Categoría: Industria

Los recursos de esta donación estarán destinados para apoyar iniciativas que ayuden a garantizar la salud y la alimentación de las poblaciones más vulnerables.

26 de marzo de 2020.   Para apoyar la emergencia sanitaria que se vive actualmente, Enel-Codensa y Enel-Emgesa donarán inicialmente un millón de dólares para la mitigación del impacto del coronavirus COVID-19 en Colombia. Los recursos se destinarán principalmente para apoyar iniciativas que ayuden a garantizar la salud y la alimentación de las poblaciones más vulnerables.

Dicha donación se realizará a través de iniciativas del gobierno nacional, local, distrital, así como del sector privado, entre ellas #AyudarNosHaceBien, #UnidosSomosMásPaís y Sistema Distrital Bogotá Solidaria en Casa, con el fin de garantizar que los recursos se destinen a iniciativas que apoyen la seguridad alimentaria y la seguridad médica.

Enel-Codensa y Enel-Emgesa hacen parte del Grupo Enel, una multinacional energética con sede en Italiay uno de los principales operadores integrados globales en el sector de la electricidad, gas natural y energías renovables.

“Somos conscientes de las necesidades de alimentación que hoy, más que nunca en medio de esta coyuntura, tienen las poblaciones más vulnerables. Por eso, parte de nuestras donaciones apoyarán iniciativas que permitan que las personas que más lo necesitan, accedan a alimentos sanos, saludables y nutritivos, así como a agua potable. Sin duda, garantizar la alimentación de la población facilitará el aislamiento y la salud de las personas”, señaló Lucio Rubio Díaz, director General de Enel en Colombia.

Parte de los recursos que serán donados por Enel en Colombia se enfocarán en apoyar también aquellas iniciativas que buscan ampliar la capacidad médica en instrumentación, respiradores artificiales, disponibilidad de camas para atención de pacientes y equipos de protección médica, entre otros.

También se ha invitado a los empleados de Enel-Codensa y Enel-Emgesa a sumarse con una donación individual que aportará a estas iniciativas de alimentación y seguridad médica, de forma voluntaria.

“En este escenario que ha sido tan complejo, hemos buscado aplicar medidas responsables para cuidar a nuestros empleados, para conservar su empleo; hoy, junto a ellos uniremos esfuerzos para apoyar a quienes más lo necesitan, convencidos de que sumando esfuerzos Colombia saldrá adelante”, concluyó Rubio Díaz.

El vicepresidente Técnico de la Fundación de XUA ENERGY hace un análisis detallada de cómo y para qué se realizarían los Proyectos Piloto de Investigación Integral en el Magdalena Medio.

Por: JOHN F. CERÓN*

26 de marzo de 2020.   En la película “Dónde está el Piloto” (1980), que muchos de las  generaciones milenials actuales no tuvieron la oportunidad de ver, se desarrolla una parodia que ocurre en un avión en emergencia, cuando un ex piloto de guerra neurótico toma los controles del avión ante la intoxicación del piloto del mismo, y aunque termina aterrizando en condiciones atmosféricas adversas, son muchas las tensiones y pánico que se desatan a bordo durante la operación.

Ante la discusión de los Proyectos Piloto para investigar la prospectividad de los Yacimientos No Convencionales (YNC) en Colombia, ¿estamos ante un piloto neurótico y ante una crisis abordo, con la confusión que puede causar el término “Pilotos de Fracking”, tan discutido en los medios colombianos, o es posible que no se tenga claridad sobre el alcance de este término propio de las etapas de un proyecto de desarrollo industrial?

Abordaremos este tema que, aunque técnico, pueda ser entendido por todos.

¿Qué es un Proyecto Piloto?

Un Piloto es una etapa dentro de un proyecto que permite moverse del concepto teórico de la oficina al campo o al desarrollo práctico. Este conjunto de pruebas a menor escala, permite decidir si se debe y cómo mover el proyecto a escala plena o de carácter industrial o productiva. Mediante la realización de un piloto también se comunica a la gente cómo se mide la incertidumbre y cómo se planifica la mitigación de los riesgos.

Ejemplos diarios de pilotos lo constituyen los prototipos de un producto, servicio o tecnología que se realizan antes de lanzarlos al mercado; las pruebas de mercadeo que lanzan restaurantes, medios de comunicación o inclusive tiendas de pueblo para probar la penetración de un producto; las pruebas en animales o voluntarios para verificar la eficacia de una vacuna, etcétera.

En la industria manufacturera es común la implementación de pilotos antes de entrar a desarrollos a escala plena, y se pueden distinguir tres tipos diferentes de piloto, que también permiten identificar la etapa de madurez en la cual se encuentra el proyecto:

1. Pilotos de Concepto. En la industria de hidrocarburos responden la pregunta: ¿Tiene el modelo geológico potencial de entregar hidrocarburos?
2. Piloto de Evaluación Técnica: Responden a la pregunta: ¿Puede el modelo geológico entregar hidrocarburos en forma comercial?
3. Proyectos Piloto Tecnológicos. Se realizan en la etapa madura del proyecto para probar la eficiencia de tecnologías maduras, ya probadas en otras partes. Responden a la pregunta: ¿Puede esta tecnología mejorar un aspecto específico del desarrollo del proyecto?

En el análisis de los resultados del piloto se debe:

• Incluir la revisión de resultados tanto de las pruebas exitosas como de las pruebas fallidas,
• Caracterizar el reservorio para determinar la viabilidad del prospecto,
• Compartir lo aprendido con los grupos de interés: comunidad, entes de control, gobierno e inversionistas y,
• Formar las bases para el desarrollo comercial del play.

De la Fase Piloto usualmente se pasa a una fase de implementación de lo aprendido en más pozos y en más ubicaciones, profundizando en la curva de aprendizaje, logrando eficiencias en todas las etapas del desarrollo y estableciendo claramente la rentabilidad del proyecto, para pasar definitivamente al desarrollo a gran escala o fábrica de pozos.

Un aspecto que ha sido poco revisado en Colombia es la escala a la cual se desarrollará el proyecto, dadas nuestras limitadas áreas accesibles para perforación.

El Valle Medio del Magdalena tiene aproximadamente 60 km de ancho por 150 km de largo, pero a ésta área hay que sustraerle las áreas donde no se puede operar, tales como cuerpos de agua, reservas ambientales, etc. contenidas en el mapa de restricciones socio – ambientales.

Mientras que en los Estados Unidos al 2016 se habían sobrepasado los 670.000 pozos horizontales e hidráulicamente fracturados, en Colombia el número máximo a lograr es del orden de 2.000 a 3.000 pozos, o sea una escala de 1:300. Esto también resultará en volúmenes a utilizar de agua, propante, posibles efectos ambientales y demás aspectos, notoriamente menores que en los  EEUU.

Los pilotos tecnológicos

Una vez se ha comprobado la producibilidad del Play y se encuentra avanzando la etapa de desarrollo industrial (fábrica de pozos), puede ser necesario volver a retomar pilotos de investigación para profundizar en preguntas fundamentales que afectan a toda la industria.

Tal es el caso de los Sitios de Prueba de Fracturamiento Hidráulico (HFTS por su sigla en inglés) adelantados en años recientes en los Estados Unidos, donde alianzas público-privadas conformadas por operadores, academia y entidades gubernamentales unen esfuerzos para realizar campañas de perforación y corazonamiento tendientes a mejorar la eficiencia del fracturamiento hidráulico en pozos horizontales, observar las fracturas creadas y distribución del propante, y reducir y minimizar potenciales efectos ambientales y demostrar la confiabilidad de las operaciones.

Acerca de los PPII en Colombia

En Colombia, una comisión integrada por 13 expertos fue conformada para dar recomendaciones al gobierno acerca de la conveniencia o no de adelantar la exploración de los YNC.

Una de sus principales recomendaciones fue la de adelantar Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) definidos como: “Procesos integrales de investigación técnica y científica, de carácter temporal, que buscan recopilar información social, ambiental, operacional y de potencial de gas y petróleo, bajo la técnica de fracturamiento hidráulico multietapa con perforación horizontal (FHPH). También buscan generar fortalecimiento institucional y promover la participación ciudadana y evaluar los efectos de ésta técnica en Colombia.”

Pareciera evidente que esta definición de PPII corresponde en un todo a un piloto de evaluación conceptual, en donde se ha extendido el concepto a la recopilación de información social y al fortalecimiento institucional, aspectos que en sí no forman parte de un piloto pero sí tienen una gran influencia, si se acepta que en forma intrínseca se está hablando del concepto de la Licencia Social.

Mencionan estos autores que la diferencia entre aprobación (tener una opinión favorable) y la aceptación (consentir) constituyen la diferencia entre un nivel más bajo de Licencia Social suficiente para poder operar y un nivel más avanzado de aprobación en el cual la comunidad, los entes de control, los gobiernos nacional, regional y local y los operadores están todos alineados en la búsqueda del éxito del proyecto, y los inconveniencias que puedan surgir durante su desarrollo son solucionados por todos, pues se busca el beneficio común de la sociedad.

Acerca del Decreto 328 del 2020

Con el objeto de definir los lineamientos para actividades de exploración en ‘Proyectos Piloto de Investigación Integral’ (PPII) en yacimientos no convencionales el gobierno de Colombia expidió el Decreto 328 del 28 de febrero de 2010, luego de poner a consideración y discusión pública el borrador del mismo.

Algunos críticos  han manifestado su inconformidad con el Decreto, pues resaltan que los “PPII no pueden ser transformados en proyectos piloto de exploración”. Puesto que dicho Decreto menciona en varios apartes que el Piloto propuesto debe llegar hasta el dimensionamiento del yacimiento, (Art. 2.2.1.1.1A.1.2, Art. 2.2.1.1.1A.2.12) se observa que para el Gobierno Colombiano los Pilotos no solamente deben ser de evaluación conceptual, sino que contemplan la etapa de Evaluación Técnica. Más aún, cada área independiente constituye un Piloto en sí mismo, según se observa  del Artículo 2.2.1.1.1A.2.2:

“Los requisitos técnicos determinados por el Ministerio de Minas y Energía deberán establecer las ubicaciones donde se podrán adelantar los Proyectos Piloto de Investigación Integral – PPII y el número de locaciones y pozos que se podrán desarrollar en cada uno de los Proyectos Piloto de Investigación Integral –PPII.”

En cada etapa de los Proyectos Piloto de investigación Integral, se siguen lineamientos en cuanto a Centro de Transparencia, Mesas territoriales de diálogo y seguimiento, Plan de monitoreo ambiental participativo, Diálogos Territoriales y Fortalecimiento Institucional.

La conclusión es que el Decreto 328 está diseñado como un Piloto de Evaluación Técnica para llegar hasta la evaluación del yacimiento, cosa que solo se consigue con un proyecto extendido de pozos piloto que comprueben no solamente las variaciones laterales del yacimiento, sino también otros niveles estratigráficos, por lo cual los PPII quedan inmersos como una etapa inicial de dicho macro-proyecto, y no se especifica claramente un Punto de Decisión (Gate) de aprobación de la Licencia Social que determine en qué momento la comunidad está de acuerdo con la etapa de exploración y cuando comienza la misma.

Una propuesta de conciliación

Se hace necesario, pues, encontrar un lugar común entre lo que pretenden los PPII, según lo propuso la Comisión de Expertos, y lo descrito en el Decreto 328 de 2020 y los reglamentos técnicos que del mismo se desprenden y que, a la fecha de este escrito, aún no han sido publicados.

Resulta evidente que el espíritu del decreto mencionado es establecer si existen las condiciones científicas, ambientales, institucionales, sociales y técnicas para avanzar a la etapa de exploración y explotación comercial de los YNC, bajo unos lineamientos de transparencia y el debido acceso a la información pública, así como el fortalecimiento institucional de todas las entidades involucradas.

Por su parte, al Comisión de Expertos pensó los PPII como un vehículo para viabilizar el uso de la técnica, asegurar la realización de unas líneas base robustas en salud, hidrología, hidrogeología y sismicidad, hacer eficaz la Ley de Transparencia, hacer realidad el fortalecimiento institucional y capacitar a la ciudadanía, y poner en marcha mecanismos de veedurías que aporten al entendimiento de la técnica.

Las mesas técnicas de trabajo que ya vienen funcionando deben en esta etapa dar a conocer sus resultados a la comunidad y grupos de interés. Aquí las ONG’s y centros de pensamiento independientes, (como XUA ENERGY) y las Asociaciones técnicas pueden jugar un rol de comunicación muy importante, para llevar a las comunidades la información relevante, y junto a ellos entrenar a sus voceros para que sepan leer y entender en un mínimo temas técnicos tales como los registros eléctricos, como se interpretan pruebas de pozos y datos de completamiento, como se mapean, se hace seguimiento y se mitigan los riesgos y, en fin, un nivel de conocimiento suficiente que les permita tener conversaciones simétricas con operadoras, el gobierno nacional y demás entes de control, y puedan transmitirlo a sus pobladores.

De esta forma, se sugiere que cada PPII sea uno de los primeros pozos de investigación científica de que habla el Decreto 328 de 2020 y su realización debería ser un proyecto conjunto entre un consorcio de operadores, el gobierno a través de sus entes de investigación y control, la academia representada por investigadores de los temas en observación, y la comunidad a través de “Veedurías Constructivas”, que participen desde la selección del sitio y el diseño del pozo, la construcción del vertical con especial énfasis en el estado mecánico y cómo se protegen los acuíferos de superficie, y la construcción y estimulación de un lateral con algunas etapas de estimulación en donde se logre recuperar fluidos de formación, analizar sus características y, muy importante, entender los esfuerzos geomecánicos locales que constituyen una de las grandes incógnitas en nuestro medio.

La recomendación de la comisión de expertos de respetar una distancia mínima de 2,5 km a los centros poblados prácticamente obliga a dos industrias que son altamente compatibles a buscar sinergias y acercamientos para bien mutuo: la exploración de hidrocarburos a través  de las empresas operadoras y la industria de la palma de aceite (existen cerca de 150.000 hectáreas sembradas de palma en el VMM).

Adicionalmente, se pueden empezar a hacer las investigaciones para buscar sinergias a futuro en lo que se ha denominado “el tercer uso de agua”, tema sobre el cual varios de los fundadores de nuestra Fundación han trabajado de tiempo atrás, que necesariamente debe darse de ser exitosas las pruebas.

En resumen: El Decreto 328 de 2020 permitirá trazar un camino abierto y transparente a nivel normativo, informativo y de controles, que deben seguirse para la realización de las líneas base y estudios que permitan estructurar unas mediciones de impacto socio – ambiental concertadas y conocidas para todos.

Los primeros pozos a adelantar, si se siguen las recomendaciones del Comité de Expertos, bajo un marco de transparencia y discusión abierta de sus resultados, darán las bases para evaluar si existe el recurso para pasar a pilotos extendidos, y mediante una discusión amplia pero objetiva permitirán establecer si se obtiene la Licencia Social para seguir con la etapa de exploración.

*PhD. VP Técnico Fundación de XUA ENERGY, Colombia.

Según un informe de Rystad Energy, citado por Bloomber, se estima que el esquisto estadounidense sufriría los mayores recortes y podría perder hasta el 32% de su fuerza laboral.

25 de marzo de 2020.   El sector de servicios para la industria petrolera mundial eliminará más de un millón de empleos en 2020 debido al colapso de los precios del crudo, según Rystad Energy.

La industria de los servicios petroleros, que los exploradores contratan para determinar reservas subterráneas, perforar pozos y rejuvenecer campos más antiguos, emplea a más de 5 millones de trabajadores en todo el mundo en la actualidad, según la consultora industrial con sede en Noruega.

Rystad pronostica una contracción del 21% en ese sector laboral este año, un golpe impactante, pero no tanto como la contracción del 30% durante la última crisis en 2016.

“Es probable que los bajos precios del petróleo persistan en 2021 y ello podría conducir a nuevas reducciones de la fuerza laboral. Los operadores y contratistas de exploración y producción quieren minimizar la posible propagación del Covid-19, reduciendo la fuerza laboral a un nivel mínimo absoluto”, señaló Audun Martinsen, responsable de investigación de servicios de campos petroleros de Rystad en un informe. 

Schlumberger y Halliburton advirtieron el martes que el petróleo shale de Estados Unidos disminuirá más rápido que durante la última recesión. El petróleo esquisto (shale) sufrirá los mayores recortesy podría perder hasta el 32% de su fuerza laboral, según Rystad.

Por su parte, los contratistas en altamar disminuirán un 19% este año y los empleos en todo el mundo fuera del shale caerán un 17%.

Nabors Industries, propietaria de la mayor flota de plataformas terrestres del mundo, planea suspender su dividendo y recortar salarios de directivos. Los beneficios del primer trimestre no alcanzarán la estimación, dijo la compañía el miércoles.

EPM asumirá el servicio en los departamentos de Bolívar, Cesar, Córdoba y Sucre; mientras que el Consorcio Energía de la Costa operará en los departamentos de Atlántico, La Guajira y Magdalena. Los nuevos operadores as deberán invertir $8.7 billones.  

21 de marzo de 2020.   Con la adjudicación por subasta y la suscripción del contrato de adquisición de las acciones y activos de Electricaribe a las Empresas Públicas de Medellín (EPM) y Consorcio Energía de la Costa, la agente especial de Electricaribe, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y el Gobierno Nacional, concluyen con éxito la búsqueda de operadores – inversionistas para garantizar la prestación del servicio de energía y el mejoramiento de la infraestructura eléctrica en la región Caribe.

EPM será la encargada de prestar el servicio de energía eléctrica en el segmento conocido como Caribe Mar que cubre a 1,51 millones de clientes en los departamentos de Bolívar, Sucre, Córdoba y Cesar. El Consorcio Energía de la Costa asumirá el segmento Caribe Sol con 1,21 millones de clientes en los departamentos de Atlántico, Magdalena y La Guajira.  
Al finalizar la sesión de subastas del mercado de energía de la región Caribe, la superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios, Natasha Avendaño García, manifestó: “Terminó la espera y, tal como se lo propuso el presidente Iván Duque, aseguramos un proceso transparente y responsable en todas sus etapas. Desde la superintendencia ofrecimos toda la información y garantías de participación a los interesados, que hoy se concreta con los dos nuevos operadores que asegurarán la continuidad del servicio de energía a más de 10 millones de usuarios en la región Caribe.

“Durante la intervención de Electricaribe hemos asegurado los recursos para la continuidad del servicio, a través del Fondo Empresarial; gestionamos recursos para inversiones en el Consejo de Política Económica y Social (Conpes) y lideramos la estructuración del mejor esquema de solución para que el servicio cumpla las condiciones de calidad, continuidad y cobertura que merece esta amplia zona del país.”  
Los nuevos operadores asumirán los planes de inversiones y de reducción de pérdidas orientados al mejoramiento de redes, estaciones y subestaciones y de la infraestructura en general, así como la tecnificación de los sistemas de medición. 

Los montos de inversión exigidos a un horizonte de cinco años ascienden a $3,2 billones para Caribe Mar y $2,6 billones para Caribe Sol. La proyección a 10 años es de $5 billones para Caribe Mar y de $3,7 billones para Caribe Sol.  
Realizada la subasta, las firmas adjudicatarias iniciarán los trámites legales para la conformación de las dos empresas que garantizarán la continuidad del suministro del servicio de energía eléctrica.

Por su parte, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios continuará el proceso de intervención de Electricaribe hasta formalizar su liquidación, conforme lo establece el marco legal.  

Ecopetrol S.A. informó a través de un comunicado que su Junta Directiva adoptó un conjunto de medidas con el fin de enfrentar las retadoras condiciones del mercado, que se han reflejado en el descenso de más de 40% en el precio del crudo de referencia Brent, debido a choques externos como el fuerte incremento en la oferta de petróleo y la diseminación del Covid-19.

17 de marzo de 2020.   Las medidas definidas por Ecopetrol hacen parte de un plan de intervención que tiene como objetivo adaptarse a las condiciones cambiantes del mercado de manera oportuna y ordenada.

La primera etapa de este plan contempla las siguientes acciones:

1. Reducción de 2 billones de pesos en costos y gastos para fortalecer la competitividad de la empresa, adoptando con efecto inmediato, medidas de austeridad, priorización de actividades operativas, administrativas y control de gastos operacionales, como restricción de viajes, viáticos, patrocinios y participación en eventos, entre otros.
2. Implementación de nuevas estrategias comerciales para maximizar el valor de los crudos y productos que vende el Grupo Ecopetrol.
3. Reducción de USD$1.200 millones en el plan de inversiones 2020 ubicándose en un nuevo rango entre USD$3.300 – USD$4.300 millones de dólares. Las medidas adoptadas se orientan a intervenir oportunidades de inversión en etapas tempranas de maduración, buscando preservar la producción y la caja, y salvaguardando inversiones en integridad y confiabilidad, así como compromisos de inversión social ya efectuados.
4. Respecto al proyecto de distribución de utilidades, dado a conocer al mercado el pasado 2 de marzo, la Junta Directiva propone un nuevo esquema de pago: un primer pago del 100% del dividendo a accionistas minoritarios y 14% del dividendo al accionista mayoritario, a realizarse el 23 de abril de 2020, y el pago del restante 86% del dividendo para el accionista mayoritario en el segundo semestre de 2020.

El rango de producción para el Plan 2020 se mantiene sin cambios entre 745 y 760 miles de barriles diarios equivalentes.

El nivel de apalancamiento de Ecopetrol se ubica en 1,2 veces al cierre de 2019, lo cual le brinda flexibilidad a la compañía para acceder a los mercados de deuda en caso que se requiera.

Actualmente, Ecopetrol tiene a su disposición líneas de crédito por USD$665 millones con la banca internacional y se encuentran acordados los términos para una facilidad comprometida adicional por COP$ 990.000 millones con la banca local, la cual se encuentra en proceso de autorización por parte del Ministerio de Hacienda y Crédito Público.

Junto con las intervenciones anunciadas, la disponibilidad de estos recursos le permitirá a Ecopetrol continuar mitigando riesgos asociados a fluctuaciones de precios del crudo y minimizar riesgos asociados a escenarios de estrés de liquidez.

La compañía continuará monitoreando la evolución del mercado para determinar la necesidad de poner en marcha etapas subsecuentes del plan de intervención, buscando un óptimo balance entre responder decididamente a la coyuntura actual, y preservar el valor a largo plazo de la Empresa.

La nueva subestación se llamará “Terminal”, estará ubicada en la Avenida Centenario (Calle 17), entre las Carreras 78 y 79, y atenderá la demanda de energía de las localidades de Fontibón y Kennedy. 

12 de marzo de 2020.   Luego de la aprobación de la Licencia Ambiental por parte de la Secretaría Distrital de Ambiente, y con una inversión de $20.000 millones de pesos, Enel-Codensa inicia la construcción de una nueva subestación eléctrica en Bogotá, denominada “Terminal”, y que tiene como objetivo atender la creciente demanda de energía residencial, comercial e industrial de la zona centro occidente de Bogotá, en especial, las localidades de Fontibón y Kennedy.

La Subestación Terminal estará ubicada en la Avenida Centenario (Calle 17) entre las Carreras 78 y 79, y tendrá una potencia instalada inicial de 80 MVA (millones de voltiamperios), energía equivalente a la que consume un municipio como Zipaquirá en su totalidad.

Así mismo, la subestación contará con dos transformadores en su primera fase, dos circuitos de alta tensión, y equipos y tecnología de soporte, monitoreo, seguridad y protección.

Se espera que las obras constructivas inicien en junio de 2020, mientras se hace todo el alistamiento de materiales y equipos necesarios para el desarrollo de la infraestructura eléctrica.

Además de atender el crecimiento de la demanda de energía, esta subestación beneficiará a más de 165.000 personas de manera directa, pues permitirá mejorar la calidad, confiabilidad y operatividad del servicio de energía en los sectores de Modelia, Hayuelos, Castilla, Ciudad Salitre y la Zona Industrial, pues reforzará el sistema de distribución local.

Entre los principales proyectos de expansión de infraestructura que se están desarrollando en esta zona de la ciudad y que están implicando crecimiento en la demanda de energía, se destaca el “Triángulo Bavaria”, donde se construirán más de 3.000 viviendas, áreas para comercio, oficinas, equipamiento comunal y parques. Así mismo, también se encuentra el proyecto “Ciudadela La Felicidad”, el cual está compuesto por 54 manzanas y donde ya se han entregado más 20 conjuntos residenciales y cerca de 5.000 viviendas nuevas.

Entre las principales características de la Subestación Terminal, se destaca que será una subestación completamente automatizada y telecontrolada, lo que permitirá que la operación de la Compañía tenga una mejor respuesta en momentos de contingencia. 

“Esta subestación hace parte del plan de expansión de subestaciones de alta tensión de Enel-Codensa, y del robusto plan de inversiones que la Compañía viene realizando en toda la zona de operación, con el objetivo de fortalecer la infraestructura eléctrica, atender la creciente demanda de energía requerida para el desarrollo económico e industrial del centro del país y mejorar los niveles de confiabilidad, estabilidad, seguridad y calidad del servicio en Bogotá y Cundinamarca”, dijo Luis Alejandro Rincón, subgerente de Unidad Operativa de Alta Tensión de Enel-Codensa.

Análisis de Germán Espinosa, presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol).

6 de marzo de 2020.  A finales de enero el coronavirus comenzó a generar pánico mundial tras conocerse que el número de contagios y víctimas mortales crecía rápidamente en China y comenzaba a propagarse a otros países de la región. Sin embargo, el temor de una posible pandemia era reducida, de tal manera que la afectación sobre el mercado de crudo no era tan alta. Se trataba de un efecto coyuntural cuyo impacto sobre la demanda de petróleo no sería considerable de controlarse rápidamente el virus y su propagación.

Cuatro semanas después el panorama mundial ha cambiado. El coronavirus es el centro de atención de la economía mundial y las organizaciones internacionales. El mundo enfrenta una situación de salud pública cuyo impacto pasó de ser únicamente sobre el mercado bursátil a tener efectos sobre la economía real.

Hoy se habla de más de 90.000 contagiados, más de 3.000 muertes asociadas al virus y presencia en más de 60 países, incluido Colombia. Este hecho ha jalonado los precios del crudo a la baja, de tal manera que el Brent cayó 13,1% de enero a febrero, y alcanzó mínimos no observados desde julio de 2017.

Esta situación es comparable con el virus SARS, que generó pánico en 2003 y cuyo origen también fue China. Centros de investigación de ese país señalaron que el coronavirus se asemeja en 80% al SARS, pero, dados los altos flujos de personas a nivel global, el coronavirus ha alcanzado una propagación y un impacto mucho más pronunciados, que dificultan su rápida contención. De esta manera, China ha optado por aislarse para lograr contener el virus, y ha limitado el comercia hacia y desde este país, impactando considerablemente la demanda de crudo.

Teniendo en cuenta que desde inicios de 2020 se temía que a lo largo del año se observara un exceso de oferta que impactara los precios, el riesgo es aún más alto con la reducción en la demanda que ha ocasionado el virus.

Las reacciones del sector petrolero a nivel mundial no se han hecho esperar. Importantes organizaciones de energía como la AIE y la EIA han reducido sus pronósticos de crecimiento en demanda, en 364 KBOPD Y 378 KBOPD, respectivamente. La EIA tomó como referencia el tiempo de duración y el tiempo de impacto del virus SARS en 2003, y concluyó que la mayor caída en demanda se daría en febrero, alcanzando un piso en marzo, y recuperándose poco a poco entre abril, mayo y junio, una duración total de 5 meses, la misma de la coyuntura de 2003.  

Por otro lado, la OPEP y sus aliados, encabezados por Arabia Saudita y Rusia, estudian nuevamente la propuesta de incrementar la reducción en suministro en 600 mil barriles diarios, que había sido analizada a comienzos de febrero y descartada por Rusia, que decidió esperar y evaluar la evolución del virus.

Al momento de la publicación de este artículo, el cinco y seis de marzo en Viena estarán reunidos los países miembros del cartel y otros países aliados, con el fin de evitar una sobreoferta de crudo y jalonar los precios al alza.

Otras organizaciones han alertado sobre los impactos económicos del virus. La OCDE redujo su estimación de crecimiento mundial para 2020 del 2,9% que pronosticó previo a la aparición del coronavirus (en noviembre de 2019), a 2,4%. La economía mundial se recuperaría en 2021 y crecería 3,3%, según este organismo.

Así mismo, la OCDE redujo considerablemente el crecimiento de China en 2020, de 5,9% a 2,9%, dando así cuenta del gran impacto que el coronavirus está teniendo sobre la economía del gigante asiático, lo anterior, sumado a los impactos de la guerra comercial con Estados Unidos. En 2021, según indica la OCDE, China podría recuperar el crecimiento a 6,4%, si se reestablecen las relaciones con Estados Unidos, pero sobretodo, que se pueda contener el coronavirus en el primer trimestre de 2020.

Como consecuencia del virus, el pasado viernes 28 de febrero la Bolsa de Nueva York (NYSE) tuvo la peor caída desde la crisis financiera de 2008. Por su parte, la Organización Mundial del Comercio (OMC) señaló que el comercio global se ha reducido considerablemente, y el temor pasó de ser bursátil a verse reflejado en las cifras de comercio internacional que comenzarán a publicarse en las próximas semanas. En respuesta a lo anterior, Goldman Sachs redujo su pronóstico del precio Brent para 2020 de 63 USD/BL a 53 USD/BL.

Efectos en Colombia

Colombia no es ajena a la situación, y al ser un país dependiente de los ingresos petroleros, es muy vulnerable a esta coyuntura. En el Plan Financiero del Gobierno presupuesto para 2020 se contaba con un Brent de 60,5 USD/BL. Pero, según el Marco Fiscal de Mediano Plazo de 2019, en la medida que el precio del barril desciende un dólar se impacta la renta petrolera en un rango de entre 300 y 340 mil millones de pesos (cerca del 0,04% del PIB). Al escribir esta nota, el precio del Brent rondaba los 50 USD/BL.

Lo anterior tendría implicaciones directas sobre el ingreso de divisas vía exportaciones e Inversión Extranjera Directa. Así mismo, habrá que estar muy atentos a los impactos sobre las variables reales del sector petrolero, tales como la actividad de taladros y la producción.

Desde Campetrol creemos que las autoridades chinas y las organizaciones internacionales lograrán contener el virus, liberando el mercado de la incertidumbre que este ha ocasionado. Sin embargo, anticipamos que el crecimiento de la demanda agregada de crudo será débil a lo largo del año, por el alto impacto del virus sobre la economía china, el principal consumidor de crudo a nivel mundial. Esperamos que se generen los incentivos necesarios a la demanda que permitan recuperar la tendencia al alza en precios con la que abrió el 2020.

Entre los principales logros del Grupo se encuentran la adquisición del Grupo Electro Dunas en Perú y la oferta por la adquisición en conjunto con Red Eléctrica de España de la compañía Argo en Brasil.

5 de marzo 2020.   El Grupo Energía Bogotá (GEB) presentó los resultados financieros para el cuarto trimestre del año y para todo el 2019, así como los principales logros en sus líneas de negocio de gas natural y energía eléctrica.

Los ingresos operacionales del Grupo en el 2019 alcanzaron $4,89 billones, lo que representan un aumento del 22,1% frente al mismo periodo del año anterior. Por su parte, la utilidad neta en el 2019 fue $1,85 billones, que corresponde a un crecimiento de 5,6% frente a las cifras re-expresadas de 2018 (crecimiento del 8,3% respecto de la utilidad real del 2018). El Ebitda pasó de $2,64 billones a $3,12 billones, con una variación de 18,1%.

El Grupo le propondrá a la Asamblea de Accionistas la distribución de $1,29 billones de dividendos, es decir $140 pesos por acción.

Entre los principales logros de 2019 está la adquisición que realizó en Perú del Grupo Dunas, conformado por ElectroDunas, Peru Power Co (PPC) y Cantalloc, negocios perfectamente alineados con la estrategia de crecimiento, que aumentaron en 245.000 el número de clientes.

Cálidda, compañía de distribución de gas en Lima y Callao (Perú), registró un crecimiento récord en el número de clientes conectados, superando los 950.000. La Sucursal de Transmisión, en Colombia, adquirió las subestaciones Betania 230 kV y Tuluní 230 kV.

Además, de presentar el anuncio de oferta para adquirir en conjunto con la española Red Eléctrica Internacional la compañía Argo Energía en Brasil, que representa una importante consolidación para el GEB del negocio de transmisión de energía en ese país.

Para Astrid Álvarez, presidente del Grupo Energía Bogotá, “estos buenos resultados evidencian la consolidación del Plan Estratégico Corporativo de la compañía alineado con los factores ESG (ambientales, sociales y de gobernanza), que nos han permitido tener un crecimiento rentable, pero con una alta conciencia social para llevar progreso y trabajar de la mano con las comunidades donde tenemos presencia”.

El gremio de los servicios petroleros es optimista y ve con buenos ojos la integración institucional que propone el Decreto, lo cual busca garantizar la transparencia de los resultados de los pilotos de fracking.

3 de marzo de 2020.   Tras conocer el Decreto del Ministerio de Minas y Energía que fija los lineamientos para adelantar los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII), la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol) considera que esta norma representa un paso adelante en su implementación.

El presidente Ejecutivo de Campetrol, Germán Espinosa, recalcó la importancia de los PPII como una oportunidad para generar un cambio estructural en el relacionamiento del sector, gobierno e industria con el territorio, pues son herramientas de generación de confianza y transparencia.

“Los PPII nos permitirán conocer los posibles impactos ambientales y sociales de la aplicación de la tecnología. Esta es nuestra oportunidad de hacer las cosas bien, y de demostrar nuestra capacidad como industria para prevenir, mitigar y compensar los diferentes riesgos que se puedan presentar”, dijo Espinosa.

En línea con lo anterior, el dirigente gremial también recalcó la importancia técnica de los PPII para el sector: “La toma de decisiones en la industria de hidrocarburos se realiza a partir de diversos cálculos y simulaciones, que producen información suficientemente precisa y aproximada a la realidad como para evaluar diferentes escenarios y definir los posibles riesgos asociados a éstos.

“Específicamente, las operaciones asociadas a yacimientos no convencionales son de mayor complejidad, por lo que se convierte en un reto importante el correcto modelado matemático de las mismas. Por esta razón, se hace necesaria la debida realización de proyectos piloto, que permitan la validación y corrección de los modelos actuales, así como la apropiada evaluación de riesgos económicos, ambientales y posibles problemas asociados al desarrollo de estos yacimientos”, dijo.

La producción de esos activos asciende a 56 mil barriles equivalentes de petróleo por día (30.500 barriles de petróleo, 110 millones de pies cúbicos de gas y 2.400 barriles de condensados). Ecopetrol desarrollará una estrategia de operación integrada de los campos del Piedemonte, principal fuente de suministro de gas en Colombia.

1 de marzo de 2020.   Ecopetrol S.A. y Equión informaron que desde el 29 de febrero de 2020 termina el Contrato de Asociación de Piedemonte y desde ahora Ecopetrol comenzará a operar directamente los campos de Floreña y Pauto, en Yopal (Casanare), cuya producción actual asciende a 56 mil barriles equivalentes de petróleo día (30.500 barriles de petróleo, 110 millones de pies cúbicos de gas y 2.400 barriles de condensados).

Por casi 30 años, antes como BP Exploration Colombia y desde hace nueve años como Equión, dicha empresa adelantó operaciones de exploración, producción, procesamiento, transporte y venta de hidrocarburos líquidos y gaseosos desde Casanare.

“Para Equión es un orgullo haber desarrollado y operado los campos Floreña y Pauto de la mano de las comunidades, autoridades locales, empleados, contratistas y demás aliados. Ahora Ecopetrol asume el reto de continuar desarrollando el potencial que tiene esta zona del piedemonte casanareño, en armonía con las comunidades y el medio ambiente”, afirmó María Victoria Riaño, presidente de Equión Energía.

Con el recibo de Floreña y Pauto, Ecopetrol consolida su presencia en Casanare. La Empresa ejecutará una estrategia de operación integrada de todos los campos del Piedemonte, que incluyen los activos Cusiana, Cupiagua y Recetor, para aportar al suministro de gas del país. La producción conjunta de estos campos suma 149 mil barriles equivalentes de petróleo día y aporta el 50% del gas que demanda el país.

“Reconocemos el buen trabajo realizado por Equión en la región durante todos estos años. Como Ecopetrol continuaremos trabajando en el fortalecimiento de la relación con las comunidades para desarrollar programas de beneficio colectivo y con responsabilidad ambiental, como lo hacemos en todas las regiones en las que operamos”, dijo el presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón.

Ecopetrol proyecta la ejecución de nuevas actividades de perforación y facilidades, que en armonía con el entorno, generarán oportunidades laborales, de contratación de bienes y servicios locales, e inversión social, las cuales contribuirán al desarrollo sostenible del departamento de Casanare.