedemonte llanero, donde operamos. Toda esa área
tiene una gran prospectividad y hemos analizado cómo podemos avanzar; esperar que nos
vaya muy bien en Niscota y analizando el potencial de las facilidades en el proceso de gas,
con el fin de sacarle valor.
¿Sobre qué precio del dólar y del crudo presupuestaron el 2016?
Hay escenarios por debajo de 30 dólares el barril con dólar arriba de 3.500 pesos; otro
medio, entre los 30 y 40 dólares por barril y tasa de cambio entre los 3.000 y 3.600 pesos, y
el mejor escenario pueden ser de 50 dólares el barril con una tasa de 2.800 pesos.
¿En el escenario medio cuáles serían los ingresos?
Serían unos ingresos netos de 320 millones de dólares.
http://www.portafolio.co/negocios/empresas/petrolera-saldo-rojo-plena-crisis-crudo-495081
Ecopetrol autorizó la última capitalización
para terminar Bioenergy
En 2008 cuando se plantaron las primeras 90 hectárea de caña de azúcar en la Altillanura
colombiana, se utilizó tecnología patentada del Valle del Cauca, no obstante, en palabras del
gerente de operación agrícola de Bioenergy, Fernando García, los resultados fueron catastróficos.
Hoy, ocho años después del primer cultivo y con nueva tecnología que genera 73,3 toneladas por
hectárea, Ecopetrol le da el espaldarazo definitivo a Bioenergy, con una última capitalización de
cerca de US$140 millones para que en diciembre de este año empiece a producir hasta 504.000
litros de etanol al día.
El proyecto en total en dólares sigue costando US$750 millones, sin embargo, según explicó
Mauricio Ramírez, gerente corporativo del Grupo Empresarial Ecopetrol, la tasa de cambio ha sido
un factor determinante para que los costos se mantengan en ese monto en esta divisa. “Si bien
reconocemos que hay un incremento adicional en pesos, la devaluación ha favorecido a que se
absorban estos últimos costos”.
Ahora, a pesar de que este proceso no ha sido fácil para la petrolera, que no tenía conocimiento en
cultivos, y que terminó encontrándose con un contratista con el que hoy se enfrenta en un tribunal
de arbitramento internacional (Isolux), para recuperar algunos de los costos que se generaron, ya
que se pasó de US$350 millones a US$750 millones, el futuro de Bioenergy dentro del portafolio de
la petrolera sigue siendo incierto.
Según el presidente de la Estatal, Juan Carlos Echeverry, en 2017, cuando el proyecto esté
terminado y sea mucho más atractivo, se definirá si la compañía sigue o no con 96% de
participación. Esto, ya que hoy en día es conocido que Ecopetrol se enfocará únicamente en
producir y buscar petróleo.
También, es fundamental que este año, según explicó el vicepresidente jurídico de Ecopetrol,
Fernán Bejarano, se tendrá el resultado del laudo del Tribunal de Arbitramento en el cual se espera
que Ecopetrol pueda recuperar parte de los costos que habrían sido errores de la española Isolux.
En los sobrecostos “hay un porcentaje que se deriva del alcance de la planta, pero otro que es
consecuencia de los retrasos que se tuvieron. Antes del 2013 (cuando sale la española) se tenían
más de $300.000 millones contratados”, explicó Ramírez.
Siendo así, se estima que de los costos totales del proyecto hay más de US$100 millones asociados
a gastos financieros, cerca de US$100 asociados al mayor tiempo que se toman normalmente este
tipo de construcciones y la diferencia restante es propia de la ejecución y otros aspectos.
Por otra parte, el presidente de Bioenergy, Rafael Pittaluga, también aclaró que se espera terminar
de pagar la deuda que la compañía tiene de $480.000 millones en 20 años que es el plazo de los
créditos. No obstante, aclaró que la deuda agrícola se terminará de pagar en 2021; todo con recursos
de la propia operación.
LR también conoció que en el momento ya se sanaron los pasivos que se tenían con los proveedores
del lugar y solo faltarían los que aún no han presentado soportes.
Finalmente, y dentro de los logros que tiene este proyecto, que vuelve productiva una de las zonas
más atractivas para el mundo agrícola, están los costos que tendrá la operación de la caña, y que son
más competitivos que otras zonas del país. “Nosotros tenemos actualmente un costo (entre cortar,
alzar y transportar la caña) de $26.000 por cada tonelada de caña, mientras que en el Valle cuesta
$33.000. Lo otro es el costo de la tierra. En la modalidad que tenemos, que es arriendo a los
campesinos, les entregamos $635.000 por cada hectárea durante el año, mientras que en el Valle esa
misma hectárea está en $1,3 millones”, explicó García.
Siendo así, se espera que el primer año la empresa genere ventas de $200.000 millones. Ahora, a
pesar de estas buenas cifras, la demora y los sobrecostos solo permitirán rentabilidades marginales
que mejorarían una vez entre en operación.
Las opiniones
Mauricio Ramírez
Gerente corporativo del Grupo Empresarial
“Desde 2012 empiezan a haber avances pero en menor medida. A partir de ahí un curso que nos
llevó al cambio de contratista en 2014”.
Fernando García
Gerente de operación agrícola de Bioenergy
“En 2011 se trae tecnología de Brasil ya que la zona era similar a la de la altillanura. Esta se adaptó
ya que tenemos un sistema de siembra de curvas a nivel”.
“Aprender a ser el nuevo Ecopetrol nos ha costado”
Ecopetrol no fue buena seleccionado los proyectos ni las personas. Así lo admitió Juan Carlos
Echeverry, presidente de Ecopetrol, en una entrevista con LR en la que aseguró que el proceso de
aprendizaje para ser una nueva compañía les “ha costado mucho”. Echeverry agregó que ahora se
enfrentan a una nueva cultura de presupuesto y la dificultad de no poder usar los pocos recursos en
sus prioridades estratégicas.
¿Cómo están mejorando los procesos de contratación?
Es un tema de fondo. Nos dimos cuenta de que la frase es disciplina de capital. Venimos de un
periodo en el que teníamos más plata que ideas y ahora tenemos más ideas que plata.
Esta era una empresa de 350.000 barriles diarios, en la que los demás exploraban, nos daban los
éxitos de la exploración, pagábamos la mitad de los costos y compartíamos la producción. Desde
2007, Ecopetrol no era buen explorador, hacíamos un campo al año. Este es un negocio difícil:
altísimo riesgo para altísimo retorno. ¿Qué nos pasó a nosotros en Ecopetrol? Que el aprendizaje de
ser el nuevo Ecopetrol nos ha costado mucho.
Entonces, ¿qué tan bueno era Ecopetrol para elegir proyectos y en seleccionar quién los
ejecuta?
No fuimos muy buenos en elección de los proyectos y los personajes. Siendo así, disciplina de
capital es adoptar un sistema que está inventado, que cualquier consultor se lo cuenta, que es un
sistema de exclusas, bastante exigente.
¿Qué han cambiado?
La cultura del presupuesto. Antes, a usted le asignaban un dinero, y usted lo ejecutaba, y si usted es
bueno o malo, dependía de su ejecución, como en los ministerios; pero esto no es un ministerio, es
una empresa y aquí usted produce la plata, y si no la produce, no la tiene.
Le hemos quitado la lógica presupuestal a Ecopetrol, y le pusimos una lógica competitiva. La plata
es escasa y hay que pelearla con buenos proyectos.
¿Cuál ha sido el impacto de los retrasos en las finanzas?
Muy sencillo. Este año estamos terminando Reficar y Bioenergy. Un año tan difícil como este, con
la caja tan apretada, deberíamos estar dedicados a abrir pozos, y todavía estamos terminando
proyectos. Entonces, ¿cuánto nos ha costado? Sobre todo en este año, nos ha costado mucho en
términos de prioridades.
Tenemos que acabar todavía dos proyectos, cuando nuestra prioridad estratégica es exploración y
producción. Esto nos generó que 2016 sea un año de transición, cuando deberíamos estar ejecutando
la nueva estrategia, donde se liberan US$1.000 millones para alcanzar a explorar y producir.
Entonces, el costo es no haber podido usar los muy escasos recursos en nuestras prioridades
estratégicas.
¿Cómo entra Bioenergy en el largo plazo de Ecopetrol?
Si en 2008 se vio que estratégicamente era muy importante hacer Bioenergy, nuestra prioridad hacia
futuro es exploración y producción de petróleo y gas.
En ese sentido, tenemos que pensar qué va a pasar con Bioenergy, aunque es una decisión que
hemos ido posponiendo hasta que acabemos, porque ahora no nos lo valoran tanto. Hemos recibido
varias propuestas, pero creemos que cuando esté acabado y funcionando, valdrá más que lo que vale
hoy. No necesariamente es parte de nuestro portafolio, pero 2017 es el año de nuestra decisión.
El proyecto tiene un avance de 84%
De las 20.000 hectáreas que se esperan sembrar ya están 14.200 listas, de estas cerca de 10.000 son
propias de Bioenergy, el resto son resultado de un negocio con Riopaila en el cual la petrolera
provee la tierra y ellos realizan la siembra. Siendo así, hay un avance de 84% y lo que viene ahora
es finalizar el proyecto con el mismo ritmo para lo que el gerente de la empresa, Rafael Pittaluga
señaló que “se contrató una especialista de motivación de personal para mantener el ritmo de
trabajo”.
http://www.larepublica.co/ecopetrol-autoriz%C3%B3-la-%C3%BAltima-capitalizaci%C3%B3n-paraterminar-bioenergy_374476
Clase obrera dividida en Cartagena, en el Día del Trabajador
Foto: Lorena Henríquez
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POR:
VICENTE ARCIERI G.
Por las diferencias entre las Centrales Obreras, especialmente la Central Unitaria de Trabajadores,
CUT, y una naciente organización llamada Coordinadora de Solidaridad Sindical y Social de
Colombia, en esta capital se programaron dos marchas.
Una división de los obreros sindicalizados en esta ciudad quedó planteada este domingo, justo
en el Día del Trabajador.
Por las diferencias entre las Centrales Obreras, especialmente la Central Unitaria de
Trabajadores, CUT, y una naciente organización llamada Coordinadora de Solidaridad Sindical
y Social de Colombia, en esta capital se programaron dos marchas.
La convocada por la Central Unitaria de Trabajadores, CUT, salió desde el sector de María
Auxiliadora, en la avenida Pedro de Heredia, pasó por el centro amurallado y terminó en la
glorieta de la entrada de Bocagrande.
Entre tanto, el de la Solidaridad Sindical se hizo desde la plaza de toros hacia la Bomba del
Amparo y terminó en el Centro Recreacional Napoleón Perea.
Walberto Marrugo, de la Coordinadora de Solidaridad Sindical, dijo que su marcha era una
manifestación alternativa con rumbo hacia el sur de Cartagena, por las zonas populares
obreras, para que se sintieran representadas en su lucha.
Que ellos se separaron de la organizada por la centrales obreras porque sentían que excluían
al pueblo trabajador de esta ciudad.
Entre tanto, José Ibarguen, líder de la Unión Sindical Obrera, USO, perteneciente a la CUT,
dijo que la marcha de esta organización se dirigió hacia el centro de la ciudad, como siempre
lo han hecho con éxito de concurrencia.
Sostuvo que era una manifestación contra las políticas "nefastas del Gobierno contra la clase
trabajadora colombiana". No quiso referirse a la división de las organizaciones de los obreros
sindicalizados en esta capital.
http://www.elheraldo.co/region/clase-obrera-dividida-en-cartagena-en-el-dia-del-trabajador258103
El crudo en la encrucijada
La fuerte oposición a la exploración petrolera tiene graves consecuencias.
Colombia requiere con urgencia encontrar el oro negro: las reservas se agotan y
no es fácil reemplazar esta importante fuente de ingresos fiscales.
Hace unas semanas, el gobernador del Caquetá, Edilberto Valencia, anunció su
intención de realizar una consulta popular para que los habitantes decidan si
quieren que en su territorio se busque y se extraiga petróleo. En ese mismo
departamento, la alcaldesa de El Paujil, Liliana Cuéllar, acaba de expedir un
decreto que restringe el uso, en el casco urbano y rural, de maquinaria para hacer
sísmica, una actividad crucial para determinar si en la zona hay yacimientos.
Quince días atrás, la Anla revocó la licencia otorgada a la empresa Hupecol para
comenzar a explorar en la Macarena, a 70 kilómetros de Caño Cristales; y hace un
mes, la Corte Constitucional le ordenó a Hocol, filial de Ecopetrol, frenar las
operaciones en el campo Ocelote (Meta) mientras se establecía si esta actividad
estaba afectando a la comunidad indígena Awalibá. Finalmente reversó la decisión.
También, la corte suspendió la exploración de varios pozos en el campo Quifa, en
Puerto Gaitán (Meta), operado por Pacific, hasta que la petrolera realice una
consulta con 13 comunidades indígenas. En Orito (Putumayo), el alto tribunal le
ordenó a Ecopetrol y Petrominerales dejar de explotar porque no realizó consulta
previa y porque la actividad afecta las fuentes hídricas.
El anterior es, ni más ni menos, el escenario en el que se mueve el sector de
hidrocarburos en Colombia, marcado por una férrea oposición a todo lo que huela a
petróleo. El tema es bien preocupante y plantea el viejo dilema entre desarrollo y
medioambiente, un conflicto difícil de resolver porque tiene demasiadas aristas,
todas muy complejas.
Por ejemplo, está el tema económico. Hay que recordar que Colombia, si bien no es
un país petrolero, sí ha dependido en alto grado de las exportaciones de
hidrocarburos. En los últimos años, estas han sido la principal fuente de ingresos
fiscales, de los que dependen buena parte de los gastos de la Nación. En 2013, la
renta petrolera (ingresos por impuestos y dividendos) ascendió a 23,6 billones de
pesos. Eso representaba, en ese año, el 20 por ciento de los ingresos del gobierno.
En la última década el sector le reportó ingresos a la Nación de 210 billones de
pesos (regalías, impuestos y dividendos) mientras que las regiones productoras
recibieron alrededor de 8 billones de pesos anuales. Estos recursos han servido en
el país, y en especial en las regiones, para atender programas de salud, educación e
importantes obras de infraestructura.
El ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, dice que “no podemos olvidar que el
petróleo es la principal fuente de recursos para la inversión territorial”, y que el
país todavía no tiene cómo reemplazarla.
Lo más preocupante es que el rechazo a la exploración petrolera se presenta justo
cuando el país necesita encontrar petróleo para aumentar las reservas, que se han
ido agotando. Según los últimos datos, estas llegaron en 2014 a 2.308 millones de
barriles equivalentes (crudo y gas), es decir, solo alcanzan para 6,4 años. En las
próximas semanas se conocerá un informe de la Agencia Nacional de
Hidrocarburos (ANH) que probablemente revelará una nueva caída en estos
recursos.
De allí, la urgencia de explorar, tarea que viene en declive. Mientras en 2014 se
perforaron 113 pozos, el año pasado apenas fueron 25, una caída del 77 por ciento.
En lo corrido del año se han perforado solo cuatro pozos. Más grave aún es la caída
del éxito exploratorio, pues cada vez es más difícil encontrar petróleo en Colombia.
Según Acipet, el gremio de los ingenieros petroleros, de los 113 pozos perforados
solo apareció crudo en tres. Y de los 25 del año pasado solo dos fueron positivos.
Hoy el factor de éxito es menos del 10 por ciento cuando hace unos años superaba
el 20 por ciento.
Como consecuencia, la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) prevé un
descenso en la producción de crudo en los próximos años, que pasará de niveles
cercanos a 1 millón de barriles diarios, a menos de 600.000. Un estudio de
Fedesarrollo señala que “la única forma de aumentar las reservas es mediante un
programa agresivo de exploración”. Pero hay un agravante: se necesita que pasen
por lo menos seis años antes de que un pozo comience a dar petróleo.
El problema es que el ambiente no podría ser más adverso para los inversionistas.
Los principales gremios del sector, como la Asociación Colombiana del Petróleo
(ACP), la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol) y la
Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet) han encendido señales
de alerta. Le están pidiendo al gobierno, además de reglas de juego claras y
estables, revisar los altos impuestos para el sector; disminuir los costos del
transporte y mayor competitividad frente a otros países de América Latina. Dicen
que Colombia es, después de Venezuela y Ecuador, uno de los países que menos
estímulos otorga a esta industria.
El sabor que está quedando entre los inversionistas es de inseguridad jurídica en
Colombia, lo que tendría consecuencias, pues la revocatoria de licencias podría
derivar en demandas contra el Estado colombiano.
El freno en la actividad exploratoria se refleja también en la demanda de taladros.
Según Campetrol, en el último año su utilización cayó 72 por ciento. Hoy de los 254
que hay en el país operan 32, y el resto están parados. Cada día de inactividad le
implica grandes erogaciones a las petroleras.
Como dice el presidente de ACP, Francisco José Lloreda, “está en juego la
sostenibilidad energética del país tanto en petróleo como en gas”. Dice que las
inversiones que se hagan o se dejen de hacer ahora impactarán el futuro energético
de Colombia. Por eso, el fantasma de la importación de hidrocarburos que vivió el
país entre 1975 y 1985 volvió a aparecer.
¿Sector estigmatizado?
No es un secreto que a nivel mundial hay un gran debate sobre el impacto que
puede tener la explotación petrolera en las cuencas hidrográficas, la fauna y la flora
de los ecosistemas. Pero, sin desconocer estos riesgos, expertos también aseguran
que existen regulaciones ambientales internacionales que permiten explotar estos
recursos sin causar daños graves.
El problema es que la controversia se ha polarizado al máximo y, además, se le ha
metido política. La preocupación por el tema ambiental ha ido escalando en las
regiones colombianas. La reciente discusión sobre la licencia a la empresa Hupecol
en la Macarena es apenas una muestra de lo que sucede en las zonas petroleras del
país.
Leonardo David Donado, presidente de la Asociación Colombiana de
Hidrogeólogos, dice frente a las críticas de los ambientalistas que “es erróneo
asegurar que un pozo de producción de hidrocarburos secará acuíferos
superficiales o ríos”. Afirma que no es posible exigir champús, cremas, tubos PVC,
asfaltos, que se fabrican con los derivados del petróleo y al mismo tiempo frenar su
extracción. “Toda actividad económica tiene impactos. Lo que hay que hacer es
tratar de mitigarlos y poner en marcha buenas prácticas y controles”, concluye.
Hace un par de semanas, a instancias de la Asociación Colombiana de Ingenieros
de Petróleos (Acipet), se celebró una cumbre con los decanos de las principales
facultades de geología, ingeniería de petróleos y geofísica, y las asociaciones que
reúnen a los profesionales especializados en la industria. Al final del encuentro, en
un pronunciamiento conjunto, señalaron que “la industria y la academia
manifiestan su preocupación frente a la estigmatización que viene teniendo el
sector petrolero como una amenaza para los ecosistemas y la biodiversidad en
algunas regionales del país, basado en opiniones sin el suficiente soporte técnico y
científico”.
Según los profesionales que asistieron al evento, la industria petrolera desarrolla
sus actividades con apego a la ley colombiana y a los mejores estándares
ambientales internacionales. “Las autoridades locales y la misma comunidad
realizan un escrutinio permanente a las operaciones”, aseguraron.
Pero además de la preocupación ambiental, en algunas regiones del país también
hay malestar por el impacto económico y social. El oro negro es visto como una
maldición porque en muchos municipios ha traído demasiada gente, y con ella
problemas de delincuencia, inseguridad y prostitución. En ciertas zonas hay gran
presión de grupos externos, de sindicatos y juntas de acción comunal que esperan
que las petroleras contraten más mano de obra de la necesaria o que les hagan
carreteras o colegios que el Estado debería asumir.
Es tal la presión, que en algunas regiones no se ha podido poner en marcha el
Programa de Empleo. Este busca que las hojas de vida de los aspirantes a ingresar a
esta industria se inscribieran en las oficinas del Servicio Público de Empleo y que
las petroleras escojan a las personas más idóneas. Actualmente se presentan
muchos casos en los que las juntas de acción comunal o los políticos imponen la
mano de obra de las compañías y a veces, incluso, le piden al trabajador una
retribución económica por vincularlos.
Lo cierto es que académicos y economistas están preocupados por las
consecuencias de la estigmatización que se observa en la industria petrolera, que ya
afronta dificultades por cuenta de la caída internacional del precio. Este se ha
traducido en la reducción de actividades y proyectos, con un significativo impacto
en el empleo y en los recursos generados para inversión social en sectores como
educación y salud. El ministro de Hacienda afirma que “si antes se decía Colombia
es café o no es. Ahora habría que decir que Colombia sin petróleo dejará de ser lo
que es hoy: un país líder y en claro progreso”.
Hay otro elemento que no se puede dejar de lado en el análisis. Desestimular la
industria petrolera es también dejarle el campo a la actividad ilegal, como cierta
minería, y a que aumenten los propio cultivos de coca. En la medida en que haya
empresas petroleras importantes trabajando en las regiones, hay más legalidad en
la actividad económica.
Es innegable que el frenazo que ha sufrido la industria petrolera por la caída en los
precios se ha traducido en problemas económicos y sociales en las regiones
productoras, y en la pérdida de puestos de trabajo. Según Juan Carlos Rodríguez,
presidente de Acipet, han desaparecido en los últimos dos años cerca de 60.000
empleos, una tercera parte de los que generaba esta industria. En el caso de los
ingenieros de petróleos la tasa de deso-cupación es del 54 por ciento –cerca de
3.800 fueron desvinculados–. La situación es más preocupante para los egresados
de las facultades de ingeniería donde el desempleo se eleva al 64 por ciento.
Ante este panorama, expertos del sector dicen que es hora de que el gobierno envíe
mensajes claros sobre el rumbo de la política petrolera porque lo peor que puede
pasar es que a la vuelta de cinco años el país se vuelva un importador neto de
hidrocarburos.
Pero también, los colombianos deben ser realistas y entender que sin petróleo no
habrá plata para la salud, la educación y para salir de la pobreza. Como dice el
ministro Cárdenas, a todos los colombianos les conviene que la renta petrolera
aumente y eso significa que el sector tenga un buen desempeño, que crezca, que
tenga utilidades y que no se espante.
http://www.semana.com/economia/articulo/petroleo-si-exploracion-no-habra-recursosfiscales/471549
¿Hasta dónde podría bajar este año el
dólar en Colombia?
Cuando el pasado 12 de febrero el dólar en Colombia se trepó a $3.434,89, su máxima
cotización histórica, más de un ciudadano o empresario, se asustó, e incluso se llegó a pensar
en una subida hasta el nivel de los $3.500, cosa que no ocurrió.
Pero en los dos últimos meses por cuenta del repunte del petróleo (saltó de US$30 a
US$46 por barril), la divisa estadounidense ha experimentado un respiro’. Ese
retroceso ha sido de $583,75 desde su más alto pico, pues hoy está a $2.851,14 por lo
que muchos piensan que podría continuar en descenso. Pero no hay que cantar
victoria.
Según Munir Jalil, jefe de estudios económicos de Citibank, esa pequeña ‘fiesta’ que se vive
ahora podría durar unos pocos días o quizás algunas semanas —es decir un dólar de $2800—
pero hacia junio o julio podría haber un efecto rebote, es decir, un alza hacia los $3.050.
Ese ajuste se daría, entre otras cosas por un mejoramiento de la economía estadunidense
(creció apenas 0,3% en el primer trimestre del 2016) y la percepción de un próximo
incremento en las tasas de interés por parte de la Reserva Federal.
“Es importante que esa fiesta del dólar un poco más barato se disfrute con moderación.
Que se aproveche y el que necesite comprar que lo haga”, señala el economista.
Por ahora, añade, los capitales extranjeros están entrando, y al aumentarse la oferta, como
sucede con cualquier producto, en este caso el dólar, su valor cae.
Por su parte, Andrés Pardo, jefe de estudios económicos de Corficolombiana, destaca que esa
tendencia bajista del dólar obedece esencialmente a la relación inversa entre la divisa y el
precio internacional del petróleo en el caso colombiano.
Ese fenómeno ha llevado el billete verde a sus cotizaciones más bajas desde febrero, además
de que existe una expectativa de que las tasas de interés (de la Fed) no van a subir tan rápido
como se vaticinó.
Al igual que Jalil, Pardo considera que la propia debilidad de la economía mundial —
agudizada por el deterioro chino y ruso— podría hacer que el dólar vuelva a
fortalecerse. “No me extrañaría ver de nuevo el dólar en $3.000 o más”, anota.
Pese a ello, Pardo estima que la divisa podría cerrar el 2016 en $2.750 con base en un
escenario de precios del petróleo más altos que los actuales.
Otro factor que haría subir en los próximos meses la divisa es que la Fed eleve nuevamente
sus tasas de interés, lo que causaría una fuga de capitales hacia Estados Unidos en busca de
mayor rentabilidad. Eso implicaría una eventual escasez de dólares en el mercado nacional.
Pero predecir con certeza lo que vendrá para el dólar y el peso colombiano es complejo, tanto
que Sergio Olarte, analista de BTG Pactual, señala que “el mercado está atravesando una
fase interesante, difícil de explicar por el momento”.
Recalca que todo dependerá de si continúa la fortaleza del crudo, o si por el contrario se
detiene.
Una circunstancia adicional que puede hipotéticamente mantener a la baja la cotización
del dólar es que siga entrando inversión extranjera al país en los próximos meses.
“Esa mayor disponibilidad de divisas generaría unas condiciones para mantener un dólar un
poco más barato”, señala Julio César Alonso, director del Cienfi.
Por el otro lado, destaca, “que las importaciones colombianas están cayendo, ya que solo en
los dos primeros meses del 2016 bajaron 26%, ya que la industria nacional está comprando
menos insumos y materias primas foráneas y más en el mercado doméstico”, debido en gran
medida por la alta tasa de cambio.
Todo eso permite que el flujo de dólares que se va al extranjero (con las importaciones) se
haya frenado.
Sin embargo, Alonso pone de presente que “esa tendencia no creo que continue porque no se
puede mantener en el mediano plazo, y por ello uno esperaría que el dólar se estabilice en el
mes de mayo próximo en niveles entre los $2.800 y los $3.000”.
De allí que analistas como Munir Jalil estimen que “hay muchos factores que evitarán que la
divisa retorne a los $2.500 o $2.600”.
Lo cierto es que el comportamiento del mercado cambiario es un enigma hasta para los
propios especialistas, ya que la divisa podría subir mucho mañana y al otro día caer a niveles
insospechados.
Aún así, muchos colombianos le rezan a que el dólar baje más, como en épocas pasadas.
Pero nadie lo sabe con total certeza.
Regreso a un dólar de $2.000, solo un sueño
La época del dólar barato que se vivió en Colombia entre los años 2012, 2013 y 2014 se
demorará largo tiempo en regresar. O quizás no retorne en esta década.
En aquel entonces la divisa estadounidense osciló entre $1800 y $2000, y muchos le
sacaron ‘jugo’ con la compra de tecnología, ropa de marca, carros y viajes hacia el extranjero,
especialmente a Miami, Orlando y Nueva York.
A pesar de esa coyuntura fueron pocos los exportadores nacionales los que se le midieron a
incursionar con mayor fuerza en los mercados por el temor a recibir menos pesos por sus
ventas.
Julio César Alonso, director del Centro de Investigación de Economía y Finanzas, Cienfi, de la
Universidad Icesi, dice que “un dólar a $2.000 solo retornaría si el petróleo sube a US$80 o
US$100 por barril”.
Eso es improbable en el corto plazo debido a la gran oferta de crudo en el mercado, ya que
Arabia Saudita, Estados Unidos, y últimamente Irán han respondido que no reducirán su
producción como una forma de reactivar las cotizaciones. Hoy la oferta diaria de crudo es de
unos 30 millones de barriles.
En esa realidad coinciden los analistas Andrés Pardo y Munir Jalil, al señalar que “es difícil
pensar en un dólar a $2000 por lo menos en los próximos tres años”. En otras palabras casi al
finalizar la presente década.
Y todo por que pocos apuestan a que el petróleo volverá pronto a los US$60, ya que el
mercado seguirá por algún tiempo ‘inundado’ de crudo. La mayoría de los expertos calculan
que el hidrocarburo podría finalizar el 2016 con un valor como máximo de US$50 por barril. En
otras palabras, la meta de los US$100 estaría todavía muy lejana.
Otro factor que juega en contra, es que Estados Unidos sigue aumentando sus reservas de
petróleo de esquisto, y mientras éstas no disminuyan, el crudo seguirá barato.
El mundo depende entonces de la ‘batalla’ entre países productores y consumidores de
petróleo. Y allí Colombia tiene poco que hacer.
http://www.elpais.com.co/elpais/economia/noticias/hasta-donde-podria-bajar-este-ano-dolarcolombia