Tendencias de la industria petrolera global y propuestas para Colombia Parte II

La tendencia a reestructurar el sector petrolero a nivel global

Las tendencias de la industria global de hidrocarburos han llevado a las empresas petroleras estatales más grandes de Medio Oriente, incluidas Saudi Aramco y la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi[4] (ADNOC) a tener planes de vender más activos a los inversores, para monetizar las participaciones en sus diversos negocios Midstream y Upstream principalmente. El gigante de Arabia Saudita Aramco[5] considera las ventas de parte de los activos Upstream[6] y Midstream, incluidos sus gasoductos y participaciones en refinerías y plantas de energía.

La tendencia a reestructurar el sector petrolero a nivel global se ha diseminado llegando a diversidad de países en los 5 continentes: Midstream en China[7], Downstream en Brasil[8], Upstream[9] en Nigeria, Upstream[10] en Angola, Upstream[11] en Malasia, en el espacio de unas pocas semanas este 2021, Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos, Qatar, Omán y Kuwait han acelerado planes multimillonarios para vender activos energéticos o emitir bonos con ellos, todo en pro de mayor competitividad y más transferencias de riqueza de estos recursos a sus sociedades en un entorno global cada vez más desafiante.

El área que más desconcentración ha experimentado del sector en el mundo es el midstream, sin una correcta estructura general esta parte de la cadena puede actuar como un captador de impuestos de las productoras privadas a las empresas estatales petroleras, lo que evita mayores niveles de producción, regalías, inversiones y en general hace que el área upstream de las empresas estatales petroleras no avance restándole competitividad y haciéndola cada vez más dependiente de esas rentas reguladas, lo que evita que las tarifas disminuyen o sus precios no tengan consideraciones de mercado, en general en el mundo a ninguna empresa estatal petrolera le ha funcionado tener activos de oleoductos para su competitividad a largo plazo, y su concentración en estas empresas se manifiesta como una condición que hace que el costo del transporte no pare de subir impactando el upstream, estas consideraciones fueron tomadas en cuenta para escindir los activos de transporte en países como Ecuador, Brasil, Rusia, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, y Noruega[12], entre otros con claros beneficios generales a sus sectores.

Noruega es el país que más clara política tiene sobre la desconcentración del midstream, destacando la política general midstream de la Dirección de Petróleo de Noruega: “Para promover una buena gestión de los recursos, las tarifas se deben establecer de manera que los beneficios de la producción de petróleo y gas se deriven principalmente de los campos de producción, mientras que al mismo tiempo proporcionen un rendimiento razonable de la inversión para los propietarios de la infraestructura. Esto evita una situación en la que los proyectos de desarrollo de campos y descubrimientos que son rentables para la sociedad no son comercialmente viables porque el costo de usar el sistema de transporte es demasiado alto”.

La desconcentración del Downstream es menos clara en su efecto global, pero se destaca principalmente su efecto en China, donde las refinerías de petróleo independientes chinas como China National Chemical Corp. y empresas estatales petroleras como hem Hongrun Petrochemical Co[13], han mostrado resultados muy por encima de sus pares estatales, inclusive llegando con su desempeño a afectar el precio de derivados local con beneficio a los consumidores e industria, y el mercado global por sus crecientes niveles de carga, eficiencia, exportaciones y tasas de procesamiento.

No hay que ir muy lejos, a nivel Latinoamérica, el caso de Brasil vía Petrobras con venta de activos downstream y de distribución de gas natural y Ecuador[14] con una restructuración general del sector con el nuevo gobierno y su Ley de Hidrocarburos, para delegar a compañías privadas y extranjeras los campos que hoy son operados por la estatal Petroecuador y contratos a producción compartida son políticas en línea con la tendencia global del sector. Menos exitosas han sido las políticas implementadas en México con Pemex[15] y PDVSA en Venezuela, que han tomado el camino contrario al mundo, con estatización masiva y monopolios intersectoriales, recibiendo los resultados de dichas políticas claramente fallidas desde su base misma como crisis y pérdida de la seguridad energética.

¿Qué puede aprender Colombia de ello?

En general el modelo de estructura concentrada en empresas estatales petroleras se ha manifestado como decadente y agotado, y apoyar la estatalidad del sector irónicamente no ha ayudado a la gente del común, sino a los políticos que siempre han sabido cómo capturar rentas del estado, el efecto de la estatalidad empresarial es claro, la tendencia global también y esta es desconcentrar el sector y sumarle incentivos comerciales vía socialización de acciones y/o competencia a los monopolios intersectoriales actuales, esto también mejora la transparencia, ya que aunque teóricamente el efecto de la competencia sobre la corrupción es ambiguo, “las rentas inducidas por la falta de competencia en el mercado fomentan la corrupción”.

En Colombia aunque ha mejorado en algunos indicadores el desempeño asociado con los mercados de capital privados de Ecopetrol S.A, esta no ha escapado de los inconvenientes globales vistos naturalmente por su condición de empresa estatal petrolera con alta concentración en diversos mercados. Sumado a los ya famosos casos de Reficar, Bioenergy, Agrocascada, PetroTiger, entre otros. El país actualmente importa crecientemente gas natural, derivados como gasolina, diésel y GLP principalmente, con efectos en sus precios. El asfalto tiene aumentos de precios unilaterales, hay un fondo de estabilización de combustibles que supera en déficit varias reformas tributarias, Ecopetrol S.A tiene altos niveles de deuda respecto a sus pares, la calidad del aire en las ciudades se ve afectada por la calidad de combustibles.

Inclusive la confiabilidad en la disponibilidad de hidrocarburos ha quedado entre dicho con los últimos casos de fallas en Reficar S.A (que dejó la Costa Atlántica sin líquidos), y mantenimientos y/o accidentes en activos de gas natural en Piedemonte (que puso en racionamiento el interior del país), ni que decir de los índices de desempleo entre ingenieros de petróleos nacionales, que superan el 55% mientras la participación de ingenieros extranjeros en Ecopetrol S.A es cada vez mayor, de 2016 a hoy pasó de participar en las licencias a extranjeros de 10% a más de 23%. Casi todos en cargos directivos, que valga decir cualquier nacional después de un proceso más competitivo podría aspirar, mientras tanto irónicamente empresas operadoras privadas como Gran Tierra u Oxy no llegan al 5%, incluso Geopark no llega al 10%.

Fuente: Consejo Profesional de Ingeniera de Petróleos- CPIP ESTADISTICAS DE INGENIEROS Y

ESTUDIANTES DE INGENIERIA DE PETRÓLEOS EN COLOMBIA OCTUBRE DE 2019. https://www.cpip.org.co:9020/wp-content/uploads/2020/05/estadisticas_ingenieros_de_petroleos.pdf

Colombia es un país que está ad portas de un proceso electoral donde el principal candidato en las encuestas plantea un modelo económico abiertamente de aumento de gasto público, nacionalización de fondos de pensiones, moratoria de exploración petrolera, entre otros. En general, se manifiesta el riesgo histórico de la administración de recursos en manos de empresas estatales que puede ser usada para objetivos no comerciales y alejarla de sus negocios principales. Así como diversos sectores piden la independencia del Banco de la República de las consideraciones de los gobiernos de turno, es hora de discutir los cambios que se están dando en el mundo y su pertinencia o no en nuestro entorno local y sector, para protección de Ecopetrol S.A y el país; históricamente el país tomó el camino que se ha mostrado a la larga más sostenible primero en 1968 con la creación de Terpel y más modernamente en 2003 con de la socialización de Ecogas y la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos-ANH (modificación del upstream).

Propuestas

Dado que un objetivo primordial del país es el desarrollo sostenible con equidad social, y esto pasa por propender tanto por mayores inversiones en el sector como por mejores condiciones de empleabilidad^[1] y competitividad, recomiendo abordar medidas de modificación estructural del sector en el país con claros objetivos, evitando condiciones históricas que destruyan empleos, producción potencial e inversiones como: los costos del transporte regresivos, normativas de rigidez laboral regionalizada, cientos de campos en inactividad (no precisamente por falta de condiciones geológicas), concentración de activos en una sola empresa mediante reversiones unilaterales, claras distorsiones de poder de mercado en el sector por su estructura de transporte, refinación y exportación/importación, las anteriores situaciones han tenido impactos principalmente en los empleos y deberían ser diagnosticadas y abordadas mediante una hoja de ruta clara, ya en el vecindario Ecuador y Brasil nos tomaron la delantera, ¿nos quedaremos nuevamente atrás del espíritu de los tiempos?

Como país y con el liderazgo de las asociaciones profesionales y el gobierno deberíamos discutir si aprovechar las ventanas de oportunidad y mejorar la estructura de nuestro sector sea socializando más acciones de la estatal petrolera nacional, que el 8.5% propuesto o incluso escindiendo campos inactivos upstream (campos o áreas inactivas o no desarrollados con alto potencial) y/o todo el midstream (Noruega, Ecuador, Brasil, Rusia, Arabia Saudita, Emiratos, etc pudieron) o parte del downstream (Reino Unido, China, Brasil, India, etc pudieron), finalmente convido a considerar la eliminación o modificación de la regionalidad para asignación de vacantes en el sector por las normativas: Ley 1551 de 2012, Decreto 2852 de 2013, Decreto 2089 de 2014 y Decreto 1668 de 2016, que claramente han tenido impacto en la empleabilidad de los ingenieros de petróleos, otras profesiones auxiliares e incluso personal no especializado; en situaciones particulares se necesitan enfoques particulares, “La innovación es nuestro mayor recurso renovable”[16] y “La creatividad requiere tener el valor de desprenderse de las certezas” Erich From.

Autor: Eusebio Jose Orozco Cera, Ingeniero de Petróleos e Ingeniero Químico UIS, Diplomado en Docencia Universitaria Unilibre y YNC UIS, Especialista en Economía Unijaveriana, Profesional Certificado en Innovación Energética y Tecnologías Emergentes SCPD Stanford University.

Bibliografía

[1]https://www.linkedin.com/posts/eusebio-jose-orozco-cera_el-camino-del-sector-el%C3%A9ctrico-al-og-activity-6835944989176995840-S7xU

[2]http://campetrol.org/wp-content/uploads/GDS/2015/mayo/GDS-20150514-2.pdf

[3]https://www.rieti.go.jp/en/china/19041101.html

[4]https://www.reuters.com/article/adnoc-drillling-ipo-exclusive-int-idUSKBN2BV1IT

[5]https://www.arabianbusiness.com/energy/464922-aramco-closes-12-billion-pipeline-deal-with-china-uae-backing

[6]https://oilprice.com/Latest-Energy-News/World-News/Saudi-Aramco-UAEs-ADNOC-Plan-New-Asset-Sales.html

[7]http://www.gasprocessingnews.com/news/sinopec-to-sell-stake-in-gas-pipeline-business-under-reform-push.aspx

[8]https://www.reuters.com/business/energy/brazil-antitrust-body-approves-petrobras-refinery-sale-mubadala-2021-06-09/

[9]https://www.rigzone.com/news/wire/nigeria_may_sell_shares_in_national_oil_company-30-sep-2020-163435-article/

[10]https://www.rigzone.com/news/wire/angola_to_sell_stake_in_national_oil_company-24-nov-2020-163941-article/

[11]https://www.energyvoice.com/oilandgas/asia/346427/petronas-mulls-oil-divestments-as-government-seeks-bigger-payouts/?

[12]https://www.norskpetroleum.no/en/production-and-exports/the-oil-and-gas-pipeline-system/

[13]https://www.bloomberg.com/news/articles/2021-09-01/china-s-private-refiners-grab-barrels-as-they-prepare-to-ramp-up

[14]https://www.elcomercio.com/actualidad/negocios/politica-petrolera-ecuador-bolsa-economia.html?fbclid=IwAR0reb9CpDuAtvbyhVnGE2lnwz8Ak904Bbm5KXrMgTZMXSrUHGM5aP3T-A8

[15]https://www.energiaadebate.com/david-shields/pemex-es-el-mundo-al-reves/

[16] Fuente: FairmountSantrol a mark of COVIA

^[1] Los niveles de desempleo en el sector petrolero superan el 50% general y el 70% entre jóvenes.

Publicaciones Recientes

Los números detrás de las reservas de Ecopetrol

Por: Oscar Ferney Rincón, director ejecutivo de ACIPET Que en 2025 el Grupo Ecopetrol incorpore 300 millones de barriles de petróleo equivalente (MBPE) en reservas probadas (1P) constituye un resultado positivo. Esta incorporación permitió un incremento de 2,69 % en las reservas de la compañía, al pasar de 1.893 MBPE en 2024 a 1.944 MBPE en 2025. Con una producción anual total de 248 millones de barriles equivalentes (MBE), el Índice de Reposición de Reservas (IRR) se ubicó en 1,21; es decir, por cada barril de petróleo equivalente (BPE) producido, se incorporaron 1,21 BPE en reservas. Adicionalmente, la vida media de reservas alcanzó 7,8 años: 8,2 años en crudo y 6,3 años en gas. A continuación, se analizan en detalle estos resultados para ambos segmentos, con base en la información publicada por el Grupo Ecopetrol en sus comunicados de información relevante y reportes trimestrales. Los pilares Según el reporte publicado el 19 de febrero por el Ecopetrol, bajo el criterio SEC – Recobro Mejorado se incorporaron 142,6 MBPE, asociados principalmente a proyectos en campos ubicados en el departamento del Meta, como Castilla, Chichimene y Akacías, entre otros. Adicionalmente, se sumaron 40,8 MBPE por concepto de Revisiones, resultado de una combinación de factores que amplían el límite económico de los campos y/o optimizan las curvas de producción, generando incrementos en el factor de recobro (FR). Entre estos factores se incluyen menores tasas de declinación, optimizaciones de costos y mejores desempeños productivos en proyectos en ejecución. En conjunto, estos dos conceptos representaron el 61,13% del total de reservas incorporadas en 2025. En 2024, los mismos componentes aportaron cerca del 70% de los 244 MBE de reservas 1P adicionadas, consolidándose como ejes centrales dentro de la estrategia de incorporación de reservas. Reservas de Crudo en Colombia De acuerdo con el informe presentado por Ecopetrol, las reservas probadas (1P) de crudo en los campos del país alcanzaron 1.497 MBPE, lo que representa un incremento de 133 MBPE (9,75 %) frente al cierre de 2024. Este resultado obedeció principalmente a aportes asociados a los conceptos SEC – Recobro Mejorado y SEC- Revisiones. Dentro de este último concepto se incluyó acuerdos contractuales con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que —según lo reportado por la compañía— representaron 100 MBPE. Al descontar estos 100 MBPE, la incorporación orgánica de crudo sería de 33 MBPE. En consecuencia, orgánicamente no solo se compensaron las reservas producidas en 2025, sino que se generó un incremento neto en el volumen final de reservas. Esto implica que el Índice de Reposición de Reservas (IRR) de crudo en el país fue superior a 1, en un contexto en el que el precio de referencia utilizado para el cálculo de reservas 2025 disminuyó 14 %, al pasar de 80 a 69 USD/Bbl. Reservas de gas en Colombia Las reservas probadas (1P) de gas en el país continúan disminuyendo a una tasa cercana al 18 % anual, lo que indica que el volumen producido no está siendo compensado con nuevas incorporaciones, de hecho, se reportó una desincorporación de 14.7 MBPE. Es decir que en términos netos, el balance fue negativo: más que incorporarse nuevas reservas de gas, se presentó una disminución en el volumen total disponible al cierre del año. Lo anterior ocurre a pesar de que las cifras reportadas de producción de gas en 2025 muestran una disminución de la declinación, que denotan mejores declinaciones, asociado a los campos de Pauto y Floreña en el Casanare y los campos Chuchupa y Ballena en la Guajira. Además, se adelantaron esfuerzos orgánicos mediante campañas de WOs (workovers) en los campos del Valle Medio y los Llanos, así como estimulaciones con la implementación de nuevas tecnologías en pozo (espumas) y actividades de perforación, como el Floreña 16 (que produjo 30 mscfd). Sin embargo, estas acciones no fueron suficientes para mitigar las declinaciones presentadas en otros campos. Para 2026 se ha anunciado que se planea ejecutar la perforación de cuatro pozos de desarrollo en el piedemonte y cuatro pozos exploratorios de manera directa o con socios, incluyendo uno offshore. En cuanto a las reservas del proyecto Sirius, su incorporación solo será posible una vez se obtenga la licencia ambiental y la compañía adopte la Decisión Final de Inversión (FID). Estos hitos son requisitos exigidos por los certificadores de reservas para mover recursos contingentes a reservas probadas. Reservas en el exterior En Estados Unidos, las reservas del grupo —que incluyen las filiales Ecopetrol America, con operaciones en el Golfo de México, y Permian, con activos en la cuenca del Permian — registraron una disminución de 21 MBPE, equivalente al 10 %. En este caso, las incorporaciones no compensaron el nivel de producción del periodo, por lo que el Índice de Reposición de Reservas (IRR) se ubicó por debajo de 1. Dado que se tienen reservas probadas, es decir que en estos activos hay proyectos y curvas base que son técnicas y económicamente rentables, se espera la divulgación detallada de resultados para evaluar el desempeño por activo y por tipo de fluido. En 2025 no se incorporaron reservas del proyecto Gato Do Mato en Brasil, las cuales se esperarían sean incorporadas en 2026 – 2027. Incorporación inorgánica El Grupo Ecopetrol informó que el 33 % de las reservas probadas (1P) incorporadas en 2025 —equivalentes a 100 MBPE— obedecieron a “…acuerdos contractuales con la ANH”. De este total, “…95,8 MBPE correspondieron a la titulación de regalías de crudo en los campos Activo Castilla, Akacías, Caño Sur Este, Chichimene, Rubiales y Yariguí-Cantagallo, y 4,5 MBPE a derechos económicos en Tello–La Jagua”, según lo reportado por la compañía. La ley que habilita Si bien lo deseable es que la totalidad de las reservas producidas se repongan mediante gestión orgánica del negocio, es preciso mencionar que también forma parte de la responsabilidad empresarial la administración integral de los activos. Esto comprende la gestión contractual con la ANH y con socios estratégicos, así como decisiones de adquisición o desinversión. Todas estas acciones hacen parte de la gestión del portafolio y del manejo permanente de

Los proyectos asociados a garantizar el suministro de gas natural deben ser proyectos PINES

Llevarlos a la categoría de Proyecto de Interés Nacional Estratégico (PINES) permite acceder a herramientas que facilita el desarrollo oportuno de los proyectos y con ellos la seguridad energética del país. Bogotá. 08 de noviembre de 2025. (@Acipet_co). Junto con el positivo anuncio de comercialización conjunta, Ecopetrol – Petrobras, para la venta temprana dehasta 249 millones de pies cúbicos de gas por día (MPCD), provenientes de Sirius, también se anunció que la fecha de entrada del proyecto sería 2030, lo cual, si bien estaba dentro de las probabilidades, descarta la posibilidad del 2029 como fecha de inicio de producción y abre la probabilidad para que esto suceda en2031. Esto representa un desafío significativo para el país, pues se esperaba que, con su entrada en operación, la importación de gas disminuyera significativamente, e incluso lograr autoabastecimiento del país. Entretanto, la declinación de los campos existente continuará y, en consecuencia, muy probablemente en 2029 y 2030 se tendrá que importar volúmenes mayores de gas a los que hoy se estiman.

Petróleo para la transición

Por Martha Villarreal Pava, presidente de la Junta Directiva de la Acipet En el debate sobre el futuro energético del país es fundamental partir de un hecho ineludible: sin hidrocarburos no hay transición energética posible. En la canasta energética del país, este sector es el principal motor económico y financiero, que permite avanzar hacia una matriz diversificada, confiable y sostenible. La Agencia Internacional de Energía recientemente señaló que la demanda global de gas natural registró el mayor crecimiento entre los combustibles fósiles en 2024, consolidándose como el energético de transición clave para reducir emisiones y respaldar la expansión de energías renovables variables como la solar y la eólica. Esta tendencia confirma que el gas natural, dadas sus menores emisiones frente al carbón, juega un papel estratégico como respaldo para una matriz energética que se vuelve cada vez más dependiente de fuentes intermitentes. Entre 2020 y 2024, en Colombia, el sector de hidrocarburos representó el 31% de las exportaciones totales, garantizando el ingreso de divisas y equilibrando la balanza de pagos; aportó alrededor del 15% de la Inversión Extranjera Directa (IED), fortaleciendo la competitividad y el empleo de calidad; también contribuyó con cerca del 9% de los ingresos corrientes del Gobierno Nacional (2019-2023), recursos fundamentales para financiar programas sociales, infraestructura y parte de los mismos proyectos de energías renovables no convencionales. Estos datos, reflejan que la producción responsable de hidrocarburos no sólo mantiene la estabilidad macroeconómica, sino que también apalanca la transición energética. En Acipet consideramos que la transición energética es una transformación continua que requiere planificación técnica, financiamiento sólido y una diversificación paulatina de la matriz energética. También cabe destacar el impacto del sector en la cadena de valor nacional: más de 360.000 empleos directos e indirectos dependen hoy de la industria de Oil & Gas, con salarios competitivos y una alta inversión en formación técnica, innovación y transferencia tecnológica. Defender esta industria responsable, que ha avanzado en estándares ambientales, en la reducción de emisiones y en el desarrollo de proyectos híbridos (por ejemplo, autogeneración renovable en campos petroleros), es también apostar por un tejido empresarial robusto y social que dinamiza las regiones productoras. En conclusión, sin hidrocarburos no hay transición energética. Sin sus recursos fiscales, sin su capacidad de inversión y sin su respaldo técnico, la ruta hacia una economía baja en carbono quedaría incompleta y financieramente inviable. Reafirmamos que la producción responsable de hidrocarburos no es un freno, sino el puente que permitirá que Colombia avance hacia un futuro más limpio, más seguro y fiscalmente sostenible.

Conozca nuestras últimas noticias y comunicados de prensa

Más sobre acipet

Viviendo el presente

El calentamiento global es una realidad de nuestro presente, y de manera responsable estamos saludando el futuro con las acciones correspondientes para mitigar este impacto. En todo problema se identifican oportunidades, y es aquí en donde la migración hacia energías con menor impacto en la huella de carbono es una meta estratégica en las compañías del sector de hidrocarburos. Quienes no consideren acciones que redunden en la descarbonización de su industria, poco a poco irán perdiendo espacio y mercado importante. Para dar un ejemplo, China es quizás hoy en día quien cuenta con la mayor cantidad de autos eléctricos en circulación a nivel mundial. En 2019 vendieron 1,2 millones, más unidades que en el resto del mundo, donde se registraron 1,05 millones; y es a la vez es un gran exportador de paneles solares. Sin embargo, esto no significa que sus minas de carbón, fuente de generación de energía, vayan a ser cerradas. El desafío es cómo se logra la adaptación a un nuevo entorno, sin dejar de ser un jugador importante y supliendo sus necesidades internas. China, como gran importador de petróleo y experto en transformar materia prima en productos de exportación, es consciente que el no estar comprometido con la huella de carbono le cerrará muchas puertas, y es que representan el 30% de todas las emisiones mundiales, con más de 10.065 millones de toneladas de CO2 emitido y con el ostentoso compromiso de cero emisiones al 2060. Esto mismo aplica a cualquier país en vía de desarrollo, en donde el impacto en el calentamiento global es muy bajo, pero que, si no se demuestran compromisos y acciones concretas, vendrán bastantes problemas para mantener o consolidar los negocios internacionales que soportan las economías. Tal es el caso de Colombia, que de acuerdo con la EIA, produce el 0.25% de emisiones de energía primaria en el mundo, con 0.6% de la población mundial. Así que, reducir este monto a la mitad poco podría mover la aguja de este KPI Global. La tecnología jugará un rol muy importante en todas las iniciativas para alcanzar la descarbonización. Como lo indica Daniel Yergin en su libro “The New Map”, la industria automotriz está sometida a un gran reto: vehículos a gasolina mejorada V.S vehículos eléctricos. Hay que vivir el presente y afrontar los retos que este nos depara, premisa que deben entender aquellos que culpan a los combustibles fósiles de todos los males y que reclaman acciones inmediatas. Todo proceso de transformación requiere de un plan estructurado en donde todas las variables sean consideradas, valoradas, y se cuente con planes de mitigación, en donde aplique. La tecnología seguirá dando grandes saltos, pero la invitación es a vivir el presente. Los carros eléctricos requieren de energía y esta proviene de los combustibles fósiles, de las hidroeléctricas y ahora de otras fuentes renovables. Estas últimas requieren de perfeccionamiento, surtir su curva de aprendizaje y garantizar la confiabilidad, a su vez la canasta energética requiere ser balanceada y para esto hay que invertir en investigación y desarrollo, y estos recursos se obtendrán en buena medida de los combustibles fósiles. Al final, es todo un ciclo que combina tecnología con modelos de negocio y cuyo objetivo es capturar mercado. Óscar Díaz Martínez Presidente de la Junta Directiva Acipet.

17/09/2021

Vaso medio lleno o medio vacío

Después de la polémica por la compra de ISA por parte de Ecopetrol en 14,23 billones de pesos para la adquisición del 51,4%, dos temas han de tenerse en cuenta para un análisis objetivo de esta transacción: lo referente al ámbito comercial y su efecto en las finanzas del Estado; y la estrategia de Ecopetrol hacia su proyecto de descarbonización. El primer tema y quizás el más debatido, es el endeudamiento con el cual la estatal ha procedido, dejando poco espacio para continuar con la exploración en busca de incrementar sus reservas de hidrocarburos. El país en la última década ha disminuido de forma significativa este programa, de acuerdo con Campetrol, en lo que va del año se han perforado únicamente 12 pozos, incluyendo a Ecopetrol y todas las empresas que tienen actividad en el país. En cuanto a la autosuficiencia energética, se requiere el reemplazo de las reservas que se consumen al año con la producción de petróleo y gas, y una de las formas de lograrlo es con actividad exploratoria, precisamente para el hallazgo de nuevos yacimientos. El concepto es muy simple: si lo miramos desde el abastecimiento básico en nuestros hogares, lo que se toma de la despensa se debe reemplazar, de lo contrario las existencias se agotarán. El segundo tema es la integración vertical, que busca la estatal a lo largo de toda la cadena de valor del ciclo energético, tal como lo ha venido haciendo principalmente con el petróleo. Ahora, uno de los segmentos que más valor agregado le han adicionado a Ecopetrol fue la creación de Cenit en el 2013 y con lo que se da la integración del sistema de transporte por ductos a lo largo del territorio nacional (Ocensa, Oleoducto de Llanos, Bicenterio y Oleoducto de Colombia). Lo anterior es relevante dado que, con la compra de ISA, Ecopetrol busca ocupar un espacio bien posicionado en el transporte de energía. Si con Cenit fue necesario una consolidación, con ISA el camino está muy bien recorrido. Se podría decir entonces que Cenit es al transporte de hidrocarburos como ISA al transporte de energía. Ahora lo que viene es que Ecopetrol siga trabajando con sus proyectos de generación a través de otras fuentes de energía como la solar o la eólica, las cuáles ya están en marcha, más todo lo relacionado con el hidrógeno como materia prima de otras formas no dependientes de los combustibles fósiles, todas ellas que podrían correlacionarse con el “upstream”. Si bien es cierto que no realizar actividad exploratoria es preocupante por la autosuficiencia energética, que no ha sido fácil de mantener. Por otro lado, es una noticia alentadora seguir avanzando con una estrategia en la transición hacia renovables y otras fuentes de energía, y cuyo único fin es migrar hacia la descarbonización, teniendo en cuenta que la meta de Ecopetrol al 2050 es llegar a cero emisiones netas. Lo peor que le puede pasar a una empresa como Ecopetrol es dejar pasar el tiempo y las oportunidades. Incrementar la actividad exploratoria es una necesidad del presente y con ISA se cristaliza una buena oportunidad mirando al futuro. El vaso se seguirá mirando medio lleno o medio vacío, lo cual es y seguirá siendo parte de nuestra naturaleza humana. Óscar Díaz Martínez Presidente de la Junta Directiva de Acipet

27/08/2021

Un tiro en el pie

A mediados de enero el ingeniero de petróleos Diego Fernando Lozano, quien se encontraba trabajando como responsable de la operación en el pozo T-888K, en la zona de influencia del municipio de Tibú en Norte de Santander, fue privado de su libertad y después de más de 20 días en esta situación fue liberado. Y de otro lado, no dejan de ser extraños los ataques a la infraestructura petrolera o todo lo que tenga relación con la misma. Es lamentable e invita a la reflexión el por qué aquellos que defienden sus intereses políticos y están en contra de esta industria, no se pronuncian de ninguna forma respecto de estos hechos que van en contra de los ideales que promueven. Por un lado, la famosa frase de “todos somos iguales” y “merecemos los mismos derechos”, y por el otro, no a los combustibles fósiles responsables del calentamiento global. Con respecto a lo primero, el privar a una persona de la libertad y más a quien está cumpliendo con sus obligaciones, no tiene calificativo alguno, es degradante. Y de lo segundo, ¿acaso los derrames generados por estos ataques con contaminación de suelos y fuentes de agua son noticias falsas de los medios? De la misma forma, algunas agremiaciones, en lugar de pronunciarse ante estos hechos, prefirieron hacer honor a la famosa frase “ser políticamente correctos”, cuando lo que se necesitaba era unir varias voces de protesta. Y es que el ser ingeniero de petróleos se ha convertido en un tema de moda, pero por causa de todas las acciones que se han tomado en contra de la profesión, que como consecuencia han redundado en falta de oportunidades. Con el Decreto Ley 1668 se promueve la contratación del 100% del personal no calificado de las áreas de influencia en donde se tenga actividad petrolera, y el 30% del personal de mano de obra considerada calificada. La consecuencia hoy en día que, a diferencia de otras profesiones, es que la única que no tiene campo de acción a nivel nacional es la ingeniería de petróleos. Un profesional del departamento del Casanare no puede laborar en otro departamento, pero alguien diría: ¿acaso los requerimientos en las zonas de influencia no se hacen extensivos a los municipios, departamentos, a nivel país, a manera de espiral, en caso de no contar con el personal competente requerido en la zona de influencia? Eso dice la teoría, pero en la práctica no funciona así. La llegada de un profesional a las regiones con las mejores competencias, no es aceptada y en su defecto los proyectos se pueden ver afectados por las manifestaciones de sus residentes a manera de chantaje. Se imaginan ustedes, si para Bogotá se emitiera una ley en el cual ninguna persona que no sea de la capital tendría derecho al trabajo, con el argumento de generar mayores oportunidades para los bogotanos. Sería lo más absurdo e iría en contra de los derechos que tiene cualquier ciudadano. La ingeniería de petróleos, una profesión amada por muchos y odiada por otros, seguirá comprometida con el aporte a la Nación para ser autosuficientes. Lograr una transición energética responsable, requiere de recursos y de una hoja de ruta a mediano y largo plazo. Quienes vienen diciendo lo contrario de seguro se retractarán. Lo que viene sucediendo en contra de la industria es realmente un tiro en el pie. Óscar Díaz Martínez Presidente de la JD de Acipet

21/08/2022