Revista negocios y petroleo 7ma

ISSN 2346-4348 • Distribución Nacional Gratuita • Edición 7 • Septiembre 2014

Exploración

Se dio por terminado el Proyecto STAR de Pacif Rubiales en campo Quifa

Portada

¿El despertar de un gigante de los hidrocarburos?

Internacional 2nd LatAm

Oil & Gas Summit 2014

Opinión

Reforma en México: la cara emocional de la energía

Tendencias del sector

de hidrocarburos en

América Latina:

una lectura geopolítica Dr. Pedro F. Carmona Estanga Director del Instituto de Hidrocarburos, Minas y Energía de la Universidad Sergio Arboleda

Definitivamente quienes saben de hidrocarburos, saben

dónde buscar, saben dónde PAUTAR.

Productos...

Servicios...

Representaciones...

Compañías de Servicios...

Asociados...

Compañías Operadoras...

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El mejor directorio del sector de hidrocarburos en Colombia DIANA DUARTE REY

Ejecutiva de Mercadeo y Ventas Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos - ACIPET petroguia@acipet.com Cra. 11 A # 94 A-56 Piso 4, Bogotá - Colombia PBX: (571) 6411944 Ext. 122 Movíl: 315 5457108 Pagina web: http://petroguia.com.co

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ENERGIA • • • • • • •

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Contenido

Exploración

8

Se dio por terminado el Proyecto STAR de Pacif Rubiales en campo Quifa

Refinación

12

Construcción de la Refinería del Meta, apuesta estratégica de LLANOPETROL

Transporte

16

Retos y perspectivas para el sector logístico en Colombia y América Latina

Directora General Johana Rodríguez Editor General Juan Felipe Echeverry Consejo Editorial Diego Andrés Piñeros, Juan Felipe Echeverry, Johana Rodríguez, José Cañón, John Fredy Guzmán, Diana Tapia Rojas.

Corrección de Estilo John Fredy Guzmán Director Creativo Luis Manuel Roncancio Departamento Comercial Diana Camacho diana.camacho@negociosypetroleo.com Amparo torres amparo.torres@negociosypetroleo.com Regional Manager for North and Central America Diana Tapia Rojas diana.tapia@negociosypetroleo.com Diseño y Diagramación Pictograma Creativos S.A.S. Fotografía: Archivo y Cortesía Impresión: Pictograma Creativos S.A.S.

Ed

7 n ó ici

22

Portada

¿El despertar de un gigante de los hidrocarburos?

Editorial

Perspectivas del sector

30

Internacional

40

2nd LatAm Oil & Gas Summit 2014

Informe 2014 Oil and Gas Reality Check de Deloitte

6 Exploración

8

Refinación

12 Transporte

16 18

Portada

Perspectivas del Sector

30 40

Internacional Opinión

44 Sociales

Carrera 22 No 17 - 60 Bodega 49 Bogotá – Colombia Tels. Dirección: (57+1) 560 27 24 (57+1) 560 33 71 Tel.: Móvil: 318 802 08 27 MÉXICO Calle Antonio Albarrán # 618, Interior 26 Colonia Azteca, C.P.

50

BRASIL Av Marechal Rondón 300 Bloco 3 - 707 Sao Francisco Xavier Rio de Janeiro - RJ Tel.:(21) 972762316

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Revista Negocios y Petroleo

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Revista Negocios & Petróleo

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

Editorial

Hacia un nueva geopolítica de la explotación de hidrocarburos en América Latina

Es por eso que cuando el ajedrez político de los países con riqueza petrolera se mueve hacia uno y otro lado, o cuando se toman decisiones legislativas proteccionistas o de apertura hacia la inversión extranjera en relación directa con la exploración y explotación minero-energética, los mercados se agitan como medida de alerta ante cambios que pueden afectar no sólo a la industria, sino al consumidor final que va desde el ama de casa que compra un jabón cuyos componentes se derivan del petróleo, hasta la ciudadanía que se moviliza en transporte público movido por la gasolina.

Ese ajedrez político se ha venido moviendo en América Latina, en algunos casos hacia la apertura y en otros hacia el proteccionismo y la nacionalización, generando una interesante geopolítica para el sector de los hidrocarburos que influye no sólo en el continente, sino en todo el mundo.

Acontecimientos como la Reforma Energética en México, las rondas licitatorias en Brasil, el impulso a la locomotora minera en Colombia, el repunte de la industria petroquímica en Estados Unidos y la situación política en Venezuela, entre otros, generan un clima de especial para el mercado que amerita especial observancia por todos los actores del proceso extractivo.

Desde este enfoque, nuestra presente edición hace un completo análisis de la geopolítica de los hidrocarburos en América Latina, destacando el liderazgo que están teniendo Brasil, Colombia, México y Venezuela, y los factores que seguramente determinarán parte importante del crecimiento del sector en los próximos años.

Esta mirada, que representa además el comienzo del proceso de internacionalización de nuestra Revista, recoge visiones de importantes analistas del sector en Venezuela, Brasil, México y Colombia. Lo anterior se complementa con artículos en profundidad sobre innovaciones en comunicación in situ para facilitar relación con la comunidad en zonas de operación petrolera, una mirada objetiva a la tecnología Star, entre otras temáticas con las cuales esperamos profundizar las necesidades de información de nuestros lectores en Brasil, Colombia, México y el sur de Estados Unidos.

Se trata entonces de una edición con la que esperamos abrir debates, generar inquietudes y plantear retos para un sector que, como nuestra Revista, está en crecimiento y continua evolución.

ditorial

La economía global, la política y las dinámicas sociales, son procesos cambiantes, influidos unos por otros como manifestación de la existencia de sociedades vivas y necesitadas de transformaciones constantes para alcanzar el desarrollo. La explotación de los hidrocarburos es al mismo tiempo motor y testigo de estas dinámicas, pues la cotidianidad actual de nuestra sociedad depende en gran medida del uso y consumo del petróleo, sus derivados y recientemente del gas.

Juan Felipe Echeverry Director Editorial Revista Negocios & Petróleo 6

Directora de desarrollo de negocios de la división Global Energy

CEO

Gold Sponsors

Ecopetrol

Gerente de gas

Boris Villa Gallo

Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH)

Comisionado

Edgar Rangel-German

events@bnamericas.com - sponsors@bnamericas.com +56 2 2941 0328 / +56 2 2941 0450

La Revista Petrolera de América Latina

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Con participación de:

PEMEX Gas y Petroquimica Basica (PGPB)

Centro Latinoamericano de Energía (CCLAEN)

Bolsa de Toronto (TSX)

Director General

Presidente

Americas Petrogas

Alejandro Martínez Sibaja

Luis E. Giusti

• El campo Ishpingo-Tambococha-Tiputini (ITT) en Ecuador contiene cerca de 846 millones de barriles de crudo pesado.

Cámara Petrolera de Venezuela

Ex-Presidente

Mauricio Canard Mendoza

GDF SUEZ Energy North America

Director Desarrollo de Negocios

Armando Aguilera Deza

• Pese a sus dificultades inmediatas, Brasil -que posee cerca de 15.000 millones de barriles de petróleo equivalente atrapados en la región presal- registrará el crecimiento más rápido de la producción petrolera fuera de Medio Oriente en las próximas dos décadas, según la Agencia Internacional de Energía.

• El plan de la estatal Ecopetrol para el período 2013-2020 incluye una inversión de US$75.000 millones, con el objetivo de alcanzar una producción de 1 millón de barriles diarios de petróleo para el 2015 frente a los 754.000 barriles diarios de petróleo del 2012.

• La reforma energética mexicana podría generar US$20.000 millones adicionales en inversión extranjera directa en el 2015, según Bank of America.

Una reunión imprescindible

reserve el día

26 y 27 de Marzo, Sheraton Panama Hotel & Convention Center, Ciudad de Panamá, Panamá

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10 y 11 de septiembre, The Westin Galleria Houston, Texas, EEUU

2nd LATAM OIL & GAS SUMMIT LATAM PORTS & LOGISTICS SUMMIT

ditorial ditorial

Algunos oradores

Exploración

Se dio por terminado el Proyecto STAR de

Pacif Rubiales en campo Quifa Comité Editorial Revista Negocios & Petróleo

E

l 23 de julio de 2014, Ecopetrol y Pacific Rubiales Energy anunciaron la finalización del Proyecto Piloto de Recuperación Controlada, más conocido como proyecto STAR. En comunicado de prensa conjunto, ambas empresas señalaron: “En vista [de] que Ecopetrol S.A. y Pacific Rubiales Energy concuerdan en considerar que el Proyecto Piloto de la Tecnología ‘STAR’ cumplió con la generación de la información para la evaluación de la tecnología y llegó a la fecha final aprobada, ambas empresas coinciden en recomendar: Dar por concluido el Proyecto Piloto de Recuperación Mejorada ‘STAR’ […]”.

La tecnología STAR (acrónimo, por sus siglas en inglés, de recuperación adicional térmica sincronizada) empezó a aplicarse de manera experimental en el campo Quifa (Meta), el cual es considerado como el tercer yacimiento productor en Colombia, con un volumen cercano a los 55.000 barriles diarios. Haciendo uso de la configuración existente de pozos de PRE para barrer el crudo hasta los pozos productores, se previó un aumento de recuperación de petróleo del 10% hasta el 40%, con lo cual se proyectó extender la vida económica de campo Quifa hasta años ulteriores al 2030. En otras palabras, esta tecnología consistía en una inyección de oxígeno sobre el pozo a fin de generar una alta temperatura en el crudo; logrado esto, la viscosidad del petróleo se reduciría y haría más fácil su posterior extracción.

8

Sin embargo, lo que se anticipó como una proyecto exitoso y patentando de Pacific Rubiales Energy, poco a poco fue siendo objeto de miradas y valoraciones técnicas. Una de las críticas más férreas al proyecto STAR provino de la Unión Sindical Obrera de la Industria del Petróleo “USO”, que indicó: “Proyecto STAR quemaría buena parte de las reservas petroleras. De ser exitoso, se extraería solo el 30% del crudo del yacimiento, mientras el 70% restante se quemaría, reduciendo de manera significativa las reservas del país. El proyecto STAR […] es una tecnología de principios del siglo XX, obsoleta y que ha fracasado en el 98.3% de los pozos donde se ha implementado en el mundo”.

Una posición similar, de gran repercusión mediática, fue la que mantuvo el senador Enrique Robledo, quien señaló que como respuesta a la posibilidad de extender el contrato de operación de Pacific Rubiales en el campo Quifa con base en el argumento de la tecnología STAR, debía volcarse la mirada a Ecopetrol mismo, que también tiene experiencia comprobada en extracción de crudo pesado. El senador manifestó: “Es incontrovertible que Pacific no pudo lograr lo prometido. Porque, de acuerdo con información de Ecopetrol que nadie ha refutado, las partes ‘acordaron como único factor de éxito’ que la producción aumentara en 125 por ciento sobre una curva básica, cosa que no sucedió, pues ‘la producción obtenida en ejecución del Piloto se encuentra 41.2 por ciento por debajo de la curva básica acordada’”.

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Exploración La respuesta a este tipo de cuestionamientos recibió respuesta directa de Pacific, quien en comunicado de prensa del 15 de agosto del 2014 señaló: “La compañía continúa avanzando con su tecnología mejorada para la recuperación de petróleo (STAR) diseñada para aumentar considerablemente los factores de recuperación en los singulares campos de petróleo pesado de Colombia. Bajo técnicas de flujo primario, nosotros y otros productores estamos dejando atrás 85% o más de un gigantesco recurso petrolero en el suelo. Es evidente que el aumento de la recuperación y la prolongación de la vida de los campos de petróleo pesado mediante tecnología avanzada pueden crear gran valor potencial para Colombia”.

En el trasfondo de esta discusión está en juego la definición del operador de campo Quifa en el 2016, cuando se venza el contrato con la compañía canadiense Pacific Rubiales. De algún modo, desvincular la necesariedad de esta tecnología para la operación del campo es también mostrar que otros operadores de hidrocarburos podrían aparecer en escena en campo Quifa, coyuntura en la cual Ecopetrol tendría especial potencial. Sin embargo, en las entrelíneas del comunicado de prensa de Pacific y Ecopetrol las puertas parecen no cerrarse del todo:

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“Ecopetrol y Pacific Rubiales estarán atentos a las conclusiones del estudio ex post. […] Las dos empresas reafirman su interés de seguir trabajando conjuntamente en el análisis y desarrollo de estas y otras iniciativas que permitan continuar aumentando el factor de recobro e incrementar la producción de hidrocarburos en los campos de operación conjunta en beneficio de las compañías y del país”. Sin duda alguna, el sector petrolero estará expectante de conocer los nuevos itinerarios que se construirán con base en esta tensión y, por supuesto, las decisiones estatales que se tomarán en beneficio de la operación de campo Quifa.

Refinación

Construcción de la Refinería del Meta, apuesta estratégica de

LLANOPETROL

Ricardo Rodriguez Henao Gerente LLANOPETROL

La Empresa de Petróleos del Llano (LLANOPETROL) coordina la construcción de la Refinería del Meta y su Complejo Petroquímico. Concebida para “jalonar” el desarrollo industrial y socioeconómico del país y del departamento del Meta, esta refinería será la más moderna y productiva de Colombia, referente en el ámbito latinoamericano y caracterizada por sus prácticas ecosostenibles.

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El departamento del Meta es hoy el primer productor de petróleo del país. En el 2013 tuvo una producción de 510.143, lo que representa cerca del 50% de la producción total del petróleo nacional. A partir de esta realidad, una pregunta fundamental empezó a gestarse en las mentes de Alan Jara, gobernador del Meta, y de Ricardo Rodríguez, gerente de LLANOPETROL: si las contribuciones del departamento en el desarrollo económico nacional son tan significativas, ¿por qué se manifiestan en el Meta complejas realidades de concentración de la pobreza, desempleo y desplazamiento, y un crecimiento socioeconómico insuficiente frente a sus posibilidades y potencialidades?

La respuesta derivó en la formulación de un macroproyecto que impulsara el desarrollo regional, en sus diferentes dimensiones: lo económico, lo industrial, lo social, lo medioambiental…

El proyecto de Refinería de Petróleo del Meta y su Complejo Petroquímico fue concebido, entonces, como una solución contundente y estratégica; y lo fue por varias razones: los recursos generados por la Refinería del Meta podrían ser inyectados para favorecer el desarrollo regional; las perspectivas de volúmenes de petróleo de la región continúan incrementándose; la transformación del crudo se realiza en otras refinerías alejadas del Meta, lo cual representa que los productos transformados que llegan a ser comercializados en la región tengan precios descompensados; y hoy el país requiere claros desarrollos industriales en el campo de la petroquímica.

Así, esta inciativa lejos está de identificarse como una fábrica de gasolina. Se trata de un macroproyecto que, además de efectuar la refinación del crudo pesado, pretende instalar otras unidades interconectadas y totalmente funcionales: un Centro de Acopio, una Planta de Fertilizantes, una unidad de producción de Páneles Solares Fotovoltaicos y un Sistema de Plasmagasificación (ver tabla). Además, en alianza con la Universidad Nacional de Colombia, se proyecta la constitución de la primera facultad de ingeniería petroquímica del país, con miras a satisfacer la demanda de profesionales que la Refinería habrá de necesitar cuando entre en operación.

Refinación Proyecto

Características y contribuciones centrales

Capacidad de 40.000 BPB, contenido de azufre del 2,34%, producción de gasolina y diésel catalíticos, destilación atmosférica, hidrotratamiento de nafta, producción de hidrógeno, uso masivo de fuentes alternativas de energía, tratamiento de gas, craqueo catalítico fluidizado.

Sistema de filtración y medición de flujo, línea de flujo y sistemas tubería, tanque de almacenamiento Centro de Acopio de productos y aditivos, servicio de blanketing, subestación eléctrica, casa de bombas.

Garantía de rendimiento de 25 años al 74,6%, 5 años de garantía del producto, electrificación de Páneles Solares pueblos en áreas remotas e instalaciones médicas rurales, suministro eléctrico doméstico y en Fotovoltaicos escuela aisladas de la red.

Sistema roll on-roll off, trayecto Rubiales-Villavicencio, reducción de tiempos y costos, disminución Ferrocarriles de los de impactos ambientales, velocidad de crucero de 70 km/h, reactivación del sistema férreo en Llanos Colombia Transformación de combustible carbonoso en un gas de síntesis, aprovechamiento del 100% de Plasmagasificación los residuos de los procesos de refinación, producción de energía limpia, no generación de cenizas volátiles, generación de vapor e hidrógeno.

Planta de Producción de úrea, producción de fertilizantes NPK (nitrógeno, fósforo y potasio), reducción de fertilizantes costos de insumos agropecuarios.

Refinería

Un proyecto altamente responsable con el medio ambiente Ricardo Rodríguez es enfático al llamar la atención sobre lo que hoy debería considerarse un pseudoproblema: el dilema “agua o petróleo”. Expresa que este dilema “preocupa no solamente a los metenses, sino al mundo en general, puesto que este recurso presenta un riesgo de disminución constante en los años venideros, y el llamado de la comunidad internacional es el de buscar mecanismos de desarrollo industrial con criterios de sostenibilidad ambiental eficaces”.

Según Ricardo Rodríguez, la Refinería del Meta para garantizar su responsabilidad ambiental y, sobre todo, un uso ecosostenible del agua requerida en los diferentes procesos y unidades, entre otras estrategias, plantea las siguientes: el diseño de un sistema de recolección de aguas lluvias a través de canales, conservadas luego en un reservorio artificial de más de 200.000 m3, que representará más del 50% del recurso necesario para la operación de la Refinería; la construcción de un sistema de cero vertimientos, a partir del tratamiento y la reutilización del agua en un circuito cerrado (sobre un barril de agua, se prevé solo la pérdida del 25%); la extracción de agua de acuíferos con profundidad cercana a los 200 metros, lo que permitirá no hacer uso de los acuíferos utilizados en la agricultura, que tienen un profundidad aproximada de 60 metros; y la implementación de políticas de reforestación que aseguren la producción y conservación del agua en el territorio.

Con una capacidad proyectada de 40.000 BPD, la puesta en marcha de esta refinería significará la reducción de cerca del 20% de los volúmenes de combustible importados al 14

país, lo cual indudablemente “jalonará” el desarrollo y la competitividad regional y nacional. Finalmente, es importante señalar que la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) otorgó la licencia ambiental para construir esta obra.

Ahora, se valoran posibles socios que soporten la viabilidad financiera del megaproyecto. A este ritmo, se proyecta que la Refinería del Meta y su Complejo Petroquímico estén listos para operar en el 2016.

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Transporte

Retos y perspectivas para el sector logístico en Colombia y América Latina Comité Editorial Revista Negocios & Petróleo

Positivo balance de X Expologística

Entre el 4 y el 6 de agosto se llevó a cabo en Corferias la décima versión de Expologística, un evento que reunió a cerca de 120 expositores nacionales, locales e internacionales y contó con la presencia de más de 5.000 visitantes que son líderes de países como Estados Unidos, México, Cuba, Panamá, Ecuador, Chile, Argentina, Brasil, Perú Venezuela, Austria, Londres, España e Italia, entre otros. Logrando agremiar en un sólo espacio gerentes, gerentes de logística, profesionales de logística de la industria, tecnologías, comercio exterior, proveedores del sector, comercializadores, grandes cadenas, pymes, gremios, asociaciones, consultores, academia y entre otros, brindando una experiencia y un intercambio de conocimiento único que permitió conocer las últimas tendencias del mercado.

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En el marco de la feria se llevó a cabo la 10ª versión del Congreso Internacional de Logística “Retos logísticos del líder, para triunfar en un mundo competitivo” con las últimas tendencias mundiales y los retos en la competitividad logística, un espacio en el cual expertos en la materia pusieron la nota más alta al compartir investigaciones, experiencias y conceptos sobre la actualidad y el futuro de múltiples aspectos claves para el desarrollo del sector logístico en el ámbito global.

Cualificación sectorial, un objetivo cumplido Uno de los objetivos planteados por Sala Logística de las Américas al organizar el Congreso Internacional de Logística es el de contribuir a la cualificación del sector logístico, promoviendo la eficiencia en el ámbito empresarial a partir de la innovación y el aprendizaje de las tendencias mundiales para lograr responder a los grandes desafíos de un mundo donde la única constante es el cambio. Así mismo, buscó tener un balance entre la formación integral del logístico y las tendencias mundiales que no se pueden perder de vista como una herramienta de estrategia empresarial.

Estos objetivos fueron cumplidos con creces en esta edición del Congreso, ya que fue la oportunidad para que líderes empresariales encontraran oportunidades y soluciones que les permitieran responder a las necesidades de sus clientes (rapidez, calidad, precio, etc.), con el fin de formular una propuesta de valor que les permita tener la visión estratégica necesaria para enfrentar un mundo cada vez más competitivo.

Una agenda académica de alto nivel Durante el evento participaron conferencistas nacionales e internacionales, entre ellos Argelis Moreno, Líder de la Línea de Autoridad del Canal de Panamá; Javier Díaz Molina, Presidente de Analdex; Roberto Rothstein, Gerente de Mostoles Industriales, Liborio Cuellar – Área Colombia General Manager Region Caribbean and Latin America West Coast (Hamburg Süd); entre otros.

Durante los tres días de Congreso se llevaron a cabo paneles que versaron sobre temáticas tan estratégicas para la actualidad y prospectiva del sector logístico como: El papel relevante del líder en el desarrollo logístico nacional y en el éxito empresarial, El líder logístico del futuro, y la Innovación logística de cara a los TLC. Así mismo, conferencias magistrales como El rol del “Global Solutions Provider” en la competitividad de las empresas; El impacto de la ampliación del canal de Panamá en la logística mundial; Soluciones de transporte adecuadas para cadenas logísticas de máxima eficacia; Futuras necesidades de la infraestructura portuaria de Colombia frente a la globalización; Zonas francas como eje de negocios e inversiones; y E - Commerce, implicaciones y tendencias en la logística.

Estos espacios académicos dejaron importantes reflexiones para los empresarios del sector, así como preguntas en torno

a los retos que el futuro cercano tienen para la logística latinoamericana de cara a los tratados de libre comercio que vienen firmándose en el continente, a la inminente entrada en funcionamiento del Canal de Panamá ampliado, a las exigencias que un mercado cada vez más tecnificado está imponiendo en términos de tiempos de transporte y entrega, así como a las necesidades de nuevos actores en crecimiento como el sector de los hidrocarburos con exploraciones offshore en muchos países de la región.

Para países como Colombia, algunos de los panelistas coincidieron en afirmar que se requiere acelerar las inversiones tanto públicas como privadas en la modernización de las vías terrestres, las vías férreas y los puertos, a fin de aprovechar con eficiencia la oportunidad que tiene la cercanía del país con el Canal de Panamá, la entrada en vigencia de varios tratados de libre comercio y el buen momento que están pasando las exploraciones de petróleo y gas tanto a mar abierto como en zona continental.

En igual sentido, expertos como la exministra Ángela María Orozco, afirmaron que también es importante que el empresario del sector logístico adopte experiencias gerenciales innovadoras, que permitan anticiparse a los retos y problemáticas optimizando los recursos existentes en beneficio de la cadena de valor, y por ende haciendo más eficientes los procesos al interior de las compañías.

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Portada

Tendencias del sector de hidrocarburos en América Latina: Comité Editorial Revista Negocios & Petróleo Fuente primaria de información: Dr. Pedro F. Carmona Estanga

una lectura geopolítica El negocio de los hidrocarburos en el mundo y en América Latina se desarrolla en medio de complejas interrelaciones. El análisis de este sector se queda corto desde una simple mirada económica; las lecturas actuales ponen de relieve los panoramas geopolíticos, por cuanto de allí derivan importantes decisiones, transformaciones y retos por asumir. Revista Negocios & Petróleo estableció diálogo con el Dr. Pedro F. Carmona Estanga, director del Instituto de Hidrocarburos, Minas y Energía de la Universidad Sergio Arboleda, con miras a intuir aproximaciones geopolíticas en las coyunturas actuales. Acá el sustrato de sus reflexiones.

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Geopolítica mundial Los hidrocarburos constituyen un negocio que puede asimilarse a la imagen de un sistema de relojería: sus componentes no están aislados, sino que conforman un engranaje de afectación recíproca. Temas como la oferta, la demanda, los volúmenes de producción o los precios son algunas de las dinámicas que varían en la geopolítica del mercado de los hidrocarburos. Así, en el escenario internacional se están gestando fenómenos importantes relacionados con las tensiones políticas y los conflictos bélicos entre naciones.

En el caso de la tensión UcraniaRusia, por ejemplo, es claro que podría afectarse el suministro normal, las garantías o la seguridad de provisión de hidrocarburos. Rusia, que provee la cuarta parte de gas en Europa, puede ver afectada su economía si Ucrania decide impedir el transporte de gas por los gasoductos que atraviesan su territorio, o bien, por las sanciones impuestas por la Unión Europa.

Otra situación que se pone también de relieve en el ámbito internacional es la de los conflictos en el Medio Oriente,

región que al ser una de las mayores fuentes y reservas de petróleo en el mundo, también puede coadyuvar en una desestabilización económica mundial por vía de las provisiones energéticas que aseguran los hidrocarburos.

Sin embargo, una pregunta insoslayable surge en este contexto: pese a los conflictos y tensiones en mención, y en medio de la incertidumbre económica que ello colige, ¿por qué hoy los precios del petróleo tienden a la baja? A finales de agosto del 2014 el precio por barril del petróleo de Texas (WTI) oscilaba entre los US$93 y los US$94. Este fenómeno puede obedecer a diferentes causas: por un lado, el incremento progresivo de gas shale (o gas lulita) en Estados Unidos, que responde a una fuerte política de abastecimiento energético a partir de recursos del esquisto y, por ende, reemplaza en parte la necesidad de combustibles líquidos. De hecho, los patrones de consumo en Estados Unidos están moviéndose hacia el consumo de gas a precios bajos, lo que, en consecuencia, reduce gradualmente las importaciones de crudo hacia este país. Por otro lado, es probable también que las reservas estratégicas de petróleo de los Estados Unidos estén en un nivel alto, por lo cual esta

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Portada nación no requiere de una mayor demanda para restituir o mantener sus reservas en niveles aceptables.

A la anterior lectura se aúna un comportamiento relativamente débil de la economía mundial, sobre todo en los países desarrollados. Europa y Estados Unidos están estimando sus proyecciones de crecimiento, y en esta valoración encuentran una relación directa entre la demanda de hidrocarburos y el comportamiento económico. Con un crecimiento económico cercano —o incluso inferior— al 1%, una contracción de la demanda es apenas esperable. Así también sucede con China, con reducidas tasas de crecimiento cercanas al 7%.

A la postre, este panorama permite concluir que los hidrocarburos siguen y seguirán siendo en el mediano plazo la principal fuente de energía, aun cuando estén emergiendo interesantes proyectos de energías no convencionales. No obstante, se puede prever que el desarrollo de las industrias de fuentes energéticas alternativas, como la energía eólica o la solar —la energía nuclear está un poco anquilosada luego de que en el 2011 el desastre de Fukushima encendiera las alarmas—, dependerá del comportamiento mismo del mercado hidrocarburífero, sobre todo en función de los futuros precios o de la capacidad de aprovisionamiento de los países.

Geopolítica latinoamericana Venezuela. Se estima que América Latina tiene cerca del 20 % de las reservas mundiales de petróleo.

En este panorama, Venezuela continúa perfilándose como el país con mayores reservas mundiales de crudo; recientemente, Rafael Ramírez, ministro de Petróleo y Minería de Venezuela, indicó que su país tenía reservas para 300 años. Así, de lejos la preocupación de este país son los volúmenes de petróleo disponibles, sino que sus dificultades aparecen desde otras orillas: la inversión, la exploración y explotación, y las medidas políticas adoptadas por su Gobierno. Como resultados de la insuficiente inversión y del financiamiento sociopolítico que se le exige hoy a PDVSA, se han visto debilitados considerablemente desde aspectos de la producción como del recurso humano. En otras palabras, PDVSA ha desviado su horizonte del negocio de petróleos propiamente dicho (en términos, por ejemplo, de alcanzar mayores niveles de producción o asegurar la inversión tecnológica y social necesaria) por tratar de cubrir el conjunto de obligaciones adjudicadas por el Régimen.

Los niveles de producción en el país distan hoy de ser lo que aspiraron en la década de los años noventa, cuando se vislumbró un ambicioso plan de inversión e internacionalización: la proyección inicial es que Venezuela habría de producir 5 millones de barriles diarios, cifra que es notoriamente inferior a los 3 millones de barriles diario que, según fuentes oficiales, hoy produce. A esta coyuntura se le suma, por un lado, la preocupante fuga de talento humano, luego de haber recibido la formación en el país; y, por el otro, la pérdida de la iniciativa de internacionalización del país, resultado de la decisión de vender activos estratégicos, por ejemplo de Citgo, filial de PDVSA en Estados Unidos que realiza procesos de refinación de petróleo y de fabricación y comercialización de petroquímicos. El panorama es menos alentador con la actual deuda que Venezuela tiene con China, que incluso supera las reservas internacionales.

México. Sin embargo, otros países representan mercados interesantes por sus reservas de crudo y, principalmente, por las recientes políticas implementadas. México configura hoy un escenario donde las miradas mundiales se han puesto (véase, en este revista, el artículo “México, hacia la participación en la geopolítica regional”). Siendo un importante abastecedor del mercado hidrocarburífero de los Estados Unidos y luego de legislar su Reforma Energética, México hará posible que Pemex y el Estado mismo se asocien con empresas privadas para iniciar acciones exploratorias. Luego de 76 años de estatización severa, es bastante seguro que la Reforma Energética hará posible que la inversión cambie sustancialmente, sobre todo por las potenciales reservas costa afuera halladas en el Golfo de México.

Es importante señalar que si bien esta reforma no es excluyente para posibles aliados latinoamericanos, sí marca la necesidad de que los otros países se tornen los suficientemente competitivos en términos de normatividad (por ejemplo, en procesos de consultas previas y licenciamientos ambientales) y de seguridad.

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Brasil. Con una producción de 2 millones 152 mil BPD, sin lugar a dudas Brasil ocupa un lugar estratégico en el contexto petrolero latinoamericano. A estos niveles de producción contribuyó significativamente la explotación del presal, una importante reserva que en julio del 2014 había alcanzado el récord mensual de 480.000 MPD (ver, en esta revista, el artículo “¿El despertar de un gigante de los hidrocarburos?”). Resultado de sus exitosos procesos hidrocarburíferos en el presal, Brasil ha desplegado grandes inversiones en investigación & desarrollo y tecnología, lo que marca, desde ahora, una importante concepción de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, como los señala Petrobras (2014): “Petrobras está orientando gran parte de sus esfuerzos a la investigación y al desarrollo tecnológico que asegurarán, en los próximos años, la producción de esa nueva frontera exploratoria. Un ejemplo es el Programa Tecnológico para el Desarrollo de la Producción de los Reservorios Presal (Prosal), a ejemplo de los exitosos programas desarrollados por su Centro de Investigación (Cenpes), como el Procap, que hizo viable la producción en aguas profundas. Además de desarrollar tecnología propia, la empresa trabaja en sintonía con una red de universidades que contribuyen a la formación de una sólida cartera tecnológica nacional”.

Colombia. Hoy Colombia abre progresivamente sus puertas a organizaciones que, aunque de menor tamaño en comparación con grandes multinacionales, han logrado especializarse en determinados procesos y territorios del mercado de los hidrocarburos. Esto habrá de ser posible a través de la Ronda 2014. Sin embargo, desde la visión actual, se calcula que Colombia tiene reservas de petróleo para aproximadamente siete años, lo que obliga a volcar la mirada hacia la exploración costa afuera. De hecho, este tipo de exploración se concibe hoy como una estrategia fundamental para el incremento de las reservas petroleras nacionales, y se prevén inversiones de US$217 millones provenientes de los seis bloques off-shore. Importancia estratégica tiene también hoy el proyecto de Refinería del Meta (ver, en esta revista, el artículo “Construcción de la Refinería del Meta, apuesta estratégica de LLANOPETROL”) y el posible acuerdo de paz con el grupo armado de la FARC, lo cual potencialmente mejoraría las condiciones de seguridad para la industria petrolera.

Ecuador. Como consecuencia del escaso incremento del volumen de producción diaria de petróleo durante la última década y de las controversiales medidas económicas y políticas de su Gobierno (por ejemplo, expropiación de activos o cambios en los contratos con las petroleras), hoy este país se ha visto abocado a la exploración y explotación de hidrocarburos en el parque natural Yasuní, en la cuenca amazónica. Con una producción de 550.000 BDP, el posible escenario petrolero del país se mantendría estable o mejoraría con la posibilidad de desarrollar actividades de exploración y explotación en reservas naturales, aunque desde claros principios de ecosostenibilidad.

Portada

Comité Editorial Revista Negocios & Petróleo

¿El despertar de un gigante de los hidrocarburos?

Perspectivas del desarrollo del sector petrolero en Brasil Según cifras oficiales del gobierno brasileño, con 7,5 millones de kilómetros cuadrados distribuidos en 29 cuencas sedimentales con potencial para petróleo y gas, y poco más del 4% de esa área subconcesionada para actividades de E&P, Brasil se posiciona como una de las plazas con mejores oportunidades de negocios en el escenario mundial, siendo las reservas a mar abierto sólo la parte más visible del potencial que en el medio plazo espera ubicar al país entre los grandes productores de hidrocarburos a nivel mundial.

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Actualmente el sector del petróleo y gas tiene una participación del 13% del PIB brasileño, representando un aumento vertiginoso año tras año, pues en 2000 esta contribución era de sólo el 3%, lo cual ha impulsado también otros importantes avances en el desarrollo del país en la última década. El Índice de Desarrollo Humano, por ejemplo pasó del 0,67 en 2000 al 0,73 en 2012; el número de empleos en el sector petrolero ha tenido un impacto positivo también, pues a pesar de la desaceleración de la tasa de desempleo nacional, en el sector se pasó de un 9.9% en 2002 a un 6.7% en 2012.

Pero, ¿cómo ha sido el desarrollo de ese sector de la economía brasileña en los últimos años? ¿Cuáles han sido los principales aciertos de Gobierno y sector privado ante la reciente aparición de tantas posibilidades de desarrollo mineroenergético? y ¿Cuáles los retos que aún le esperan al gigante suramericano para posicionarse como un verdadero peso pesado de los hidrocarburos en el mundo? Revista Negocios y Petróleo, ad portas de la realización de la feria Rio Oil and Gas 2014, indagó con varios expertos brasileños al respecto, y esto fue lo que encontró.

2013, el año de las grandes rondas licitatorias Visto en perspectiva, el 2013 fue un año histórico para Brasil en cuanto al repunte de su potencial como país petrolero, fue el año en el que el gobierno brasileño retomó las rondas licitatorias y abrió sus recursos a la inversión extranjera en la búsqueda de hacerse más competitivo y acrecentar los negocios generados por concepto de exploración y explotación que, durante las más de 120 rondas realizadas entre 2005 e 2012 sumaron US$ 2,75 billones.

Y es que durante los últimos 13 años y hasta 2013 las rondas de licitación de bloques de exploración y producción de petróleo y gas natural, que en Brasil son convocadas por la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), se enfocaron principalmente en la

La primera ronda Tuvo lugar en el mes de mayo y licitó áreas en 11 estados de la llamada margen Ecuatorial Brasileña que va desde el estado amazónico de Amapá hasta el sudeste, incluyendo áreas con buenas perspectivas de gas natural en tierra.

De 64 empresas participantes resultaron vencedoras en la puja licitatoria un total de 30 firmas, 12 brasileñas y 18 extranjeras de 11 países.

En total fueron licitados 289 bloques (123 en tierra y 166 en el mar) cubriendo una área de 155,8 mil km², distribuidos en 11 cuencas sedimentares (nuevas fronteras y maduras): Barreirinhas, Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Parnaíba, Pernambuco-Paraíba, Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas e Tucano Sul, algunas de las cuales ya tuvieron actividades de exploración y producción de petróleo y gas y por tanto tienen infraestructura instalada.

La segunda ronda Tuvo lugar en el mes de octubre, licitando exclusivamente potencialidad en aguas adentro, tratándose de un polígono marino de cerca de 170 kilómetros en la costa de los estados de Río de Janeiro, Espírito Santo y São Paulo que, según estimaciones de la ANP, tiene un volumen recuperable de 8 a 12 billones de barriles aproximadamente.

ampliación de las reservas y la reducción de la histórica dependencia externa de combustibles; mientras que en 2013, luego de cinco años sin rondas, se retomó el proceso licitatorio esta vez con la certeza de los importantes recursos a mar abierto, orientados no sólo a satisfacer el creciente mercado interno, sino además para posicionar al país como un exportador de hidrocarburos, lo que puso los ojos de los empresarios petroleros de todo el mundo en las costas brasileñas.

El Gobierno federal aprobó para 2013 la realización de tres rondas de licitación, una enfocada al norte y nordeste del Brasil, otra a los yacimientos offshore, principalmente en el sur del país, y una tercera orientada a gas natural en tierra.

Esta ronda tuvo como principal vencedor a un consorcio conformado por Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) y CNOOC (10%), con propuesta de pago para la Unión Federal del 41,65% del lucro en petróleo. Hubo también una importante participación de multinacionales europeas y en un menor porcentaje de empresas chinas.

La tercera ronda Se llevó a cabo el 28 de noviembre en Río de Janeiro y en ella la ANP ofertó 250 bloques exploratorios con potencial para gas natural y no convencional en siete cuencas sedimentales localizadas en los estados de Amazonas, Acre, Tocantins, Alagoas, Sergipe, Piauí, Mato Grosso, Goiás, Bahía, Maranhão, Paraná y São Paulo, totalizando 168.348,42 km². De este total 110 bloques se licitaron en áreas de nuevas fronteras como una forma de atraer inversión en regiones poco conocidas, permitiendo la llegada de desarrollo tecnológico y económico a otros territorios.

La protagonista de esta ronda fue Petrobrás que obtuvo 49 de los 72 bloques licitados. De estos, 27 fueron ganados por la empresa estatal de forma individual y 27 en alianza con empresas como Nova Petróleo, Cowan, GDF Suez y Ouro Preto.

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Portada Una reglamentación compleja para la inversión extranjera La retoma de las licitaciones por parte de la ANH motivó una revisión del modelo de reglamentación para la exploración y la explotación petrolera. En 2010 la Ley 12.351 instituyó lo que se conoce como Régimen de partilha para el polígono a mar abierto y para otras áreas consideradas estratégicas para Brasil, manteniendo las demás cuencas bajo el régimen de concesión regido por la Ley 9.478, o el de concesión onerosa regido por la Ley 2.045.

El Régimen de partilha de producción previsto para la exploración a mar abierto estipula que el petróleo extraído es propiedad exclusiva del Estado, no obstante, el contratante, al explorar y extraer petróleo con sus propios recursos tiene derecho a una parte de lo extraído. Esta reglamentación permite pagar algunos bonos de firma para la producción, aunque la práctica más común es no hacerlo.

Así mismo, la ley estipula que una parte de la producción por parte del Estado pueda ser retenida y almacenada por el mismo Estado, aunque éste puede valerse de una empresa estatal para que gerencie y comercialice esta producción o bien contratar al propio explorador del campo para que lo haga.

Por su parte, el Régimen de Concesión, vigente en antiguos contratos de exploración estipula que la propiedad del petróleo extraído en una determinada área o bloque de concesión es propiedad exclusiva del concesionario por unos 20 ó 30 años según el contrato, a cambio de una compensación financiera para el Estado. No obstante, para ser propietario del petróleo extraído, el concesionario debe pagar al Estado, en dinero, los impuestos relacionados y la remuneración incidente sobre la receta bruta obtenida con la producción del petróleo.

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El Régimen de Cesión Onerosa prevé que la Unión podrá ceder a Petrobrás el derecho de ejercer actividades de E&P por su cuenta y riesgo en determinadas áreas a mar abierto, sin licitación, con un límite de hasta cinco billones de barriles de petróleo y gas natural.

El valor de esta cesión onerosa es definido según las mejores prácticas de la industria del petróleo y Petrobrás pagará a la Unión ese valor.

Este tipo de legislación, si bien tiende a flexibilizarse teniendo en cuenta las demandas y desafíos actuales para atraer inversión extranjera que trabaje mancomunadamente con gobierno y empresa brasileños para la exploración y explotación de tan amplías cuencas geográficas, aún representa obstáculos para la eficiencia en los procesos en comparación con otros países vecinos que vienen trabajando en marcos normativos más asequibles.

Desafíos para el desarrollo a mar abierto De la mano con los obstáculos normativos y legislativos que aún persisten, según expertos brasileños y firmas evaluadoras internacionales, algunos de los grandes desafíos que aún le quedan a Brasil para avanzar rápidamente y competir con igualdad de condiciones que otros pesos pesados del petróleo a nivel mundial son: por un lado la escasez de capital humano formado profesionalmente en gerencia, dirección y operación de proyectos de exploración, explotación y transporte de petróleo y gas. Esto sumado al hecho de que los grandes descubrimientos demandarán una mejor gestión de recursos humanos por parte de las empresas y un mayor número de técnicos e ingenieros con capacidad para actuar en un sector que requerirá cada vez más recursos técnicos para dar respuestas a una demanda creciente.

En ese sentido, Petrobrás ha estado invirtiendo fuertemente en tecnología por medio de su Centro de Investigación (Cenpes) y en alianza con varias universidades para desarrollar tecnología y capital humano enfocado en las necesidades de la industria.

Precisamente, otro gran desafío tiene que ver con la innovación tecnológica, ya que las operaciones offshore demandarán tecnología y recursos específicos y, aunque Petrobrás esté invirtiendo en desarrollar procesos, en el entretanto existen componentes y servicios necesarios que deberán ser suplidos por compañías internacionales. La experiencia de grandes jugadores internacionales y el desenvolvimiento de tecnología o de insumos que no son suplidos por el mercado nacional tendrán un papel fundamental en el desenvolvimiento de las reservas no convencionales.

Frente a la inversión y teniendo en cuenta que los recursos necesarios para desarrollar el potencial de hidrocarburos en el país es bastante alto, se hace necesario que Brasil atraiga volúmenes adicionales de inversión que bordean el PIB de varios países de la región, así mismo, se hace necesario abrir espacio y oportunidades para que se creen o lleguen al país empresas de varias partes de la cadena de abastecimiento para atender las demandas actuales y futuras.

En conclusión, si bien las expectativas de desarrollo del sector de petróleo y gas son bastante altas, y muchas las posibilidades de alcanzar una evolución positiva que beneficie tanto económica como socialmente a Brasil, aún son muchos los desafíos pendientes para lograr aprovechar con eficiencia y eficacia todo el potencial natural existente y consolidarse como una de las cinco economías más fuertes del mundo que es, en últimas, la meta del gigante suramericano.

Portada

México: hacia la participación

en la geopolítica regional de los hidrocarburos

Adrián Díaz periodista mexicano, experto en la Reforma Energética.

Diana Tapia Rojas Regional Manager for North and Central America Revista Negocios & Petróleo

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El 11 de agosto de 2014 y ante 1500 asistentes, entre los que se encontraban el Gabinete Legal y Ampliado, gobernadores, empresarios, exsecretarios de energía, la Iniciativa Privada (IP) y otros actores de los gremios político e industrial, el presidente de los Estados Unidos Mexicanos, Enrique Peña Nieto, promulgó una de las reformas más importantes de su gobierno: la Reforma Energética. Y aunque partidos políticos de oposición a su gobierno desaprobaron y no estuvieron de acuerdo con las nuevas leyes, otros ofrecieron su apoyo total a los cambios que en materia energética y petrolera están por venir.

México y su potencial minero-energético Actualmente, México cuenta con una reserva superior a 42.158 millones de barriles de petróleo crudo y gas en el subsuelo. De esa cantidad, hay más de 9800 millones de barriles de petróleo crudo como reservas 3P (probadas, probables y posibles) y que tienen 10% de probabilidad de ser extraídas. Cálculos conservadores indican que en yacimientos profundos ubicados mar adentro en el Golfo de México hay alrededor de 26.000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente sin explorar, además de la existencia en el subsuelo de gas natural y la confirmación de estudios prospectivos que indican que son más de 140

billones de pies cúbicos. En el presente, Pemex produce 2,5 millones de barriles de petróleo diarios.

Para generar energía eléctrica, el país cuenta principalmente con 11 hidroeléctricas, 23 termoeléctricas, 1 nucleoeléctrica, 2 carboeléctricas y 1 geotermoeléctrica, entre otras centrales que suman una capacidad efectiva, al 2013, de 38.850 megawatts. Datos preliminares de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) indican que para el segundo trimestre del 2014, 98% de la población mexicana disfruta del servicio eléctrico.

Potencial de hidrocarburos en México

Cuencas

Fuente: Sintesis informativa del Sector Energético para México y Venezuela “Primer Enfoque” (Energy Delphos (Your Energy Business Conection), año 10, número 197 del 12 de Octubre del 2007). http: //wwwprimerenfoque.com.mx

Como % del total Recursos Prospectivos (2) de recursos prospectivos (MMMbpce)

Golfo de México profundo

29.5

Sureste

18.1 33.6%

54.9%

Burgos

3.1 5.8%

Tampico - Misantla

1.7

Veracruz

0.8 1.5%

Sabinas

0.3 0.6%

Plataforma de Yucatán

0.3

3.1%

0.6%

El camino de la Reforma Para aprovechar mejor estos recursos, el 12 de agosto del 2013 el presidente de México envió al Congreso de la Unión la iniciativa de Reforma Energética para modificar los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución. Aprobada por el Senado de la República el 11 de diciembre, por la Cámara de Diputados el 12 del mismo mes y por la mayoría de los Congresos de los Estados, la Reforma fue anunciada el 18 de diciembre de 2013.

Meses después, el Ejecutivo Federal remitió al Senado un paquete que integra 21 leyes secundarias agrupadas en 9 bloques, 9 leyes de nueva creación y 12 para ser modificadas; todas para dar sustento jurídico a la Reforma. Llegaron al congreso el 30 de abril del 2014, fueron analizadas,

discutidas, enriquecidas y avaladas por las dos Cámaras en periodos extraordinarios que concluyeron el 6 de agosto. Así se configuró la Reforma Energética más importante de los últimos tiempos en México y que, a su vez, puso fin a un monopolio petrolero estatal de 76 años y de energía eléctrica de más de 5 décadas.

La iniciativa presidencial y el trabajo legislativo crearon nueve leyes: de Hidrocarburos; de la Industria Eléctrica; de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; de Petróleos Mexicanos y otra para la CFE. También se crearon las leyes de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector hidrocarburos; de Energía Geotérmica; de Ingresos sobre Hidrocarburos; así como la del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo.

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Portada

Con el nuevo marco jurídico, el mercado energético operará así: Tanto la IP nacional como extranjera pueden participar en la exploración, extracción e importación de gas o petróleo, y en la generación y comercialización de energía eléctrica. A su vez, las Empresas Productivas del Estado, en lo que se transformaron Pemex y CFE con la Reforma, podrán asociarse con particulares. Para la exploración y extracción de hidrocarburos, Pemex puede hacerlo bajo cuatro modelos de contrato, que se otorgarán a particulares que ofrezcan la mejor oferta económica y de inversión. Asimismo, la petrolera podrá participar en exploración y extracción a través de las asignaciones directas otorgadas en la Ronda Cero; lo hará de manera individual o en asociación con empresas subsidiarias, filiales o con el sector privado.

En cuanto a hidrocarburos y energía, la Reforma permitirá los siguientes beneficios: En enero del 2016 se terminará el monopolio de Pemex en la venta de combustibles, en tanto las compañías privadas nacionales o extranjeras podrán instalar gasolineras a lo largo del territorio mexicano. En el 2017 se dará paso a la importación libre de gasolina y a la liberación de precios del gas LP, y en el 2018 los precios de la gasolina y el diésel se regirán por la oferta y la demanda.

El sector eléctrico también se abre a la IP en el mercado mayorista, pues las empresas que generen luz tendrán autorización de venderla bajo las reglas del mercado. Aunque el sector empresarial participará en la generación de electricidad, las redes de transmisión y distribución permanecerán bajo el control del Estado.

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Ronda Cero Es la etapa de asignación de las áreas de explotación y producción para Pemex. Esta empresa explotaría una superficie de casi 90.000 kilómetros cuadrados, que equivalen a 20.600 millones de barriles de petróleo crudo.

Los proyectos en tierra que le fueron asignados se ubican principalmente en los estados de Tabasco y Veracruz; los no convencionales, en Veracruz, Tamaulipas, Nuevo León y Chihuahua; los de aguas someras o de poca profundidad y los de aceites extrapesados, en Tabasco; y en aguas profundas del Golfo de México destacan los yacimientos de Han y Holok, así como los del Cinturón Plegado Perdido y los de Faja de Oro, en Ébano de Chicontepec. Al respecto, Emilio Lozoya, director general de Pemex, indicó:

Se trata de un grupo de 10 proyectos que por su alta complejidad técnica, su intensidad en capital o por otras consideraciones estratégicas dentro de nuestra cartera de proyectos se pueden beneficiar de la participación de compañías que complementen el capital, el conocimiento y la especialidad operativa de Pemex.

En conjunto, los 10 proyectos de asociación estratégica farm outs involucran la inversión de 32.295 millones de dólares en horizontes que varían de 5 a 10 años dependiendo de cada plan.

Entre 2014 y 2015, los contratos que fueron firmados por la empresa privada con Pemex antes de la promulgación de la Reforma deberán ser modificados y migrar a cualquiera de los cuatro tipos de contrato que marca la nueva ley de hidrocarburos: de Servicios, de Utilidad Compartida, de Producción Compartida o de Licencias.

Ronda Uno En esta etapa, Pemex buscará asociarse con empresas privadas nacionales y extranjeras, para explorar y explotar yacimientos de difícil acceso, tal como lo señala Gustavo Hernández, director de Pemex Exploración y Producción:

Los campos que hemos descubierto en aguas profundas requieren alrededor de 8000 millones de dólares, y eso claramente una empresa pequeña no lo puede solventar; entonces, debemos encontrar socios capitalistas para apalancar y afianzar estos proyectos de alta demanda de inversión.

El 14 de agosto, la Secretaría de Energía (Sener) publicó las prebases de las licitaciones, los modelos y términos de los contratos; mientras que la Secretaría de Hacienda presentó las condiciones fiscales y variables de adjudicación. Entre el 14 de octubre de 2014 y el 15 de enero de 2015, la Sener preparará el estudio de impacto social de los proyectos, para darle paso a licitaciones y a la aprobación de estas.

En septiembre de 2014 se presentará el Programa Estratégico para la Formación de Recursos Humanos en Materia de Hidrocarburos. Participarán las Secretarías de Energía, Educación Pública y el Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (Conacyt).

En octubre de este año se publicarán los reglamentos de la legislación secundaria de la Reforma, se presentará el decreto de reestructuración y modernización del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y se anunciarán los lineamientos para la emisión de los certificados de energías limpias. A finales del 2014 estará listo el reglamento de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección del Medio Ambiente del sector de los hidrocarburos.

Con la puesta en marcha de la Reforma Energética, desde ahora México es considerado uno de los países potencialmente activos y con mayor ascenso dentro del mercado regional de los hidrocarburos. Su amplia riqueza de crudo y gases convencionales y no convencionales a lo largo y ancho de su territorio lo hacen merecedor de figurar al lado de naciones con abundante demanda energética, como Brasil, Argentina, Canadá y Estados Unidos.

Al mismo tiempo, y con la tensión política que se vive actualmente en Rusia y Medio Oriente —zonas con millonarias reservas petroleras—, las grandes empresas e industrias del sector centran su atención en un país económica y políticamente estable, que ofrece infinitas posibilidades a la inversión local y extranjera. El portal de noticias El Financiero (2014) ofrece en este sentido un ejemplo revelador:

El Grupo Financiero Santander informó a la opinión pública que tras la aprobación de las leyes de la Reforma, participará activamente en el desarrollo de infraestructura en proyectos de energía con una inversión cercana a los 5000 millones de dólares, en particular con la CFE y Pemex. En un comunicado, el grupo detalló que durante los últimos 12 meses se han cerrado 10 proyectos de infraestructura energética en el mercado mexicano, de los cuales Santander ha participado en seis.

Como se ve, inyección de capital, formulación de nuevos proyectos energéticos y de hidrocarburos, e importantes transformaciones en el territorio mexicano empiezan a vislumbrarse en el seno de este país luego de la aprobación de su Reforma Energética.

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Perspectivas del Sector

Informe 2014 Oil and Gas Reality Check de Deloitte Comité Editorial Revista Negocios & Petróleo

El reporte 2014 Oil and Gas Reality Check de Deloitte, presenta en cinco tendencias clave los retos que enfrenta la industria y la dinámica del nuevo escenario energético global, en el que se profundizan las interdependencias entre naciones y se fortalecen nuevos actores.

Según el informe, la simultánea inclinación del mercado energético mundial hacia la adopción de combustibles más limpios y ecológicos, favorece el auge del gas natural y, en consecuencia, del gas natural licuado, dentro de un entorno universal en el cual el empleo de este combustible se está globalizando rápidamente.

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Mercados de energía y su relación con la nueva escena geopolítica global Las repercusiones del auge energético de Norteamérica, pasando de ser uno de los principales importadores a convertirse pronto en exportador, están comenzando a sentirse en Oriente Medio, Rusia y China. Esta tendencia se verá reflejada en nuevas fuentes de suministro, mayor competencia, la reconfiguración del panorama geopolítico global y la profundización de las interdependencias que existen hoy entre las naciones, de acuerdo con el estudio 2014 Oil and Gas Reality Check de Deloitte.

El estudio se enfoca en los fenómenos de expansión y contracción en varios frentes: los altibajos en el dominio entre proveedores; la progresión hacia la globalización desde la regionalización en los mercados de energía, las acciones crecientes de algunos combustibles y el rol declinante de otros en el portafolio energético global y la apertura y cierre de fronteras en respuesta a las preocupaciones geopolíticas.

Adi Karev, Director Global para la Industria de Petróleo y Gas en Deloitte comentó: “Este año los mercados energéticos han sido marcados por motivaciones geopolíticas y pragmatismo a un nivel nunca antes visto. Los efectos que se derivan de la revolución energética de Norteamérica serán sentidos tanto en una disminución en las tensiones asociadas al suministro energético en Eurasia, así como la continuación de los esfuerzos de Estados Unidos por mantener su rol como guardián del balance de poder global, frente al ascenso de China y la revitalizada influencia de Rusia en los asuntos mundiales”.

Énfasis del Estudio

1. Energía global: la revolución norteamericana Estados Unidos está posicionado para convertirse, a finales de esta década, en exportador neto de gas natural, según proyecciones emitidas por la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA). “Algunos temen que ese sentimiento creciente de autosuficiencia se traduzca en un mayor aislamiento y una negativa para permanecer comprometido en asuntos internacionales.

Sin embargo, ese escenario es poco probable en la medida en que vemos nuevas fuentes de oferta y mayor competencia por la demanda, especialmente en Asia Pacifico. Un simultaneo cambio hacia combustibles más limpios en el portafolio energético global que se acomoda mejor al gas natural, y consecuentemente por el LNG en la medida en que el gas natural se globaliza, dice Karev” 2. Suministro de energía: Nuevas fuentes, nueva geopolítica La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y Rusia, han dominado el sector de las exportaciones de gas y petróleo por más de medio siglo. Hoy, los nuevos proveedores están retando su dominio, y en el proceso, alterando el actual entorno geopolítico. “Las nuevas fuentes de suministro sacudirán los mercados globales de hidrocarburos en la siguiente década. Incrementado el resultado americano, así como el crecimiento en Canadá, México, Brasil y Kazajistán, rearmará los mercados globales y el entorno geopolítico.

Estamos probablemente ante la disminución del dominio de los productores tradicionales, principalmente los países OPEP y Rusia, que serán retados y serán forzados a competir más agresivamente a mantener su participación de mercado e influencia”, dice Karev.

3. Portafolio energético: Un cambio en el orden global El mercado energético global está virando hacia combustibles más limpios tales como el gas natural. En Norteamérica el gas natural es cada vez más usado en la generación de energía, manufactura y transporte. Japón

también tiene planes para incrementar la participación del gas natural en su mezcla de generación, continuando un curso que fue fijado después del incidente de Fukushima, accidente que forzó una pausa en la generación nuclear.

En Europa, el deseo por adoptar combustibles más limpios continuará a pesar de algunos retrocesos en el proceso por los altos costos de las energías renovables, que han impulsado la región, al menos temporalmente, a mayores consumos de carbón.

4. Producción energética: megaproyectos de gas y petróleo demandan nuevas estrategias de gestión de proyectos Las reservas de megaproyectos de gas y petróleo –aquellas que ascienden a más de 1.000 millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP)– pueden ser agrupadas en tres categorías: tradicionales, nueva era y no convencionales. Los proyectos tradicionales comprenden proyectos on shore, en aguas superficiales y crudo pesado; los proyectos nueva era abarcan tecnologías para gas natural y licuado (LNG), gas a líquido (GTL), aguas profundas y el Ártico; y, los proyectos no convencionales hacen referencia a esquistos, petróleo de formaciones compactas y arenas petrolíferas en Canadá.

5. Nacionalismo energético: Movido por la codicia, temor y orgullo El nacionalismo de los recursos resulta de una fuerte pugna entre tres motivaciones muy humanas: el deseo de riqueza en la medida en que los recursos se monetizan (codicia); el deseo de seguridad energética toda vez que las sociedades modernas dependen excesivamente de la energía (miedo); y, el deseo de mantener la soberanía nacional sobre los recursos propios para así impulsar el propio desarrollo (orgullo). Cada país lucha con esas agendas opuestas y conflictivas en algún punto, reflejando cambios en las dotaciones nacionales, los objetivos de desarrollo local y las prioridades nacionales.

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Perspectivas del Sector

Ecopetrol y Campetrol

firman acuerdo de transparencia Comité Editorial Revista Negocios & Petróleo

y lucha contra la corrupción

Conscientes de cómo la corrupción afecta el acceso a los mercados y la competitividad de las organizaciones, el 7 de agosto de 2014, las 191 empresas que conforman la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros (Campetrol) y Ecopetrol firmaron el “Pacto sectorial de las empresas prestadoras de servicios petroleros por la transparencia y la lucha en contra de la corrupción”, un mecanismo inspirado en los principios PACI (Partnering Against Corruption Initiative). Con ese pacto se busca hacer frente a malas prácticas que las empresas firmantes pudiesen desarrollar, como el cohecho, la oferta y demanda de prebendas, la competencia desleal, la corrupción, el lavado de activos, la financiación del terrorismo u otros problemas relacionados.

El pacto se suscribe dentro de una política cero tolerancia hacia la corrupción y se constituye en un apoyo a la iniciativa anticorrupción liderada por el Foro Económico Mundial, Transparencia Internacional y el Instituto de Gobernanza de Basilea. La directora ejecutiva de Campetrol, Margarita Villate —y según se lee en el pacto—, indicó que “la corrupción representa una problemática compleja que, tanto en el sector público como privado, conduce a una distorsión de los mercados desequilibrando la libre y justa competencia”. Por tanto, el pacto se constituye una propuesta seria y contundente para articular a las empresas del sector en un esfuerzo por eliminar sus malas prácticas, que solo derivan en perjuicios y anquilosamientos corporativos y sociales.

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Son nueve los acuerdos específicos que conforman este pacto, que se pueden sintetizar así: 1) aplicación obligatoria del pacto por todas las empresas firmantes; 2) cumplimiento responsable de los principios del pacto, que se resumen en la prohibición del cohecho en las empresas de bienes o servicios petroleros; 3) implementación de programas efectivos en el interior de las organizaciones para hacerle frente a la corrupción; 4) puesta en conocimiento de prácticas de cochecho ante Campetrol; 5) puesta en conocimiento de infracciones a la ley nacional o internacional ante Campetrol; 6) socialización anual de los avances y experiencias en la implementación del pacto; 7) investigación de cualquier acto de corrupción que se ponga en conocimiento de Campetrol; 8) autoridad del Comité de Honor del pacto para realizar discusiones o determinaciones que no sean competencia de las partes firmantes; y 9) acoplamiento del pacto a las leyes y normatividad colombianas.

Perspectivas del Sector

Comité Editorial Revista Negocios & Petróleo

Expo Oil and Gas Colombia 2014: Una feria de oportunidades

Entre el 4 y el 7 de noviembre de 2014 se realizará una nueva versión de Expo Oil and Gas Colombia 2014, evento empresarial organizado por la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (CAMPETROL), en alianza con el Centro Internacional de Negocios y Exposiciones de Bogotá (CORFERIAS). Con un área de exposición de más de 7000 m2, importantes empresas nacionales e internacionales pondrán a disposición de su visitantes y potenciales compradores múltiples proyectos, bienes y servicios, en una feria que desde ahora se vislumbra como una posibilidad real para potenciar la inversión en el sector de los hidrocarburos y para contribuir al relacionamiento de empresas operadoras, compañías de bienes y servicios y proveedores locales.

Las empresas expositoras, con importantes trayectorias nacionales e internacionales y de estructuras tanto públicas como privadas, ofrecerán información y oportunidades de negocios en un amplio espectro de temas de la industria del petróleo, tales como exploración y producción, offshore y excavación submarina, servicios oilfield, financiación de proyectos, consultorías legales, ingeniería y construcción, servicios asociados, entre otros. A su vez, entre el perfil de los visitantes —que en la versión 2012 superaron los 10.900— se encontrarán desde ministros del sector, altos ejecutivos, embajadores y CEOs de compañías operadoras, hasta directivos, ingenieros, representantes de gremios del sector, académicos, investigadores y estudiantes.

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En Expo Oil and Gas Colombia 2014 se prevé la asistencia de cerca de 12.000 personas y la participación de aproximadamente 250 expositores nacionales e internacionales.

Además de la muestra comercial, Expo Oil and Gas Colombia 2014 contará con dos notorias estrategias: por un lado, una importante rueda de negocios, mediante la cual empresas y proveedores nacionales e internacionales podrán realizar nuevos negocios, establecer contactos o revisar el estado y los procesos de los clústeres petroleros; por el otro, con la agenda tecnológica, CAMPETROL ha previsto el escenario para conocer estrategias y procesos exitosos actuales de otros países en procesos trascendentales como offshore, downstream, yacimientos nos convencionales o incorporación de reservas petrolíferas.

Finalmente, es importante mencionar que en esta versión, Canadá será el país invitado: se proyecta la presencia de más de 36 empresas de este país, exponiendo avances, tecnología de punta, estados y procesos del sector de los hidrocarburos y, claro está, valorando nuevas oportunidades de negocios e inversiones en Colombia.

Perspectivas del Sector

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Comité Editorial Revista Negocios & Petróleo

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breves noticias de

Negocios & Petróleo Recórd de producción de Pacific Rubiales en segundo trimestre de 2014 La empresa Pacific Rubiales anunció la cifra récord de 149.118 bpe/d en su producción neta durante el segundo trimestre del 2014. Esta cifra representó un incremento del 17% en comparación con el mismo periodo de 2013.

A su vez, y comparando el mismo trimestre del 2013, la producción bruta de 178.736 bpe/d significó un notorio incremento del 15%. En el aspecto financiero, la empresa también obtuvo récord: anunció una utilidad neta para el trimestre de $229 millones, que representa un incremento de 208% en comparación con el mismo periodo de 2013.

La Bolsa Mercantil de Colombia, nuevo gestor del mercado de gas natural La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) de Colombia seleccionó a la Bolsa Mercantil de Colombia (BMC) como el nuevo gestor del mercado de gas natural entre el 2015 y el 2019, luego de valorar que sus propuestas técnicas y económicas eran las mejores. Ahora, la BMC tendrá como funciones principales: Gestionar el mecanismo de subasta en el mercados primario; gestionar los mecanismos de comercialización en el mercado secundario; gestionar el mecanismo de subasta previsto para los contratos con interrupciones en el mercado mayorista, y reportar la información para el seguimiento del mercado mayorista.

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SNC-Lavalin completó la adquisición de Kentz Kentz, empresa de presta servicios en la industria de la ingeniería, gestión y de la construcción y apoyo técnico en el sector del petróleo y gas, fue adquirida por la compañía global SNC-Lavalin, lo cual apuntará a la constitución de una empresa de ingeniería y construcción de nivel 1. Con la adqusión de Kentz, ahora SNCLavalin se consolida como una empresa con cerca de 45.000 empleado e ingresos anuales alrededor de C$10.000 millones. La empresa seguirá posicionándose así mercados de crecimiento dinámico del mundo, como Medio Oriente, América del Norte, América del Sur y la región del Pacifico Asiático.

Chile tendrá 40 MW de módulos solares fotovoltaicos La empresa JinkoSolar, líder mundial en la industria de la energía solar fotovoltaica, suministrará 40 MW de módulos fotovoltaicos solares a la compañía 8i S.A, para desarrollar proyectos de energía solar en este país suramericano, sobre todo en la región de Valparaíso. Se espera que para mediados del 2015, este proyecto haya contribuido a la reducción de emisiones de CO2 en el orden de 37.700 toneladas anuales. Este proyecto también esperar constituirse como referente latinoamericano en la implementación efectiva de fuentes alternativas de energía.

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Canacol Energy probó reservas de gas en el pozo Palmer 1 Canacol Energy, compañía de exploración y producción de hidrocarburos, anunció que el pozo Palmer 1, ubicado en el Valle Inferior del Magdalena, Colombia, se probaron probó 15,5 millones de pies cúbicos estándar de gas seco por día, equivalentes al 2,730 barriles de crudo equivalente boepd. Este es el primero de tres pozos que Canacol perforará en el 2014 dentro del contrato de exploración del reservorio de arenas Ciénaga de Oro.

DISEÑO, PROCURA, CONSTRUCCIÓN, MONTAJE, MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN PARA LAS SIGUIENTES LÍNEAS DE NEGOCIO:

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Perspectivas del Sector

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Ecuador avanza en la construcción de la Refinería del Pacífico Mediante un consorcio entre Petroecuador, PDVSA y la empresa china CNPC, la nación ecuatoriana avanza en la construcción del complejo de Refinería del Pacífico, que tendrá una capacidad de 200.000 barriles diarios y está proyectada para arrancar operaciones en el 2017. Para el desarrollo de este proyecto se ha buscado el financiamiento con banco chinos por el orden de 9000 millones de dólares.

PDVSA emitirá bonos por US$ 4500 millones

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Con la colocación de bono “PDVSA 2012”, esta compañía venezolana anunció una nueva decisión económica para apoyar “la inversión para el desarrollo social e integral del país”. De este bono, US$ 3000 millones serán ofrecidos a proveedores específicos, en tanto los US$ 1500 restantes formarán parte de una estrategia de colocación privada en el Banco Central de Venezuela.

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Ecopetrol alcanzó récord de producción en campo Chichimene Con una producción récord de 66.029 barriles diarios en el campo de Chichimene (Meta, Colombia) en agosto del 2014, Ecopetrol anunció la posibilidad de aumentar la producción en este campo, para finales del 2015, a 100.000 barriles diarios. El aumento en la producción se debió, entre otras cosas y según señalan las directivas de la compañía, a un trabajo en equipo efectivo, mejoras en el tratamiento y recolección del crudo, nuevas facilidades de operación y el recondicionamiento de los pozos.

Petrobras proyecta invertir US$ 220.600 millones entre 2014 y 2018 Según el plan de negocios divulgado por la empresa brasileña, esta cifra de inversión permanece alineada con su plan de negocios concebido hasta 2030, que prevé que para el 2020 se alcance una producción de 4 millones de barriles de petróleo por día; cifra que se mantendría en la década 2020-2030. Además, Petrobras señaló que estas inversiones se enfocarían en actividades de exploración y explotación de crudo y gas en América Latina, Estados Unidos y África. En el 2013, la empresa anunción que sus beneficios netos estuvieron cerca de los US$ 10.068 millones.

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El yacimiento Vaca Muerta produce US$ 60 millones por mes Con casi un año y un trimestre de puesta en operación de este yacimiento petrolífero argentino, a agosto del 2014 ya se arrojan las cifras de US$ 60 millones por mes y la concentración del 70% de las inversiones. Si bien la cifra es aún baja, es hoy indicio de las posibilidades que este yacimiento tendrá, hasta el punto de que el mismo presidente de Rusia, Vladimir Putin, ha concebido a Argentina como futuro socio estratégico en materia de hidrocarburos. A finales de agosto del 2014, YPF anunció la inversión de US$ 550 millones por parte de la empresa malasia Petronas en el yacimiento de Vaca Muerta.

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Internacional

2nd LatAm

Oil & Gas Summit 2014 Comité Editorial Revista Negocios & Petróleo

Durante los últimos años, el sector de los hidrocarburos ha tenido un crecimiento significativo en América Latina, y se vislumbra un panorama favorable para aquellas naciones que dieron un paso adelante en la conformación de un mercado más competitivo. Es el caso de México, país que aprobó una Reforma Energética, en función de hacer su entrada a un mercado global relevante, lo que lo convierte en un ideal y atractivo centro de inversiones, desarrollo y oportunidades para la industria local y mundial; o el de Colombia, país que tras la Ronda 2014 proyecta nuevos importantes inversores para labores de prospección, exploración y explotación de hidrocarburos.

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La cumbre más grande del mundo de los hidrocarburos

En el 2ND LatAm Oil & Gas Summit 2014, evento organizado por BNamericas, que tendrá lugar en Houston (Texas) los días 10 y 11 de septiembre de 2014, se destacarán los nuevos escenarios y tendencias para Venezuela, Colombia, Brasil, Ecuador, Perú, México, Argentina, Surinam, Las Guyanas y Trinidad; así como desafíos, retos, futuro y perspectivas del sector, el downstream y el midstream, y reservas de hidrocarburos no convencionales y en aguas profundas de dichos países.

Sumado a lo anterior, este encuentro será la estrategia para la integración regional del sector petrolero y centrará la mirada de inversionistas en zonas hasta ahora desconocidas o poco mencionadas, pero que, a la postre, generarán un gran impacto. Análisis sobre la exploración en aguas profundas emergentes en México y Brasil, la existencia de yacimientos de esquisto en Argentina y de crudo pesado en Venezuela son solo algunas de ellas.

El contenido de la agenda del 2nd LatAm Oil & Gas Summit 2014 destacará los siguientes puntos: Los desafíos de la exploración en aguas profundas en el Golfo de México.

Potencial y realidad de los recursos no convencionales en América Latina.

Los principales proyectos de modernización y construcción de refinerías en la región.

El nuevo escenario de negocios para proveedores de servicios petroleros en México.

El futuro de la producción petrolera en Colombia: Ronda 2014.

Tendencias actuales y futuras en el mercado de GNL en América Latina.

Explotación de petróleo pesado en la zona andina.

Modelos para atraer inversión privada en la industria petrolera latinoamericana.

Exploración petrolera en Brasil y los retos de los campos pre-sal costa afuera.

Perspectivas de crecimiento de la generación eléctrica a partir de gas natural.

*Fuente de información: BNamericas Events 2014

Los asistentes tendrán información de primera mano referente a estos temas que serán expuestos por un selecto grupo de oradores, expertos representantes de reconocidas e influyentes empresas mundiales de iniciativa privada y estatal relacionadas con el ramo, como Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) Colombia; Petróleos Mexicanos (Pemex); Schlumberger, Estado Unidos; Americas Petrogas, Canadá; Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), México; Perupetro; RLG & Asociados, Venezuela; Comité de Hidrocarburos, Perú; GDF Suez Energía Norteamérica, México; Grupo Energético de Bogotá (EEB); Mijares Angoitia, Cortés y Fuentes S.C, México; Secretaría de Hidrocarburos, Ecuador; Bates White, Estados Unidos; Centro Latinoamericano de Energía (CCLAEN), Colombia; Gas Natural, Abrace, Brasil; Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, Brasil; World Energy Council, México; Queiroz Galvão Óleo e Gás, Brasil; Inpex Corporation, Venezuela; Petroperú; Global Energy, Bolsa de Toronto (Canadá) y Gas Energy, Bolivia, entre otros.

“Esta cumbre representa una instancia para ponerse al día sobre las tendencias y desafíos que enfrenta el sector energético, además de una oportunidad para intercambiar ideas con los tomadores de decisiones de la región” (BNamericas Events 2014).

Para más información acceda a la siguiente página: www.latamoilandgassummit.com 41

Internacional

El repunte de la industria petroquímica en Estados Unidos Comité Editorial Revista Negocios & Petróleo

eleva expectativas económicas en el continente

Hasta hace poco, Estados Unidos no tenía la importancia actual en el sector petroquímico, pero la conocida existencia y explotación de shale gas o gas de esquisto —como también es conocido— en su territorio, la destinación de renovados recursos económicos y humanos, la modernización de la infraestructura y la aplicación de alta tecnología para la elaboración de materias primas a partir de hidrocarburos, ubica a la nación norteamericana como uno de los países más sobresalientes de la industria en el ámbito mundial. En el 2008, integrantes del Consejo de Química Estadounidense (ACC, por sus siglas en inglés) advertían el riesgo de inversión en esta área; pero a partir del 2010, el concepto cambió y la perspectiva se volcó positivamente a un sinnúmero de posibilidades y beneficios.

Para muchos especialistas, el país del norte representa una estratégica y precisa puerta de entrada a todo lo que ofrece la millonaria empresa de los petroquímicos no solo en Latinoamérica, sino también en el resto del planeta: producción, inversión, capacitación, generación de empleo, comercialización.

Específicamente, este país representa hoy grandes oportunidades que derivarán en el potencial desarrollo de un mercado casi inexplorado y que, además, traerá consigo la integración regional de ciertos países del continente, que si poseen pocas reservas de shale gas, sí cuentan con vastas y millonarias reservas petroleras.

En este caso, no es Estados Unidos un competidor, sino un aliado necesario que permitirá el crecimiento y aprovechamiento de la industria de los hidrocarburos.

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Numerosos artículos que se utilizan y consumen en el planeta se elaboran a partir de productos químicos, los cuales, por múltiples razones, configuran un progresivo y pujante negocio que proviene de los Estados Unidos. Además, debido a que la explotación del gas metano fue perdiendo peso por la escasa productividad, y luego de que las empresas perforadoras descubrieron que gases como el esquisto y el natural podrían convertirse en una fuente importante de ingresos económicos, la industria petroquímica norteamericana empezó a apetecer estos hidrocarburos. Así, por ejemplo, el etano, butano y propano son los componentes centrales del ramo, y la manufactura del policloruro de vinilo (PVC) en territorio norteamericano se encuentra plenamente desarrollada y en capacidad de surtir a toda América Latina.

Es de conocimiento general que materias primas derivadas de los gases señalados con anterioridad, son utilizadas para elaborar artículos deportivos, material para automóviles, herbicidas, fertilizantes, pesticidas, botellas y bolsas de plástico, juguetes, asfalto, pinturas, lubricantes, saborizantes, solventes, detergentes etc.; por ello mismo, tales materias se encuentren en los mercados de países y economías emergentes con el sello de garantía que ofrecen las compañías norteamericanas. De ahí que la industria mundial petroquímica gire en torno a esas grandes reservas de gas de esquisto que posee la nación, más aún cuando desde allí se han revelado 128 nuevos proyectos que, por supuesto, estarán ligados a la explotación y el perfeccionamiento de esta empresa.

En la 33.a reunión anual avalada por la Asociación de Química y Petroquímica Latinoamericana (APLA), celebrada en Cartagena (Colombia) a comienzos del 2014, Gary Adams, presidente de IHS Chemical, señaló haciendo referencia al fenómeno actual del shale: La fiebre del shale posibilita que hoy la industria esté renaciendo y que como nunca antes los costos energéticos definan las ganancias. En torno a este negocio, en Wall Street se está hablando más de energía que de químicos. Por eso es tan importante lo que está pasando con el shale norteamericano. El ritmo del crecimiento económico es decepcionante en varias partes del mundo. Estados Unidos se está viendo beneficiado sustancialmente con el renacimiento energético. Sin el shale, su crecimiento sería como el de Europa. En este escenario, no es casual que el mundo empiece a reconocer mercados emergentes como los de Latinoamérica y África (Revista Petroquímica, 2014).

Pero el “boom del shale gas” —calificativo dado en Argentina por la evidente prosperidad del hidrocarburo en el mercado mundial— ha sido objeto de debates y oposición por parte de ecologistas y ambientalistas, que concluyen que el fracking (método de explotación a través de fractura hidráulica para la obtención del shale) es una amenaza constante para el planeta, debido a las consecuencias negativas derivadas de esta práctica.

Contaminación de fuentes naturales de agua, generación de temblores de tierra y emanaciones indiscriminadas de agentes tóxicos que producen el efecto invernadero son los argumentos que centran los debates y las discusiones alrededor de este procedimiento. Sin embargo, y según investigaciones científicas de entidades oficiales estadounidenses, la relación entre la extracción del gas de esquisto y los factores citados no tienen ninguna validez, ya que se ha demostrado que por lo menos las reservas acuíferas no son ni han sido afectadas.

Los países latinoamericanos tienen gran potencial y podrían llegar a superar las cifras del mercado del norte si plantean una estrategia efectiva para el máximo aprovechamiento del shale gas que se encuentra en sus suelos. China y Estados Unidos lideran el mercado mundial petroquímico, mientras que Brasil y Argentina hacen lo propio en América Latina.

En este sentido, expertos coinciden en que lo que se está viviendo actualmente

con el resurgimiento de la producción petroquímica en la Unión Americana es algo sin precedentes; pero también indican que la irrupción de este fenómeno debe ser tomada con calma, a la vez que debe pensarse respecto a lo que podría suceder si el gobierno de este país permitiera una exportación mayor de shale y si en algún momento el costo del gas aumentara de manera súbita. Esto, sin ir más allá, afectaría considerablemente al sector y lo que se ha obtenido hasta ahora. Analistas de IHS Chemical dijeron a la agencia de noticias AFP que la producción debería mantener su alza con el incremento de la demanda, ya que hay suficiente gas en las reservas del suelo que pueden ser producidas con ganancias al precio actual (cerca de 4 dólares por millón BTU) para proveer al país durante 30 años.

En términos generales, puede decirse que la industria petroquímica norteamericana ofrece: 1. Ventajas de los esquemas de precios competitivos.

2. Estabilidad política y económica, como resultado de la mano firme de la administración actual y de los anteriores gobiernos que han permitido el libre desarrollo de los procesos.

3. Acceso a tecnología, equipos y maquinaria.

4. Construcción y mantenimiento de plantas y fábricas.

5. Presencia en su territorio de grandes multinacionales, como BASF/Fina, Chevron Phillips, Dow, Equistar, Formosa, Exxon, Ineos, Oxy, Sasol, Shell, Westlake y Braskem.

6. Creación de empleos.

Desde México hasta Argentina, gobiernos, conocedores e integrantes del gremio estiman replantear la importancia del sector y buscan replicar lo mejor de la experiencia estadounidense para lanzarse sin temor a conquistar un mercado en continuo crecimiento y expansión. En el 2nd México Energy Summit, evento que tuvo lugar en la capital mexicana, se discutió acerca de los proyectos que en materia petroquímica se venían adelantando en este país; allí se señaló que la pérdida de 20.000 millones de dólares anuales, la dependencia casi total de las importaciones de Estados Unidos, el pobre abastecimiento de la demanda de polietileno, la escasa inversión y materia prima de calidad, la falta de mantenimiento o modernización de las plantas, entre otros aspectos, detienen la competitividad y la apertura hacia otros mercados. Algunos oradores aseguraron que la Reforma Energética Mexicana activará todo lo que tiene que ver con el tema, y que en Colombia, por ejemplo, la producción petroquímica tendría un lugar interesante de no ser por los constantes ataques a la infraestructura y logística petrolera por parte de grupos subversivos.

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Opinión

Reforma en México: Mtro. Severo López Mestre Arana Director Ejecutivo de Mexenergy, Especialista en Política Energética y Regulación por la Universidad de Chicago y la Universidad de Berkeley. @Mexenergy Independientemente de que valoremos las fortalezas y debilidades del modelo de Reforma Energética que México ha planteado, no es ningún secreto que su reciente discusión y aprobación es, más allá de un éxito de política pública, una profunda transformación social de índole emocional. Este cambio no es cosa menor y tendrá que procesarse en el tiempo con altura de miras y liderazgo político. Solo para establecer un parámetro que permita entender la dimensión emocional de este salto cualitativo para los mexicanos, el hecho es comparable con regular o prohibir la venta de armas para EUA o modificar el sistema de salud pública para Canadá.

México finalmente superó, a través de canales democráticos, la idea de que el interés público en el sector energético únicamente se garantiza a través de un Estado empresario con exclusividad

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la cara emocional de la energía monopólica constitucional y que desarrolla “directamente” la actividad productiva; es decir, la creencia de que solamente el Estado puede proveer la energía de mejor calidad y de menor costo para los mexicanos produciéndola directamente.

Está noción olvida por completo el concepto de Estado regulador que garantiza el interés público, no necesariamente desarrollando directamente la actividad comercial, sino constituyendo un “efectivo” aparato regulatorio que promueve y mantiene la competencia a lo largo de toda la cadena de valor de la industria. Ahora será el Estado regulador y no el monopolio de Estado el valor político por tutelar.

Por ello, es importante entender a la competencia como la herramienta más eficaz, hasta ahora, para lograr poderosos incentivos de reducción de costos e innovación en el sector energético o en cualquier otro sector económico; y, además, asegurar reglas claras, un campo nivelado de juego, flujo de información y órganos reguladores capaces y autónomos. Solo así se garantizará el interés público y se maximizará el beneficio social.

Este nuevo modelo de industria energética que tendrá como vértice al Estado regulador descansa en tres columnas fundamentales: 1. Empresas productivas de Estado 2. Órganos reguladores independientes 3. Competencia en todos los segmentos de la industria

Empresas productivas de Estado Tanto la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como Pemex son ahora empresas productivas de Estado. Esto significa que en el nuevo modelo se han “reducido” los controles presupuestales y fiscales sobre ellas, se les ha dotado de flexibilidad para diseñar su estructura corporativa a través de filiales y subsidiarias y se ha remozado su Consejo de Administración con consejeros independientes. Sin embargo, México optó por mantener a estas empresas 100% propiedad del Estado y no echó mano del mecanismo de reestructuración más potente, de acuerdo con la experiencia internacional, para transformar a estas organizaciones en verdaderas empresas: la emisión de acciones.

China, Brasil, Francia y Colombia, por citar algunos países, requirieron que sus empresas bandera emitieran acciones. Entendieron muy bien las implicaciones de incorporar accionistas como el mecanismo más eficaz para hacerle frente a dos fuerzas que no se complementan y que están en constante tensión en las empresas de gobierno para su demérito: la maximización de la renta política vs. la maximización del valor presente neto de la empresa.

En este tema, México será el único país con una estructura de mercado competitivo híbrido con dos o más empresas 100% del Estado conviviendo con un mercado competitivo. Conciliar estos dos mundos no será tema menor ni en el interior de Pemex y CFE ni dentro del modelo general de regulación e industria. El mundo estará muy atento a sus resultados.

Órganos reguladores independientes La independencia de los órganos reguladores como la Comisión Reguladora de Energía y la Comisión Nacional de Hidrocarburos descansó en dos pilares fundamentales. Por un lado, bajo la lógica de pesos y contrapesos (“checks & balances”), las funciones regulatorias no se concentraron en una sola autoridad. Así, por ejemplo, el modelo económico de los contratos de exploración petrolera estará a cargo de la Secretaría de Hacienda, el modelo de contrato estará a cargo de la Secretaría de Energía y la licitación misma será ejecutada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Por otro lado, los comisionados que integran cada uno de estos organismos estarán sujetos a controles estrictos anticaptura regulatoria y de transparencia, como son grabar las audiencias, hacer públicas las minutas y exigir la presencia mínima de dos comisionados para cada audiencia.

Sin embargo, el modelo presenta un vacío que deberá subsanarse para garantizar plena transparencia y control anticorrupción que aplique de igual forma a todas las autoridades que realicen funciones regulatorias, cuyo ejercicio implica siempre trastocar fuertes intereses. En el modelo, los mecanismos de control más estrictos se aplican únicamente a los comisionados de los órganos reguladores, y no a los funcionarios de otras dependencias de gobierno que ejercerán funciones regulatorias así o más importantes que los mismos comisionados. Esto puede generar un universo complejo, incierto y peligroso de decisiones regulatorias, donde algunas contarán con los estándares más altos de escrutinio y otras no tanto.

En otras palabras, el sistema de pesos y contrapesos que acertadamente repartió funciones para fortalecer la transparencia y el control anticorrupción se debilita a su vez, al no verse acompañado por un sistema de escrutinio estricto aplicable a “todas las autoridades” que intervengan en el funcionamiento del sector. En lugar de apuntar las baterías únicamente sobre los organismos reguladores y sus comisionados, estas deben perseguir a las funciones mismas, independientemente de quien las ostente.

Competencia en todos los segmentos de la industria Es innegable que la verdadera profundidad de la reforma radica en la desregulación y consecuente introducción de competencia en prácticamente todos los eslabones de la cadena de valor de la industria petrolera y eléctrica; es decir, cualquiera que demuestre que tiene la capacidad podrá invertir en cualquier área de la industria energética de México (con obvias excepciones, como la energía nuclear).

Este nuevo entorno representará retos fenomenales en materia de competencia económica para México. La multiplicación de actores y transacciones y la velocidad de estas en el mercado energético requerirán no solamente de órganos reguladores y funciones repartidas en varias dependencias, sino también de experiencia práctica en su implementación.

El gran reto Si pudiéramos hablar del mayor reto de la Reforma Energética Mexicana, este será precisamente la puesta a punto de los recursos humanos que la implementarán. Por ejemplo, el cambio de cultura empresarial y organizacional que tendrán que implementar CFE y Pemex para insertarse en la nueva lógica de mercado requerirá de gran compromiso, capacidad de liderazgo, planeación, ejecución y tecnología organizacional. Adicionalmente, el reto que supondrá para los nuevos reguladores de la industria acelerar de 0 a 100 km/h en un tiempo muy breve, tanto en las Comisiones como dentro de las diferentes Secretarías que adquirieron funciones de regulador, requerirá de mucha capacitación, talento, planeación y organización ante una reforma que ya está aquí.

México está a la altura del reto y encontrará, sin duda, los mecanismos para consolidar su modelo y desarticular a los peores fantasmas de este proceso: la improvisación y la politización de sus instituciones y empresas públicas de Estado.

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Opinión

EVAPORACIÓN MECÁNICA DEL AGUA PRODUCIDA Carlos Rojas Gerente PRODUCED WATER ECO SERVICES

Una nueva alternativa de disposición del agua producida para la Industria Petrolera Colombiana Limitaciones de los métodos tradicionales de disposición del agua producida

La disposición del agua asociada a la producción es un problema para la industria petrolera colombiana. De hecho hay campos petroleros pequeños cerrados por que el alto costo de disponer el agua los hace inviables económicamente. Otros campos actualmente en explotación podrían producir más pero actualmente su producción está limitada porque no les es posible manejar el agua producida asociada a la producción marginal de petróleo, bien sea por costos o porque sus permisos ambientales no se lo permiten.

La era del vertimiento del agua a los ríos está llegando a su fin a nivel mundial, ya que las autoridades ambientales son menos proclives a autorizar este sistema de disposición del agua producida y las comunidades vecinas tienden a oponerse a que la compañías operadoras descarguen agua proveniente del subsuelo en los cuerpos de agua o suelos de sus localidades.

En Colombia se producen en promedio aproximadamente unos 15 barriles de agua por cada barril de aceite que se levanta del subsuelo. Eso quiere decir que al costo de levantar un barril de aceite hay que cargarle el costo de disponer un barril de agua producida multiplicado por 15 (en promedio). Ante esta situación no es difícil darse cuenta de que el costo del manejo del agua producida es componente muy significativo del costo total de producir un barril de petróleo.

La inyección del agua producida al subsuelo es una de las alternativas de disposición más eficientes cuando se manejan cantidades importantes de agua en facilidades centrales de producción. Sin embargo para campos en estado de evaluación, con facilidades tempranas y campos marginales no suele ser la mejor alternativa debido a los altos costos de capital que la alternativa demanda. Por otra parte a medida que el tiempo de inyección transcurre y la presión aumenta se incrementan los

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costos de energía del proceso. Por último bajo este sistema siempre se tiene el riesgo tecnico y operacional del tamaño del yacimiento y el proceso de tratamiento del agua cada vez más exigente. En algunos estados de Norteamérica están cuestionando y limitando la disposición de agua producida por re-inyección debido al riesgo de contaminación de los recursos de agua subterraneas para el consumo de generaciones futuras .

El método de disposición de agua por aspersión al suelo o a carreteras suele ser económico pero normalmente su autorización se encuentra limitada en ciertas épocas del año. Por otra parte, por más de que se haya tratado el agua hasta llevarla a condiciones de vertimiento autorizadas, siempre existe el riesgo de contaminación de los suelos.

Ante las limitaciones de los métodos anteriormente descritos, muchas operadoras petroleras optan por transportar en camiones su agua producida hasta alguna planta externa para tratarla y disponerla. Esta operación es altamente costosa, hasta el punto de que muchas compañías optan por dejar de producir petróleo ya que el costo del manejo del agua por este método es insostenible.

Una manera de no tener que verter, ni asperjar ni inyectar ni transportar el agua producida es evaporándola “in-situ”. Sin embargo la utilización de este método no ha sido muy factible dados los altos costos de la energía requerida para evaporar de la manera tradicional el agua: térmicamente.

ocurre un intercambio de masa y calor, con lo que el agua cambia de fase líquida a vapor. El agua se integra a la gran masa de aire circundante.

Beneficios de la Evaporación Mecánica La Evaporación Mecánica genera beneficios importantes para las compañías petroleas desde el primer día de operación: • Reduce el costo de disponer de un barril de agua ya que elimina la necesidad de transportar el agua para llevarla a una planta de tratamiento.

• Elimina el riesgo ambiental y la contaminación asociada al transporte de agua en camiones.

• Es amigable ambientalmente ya que evita que los pocos contaminantes del agua producida previamnete tratada terminen en los ríos (como en el vertimiento), al suelo (como en la aspersión) y el subsuelo (como en la inyección).

• Elimina o minimiza la necesidad de invertir grandes sumas de dinero en capital para instalar una infraestructura de inyección.

• Elimina parte de proceso de tratamiento del agua.

Evaporación sin calor?

Es aquí donde la Evaporación Mecánica resuelve en buena parte las limitaciones de los métodos de disposición de agua producida anteriormente descritos. En efecto como evaporación permite eliminar la necesidad de disponer el agua por los demás métodos, y como es mecánica y no térmica, consume una fracción de la energía requerida para evaporar térmicamente la misma cantidad de agua.

Un evaporador mecánico parte el agua en millones de gotas un tamaño muy específico y luego las eleva en el aire por un tiemo determinado hasta que el agua se evapore. Esto ocurre porque al fraccionar mecánicamente las gotas se aumenta el área superficial del volumen del agua exponencialmente. Al suspender en el aire esa gran extension de superficie de agua

Corte y Grabado Làser Térmoformados Señalización Screen Láminas de Poliestireno

Colombia entra en la era de la Evaporación Mecánica La compañía Produced Water EcoServices – PWES (www. pwes-co.com) ofrece esta solución tecnológica, y ya está siendo adoptada por importantes compañías nacionales del sector petrolero.

La Evaporación Mecánica se visualiza como reactivadora de campos petroleros que se encuentran cerrados por altos costos de manejo del agua o para aumentar la producción de petróleo en campos que ya habían llegado al límite de agua asociada a la producción que podían manejar.

Displays

Opinión

Comunicación in situ Carlos Emilio Jiménez Santiusti Creo Comunicaciones carlosemilio@creocomunicaciones.com

Insumo esencial para proyectos de alto impacto

La gestión de las comunicaciones se constituye en un aspecto estratégico para asegurar el conocimiento, la visibilidad y el despliegue efectivo de proyectos de alto impacto territorial o nacional, como es el caso de los que adelanta el sector hidrocarburífero.

A propósito de este tema, Negocios & Petróleo invitó a Carlos Emilio Jiménez Santiusti, especialista de Creo Comunicaciones, para que compartiera su visión sobre una estrategia de comunicación de primer nivel con interesantes resultados en el sector de los hidrocarburos: la metodología in situ.

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La industria de hidrocarburos en Colombia tiene un denominador común: los proyectos de alto impacto no cuentan con una asesoría asertiva en comunicaciones, lo cual, conduce a que los grupos de interés o stakeholders no entiendan los proyectos y por ende no aporten a la viabilización de los objetivos. En varias oportunidades, las comunidades, los periodistas locales y regionales, las autoridades gubernamentales, entre otros grupos de interés, se han puesto en contra de proyectos de hidrocarburos, sencillamente, porque no tienen claridad de los beneficios que un proyecto de esta magnitud genera en la población.

En este sentido, se ha identificado que los medios de comunicación locales y regionales son desatendidos por los proyectos: no se ha comprendido, por ejemplo, que los periodistas, además de ser un puente esencial para divulgar información, son líderes de opinión en las comunidades; he ahí la importancia de tenerlos como aliados.

Actualmente, se trabaja con estrategias de comunicación que nacen desde un escritorio y se presentan planes o acciones estándares que no cumplen con los objetivos requeridos, ya que no se hace un diagnóstico vivencial de la necesidad comunicacional en los grupos

de interés. Al reconocer estas falencias, la empresa Creo Comunicaciones concibió la metodología in situ, como su bandera, al identificar la importancia de establecer contacto directo con los stakeholders.

La metodología in situ, que propone Creo Comunicaciones, consiste en gestionar las necesidades de comunicación en el lugar y con quienes tienen el relacionamiento directo. Surgió del trabajo colectivo y sinérgico entre especialistas asociados a Creo Comunicaciones, quienes identificaron la necesidad de una renovada y efectiva estrategia de comunicación que superara esquemas tradicionales y que brindara opciones reales para contribuir a la viabilidad de los objetivos de los macro proyectos.

Esta era una exigencia que se logró identificar, a partir de la experiencia de los consultores en grandes proyectos de transporte de hidrocarburos en todas las regiones del país.

Esta metodología se basa en identificar, describir y analizar los intereses, las costumbres y las necesidades de los stakeholders directamente y en el lugar y una vez estos factores son diagnosticados, se crea un plan de comunicaciones asertivo y medible, en función de cumplir las necesidades comunicativas y prevenir posibles problemas estratégicos en la organización. Entender a las comunidades, a los periodistas locales y regionales, a las autoridades gubernamentales y a los demás grupos de interés, máxime en un país multicultural, es adoptado por Creo Comunicaciones como pilar de cualquier estrategia de comunicación, por cuanto con este trabajo se contribuye a estrechar relaciones armónicas que aportan, con seguridad, al cumplimiento de los objetivos de los proyectos.

Es importante recordar que un proyecto comprendido por todos los grupos de interés, gracias a estrategias efectivas de comunicación, siempre estará un paso adelante de los demás. Las relaciones amigables y cercanas con los grupos de interés aportarán en el cumplimiento de los tiempos y costos establecidos por cada proyecto.

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Sociales

Durante la VI edición de “Colombia Oil & Gas Investment Conference”, inaugurada el pasado 23 de julio, se realizó la adjudicación de la Ronda 2014 por parte de la ANH. El evento reunió a altos directivos del sector hidrocarburos y derivados nacionales e internacionales.

Representantes de las compañías nacionales e internacionales más relevantes del la industria energética, se dieron cita en el 8th Andean Energy Summit, cumbre celebrada los días 9 y 10 de julio en Bogotá – Colombia. En ella se destacaron temas como las Perspectivas del Sector Energético en Colombia y la Región, Generación Eléctrica en Latinoamérica, Energías Renovables no Convencionales y Tendencias en Financiamiento en el Sector, entre otros.

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