LA EFICIENCIA ENERGÉTICA, UNA TENDENCIA EN ASCENSO€¦ · Liliana Ávila Sánchez [email protected] EQUIPO EDITORIAL Ór acsArango Natalia González RELACIONES PÚBLICAS

Enero 2014 | Edición N.° 7

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1. El Valle Superior del Magdalena, una región con impulso renovado2. La explotación de no convencionales, oportunidad inaplazable para la industria3. Ronda 2014, la prometedora oferta exploratoria para traer a los mejores

El Gobierno y la industria trabajan a favor del uso racional y el consumo eficiente de los recursos, unaapuesta por el desarrollo sostenible.

LA EFICIENCIA ENERGÉTICA, UNA TENDENCIA EN ASCENSO

3LA REVISTA DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICA COLOMBIANA

Aunque los niveles de extracción y el número de operaciones en el Valle Superior del Magdalena han disminuido, esta región sigue siendo clave en el panorama petrolero nacional.

ED. N.° 7Contenido

Pág. 34NegociosConozca cuáles fueron los principales movi-mientos de las empresas del sector minero-energético local durante los tres últimos meses.

Pág. 42Líneas base con todo el rigor, un re-quisito para la explotación del gas asociado al carbón y el gas de esquistoColombia se acerca a una etapa interesante de explotación de recursos no convenciona-les. En ese contexto se aprecian las iniciativas sobre la normativa que valora las condiciones del entorno antes de los ejercicios de E&P.

Pág. 12Exploración y ProducciónConozca más sobre los avances en materia de exploración y producción reportados por Ecopetrol, GeoPark, Pacific Rubiales, Gran Tierra y Canacol en los tres últimos meses.

Pág. 22Suroco busca profundizar su participación en el Putumayo y llegar a otras cuencasEn entrevista con Colombia Energía, Leonardo Villarroel, gerente general de Suroco en Co-lombia, habló sobre los planes que tiene la com-pañía para consolidar su posición en el país.

Pág. 24La explotación de no convencionales, un salto a más reservas y a una indus-tria más sofisticadaAunque la ausencia de un marco regulatorio para los no convencionales ha frenado la evo-lución de estos proyectos, se tiene previsto que este año, con la expedición de dicha normativa, el país pueda sumar nuevas reservas de hidro-carburos asociadas a dicho tipo de yacimientos.

Pág. 32 Prestadores de servicios se preparan para el boom de los no convencionalesAnte el creciente interés de las operadoras y del Gobierno por desarrollar el mercado de los no convencionales, los principales provee-dores de servicios se han encargado de traer a Colombia los equipos y el talento necesarios para cubrir la demanda en este segmento.

Pág.16Proyectos de recobro y nuevas exploraciones impulsan al Valle Superior del Magdalena

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Pág.44Cortos en las acciones colombia-nas, un indicador trascendenteEl retroceso evidenciado en la mayoría de ac-ciones locales durante los últimos meses, en el que se destacan las petroleras Ecopetrol y Pacific Rubiales, ha sido generado en su ma-yoría por la venta de posiciones de portafo-lios extranjeros.

Pág. 48ServiciosCon la llegada de nuevos proveedores e im-portantes inversiones para competir en el mercado colombiano, se incrementa la oferta para suplir la creciente demanda de las empre-sas vinculadas al sector extractivo.

ED. N.° 7Contenido

Este año Colombia volverá a ser el centro de atención por la celebración de un nuevo proceso para la asignación de bloques para la exploración y producción de hidrocarburos. La subasta se llevará a cabo el 23 de julio en Cartagena.

Pág. 40Prometedora oferta exploratoria

en la Ronda 2014

Pág. 58El manual de compensaciones am-bientales, una oportunidad para el progreso responsable La pregunta sobre si es posible conjugar el desarrollo económico y la conservación de la biodiversidad ha sido el punto de partida de innumerables batallas entre “ambientalistas” y “desarrollistas” en diferentes sectores, como el industrial, el académico y el legislativo.

Pág. 60Sostenibilidad Las iniciativas verdes de las compañías confir-man el interés que hay en el país por encon-trar alternativas de desarrollo de leve impacto. Conozca los detalles sobre estos proyectos en esta sección.

Pág. 54El aprovechamiento del gas asociado como combustible para la generación energética La competencia implica que las empresas de-ben estar atentas a cualquier ahorro potencial, como el que se puede derivar de sacarle el máximo rendimiento al gas asociado, que, en múltiples ocasiones, es desaprovechado.

Pág. 56El entorno colombiano, ámbito propicio para la innovación Las condiciones retadoras propias de la indus-tria minero-energética, exigen que la creativi-dad, eficacia y agilidad en la construcción de obras de infraestructura sean una prioridad.

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Pág. 74AgendaEs el punto de referencia para estar al tanto de las próximas conferencias, convenciones y talle-res relacionados con la industria extractiva. En esta sección encuentre, entre otros, la informa-ción sobre los cursos de Acipet, ABS y Praxis.

Pág. 78GenteLos encuentros organizados por el club de pe-troleros del Hotel Radisson, el 25 aniversario de Campetrol y los congresos Shale Colombia y Fise fueron algunos de los eventos que con-gregaron a los principales líderes de la indus-tria en el último trimestre.

En entrevista con Colombia Energía, José Ramón Gómez, especialista senior en energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), habló sobre las oportunidades que tiene el país para diversificar su matriz de generación usando fuentes renovables no convencionales.

Pág.72Fuentes no convencionales de energía, una de

las grandes apuestas del BID en Colombia

ED. N.° 7Contenido

Pág. 84ClasificadosAnuncios de empleos y profesionales que bus-can trabajo en el sector minero-energético.

Pág. 62El uso racional y el consumo eficiente de energía, una tendencia en ascensoEl Gobierno y la industria han adoptado estra-tegias de eficiencia energética que denotan el compromiso por trabajar en la búsqueda de un desarrollo sostenible. En la actualidad se ejecu-tan varias iniciativas para reducir el consumo innecesario y minimizar el impacto ambiental.

Pág. 72Vida EnergéticaConozca más sobre los planes que tienen los hermanos Jorge y Mark Rausch para ampliar la presencia de los conceptos gastronómicos que en conjunto han creado en la última década.

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CréditosDIRECTOR

Thomas [email protected]

EDITORJulio César Belalcázar

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EDITORA REPORTES ESPECIALESLiliana Ávila Sánchez

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EQUIPO EDITORIALÓscar Arango

Natalia González

RELACIONES PÚBLICASY COMUNICACIONES

Rebecca [email protected]

+57 (1) (311) 56 2 80 15

Paula Pachó[email protected]

DISEÑO, DIAGRAMACIÓN E INFOGRAFÍAS

Lissette Morelos

IMPRESIÓNLegis

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CARTA EDITORIAL

Compromiso y responsabilidad en un año promisorio

El crecimiento del sector minero-energético, en los último diez años, ha sido enérgico y sostenido. Seguramente, el 2014 va a reflejar esta tendencia y esperamos que incluso se superen las proyecciones. En el tercer trimestre de

2013, el comportamiento del valor agregado de esta rama de la economía presentó una variación del 6,1%, jalonado principalmente por la producción de crudo en 10,1% y de gas natural en 20%. Estas estadísticas son buenas noticias.

Además de los datos alentadores, para el 2014 se tiene previsto una nueva ronda en la que se asignarán bloques para la exploración y producción de hidrocarburos. Por lo tanto, las expectativas son altas, particularmente frente a los recursos no convencionales, como la explotación del gas asociado al carbón y el gas de esquisto. Esto demuestra que el sector de hidrocarburos no solo avanza, sino que, cada vez, es más sofisticado.

En el tercer año de esta publicación, después del juicioso seguimiento de los diferentes temas que impactan a la industria y tras el repunte de la explotación de hidrocarburos, creemos que más allá de desearle un promisorio año nuevo a los diferentes partícipes, lo más indicado es hacer un llamado a no bajar los brazos, pero, sobretodo, a trabajar con conciencia y responsabilidad. Las buenas noticias han sido múltiples y el auguro para este año es muy favorable. Por eso mismo, es saludable recordar que el éxito atrae atención y que el liderazgo exige compromiso.

En la actualidad, hay múltiples empresas que son ejemplo de trabajo sostenido, responsable, incluyente, y cuidadoso del medio ambiente y el entorno en el que desarrollan sus actividades. Para este año, en el que la industria nuevamente será protagonista, no basta con un puñado de compañías comprometidas con la excelencia, siempre y en todo sentido. El 2014 debe ser el punto de quiebre en el que las buenas prácticas empresariales y el trabajo mancomunado con un Gobierno exigente y aliado del progreso sostenible se conviertan en la norma. Esta es la mejor manera para que la industria se anticipe a sus críticos y no se vea obligada a reivindicar sus logros ante la mirada atenta de la sociedad.

Julio César Belalcázar Santodomingo


COLABORADORES

Colaboradores

Mauricio Casas Bello, coordinador de proyectos de compensación en Fotosíntesis ColombiaBiólogo de la Pontificia Universidad Javeriana. Bello es coordinador de proyectos de compensación en Fotosíntesis Co-lombia y cuenta con experiencia en la implementación de planes de manejo ambiental, resoluciones de levantamiento de veda y programas de educación ambiental en proyectos lineales para el sector de hidrocarburos.

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

Ricardo Bocanegra García, vicepresidente ejecutivo de Innnovatech Strategic Solutions LLC, HoustonDiseñador industrial con especialización en desarrollo de proyectos y diplomado en Alta Gerencia. Bocanegra se vin-culó a la industria petrolera colombiana en 1990 y ha participado en la configuración de soluciones y productos de infraestructura, desarrollando proyectos en África, Latinoamérica y Estados Unidos. Las necesidades del sector, la conciencia por la protección del medio ambiente, y el concepto de reciclaje y reutilización, lo motivaron a crear un equipo especializado en innovar conceptos y soluciones ecológicas para minimizar el impacto ambiental.

Antonio J. Obando, director comercial de OrsolingIngeniero mecánico especialista en evaluación y desarrollo de proyectos para generación de energía utilizando recursos convencionales y no convencionales. Obando se desempeña como director comercial, identificando oportunidades en compañías donde se puedan aumentar eficiencias energéticas y ahorrar costos fijos.

Alejandro Pieschacón, Senior Equity Strategist, Casa de Bolsa Director de estrategia de renta variable para clientes institucionales en Casa de Bolsa, la firma de bolsa del grupo finan-ciero más grande en Colombia: el Grupo Aval. Pieschacón es MBA y administrador de empresas con especialización en finanzas. Se ha desempeñado como analista fundamental de acciones y gerente de portafolio durante los últimos seis años.


El último pozo perforado en el campo Moqueta reportó un hallazgo exitoso para Gran Tierra Energy

Al cierre de 2013, Gran Tierra Energy informó sobre los resultados de la evaluación del pozo Moqueta-11 en la cuenca Caguán-Putumayo. Tras haber encontrado petróleo en las formaciones T-Sandstone y Caballos, el pozo fue sometido a pruebas de producción separadas que, en total, arrojaron una producción cercana a los 1.600 barriles de petróleo por día (BPD) de 27,4° API, con un corte de agua de 0,3%.

“Los 1.600 BPD obtenidos en las pruebas de Moqueta-11 contribuirán con el crecimiento del perfil de producción de este campo para 2014”, aseguró Dana Coffield, presidente y CEO de Gran Tierra Energy.

De acuerdo con la compañía, estos resultados indican un potencial de recursos adicionales en el campo Moqueta, por lo que se ha tomado la decisión de añadir tres nuevos pozos de evaluación al programa de trabajo de este activo durante el 2013.

Conforme a la última información entregada por la compañía, en los meses de octubre y noviembre, Gran Tierra Energy reportó una producción promedio, después de regalías, de 21.500 BPD, extraídos en su mayoría de campos colombianos. Adicionalmente, la empresa reportó la primera venta de crudo colombiano, equivalente a 216.000 barriles de petróleo, a través del puerto de Esmeraldas (Ecuador).

Pacific Rubiales, con licencia ambiental para operar los bloques CPE-6 y Guama

La (ANLA) Autoridad Nacional de Licencias Ambientales otorgó a Pacific Rubiales las licencias ambientales para el desarrollo y la operación de los bloques Guama (Sucre) y CPE-6 (Meta). Este último es un activo clave para la estrategia de crecimiento de la compañía en el mediano plazo, al ser uno de los bloques con mayor prospectiva dentro del portafolio de la firma en el país.

En esta área se habían perforado previamente 10 pozos. Durante el contrato asignado a la sociedad Pacific-Talisman (50/50), se han perforado 6 pozos estratigráficos en desarrollo, operación que confirma la presencia de una importante columna de hidrocarburos.

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“Estamos satisfechos con esta decisión de la autoridad ambiental de Colombia. El bloque CPE-6 proporcionará una fuente importantísima de ingresos para la compañía, para nuestro socio Talisman y para el país, representados en regalías, impuestos y como producto de la actividad económica que genera su gestión”, dijo Ronald Pantin, CEO de la empresa. De acuerdo con el ejecutivo, la compañía y su socio planean perforar un pozo de exploración y obtener pruebas de flujo de producción de los pozos existentes. Para este año se tiene previsto perforar hasta 19 pozos adicionales, incluyendo dos exploratorios y 17 de evaluación y desarrollo.

En Guama, a su vez, la compañía recibió la autorización para avanzar en la fase de desarrollo del bloque, que implica la perforación de hasta 20 pozos de desarrollo y la construcción de instalaciones de producción. En el activo ya se ha registrado una serie de importantes descubrimientos exploratorios y se espera que Guama proporcione el gas natural adicional para consolidar el proyecto estratégico de exportación de gas natural comprimido (GNC) de Pacific. Este activo está a unos 100 km al este de La Creciente, el principal campo de gas natural de la empresa en Sucre.

La Cira-Infantas alcanza récord de producción con 38.000 BPD

El primer campo petrolero del país registró en noviembre un nuevo récord de producción, al alcanzar una producción de 38.196 BPD, nivel que no se veía desde abril de 1951. Gracias a las técnicas de recuperación implementadas por Ecopetrol y OXY en La Cira-Infantas durante los últimos ocho años, la producción de este campo, que en 2005 tocó mínimos de producción de 5.000 BPD, se logró multiplicar por 7.

“Este logro fue posible gracias al esfuerzo conjunto de trabajadores, contratistas, comunidad y aliados, que mediante su dedicación, responsabilidad y trabajo diario contribuyeron a que este hito se materializara”, aseguró Francy Edith Ramírez, gerente de los campos de producción de la regional Magdalena Medio.

La Cira-Infantas, ubicado en el corregimiento El Centro, a 22 km de Barrancabermeja, es el campo productor de crudo más antiguo de Colombia y el de mayor extensión (160 km2). En 1918 se convirtió en el primer campo petrolero con el pozo descubridor Infantas II y en 1939 alcanzó la producción más alta de su historia (64.971 BPD).

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Nueva planta piloto en Huila para aumentar recobro en campos maduros es inaugurada por Ecopetrol

En el campo San Francisco, localizado en el departamento de Huila, Ecopetrol inauguró una planta piloto de inyección de químicos ASP (álcalis, surfactantes y polímeros), con la cual se busca incrementar la tasa de recobro de crudo en este campo, que ha sido explotado durante 28 años por métodos convencionales y del que hoy se extraen aproximadamente 6.300 BPD.

Con esta planta, la primera de su tipo en Latinoamérica, Ecopetrol, en compañía de Hocol, busca aumentar en 10% el factor de recobro de los pozos del campo San Francisco que han sido seleccionados para esta primera etapa, lo cual se traduce en un millón de barriles de petróleo en dos años. De acuerdo con la compañía, con la expansión del proyecto a todo el campo, se calcula que el recobro mejorado podría incorporar hasta 22 millones de barriles de petróleo a la producción en aproximadamente 8 años. “Esta iniciativa tendrá mucha trascendencia el proyecto de recobro mejorado de Ecopetrol, que es una de las principales opciones de crecimiento”, dijo Javier Gutiérrez, presidente de la petrolera. Con la implementación de este proyecto se busca extender la vida productiva de los campos maduros en el sur del país, que, tras el declive natural de su producción, hoy solo representan un 8% de la producción total de Ecopetrol. Con los resultados de la prueba piloto, la empresa planea llevar esta tecnología a 19 campos adicionales (15 de operación directa y 4 de operación asociada).

Segundo hallazgo de Canacol en el bloque Llanos-23

Tras un año del descubrimiento Labrador en el área Llanos-23, Canacol Energy anunció los resultados positivos de Leono-1, el segundo pozo tipo A3 perforado en el activo, que encontró 133 pies de espesor neto de hidrocarburos en cuatro reservorios diferentes. De acuerdo con Charle Gamba, CEO de la operadora, el grosor del contenedor de hidrocarburos en Leono-1 es aproximadamente el doble de Labrador y compite con el de Rancho Hermoso, lo cual convierte a Leono en uno de los mayores proyectos de desarrollo de Canacol para el próximo año.

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La perforación de Leono-1 arrancó el 9 de noviembre de 2013 y el 26 de ese mismo mes alcanzó una profundidad medida total de 11.995 pies, con buenas muestras de crudo y gas encontradas durante la perforación de los principales reservorios objetivos: C-7, Barco, Gachetá y Ubaque. En la primera prueba de producción en el reservorio Barco, se registró una tasa de flujo bruta estable de 1.863 BPD de 35° API con 17% de corte de agua, usando una bomba hidráulica fijada a 2.400 libras por pulgada cuadrada. Actualmente, Canacol se encuentra preparando operaciones de pruebas de producción en el reservorio Gachetá y posteriormente espera poner el pozo Leono-1 en producción a largo plazo, que, sin embargo, está sujeta a la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Inmediatamente después de las pruebas realizadas en Leono-1, la compañía, junto con su socio Petromont, que tiene una participación de 20% en el contrato, tiene planeado perforar cuatro pozos de evaluación.

Dos nuevos descubrimientos en el bloque Llanos-34 de GeoPark

La operadora GeoPark, con participación en 10 activos de la cuenca de los Llanos Orientales, reportó dos nuevos descubrimientos en el bloque Llanos-34, al sur del departamento del Casanare, en los pozos Tigana-1 y Tigana Sur-1, perforados durante el tercer trimestre de 2013.

La compañía perforó y completó el pozo Tigana-1, a una profundidad total de 11.265 pies. Una prueba llevada a cabo con una bomba eléctrica sumergible en la formación Guadalupe arrojó una tasa de producción de alrededor de 1.457 BPD de 15,1° API, con un corte de agua del 0,8%. El descubrimiento en el pozo Tigana Sur-1 es producto de una perforación que alcanzó los 12.163 pies, gracias a una prueba llevada a cabo con una bomba eléctrica sumergible que reportó una tasa de producción de alrededor de 1.597 BPD de 15,3° API, con un corte de agua del 0,2%. La producción total actual del bloque Llanos-34 es de, aproximadamente, 10.901 BPD brutos (unos 4.905 BPD netos).“Una vez más, la prospectiva del bloque Llanos-34 y la fuerza de los equipos que trabajan en el descubrimiento de petróleo ha sido demostrada por el descubrimiento del nuevo pozo Tigana Sur”, dijo James F. Park, CEO de GeoPark. Además, Park comentó que “con este nuevo descubrimiento y la oportunidad de mayor desarrollo en las perforaciones en los yacimientos productivos actuales, este bloque se ha convertido en un contribuidor principal a nuestra creciente base de producción en Colombia”.

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Proyectos de recobro y nuevas exploraciones impulsan al ValleSuperior del MagdalenaAunque los niveles de extracción y el número de operaciones en el Valle Superior del Magdalena han disminuido, esta región sigue siendo clave para el sector. Las empresas, además de buscar nuevas oportunidades exploratorias, adelantan varios proyectos de recuperación mejorada con el objetivo de extender la vida productiva de una de las zonas de mayor tradición petrolera.

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La cuenca que desde hace más de cin-cuenta años se convirtió en uno de los principales epicentros de la industria

extractiva nacional sigue siendo una de las tres regiones productoras más importantes del país, con niveles de extracción que supe-ran los 62.000 BPD (barriles de petróleo por día). Varias de las operadoras que hoy tra-bajan allí, más allá de buscar nuevas opor-tunidades en materia exploratoria, están desarrollando iniciativas de recuperación mejorada, con las que esperan aumentar el factor de recobro de campos maduros que han sido explotados por varias décadas.

La mayor producción de crudo del Valle Superior del Magdalena se extrae de los

campos Guando, Matachín, San Francisco, Dina Terciarios y Tello, activos con niveles superiores a los 5.000 BPD. Sin embargo, en esta cuenca, que se encuentra en los de-partamentos de Huila y Tolima, prevalecen campos pequeños y medianos de entre 600 y 2.000 BPD. Estos campos, a pesar de re-gistrar un producción menor, han logrado

Esta cuenca también se caracteriza por la multiplicidad de las empresas que trabajan en la zona, pues alberga a empresas media-nas, así como a las principales operadoras del país, como Ecopetrol, Pacific Rubiales, Hocol, Gran Tierra y más recientemente Perenco, que adquirió los tres bloques en explotación que Petrobras tenía en la región.

mantenerse económicamente viables gra-cias a las facilidades de transporte del oleo-ducto del Alto Magdalena, que hacen mu-cho más económico transportar el petróleo.

La cuenca del Valle Su-perior del Magdalena

es, desde hace más de 50 años, uno de los principa-les epicentros de la indus-tria extractiva nacional.

Las empresas van por más

Una de las firmas que lidera en materia de exploración y producción en el Valle Supe-rior del Magdalena es Hocol, empresa que tras dar inicio a la producción petrolera en esta región en 1956, continúa concentrando gran parte de sus esfuerzos en la zona. Fue aquí donde la empresa, inicialmente, ad-quirió el conocimiento técnico y operativo que ha venido aplicando en sus activos en el resto del país.

En la actualidad, la compañía opera los campos La Hocha y Cañada Norte, median-te un contrato de asociación, y tiene una participación en el contrato de producción

incremental Ortega, operado por Ecope-trol. De estos activos provienen aproxima-damente 2.500 BPD, lo que equivale al 13% de la producción total de Hocol. De acuer-do con el vicepresidente de producción y operaciones de la empresa, Ricardo Casta-ño, los niveles de producción de estos cam-pos se han logrado mantener estables en los

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Áreas en exploración (Bloque-Empresa)

Chaza Grantierra

Antares Petromar

Topoyaco Paci�c Stratus

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VSM 10 Hocol

VSM 32 Emerald Putumayo Piedemonte Norte

Grantierra VSM 9 Hocol

VSM 22 Telpico

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VSM 3 Telpico

VSM 15 Flamingo

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VSM 13 Alange Energy11

VSM 12 Alange Energy12

VSM 14 Tecnica Vial13

VSM 1 Optima Range14

UPAR Ecopetrol15

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Palermo Hocol

San Luis Vetra

Tolima Vetra

Hobo Petrobras

Chaparral Ecopetrol

Caguán Petrobras

Quimbaya Ecopetrol

Huila Ecopetrol

San Jacinto Hocol

Abanico Paci�c Stratus

Espinal Petrobras

Matambo Emerald

Río Páez Hocol37

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Guásimo (Lisa) Paci�c Stratus

Chaza (Costayaco) Grantierra

Doima Hocol

Buganviles Paci�c Stratus

Chipalo Paci�c Stratus

Pijao Potrerillo Ecopetrol

Santa Clara Ecopetrol

Chenche Ecopetrol

Toy Ecopetrol

Toldado Ecopetrol

Campos Tello y La Jagua Ecopetrol

Caimito Ecopetrol

Hato Nuevo Ecopetrol

Ortega Ecopetrol

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últimos años, gracias al desarrollo de varios proyectos técnicos que han permitido el au-mento del recobro del yacimiento.

“Las inversiones para incrementar la pro-ducción en la zona son permanentes. El año pasado, por ejemplo, perforamos dos pozos de delimitación y cuatro de desarrollo. A estas operaciones se les suma un proyecto de inyección de agua con el que esperamos elevar el factor de recobro de uno de nues-tros activos entre 9% y 16%. El piloto inició en 2011 y hoy lo estamos expandiendo en todo el campo. A la par, estamos evaluan-do operaciones de recobro adicional en las otras dos áreas”, explicó Castaño.

Según el vicepresidente de producción y ope-raciones de Hocol, además de elevar los nive-les de extracción de sus campos, la compañía tiene el objetivo de ir tras oportunidades que yacen en nuevos bloques, razón por la cual en 2010 decidió invertir en un nuevo activo exploratorio, denominado VSM-9. Para esta área, la firma adquirió más de 200 km de sís-mica 2D el año pasado, con lo que espera de-finir el desarrollo de la campaña exploratoria de este activo. Entre uno de los hechos que destaca este alto ejecutivo es la trayectoria de la empresa en esta parte del país: “Hocol ha sido el mayor descubridor de reservas del Valle Superior del Magdalena, con el hallaz-

Ricardo Castaño, vicepresidente de Producción y Operaciones de Hocol.

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Gilbert Gutiérrez, superintendente de Exploración, y José Dario Parra, gerente de la Regional Sur de Ecopetrol.

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go hecho a mediados de los años sesenta en el campo Dina y queremos seguir buscando oportunidades aquí”.

Varios de los campos descubiertos y desarro-llados por Hocol han sido devueltos al Estado y hoy son operados por Ecopetrol. Estos cam-pos, junto con reversiones de otras empresas y a los adquiridos directamente por la petro-lera colombiana, convierten a Ecopetrol en el principal jugador de la cuenca, con más de 2.000 km2 en operaciones directas (27 activos en explotación y 2 bloques exploratorios).

El crudo extraído de las principales áreas en explotación como San Francisco, Dina Terciarios y Tello, de activos menores y de contratos en asociación en esta región, al-canza niveles aproximados de 35.000 BPD, lo que equivale a un 8% de la producción total de Ecopetrol. De acuerdo con José Da-río Parra, gerente de la Regional Sur de la empresa, en el Valle Superior del Magdale-na se estiman reservas por 110 millones de barriles, provenientes principalmente de descubrimientos pequeños, a excepción del registrado en Guando, campo en asociación

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del 50% con Perenco y que produce más de 12.600 BPD. Este hallazgo aportaría entre 20 y 30 millones de barriles de reservas.

“Estamos trabajando intensamente en au-mentar la producción en nuestros campos y las reversiones que se han sumado a nuestro portafolio. Gracias a estos esfuerzos, en esta cuenca hemos logrado registrar un incremen-to en la producción de más de 12.000 BPD en-tre 2002 y 2011. Ahora nuestra meta es poder elevar nuestros niveles de extracción en Huila y Tolima hasta los 50.000 y 60.000 BPD entre los próximos a 5 a 10 años”, aseguró Parra.

Dicho aumento estaría apalancado por nue-vas reversiones, pero principalmente por el desarrollo de proyectos que busquen recobros adicionales en los campos maduros. La meta de la firma es poder aumentar los factores de recobro de estos yacimientos de 22% a 30%. Como parte de esta estrategia, Ecopetrol in-auguró recientemente una planta piloto de in-yección de químicos ASP (álcalis, surfactantes y polímeros) en el campo San Francisco.

El Valle Superior del Magdalena, un territorio con potencial exploratorio

El plan de incremento de producción de Ecopetrol en el Valle Superior del Magda-lena también cuenta con un componente importante en materia exploratoria. Según Gilbert Gutiérrez, superintendente de ex-ploración de la regional sur de Ecopetrol, la firma está decidida a profundizar en el conocimiento de esta región con miras a encontrar nuevos yacimientos pese a las ba-jas tazas de descubrimientos propias de una cuenca madura como esta.

“Estamos desarrollando una campaña im-portante de perforación de pozos cercanos a yacimientos en producción (Near Field Exploration) para poder incrementar las reservas en esta región. A la par, veni-mos adelantando labores exploratorias en nuestros dos bloques en esta etapa. En el primero de ellos, Cuisinde, se registró un descubrimiento en el pozo Nunda-1, el cual indicó que después de la falla de Te-nay hacia el este, hay acumulaciones de hidrocarburos en la formación Honda que hasta ahora no habían sido detectadas y es en ese tren en el que estamos enfocando todos nuestros esfuerzos. En Upar, por su parte, vamos a concentrarnos en el límite geológico de la falla de San Jacinto y en la formación Monserrate. Recientemente, concluimos una sísmica tridimensional de 285 km2 y esperamos que a principios de 2015 podamos estar perforando el primer pozo”, explicó el superintendente.

Los directivos aseguraron que la intención de Ecopetrol es crecer más en esta cuenca para aprovechar la infraestructura con la que cuen-tan allí, por lo que seguramente estudiarán la oferta en esta zona de la Ronda 2014, organiza-da por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Así mismo, los representantes de la Regional Sur de la petrolera colombiana con-firmaron las intenciones de la firma en desarro-llar a futuro el potencial de recursos no conven-cionales en el Valle Superior del Magdalena.

Gracias a las iniciativas de estas dos compa-ñías, las que ya están presentes en la región y aquellas que posiblemente le apuesten a esta cuenca en el proceso competitivo de asigna-ción de este año, se incrementa el potencial de un aumento de reservas para la región. De acuerdo con el estudio “Evaluación del volu-men total de hidrocarburos y potencial por descubrir en Colombia” de la Universidad Nacional de Colombia, para el Valle Superior de Magdalena se estiman 2.099 millones de barriles en recursos por incorporar y podrían esperarse por lo menos 16 nuevos campos con tamaños superiores a 100 millones de barriles. Por lo tanto, si los esfuerzos consolidados a la fecha se alinean con una seria exploración del subsuelo, esta zona del país podría convertirse en una nueva frontera que catapulte más allá a la industria petrolera.

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¿Podría hablarnos sobre la experien-cia de la compañía en la cuenca del Putumayo y contarnos por qué deci-dieron concentrarse en esta región?

Cuando comenzamos a trabajar en Co-lombia no planeamos concentrarnos en esta zona en específico. Sin embargo, las opor-tunidades de negocio más atractivas se han dado allí y los resultados obtenidos a la fecha son positivos, a pesar de los retos en materia ambiental, de seguridad y de infraestructura propios de una región apartada.

En total, somos socios no operadores de cuatro áreas en el Putumayo, de las cuales tres están en etapa de exploración: Alea-1848A; Alea-1947C, en asociación con Ve-tra; y PUT-2, con Petronova. También tene-mos un bloque de producción, Suroriente, en consorcio con Vetra, a través de un acuerdo de operación conjunta que nos permite par-ticipar en todas las decisiones operacionales y de inversión del proyecto.

En el año 2004 entramos a la región con este activo y, a la fecha, hemos logrado multipli-car la producción en más de siete veces.

¿Cuál ha sido la evolución que ha tenido el bloque?

En los casi diez años que llevamos trabajan-do en el área, hemos logrado elevar la pro-ducción de 2.000 a 15.000 barriles diarios, gracias, principalmente, a una campaña intensiva de perforación (emprendida en el año 2009) que ya alcanza los veinte pozos y que ha permitido que los niveles de extrac-ción hayan alcanzado picos incluso supe-riores a los que se registran actualmente.

En Suroriente, Suroco ha invertido cerca de US$100 millones, tanto en la perforación de pozos adicionales como en la optimización de la infraestructura petrolera. Más recientemen-te, por ejemplo, hemos invertido en un pro-yecto de inyección de agua para incrementar la recuperación. Este es un yacimiento que, a

Esta empresa canadiense se ha fijado la meta de ele-var la producción en el bloque Suroriente, ubica-do en el Putumayo, que en los últimos diez años

ha multiplicado por siete sus niveles de extracción.

En entrevista con Colombia Energía, Leonardo Villa-rroel, gerente general de Suroco en Colombia e ingenie-ro de petróleos con más de 32 años de experiencia en el sector, habló sobre las estrategias que tiene la compañía para lograr dicho incremento y sobre los planes para consolidar su posición en el país.

Suroco busca profundizar su participación en el Putumayo y llegar a otras cuencas

Leonardo Villarroel, gerente general de Suroco en Colombia.Fo

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al contar con varios bloques y sinergias entre nuestros activos. Sin embargo, esto no sig-nifica que no estemos interesados en buscar opciones en otras cuencas del país. Estamos evaluando varias posibilidades de negocios y seguiremos buscando nuevas alternativas para enriquecer nuestro portafolio.

¿Quieren convertirse en operadores o prefieren mantener su posición como socios en un activo u operarlo conjun-tamente, como en Suroriente?

Convertirnos en operadores es parte de la evolución natural de una empresa de ex-ploración y producción. En la Ronda 2012, nosotros calificamos como operador restrin-gido ante la Agencia Nacional de Hidrocar-buros (ANH). Desde entonces, hemos traba-jado para concretar opciones de negocio en las cuales comencemos como operadores.

¿Están pensando en la posibilidad de llegar a la Bolsa de Valores de Colombia, así como han llegado otras empresas listadas en la Bol-sa de Valores de Toronto (TSX: Toronto Stock Exchange)?Aún somos una compañía pequeña y he-mos podido financiarnos mediante emisión de acciones y préstamos bancarios. Listar-nos en la Bolsa de Valores de Colombia es ciertamente una posibilidad que se ha dis-cutido, pero no creo que en el momento estén dadas las condiciones para tomar esa decisión.

diferencia de muchos, no produce agua, por lo cual necesita una estimulación adicional para mantener la presión y aumentar el recobro.

¿Cuáles son los resultados obte-nidos hasta el momento con este proyecto y qué proyecciones tie-nen en materia de incremento de producción y reservas?

Llevamos trabajando en este proyecto apro-ximadamente un año y hemos inyectado más de un millón de barriles de agua, con resultados bastante positivos en términos de mantenimiento de la presión del yaci-miento y del caudal de producción. Gracias a esta iniciativa de recuperación secundaria, el factor de recobro podría duplicarse o in-cluso triplicarse y los niveles de producción podrían superar los 20.000 barriles diarios.

También estamos evaluando la posibilidad de desarrollar un piloto de inyección de polí-

meros, para aumentar la viscosidad del agua y, así, hacer un barrido más eficiente del ya-cimiento; lo que permitiría incrementar aún más el recobro actual. Sin embargo, esto úl-timo aún se encuentra en etapa conceptual.

¿Cómo avanzan las operaciones en sus activos de exploración?

Las operaciones de exploración van más avanzadas en PUT-2. Allí tenemos licencia ambiental y ya hemos adquirido sísmica y nos encontramos en la perforación del pri-mer pozo, que, de ser exitoso, podría con-ducir a la perforación de otros prospectos.

En el bloque Alea-1848A ya hicimos sísmica y perforamos un pozo que no arrojó resulta-dos tan positivos. Estamos en el proceso de obtener la licencia ambiental y de completar la consulta para perforar el siguiente pozo du-rante este año. En el activo Alea-1947C solo hemos completado una adquisición sísmica y nos encontramos en las primeras etapas del trámite de la licencia ambiental.

¿Están interesados en afianzar su posición en Putumayo con nuevas áreas o buscan diversificar su por-tafolio con bloques en otras cuencas?Conocemos muy bien el Putumayo y, dentro de nuestras estrategias para el futuro cercano, contemplamos concentrarnos allí para tener una mayor ventaja competitiva en la zona.

Queremos convertirnos en una de las em-presas con mayor experiencia en la cuenca,

"Conocemos muy bien el Putumayo y dentro de nuestras estrate-gias para el futuro cercano estamos contemplando la oportuni-dad de concentrarnos allí para tener una mayor ventaja compe-titiva en la zona".

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La explotación de no convencionales, un salto a más reservas y a una industria más sofisticadaAunque la ausencia de un marco regulatorio técnico y ambiental para los no convencionales ha frenado la evolución de estos proyectos, se tiene previsto que este año, con la expedición de dicha normativa, el país pueda sumar nuevas reservas de hidrocarburos asociadas a dicho tipo de yacimientos.

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E&P

Los primeros lineamientos técnicos

fueron publicados en la resolución 180742 de

mayo de 2012.

La industria colombiana de petróleo y gas dará un salto cualitativo impor-tante este año al darle vía libre a la

exploración y producción de hidrocarbu-ros asociados a yacimientos no conven-cionales en lutitas de baja permeabilidad y al gas metano asociado a mantos de carbón. Con los documentos preparados por las autoridades ambientales y minero-energéticas para este segmento y que se implementarán próximamente, las opor-tunidades identificadas por firmas locales y grandes jugadores internacionales en las cuencas Cordillera, así como en el Valle Medio y Superior del Magdalena, están más cercanas de materializarse. Asimismo, se le abren las puertas a nuevas empresas interesadas en invertir en este segmento y aportar en la tarea de incorporar nuevas reservas al país.

La publicación de los términos de referen-cia y reglamentos para estas actividades se da después de un poco más de un año de iniciarse un proceso de trabajo man-comunado entre el Gobierno y expertos internacionales para diseñar modelos que, además de permitir la viabilidad técnica y económica de los proyectos, se ajusten a los requerimientos locales en materia am-biental y social.

Un marco regulatorio claro y a la medida

A poco más de un año de asignarse los primeros contratos con potencial en ya-cimientos no convencionales en la Ronda 2012, la Agencia Nacional de Hidrocarbu-ros (ANH) emitió una nueva versión de la documentación relativa a la reglamentación de este tipo de proyectos, con los requeri-mientos económicos, operacionales y jurí-dicos, además de medidas especiales para operar estos yacimientos.

De acuerdo con este marco, las empresas deberán celebrar un contrato adicional mediante el cual se introducen ajustes a los acuerdos previamente suscritos para explo-

rar y producir hidrocarburos no convencio-nales. En términos generales, dentro de este contrato prevalece el descuento del 40% sobre el pago de las regalías vigente desde 2012. De la misma manera, se les concede a estos proyectos un periodo de exploración de 9 años; es decir, 3 años más que los de los convencionales, además de asignar un periodo de 30 años para la etapa de produc-ción, o sea 6 más que el tiempo asignado a otros proyectos.

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Nubia Orozco, directora general de la Anla.

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Se tiene previsto que las operaciones debe-rán ajustarse a lo establecido en los procedi-mientos técnicos específicos emitidos por el Ministerio de Minas y Energía (MinMinas) y a los términos de referencia ambiental es-tructurados por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla), los cuales, a su vez, estarán próximos a expedirse.

Sobre los lineamientos técnicos, la cartera energética ya había publicado un primer documento bajo la resolución 180742 de mayo de 2012, por la cual se establecieron los procedimientos para la exploración y explotación los yacimientos no convencio-

nales. Sin embargo, el Proyecto de Gestión del Conocimiento de Medio Ambiente, adelantado por este ministerio y la ANH, evidenció la necesidad de revisar dicha nor-mativa con el fin de incorporar las especifi-caciones técnicas requeridas para los pozos de exploración y producción para así lograr el aprovechamiento integral de los recursos comprendidos en esta clase de formaciones.

Bajo esta premisa, MinMinas informó me-diante el decreto 3004 del 26 de diciembre de 2013 que en junio de este año expedirá las normas técnicas y procedimientos en materia de integridad de pozos, estimu-lación hidráulica, inyección de agua de producción, fluidos de retorno, entre otros procedimientos asociados a la operación de estos yacimientos.

Por su parte, la Anla se prepara para emitir la versión final de los términos de referencia para la etapa de exploración de estos proyec-tos, que una vez sean acogidos por el Minis-terio de Medio Ambiente y Desarrollo Soste-nible se convertirán en el único instrumento válido para atender a los requerimientos en materia ambiental de esta primera etapa.

De acuerdo con Nubia Orozco, directora general de la Anla, durante la elaboración de este documento, la institución adelan-taba a la vez un texto similar para los pro-yectos convencionales, lo que sirvió de base para trabajar de la mano con el equipo téc-nico internacional que apoyó el diseño de las normas, liderado por el experto estadou-nidense David Neslin, exdirector de la Co-misión de Conservación de Petróleo y Gas del estado de Colorado (EE. UU.).

“Aunque el plan inicial era preparar do-cumentos diferentes para los dos tipos de proyectos, decidimos crear unos únicos términos de referencia para la exploración de hidrocarburos y añadir un anexo (nú-mero 3) para aquellas empresas que deseen inclinarse por la búsqueda de no conven-cionales. Para las consideraciones especia-les sobre este tipo de proyectos tuvimos en cuenta los más altos estándares y las prin-cipales preocupaciones que generan estas operaciones, como el manejo y cuidado de agua, y los posibles efectos desencadenados por la adquisición de información sísmica”, afirmó Orozco.

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La Guajira

Magdalena

Cesar

AtlánticoMar Caribe

Sucre

BolívarCórdoba

Antioquia Arauca

Casanare

Boyacá

Chocó

Chocó

Risaralda

Valle del Cauca

Quindio

Tolima

HuilaCauca

Caldas

Norte deSantander

Caquetá

Áreas con potencial en yacimientos no convencionales

Antes Ronda 2012 (Bloque-Empresa)

1

2

3

4

5

6

Río Ranchería Drummond

Guama Paci�c

La Loma Drummond

VMM 2 Exxon-Canacol

Santa Isabel Canacol

VMM 3 Shell

VMM 27 Shell

VMM 28 Shell

Dardoba Shell

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Chiquinquirá Shell

Garagoa Nexen

COR 33 YPF

COR 12 YPF

COR 14 YPF

Sueva Nexen

VMM 37 Sintana-Exxon

VMM4 Sintana-LOH Energy

16

17

Antes de la Ronda 2012

Ronda 2012

Disponibles

1

2 3

4

5

67

8

9

10

11

12

15

13

14

18

19

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Ronda 2012 (Bloque-Empresa)

VMM 29 Ecopetrol-Exxon

19

18 CAT 3 Ecopetrol

VMM 5 Ecopetrol

VMM 16 Ecopetrol20

21

COR 62 Ecopetrol-Exxon22

21

2022

Áreas con potencial en yacimientos no convencionales

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E&P

El mapa exploratorio de ya-cimientos no convencionales saca a la luz las zonas con mayor potencial en este tipo de recursos, así como las alianzas estratégicas que se han consolidado en los últi-mos años para la exploración de estos bloques.

Varias compañías de menor ta-maño, como Canacol y Sintana Energy, y hasta el mismo Eco-petrol, han unido fuerzas con empresas internacionales con experiencia en este segmen-to como Shell y ExxonMobil en varios activos, los cuales están localizados principal-mente en las cuencas del Valle Medio del Magdalena y Cordillera.

Con la celebración de la Ronda 2014, a realizarse el próximo 23 de julio, se es-pera que varias áreas se su-men al listado de 22 bloques con potencial en no conven-cionales ya adjudicados.

La directora de la Anla aseguró que una de las principales conclusiones a las que se llegó con este proceso respecto al tema del agua es la necesidad de generar una bue-na línea base en términos de hidrología para conocer la calidad y caracterización geológica de los acuíferos para así poder determinar, por ejemplo, dónde perforar o establecer la distancia mínima de seguri-dad para hacer una fracturación. A su vez, Orozco recalcó que esta es apenas la pri-mera versión de estos términos de referen-cia y que la institución hará un monitoreo constante para comprobar que se ajusten a las necesidades del país.

“Estaremos mirando muy de cerca lo que pase en campo para poder ser testigos de la pertinencia de este documento. A la par, la Anla hará una revisión de las normas ya establecidas con el objetivo de revisar las particularidades que se ajusten a este tipo de proyectos. Buena parte del éxito del marco normativo depende del apoyo de la industria. Sabemos que las empresas que han manifestado su interés por trabajar en esta área son responsables y confiamos en que se van a manejar las mejores prácticas”, dijo la directora de esta institución.

Una vez sea acogida la normatividad para la etapa exploratoria, la agencia comenzará a trabajar en la creación de los términos de referencia para el periodo de producción de no convencionales bajo un ejercicio

muy similar al realizado para la elabora-ción del primer documento.

Las empresas, listas para trabajar en las áreas con prospección

Canacol, Ecopetrol, Shell y ExxonMobil son algunos de los jugadores que decidieron apostarle al segmento de los no convencio-nales y que ya alistan motores para darle inicio a las operaciones que podrían com-probar el potencial identificado por ellos en varias zonas del país, principalmente en petróleo no convencional.

De acuerdo con la ANH e información de las empresas, en el país hay asignadas 22 áreas con potencial en este tipo de yaci-mientos. Los principales avances en materia de prospección se han alcanzado en algunos de los 17 bloques adjudicados antes de la Ronda 2012, proceso en el que se entrega-ron cinco activos bajo los primeros contra-tos especializados en estos proyectos.

Además de Ecopetrol y Shell, ExxonMobil es una de las firmas con mayor participación en áreas con este tipo de yacimientos. Exxon adquirió interés en seis bloques: uno en Cor-dillera y el resto en el Magdalena Medio. En esta última cuenca, la multinacional está aso-ciada con varias de las compañías concentra-das en este segmento, como Sintana Energy.

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E&P

Ambas empresas trabajan de la mano en el bloque VMM-37, ubicado en el centro del Valle Medio Magdalena. Este activo está adju-dicado a Patriot Energy (100% propiedad de Sintana Energy), y según el gerente de inge-niería de yacimientos de la firma, Greg Schla-chter, es el más importante dentro del porta-folio de la compañía canadiense. Este bloque cuenta con recursos recuperables por alrede-dor de 700 millones de barriles de crudo no convencional, según un estudio realizado.

“Luego de que Sintana le expusiera las ven-tajas exploratorias de dicha área a Exxon-

Mobil, esta última se mostró interesada en participar como socio mayoritario y se acordó trabajar en un acuerdo farm-in, bajo el cual se estipuló a Sintana le corres-pondía una participación del 30% sobre los recursos no convencionales y a Exxon-Mobil el 70% restante. Por su parte, sobre los recursos convencionales, Sintana man-tendrá el 100%”, explicó Schlachter.

De acuerdo con el ejecutivo, el bloque VMM-37 se encuentra en una etapa avan-zada, en comparación con los otros bloques no convencionales en los que Sintana tiene participación y el plan actual es perforar dos pozos exploratorios durante este año. El pri-mero será un pozo vertical cuyos objetivos principales son las formaciones La Luna y Tablazo, mientras que el segundo pozo esta-rá ubicado más al norte y tendrá los mismos objetivos que el primero.

“Después de un extenso estudio de todos los datos compilados en ambas perforacio-nes verticales y utilizando sus resultados, se pretende perforar un pozo horizontal como continuación del segundo pozo vertical y hacer una fracturación, una vez la legisla-ción del país lo permita”, dijo Schlachter.Además de VMM-37, Sintana también par-ticipa en otros cuatro contratos con potencial no convencional: VMM-4, Talora, COR-11 y COR-39. De acuerdo con el gerente del De-partamento de Ingeniería de Yacimientos de la compañía, hay un gran interés por seguir en la búsqueda del potencial en este tipo

de proyectos en el Valle Medio y Superior del Magdalena, por lo que eventualmente la empresa estaría interesada en evaluar la posibilidad de asociarse en bloques de la re-gión previamente asignados.

Charle Gamba, CEO de Canacol.

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Greg Schlachter, gerente de Ingeniería de Yaci-mientos de Sintana Energy.

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E&P

El país podría producir más de 200.000 BPD

provenientes de operaciones

no convencionales en 5 o 7 años.

Canacol, por su parte, adquirió la participa-ción en cinco contratos entre 2010 y 2011 con el objetivo de consolidar su posición exploratoria en este segmento. Tres de estos están localizados en el Magdalena Medio: VMM-2, VMM-3 y Santa Isabel, en asocio con ExxonMobil, Shell y ConocoPhillips, respectivamente. Los otros dos bloques, Cor-11 y Cor-39, se ubican en el Valle Su-perior del Magdalena.

De acuerdo con Charle Gamba, CEO de la empresa, estos activos en conjunto tienen un potencial en recursos estimados por ser descubiertos de 8,2 billones de barriles in situ y se han logrado hacer varios avances para determinar su potencial.

“En 2012 perforamos el pozo de explora-ción Mono Araña-1, ubicado en VMM-2 en el Valle Medio del Magdalena, en donde se hallaron 230 pies potenciales de espesor neto petrolífero en la formación profunda del Cretáceo, denominada La Luna. Actual-mente, nos preparamos, junto con nuestros socios ExxonMobil y Vetra, para realizar pruebas de producción en este pozo en la formación La Luna, la cual está naturalmente fracturada. Este año, tenemos la intención de participar en la exploración de un máximo de cuatro pozos diseñados para probar luti-tas o shales no convencionales”, dijo Gamba.

Dentro de sus estrategias para profundizar en el conocimiento del potencial de estas áreas, Canacol perforó el año pasado el pozo Oso Pardo-1, el cual fue diseñado para pro-

bar en el bloque Santa Isabel, pero debido a los problemas mecánicos asociados con la plataforma de perforación, no se logró pe-netrar a suficiente profundidad para llegar a la sección no convencional. Sin embargo, la firma encontró petróleo en dos yacimientos convencionales de poca profundidad, que actualmente están produciendo.

“Hemos aprendido mucho de la perfora-ción de ese pozo y pensamos rediseñar el resto de los pozos que planeamos perforar en el bloque, con el fin de evitar problemas de perforación y de esta forma penetrar exi-tosamente en la sección no convencional”, añadió el directivo.

Con la emisión del marco normativo que viabilice la siguiente fase de los proyectos de exploración de estas y otras empresas, se espera que en los próximos dos años los yacimientos no convencionales comiencen a aportar recursos a la base de reservas del país, que hoy no superan una proyección de ocho años. De acuerdo con estimacio-nes de Canacol, entre 2015 y 2016, el país podrá ver una producción de 15.000 a 20.000 barriles de petróleo por día (BPD) proveniente de estas operaciones y de más de 200.000 BPD en 5 o 7 años.

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Entre las empresas que cuentan con productos y servicios especializados para las operaciones de los no con-

vencionales se encuentra la multinacional Weatherford, que viene trabajando desde hace un año en el montaje del primer labo-ratorio especializado en la materia, y que cuenta con todo el equipo necesario para hacer análisis básicos de COT (TOC: Total Organic Carbon), mineralogía, corazones y fluidos, los cuales son clave en la fase ini-cial de un proyecto de este tipo.

Según Yuly Andrea Ramírez, ingeniera de ventas de Weatherford, en estas instala-ciones se estudian muestras de más de 10 empresas cuyas operaciones están concen-tradas principalmente en el Magdalena Medio. “Las oportunidades que vemos en este mercado son importantes y queremos seguir trabajando para poder acompañar a nuestros clientes en todas las etapas de sus proyectos. En nuestro laboratorio conta-mos con el apoyo profesional de expertos internacionales en el área y desde hace unos meses hemos venido trabajando en la crea-ción de un departamento específico para el mercado de no convencionales, el cual está compuesto por un miembro de cada línea de negocio en la firma”, dijo Ramírez.

Según la ejecutiva, con la expedición de las normas de referencia para este tipo de proyectos y con la evolución que tengan dichas operaciones en el país, Weatherford esperaría traer, en dos o tres años, más

equipos que puedan atender a la demanda de servicios más sofisticados.

Halliburton, por su parte, se ha encargado, principalmente, de traer al país la tecnolo-gía desarrollada en el mercado norteameri-cano, con el apoyo de un equipo de exper-tos en yacimientos no convencionales y, en consecuencia, poder apoyar a los clientes interesados en explorar oportunidades en este segmento.

Dentro del portafolio de servicios que ya es-tán en el país se incluye un modelo de flujo

de trabajo integrado para todas las fases del proyecto que garantiza la maximización de la producción y la optimización del capital de inversión. Dicho modelo está integrado por una plataforma competitiva de servicios de geología, geofísica y petrofísica, además de los servicios requeridos para la perfora-ción de pozos desviados y horizontales y el posicionamiento de pozos, así como por tec-nologías para la fracturación y el tratamiento de aguas.

Según Leonardo Pardo, gerente de solucio-nes tecnológicas de Halliburton, la firma ve

Leonardo Pardo, gerente de soluciones tecnoló-gicas de Halliburton

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E&P

Prestadores de servicios se preparan para el boom de los no convencionales

Yuly Ramírez, ingeniera de ventas de Weatherford.

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Ante el creciente interés de las operadoras y del Gobierno por desarrollar el mercado de hi-drocarburos no convencionales, los principales proveedores de servicios en el país se han en-cargado de traer a Colombia los equipos y el talento necesarios con el fin de empezar a cubrir la demanda para este segmento.


Fluidosde

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en Colombia

MarketShare

13%

22%

7%

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Disponibilidaddel servicio

de fracturación

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con una gran expectativa las posibilidades de generar valor a sus clientes mediante la oferta de productos y servicios para la explotación de dichos yacimientos en las cuencas del Valle Inferior del Magdalena, Valle Medio del Magdalena, Cesar, Ran-chería, Catatumbo y Cordillera. “Las opor-tunidades están apalancadas por la llegada y el regreso de empresas operadoras multi-nacionales al país, que están interesadas en el desarrollo de yacimientos no convencio-nales, las cuales envían una señal positiva a la industria del petróleo y gas al depositar su confianza en el potencial de reservas y producción de Colombia en este tipo de yacimientos”, afirmó Pardo.

Con la expedición del marco de referencia para la exploración de los no convenciona-les, ambas empresas esperan que se pueda alcanzar una dinámica importante en este segmento y han confirmado su compro-miso por atender a las necesidades que vayan surgiendo en el camino. De acuer-do con un estudio de la consultora EAM, sobre los escenarios para el mercado de servicios relacionados a estos proyectos, se prevé un contexto positivo en el segmento de fluidos, con una oferta de jugadores y productos amplia, aunque con altos costos de entrada al mercado. Para el negocio de perforación se espera que la demanda de taladros con 2.000 y 3.000 caballos de fuer-za crezca a tasas importantes, incluso se estima que pueda haber un cuello de bote-lla en la disponibilidad de equipos. Final-mente, para los servicios de fracturación se prevé que por su alta complejidad logística y costos, este renglón esté reservado para las grandes multinacionales con el mús-culo financiero necesario para asumir las inversiones requeridas.

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11%

2011 2012 2013

12%

29%

94,12

94,86

58

55

93,92

59

7

17

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Libres Total Valor del WTI (US$)

9570

60

50

40

30

20

10

0

94,8

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94,2

94

93,6

93,8

93,4

Disponibilidad de taladros de 1.500, 2.000 y 3.000 caballos de fuerza (CDF)• Problemas de orden público• Decisiones técnicas de las empresas• Maduración de proyectos

US$Cantidad

Equipos de perforación en Colombia

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"Las oportunidades están apalancadas por la llega-da y el regreso de ope-

radoras multinacionales al país", Leonardo Pardo

(Halliburton).


NEGOCIOS

Negocios

El proyecto de expansión y modernización de la Refinería de Cartagena (Reficar) fue acreedor del premio “Oil & Gas Deal of the Year”, reconocimiento anual que hace la Bolsa

de Londres a los principales proyectos de infraestructura para la industria de hidrocarburos. El jurado calificador escogió a Refi-car por encima de los otros dos finalistas (Australia Pacific LNG y Tamar Gas Field, de Israel), por el impacto del proyecto en el crecimiento industrial, impulso a la economía, desarrollo social y beneficio ambiental, además de la innovación, la mitigación del riesgo y su estructura financiera.

El proyecto de ampliación y modernización Reficar es el más am-bicioso y complejo de su tipo en Colombia. Además de duplicar su capacidad hasta los 165.000 barriles diarios, esta iniciativa con-vertirá a la refinería en la más moderna y automatizada de Latino-américa. La instalación ampliada tendrá la capacidad de convertir el 96% del crudo pesado en gasolina y diésel, con un contenido de azufre inferior a treinta partes por millón y menos de diez partes por millón, respectivamente. Adicionalmente, dispondrá de dos procesos de refinación completamente nuevos en el país: produc-ción de coque de petróleo e hydrocracking. Por ahora, la planta existente solo está en capacidad de procesar una mezcla de cru-dos medianos y ligeros, mientras la expansión procesará crudos pesados.

En la financiación del proyecto, que fue uno de los elementos des-tacados por el jurado, participaron varias instituciones. Las nego-ciaciones iniciaron con entidades gubernamentales (agencias de crédito de exportación) de países como Estados Unidos, Italia y Suecia, así como con cuatro bancos comerciales (dos europeos y dos japoneses).

Según la compañía, la vinculación de los bancos comerciales fue rápida, ya que la estructura de financiación contaba con el bene-plácito previo de las agencias de crédito de exportación, cuyos requisitos son más exigentes. Las características de la estructura presentada al sector financiero, además de una mayor confianza en Colombia, llevó al Export-Import Bank de EE. UU. a aprobar uno de los mayores créditos de su historia a una sola entidad, equi-valente a un valor de US$2.843 millones.

Bolsa de Londres entrega el premio “Oil & Gas Deal of the Year” a Reficar

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Medellín recibió por quinta vez a los líderes del sector energético local y de la región en el marco

de la Feria Internacional del Sector Eléctri-co (Fise), uno de los escenarios de negocios y debate más importantes de la industria. En esta versión se estimaron transacciones por el orden de los US$106 millones, de los cuales US$88,9 millones corresponden a los resultados de la rueda internacional de negocios adelantada por Proexport Co-lombia, que invitó a cincuenta comprado-res de trece países.

El proyecto Medellín Ciudad Cluster, por su parte, arrojó mediante su rueda nacional de negocios un pronóstico parcial de ventas por US$15,5 millones y US$1,5 millones en compras efectuadas durante la feria. Durante las conferencias y charlas académicas, líderes políticos y de empresas de este sector, como EPM, ISA y Emgesa, pudieron compartir con los asistentes cómo viene avanzando el desa-rrollo de la industria en el país, los planes de crecimiento e inversiones de las compañías y los puntos clave de la agenda público-privada para avanzar en materia de generación, efi-

ciencia energética, energías no convenciona-les y eficiencia energética.

“Esta feria y la gran convocatoria que ha lo-grado demuestran que el sector eléctrico del país está pasando por su mejor momento. El Foro Económico Mundial reconoció re-cientemente que nuestra industria energéti-ca tiene gran posicionamiento y ocupa los primeros lugares en el mundo por su robus-tez, la firmeza que tiene y la confiabilidad en la prestación del servicio”, dijo el ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta.

La quinta versión de Fise cierra con negocios por más de US$106 millones

NEGOCIOS


Nueva Esperanza en Cundinamarca, la electrificación de 44.000 vi-viendas en Antioquia y la ejecución de los proyectos aprobados por la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) para ampliar el sistema de potencia de EPM.

Por su parte, en gas natural se invertirán $163.000 millones en el crecimiento y expansión de la distribución del servicio con gas natural comprimido (GNC) en varios municipios de Antioquia. También se contempla ampliar la cobertura en el Valle de Aburrá, abrir nuevas estaciones de servicio de GNV e implementar nuevas tecnologías a partir de la utilización del gas.

Las filiales del Grupo EPM, por su parte, invertirán $3 billones, de los cuales el 65% será para energía y el 35% para aguas. El 65% de estos recursos se gastarán en Colombia y el 35% restante en Centro y Suramérica. De esta manera, e incluyendo los $7,7 billones de EPM, la inversión total del grupo ascenderá a $10,7 billones en el cuatrienio, de los cuales el 90% es para Colombia.

La junta directiva de Empresas Públicas de Medellín (EPM) aprobó un presupuesto de $7,7 billones para el desarrollo de proyectos de expansión, modernización y crecimiento en los

negocios de energía, gas y agua durante los próximos cuatro años. Las principales inversiones que forman parte de este programa se-rán destinadas al sector energético, con una partida de $6,3 billones.

En el segmento de generación se invertirán $4,9 billones para la construcción de vías, túneles de desviación, presas, vertederos, ca-sas de máquinas, obras subterráneas y compras de tierras, servi-dumbres y equipos del proyecto Ituango. A su vez, EPM utilizará parte de estos recursos para modernizar la Central Playas (en el oriente antioqueño), adecuar la termoeléctrica La Sierra para la operación con combustibles líquidos y el control del caudal de des-viaciones de la cadena Guatapé-Troneras.

En transmisión y distribución se ejecutarán $1,3 billones en obras de expansión y reposición del sistema, la culminación del proyecto

EPM invertirá $6,3 billones en proyectos de energía entre 2014 y 2017

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: EPM

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Juan Esteban Calle, gerente general de EPM.

NEGOCIOS

Colombia y EE. UU. firman memorando para una mayor cooperación energética

El viceministro de Energía de Colombia, Orlando Cabrales, y el subsecretario de Energía de Estados Unidos, Daniel Poneman, firmaron un acuerdo de

entendimiento entre ambos países en materia energética. Uno de los principales objetivos de este convenio es per-mitir el intercambio de buenas prácticas para las opera-ciones de yacimientos no convencionales y costa afuera, que son pieza clave para el futuro incremento de reservas de hidrocarburos de Colombia.

El memorando de entendimiento también incluye la posi-ble cooperación en temas como electricidad en zonas no interconectadas, así como iniciativas de eficiencia ener-gética y la confiabilidad del sistema de distribución de energía. Las actividades de colaboración que se acordaron también consisten en aspectos tecnológicos, de política pública, regulatorios y financieros. Además, estas accio-nes pueden incluir operaciones en los países participantes, consultas, eventos técnicos, recomendaciones y reportes.

“Tanto los Estados Unidos como nosotros estamos en-frentando situaciones energéticas que intervienen en el desarrollo responsable de recursos naturales, y que fo-mentan la inversión y el progreso económico del sector y del país. Ya hemos ejecutado proyectos de gestión del co-nocimiento en Colombia para tomar decisiones responsa-bles y acertadas. Este acuerdo fortalecerá nuestra noción en temas energéticos que se aplicarán en los próximos años y nos dará acceso a buenas prácticas en materia de hidrocarburos”, afirmó Cabrales, desde Washington.


NEGOCIOS

La junta directiva de Ecopetrol aprobó un presupuesto de in-versiones de US$10.595 millones para 2014, de los cuales US$6.463 millones serán invertidos directamente en proyectos

de la compañía y US$4.132 millones en proyectos de filiales y subsi-diarias. En consecuencia, el plan de inversiones para este año creció en un 11%, respecto a 2013.

El 71% del presupuesto de la firma petrolera, equivalente a US$4.646 millones, será destinado a proyectos de producción, con los cuales es-pera llevar los niveles de extracción a 770.000 barriles de petróleo equi-valente por día (BPED) y a 819.000 BPED contando la participación de sus filiales y subsidiarias. El mayor porcentaje de la inversión se desti-nará a los proyectos en los Llanos Orientales (64%), la Orinoquía (11%) y el Magdalena Medio (17%). Por lo tanto, la empresa se compromete con el desarrollo de los campos Castilla, Chichimene, Rubiales, Qui-fa, Caracara, Provincia, Casabe, Tibú, La Cira Infantas y Yariguí, entre otros. Además, se dará un impulso a nuevos campos como Caño Sur y Akacías, después de que se declarará su viabilidad comercial.

De otro lado, Ecopetrol destinará US$928 millones en la perforación de veinte pozos exploratorios, seis pozos delimitadores y ocho pozos es-tratigráficos. De los pozos exploratorios, trece serán perforados en los Llanos Orientales, dos en el Caribe Offshore, dos en Huila, y uno en el Cesar, Antioquia y Norte de Santander, respectivamente. Adicional-mente, la firma adelantará un programa de adquisición sísmica de 8.460 km equivalentes, estudios de geología y geofísica, y estudios regionales,

así como aquellos asociados a la viabilidad de los proyectos, por un to-tal de US$400 millones. Así mismo, se seguirá adelantando la iniciativa de desarrollo de recursos no convencionales en bloques de Ecopetrol en el Magdalena Medio y Catatumbo, con actividades relacionadas a la perforación de nueve pozos estratigráficos, tres exploratorios, tres pilotos de productividad y estudios. En el segmento de downstream, Ecopetrol invertirá US$339 millones y destinará US$309 millones a la investigación y desarrollo en el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), así como en tecnología de la información y otras iniciativas en materia de modernización.

Filiales y subsidiarias invertirán US$4.132 millonesLas principales inversiones de las organizaciones dependientes de Ecopetrol serán destinadas al segmento de transporte. Para ese fin hay un presupuesto de US$1.344 millones, que conllevará un au-mento de la capacidad de evacuación de crudos en los principales oleoductos a 40 kbpde en 2014 y en 135 kbpde, en 2015. También se trabajará en obras para incrementar la capacidad de los poliductos y descargaderos. Para el área de exploración, tanto en Colombia como en el extranjero, se destinarán US$632 millones, mientras que para producción se tienen presupuestados US$392millones. Se tiene pre-visto que las compañías filiales y subsidiarias producirán un total de 49 kbpde, de los cuales el 47% provendrá de la operación en Colom-bia y el 53% de la operación internacional. Finalmente, se destinarán US$1.764 millones en el segmento de downstream.

Ecopetrol y sus filiales invertirán US$10.595 millones en 2014

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petr

ol.

El grupo inversionista compuesto por Advent International y los dos principales fondos de pensiones del país, Porvenir y Protección, compraron la participación accionaria que Talisman, Cepsa y Total tenían en el Oleoducto Central de Colom-

bia (Ocensa), la infraestructura de transporte de crudo más importante del país. Con esta transacción, este grupo se hará a una participación del 22% de esta infraestructura, cuyo principal accionista es Cenit, la filial de Ecopetrol en el mercado de transporte y lo-gística de hidrocarburos. Ocensa es el único oleoducto público y actualmente es la línea más extensa del país, con una tubería que recorre 836 km en tierra y 12 km costa afuera, atravesando 45 municipios desde el piedemonte llanero hasta el puerto de Coveñas. Ac-tualmente, este oleoducto mueve 575.000 BPD (barriles por día); es decir, el 60% de la producción nacional. Para llegar a este nivel fue necesario hacer varias modificaciones y encaminar su vocación hacia el transporte de aceites pesados. Inicialmente, el objetivo principal de esta estructura era evacuar la producción de Cusiana y Cupiagua, así como de otros campos de petróleo liviano en el piedemonte llanero.

“Damos la bienvenida a este grupo de inversión a Ocensa y estamos entusiasmados en seguir trabajando con todos nuestros accionistas para el continuo crecimiento y ase-gurar que este activo tan importante mantenga los más altos estándares de seguridad y confiabilidad”, dijo Luisa Lafaurie, presidente de Ocensa.

Por su parte, Mauricio Salgar, director administrativo de Advent en Bogotá, afirmó que esta compañía, líder entre el grupo de inversionistas, trabajará por mantener la posición que este oleoducto tiene en el país. La compra de esta participación en Ocensa es la tercera transacción que Advent hace en el país desde su llegada en 2011. En noviembre de ese año, este fondo de capital adquirió la mayoría accionaria de la farmacéutica Bio-toscana y en junio de 2013 se hizo al 50% de Alianza Fiduciaria.

Advent International, Porvenir y Protección son

los nuevos socios de Ocensa

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NEGOCIOS

Prometedora oferta exploratoria en la Ronda 2014

Este año Colombia volverá a ser el centro de atención por la celebración de un nuevo proceso de asignación de bloques para la exploración y producción de hidrocarburos. La subasta se llevará a cabo el 23 de julio en Cartagena.

Javier Betancourt, presidente de la ANH.

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Min

as.

En esta versión, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) añade nuevas oportunidades de inversión con dos

tipos de áreas adicionales: yacimientos des-cubiertos no desarrollados y activos con po-tencial en gas metano, asociado a mantos de carbón, que se suman a la oferta de bloques convencionales, no convencionales, costa afuera y acuerdos de evaluación técnica (TEA: Technical Evaluation Agreement), que han es-tado presente en procesos anteriores.

Con la ampliación de este portafolio, el Go-bierno busca alternativas adicionales para atraer a nuevos jugadores al mercado na-cional de hidrocarburos y contribuir con la adición de reservas de petróleo y gas. En esta versión, la ANH también espera profundizar en el segmento de bloques costa afuera y no convencionales, que son clave para las apues-tas del país en el mediano y largo plazo. Aunque aún no se tiene claridad sobre cuán-tas áreas saldrán a subasta en el proceso de asignación, durante el prelanzamiento de la Ronda 2014, la ANH suministró informa-ción sobre las zonas del país en las que po-drán estar concentrados los diferentes tipos de bloques. Adicionalmente, esta entidad presentó a la industria los avances que están en desarrollo, en materia de información téc-nica para poder ofrecer a los interesados más claridad sobre el potencial de cada uno de los activos.

Un proceso maduro para atraer a los mejores postoresDurante la presentación de la Ronda, Juan Fernando Martínez, vicepresidente técnico de la agencia, hizo énfasis en el trabajo que está desarrollando esta vicepresidencia en materia de integración y evaluación de la in-formación técnica, entrega de información en plataformas interactivas, generación de nuevos conceptos de prospectividad y cam-bios de paradigmas geológicos para facili-tarle a las empresas las herramientas nece-sarias en el proceso de toma de decisiones.

“Para nosotros es fundamental poner a disposición de los interesados las mejores condiciones tanto de información como de organización, de manera que al país lleguen los mejores inversionistas. Tenemos el com-promiso de entregar información de calidad porque queremos atraer realmente a los me-jores, solo a aquellos que cumplan con están-dares internacionales y entiendan el compro-miso fundamental que adquieren con el país, con su entorno natural y social”, dijo Javier Betancourt, presidente de la ANH.

En el proceso de asignación de contratos, el Gobierno espera atraer inversiones su-periores a los US$2.600 millones, las cua-les serán fundamentales para aumentar la producción y reservas de hidrocarburos del país.

“Queremos motivar a las empresas y empre-sarios a que sigan apostándole a la búsqueda de petróleo en Colombia con mecanismos competitivos y transparentes, que incentiven la oferta, como lo han sido las Rondas Co-lombia de años anteriores”, afirmó Amylkar Acosta, ministro de Minas y Energía. El lanzamiento oficial de la Ronda 2014 y la presentación de las áreas para la subasta se llevará a cabo en Bogotá, el próximo 20 de febrero. Posteriormente, la ANH hará la promoción y publicación de los términos de referencia para la subasta del 23 de julio, que se llevará a cabo en Cartagena.


NEGOCIOS

Oceano Pacífico

Ecuador

Mar Caribe

Panamá

Venezuela

ÁREAS CMM E&P = 1.969.464 HAS

RONDA 2014

OFFSHORE CONVENCIONAL E&P =312.281 HAS

OFFSHORE CONVENCIONAL TEA =7.905.804 HAS

ONSHORE CONVENCIONAL E&P = 1.445.030 HAS

ONSHORE CONVENCIONAL TEA = 8.357.279HAS

OFFSHORE NO CONVENCIONAL E&P = 1.141.983 HAS

OFFSHORE NO CONVENCIONAL TEA = 790.759 HAS

YDND = 49.855 HAS

Tipo de áreas disponibles en la Ronda 2014

Fuen

te: A

NH.


Los resultados de la consulta ocurrida en

Tauramena deben servir para direccionar estrate-

gias más incluyentes.

electricidad. Sin embargo, los resultados del estudio de los académicos plantean du-das sobre si estos beneficios diferenciales en virtud de las leyes de los precios para el carbón de ese país deben continuar.

Cuando el gobierno de Queensland apro-bó varios proyectos de CBM por miles de millones de dólares, buscando promover la conversión de este gas para exportarlo como gas natural licuado (GNL), no se generó una línea base que permitiera establecer el es-tado natural del medio, sin operación. Más de 30.000 pozos de gas se perforarán en esa región de Australia en las próximas décadas y la industria ha estimado que entre el 10% y el 40% de los pozos se someterá a fractu-ración hidráulica. El gobierno asegura que la electricidad derivada del CBM ayudará a la desaceleración de las emisiones de carbono. Sin embargo, el desconocimiento del estado previo del medio no permite confrontar este juicio con datos de sitio después de opera-ción y este hecho no pasó desapercibido por los académicos e investigadores. En agosto pasado, se reveló que el gobierno confía en la investigación sobre la dinámica de la huella

Evitar suspicacias mediáticas, sustenta-das o no, debe ser parte del negocio. En consecuencia, la claridad jurídica

e informativa, previa al desarrollo de los pro-yectos, es fundamental por la trascendencia y estabilidad que tienen para el negocio de los hidrocarburos y la autosuficiencia energética que requerimos. Por eso, los resultados de la consulta ocurrida en Tauramena deben ser-vir para direccionar estrategias más incluyen-tes, incluso con quienes a ultranza se oponen a proyectos relacionados a los hidrocarburos o con aquellos detrás de agendas que quieren sacar provecho con excusas ambientales. Para evitar tales escenarios, lo mejor es basarnos en el tecnicismo pragmático que recogen las líneas base ambientales levantadas por largo tiempo y con rigor científico. No hacerlo es poner a la industria de los hidrocarburos a caminar sobre terrenos inciertos.

Lecciones de un ejemplo comparativo

Valdría la pena referirnos al debate sus-citado recientemente en Australia sobre

los niveles de gas metano emanados al medio por las operaciones industriales de gas asociado al carbón (CBM: Coal Bed Methane).Tras su explotación en Queens-land (Australia) y ante la ausencia de líneas base de los niveles de metano en el aire, los doctores Isaac Santos y Damien Maher de Southern Cross University (SCU) en Aus-tralia compararon los niveles de metano en el aire en diferentes lugares en el sur de Queensland y el norte de Nueva Gales del Sur. Actualmente, las empresas que explo-tan CBM tienen beneficios económicos, con el fin de incentivar la conversión a gas natural licuado (GNL) y la generación de

Colombia se acerca a una etapa interesante de explotación de recursos no convencionales. En ese contexto se aprecian las iniciativas sobre la normativa que valora las condicio-nes del entorno antes de los ejercicios de E&P.

Líneas base con rigor para la explotación del gas asociado al carbón y el gas de esquisto

Carlos Alberto Vargas JiménezDirector del Grupo de Geofísica, Universidad Nacional de Colombia (sede Bogotá)Presidente de la Sociedad Colombiana de Geología

OPINIÓN

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de carbono realizada por la SCU. Este trabajo es, sin duda, el primer intento de medir de forma independiente los niveles de metano procedentes de zonas productoras de gas en dicha región.

Ante estos cuestionamientos, la industria del CBM, no conforme con los resultados, decidió realizar estudios paralelos con el fin de desvirtuarlos. Por su parte, la insti-tución académica tuvo que salir a respal-dar a sus investigadores aduciendo que las actuales evaluaciones del sector del CBM se basan a menudo en pruebas anecdóti-cas, en observaciones antiguas que no es-tán diseñadas para evaluar fugas de CBM o en datos obtenidos en el extranjero sin apego al contexto local y sentenció que las universidades locales son instituciones in-dependientes que deben proporcionar da-tos duros para aclarar esta discusión.

Consideraciones previas a la explotación de no convencionales

Lo cierto es que la falta de estudios base en sitios específicos está generando escena-

rios de desconfianza y debilidad institucio-nal. Y es que antes de emprender ejercicios de E&P se requiere la construcción de líneas base multitemporales, con fundamento es-tadístico y que cubran varios períodos de tiempo (húmedo/seco).

Para contextualizar esta aseveración po-dríamos valorar la actividad minera que se desarrolla en las minas de carbón a lo largo de la cordillera oriental. Si las condiciones se prestan, pronto tendremos la extracción de este mineral de manera coordinada con la explotación de CBM. El problema es que, a la falta de una línea base sobre las fugas de metano y su impacto, este tema podría ser usado para otras agendas socioambientales.

En la explotación de gas de esquisto (sha-le gas), otra área en la que incursionan las empresas en nuestro territorio, además del monitoreo de gases, se requiere un moni-toreo sísmico multitemporal, debido a que la reactivación de fallas geológicas se da gracias a la lubricación de planos durante épocas de alta pluviosidad. Por ello, iniciar actividades de E&P sin estos estudios es favorecer condiciones de confrontación innecesarias.


miten hacerse a una idea del sentimiento del mercado frente al activo, en la medida que muestran cuántas acciones se encuentran cortas y si estas han venido aumentando o disminuyendo. Normalmente, la posición corta mantiene una correlación inversa con el precio, pero ya veremos que dicha rela-ción no es tan clara en algunos casos.

A continuación, vamos a ver caso por caso cuál ha sido la evolución del múltiplo de posición corta** para los tres activos pe-troleros listados en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC).

Ecopetrol

El aumento en el indicador inició desde ju-nio de este año, llegó a su máximo históri-co en septiembre y se mantuvo en niveles históricamente altos hasta la fecha. Actual-mente, se ubica ligeramente por debajo de una desviación estándar de su promedio de los últimos dos años. Este aumento en la posición corta quiere decir que hay más agentes esperando una caída de su valor. Sin embargo, desde finales de octubre, el indi-cador empezó a disminuir, lo que muestra que la fuerte caída de la acción hace que los agentes disminuyan sus posiciones cortas, al generar una mayor expectativa de rebote en el precio.

Identificar los movimientos de flujos es bastante difícil. Sin embargo, existe un indicador útil para tratar de entender

mejor el sentimiento del mercado. Esta he-rramienta es el dato de posiciones cortas o short interest*, como se conoce comúnmen-te. Infortunadamente, este es un dato que se limita a acciones listadas en mercados que permiten realizar cortos, algo que no ocurre todavía en la bolsa local. La inmensa mayo-ría de los mercados desarrollados posibilita tomar posiciones cortas, lo cual mejora la liquidez del mercado, permite operaciones de cobertura y reduce un poco la volatilidad de las acciones.

Las compañías petroleras listadas en la bolsa local se encuentran también listadas en otros mercados, como la Bolsa de Nueva York, para el caso de Ecopetrol, o la bolsa de Toronto, para Pacific Rubiales, Canacol y la extinta Petrominerales, lo cual conlleva implícita-mente la posibilidad de tomar posiciones cortas en esos activos. Esa información es reportada públicamente por las bolsas de valores al mercado, lo que permite incluirla en el proceso de análisis. Este tipo de datos, más de tipo técnico que fundamental, per-

MERCADOS

El retroceso evidenciado en la mayoría de acciones locales durante los últimos meses, en el que se destacan las petrole-ras Ecopetrol y Pacific Rubiales, ha sido generado en su ma-yoría por la venta de posiciones de portafolios extranjeros.

Cortos en las acciones colombianas, un indicador

trascendente

Alejandro PieschacónSenior Equity Strategist de Casa de Bolsa

* El short interest hace referencia al tipo de posiciones que los inversionistas pueden tomar ante un escenario bajista; es decir, que se gana frente a bajadas en el precio de la acción. ** Short Interest ratio: como ocurre con muchos indicadores, la mejor forma de analizar esta información es a través de un ratio que sea comparable entre activos, en este caso particular usando el número de acciones que se encuentran en la posición corta dividido por el volumen diario promedio.

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La fuerte caída de la acción de Ecopetrol hace que los agentes disminu-yan sus posiciones cortas,

al generar una mayor expectativa de rebote

en el precio.

Las gráficas de la izquierda muestra el in-terés corto, su promedio de dos años y una desviación estándar hacia arriba y hacia abajo. En la graficas de la derecha se ve la posición corta y su relación con la evolu-ción del precio de la acción durante los úl-timos dos años.


MERCADOS

Pacific Rubiales

A diferencia de Ecopetrol, la posición corta de Pacific se ubica muy cerca de su promedio de los últimos dos años, con lo que evidencia que no hay un exceso de actores en el mercado apostándole a una caída muy fuerte en el precio. Sin embargo, la acción ha tenido una desvalorización muy fuerte, al caer 19% desde noviembre de 2013. Es importante mencionar que este activo se comporta diferente a Ecopetrol, no solo por ser una compañía más pequeña, sino que, al estar listada en Canadá como su mercado primario, responde a otros indicadores, además de ser más volátil y tener una menor correlación con el índice Colcap.

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MERCADOS

Canacol

La posición corta de Canacol presenta el menor indicador de los tres activos analizados, al encontrarse en la parte inferior del rango, por debajo del promedio de los últimos dos años, con una cifra muy cercana a cero. Eso quiere decir que no hay agentes en el mercado apos-tándole a una disminución del precio de mercado en este activo. Esta compañía ha presentado el mejor desempeño en la bolsa durante los últimos dos meses, impulsado por éxitos exploratorios que han aumentado la producción y las expectativas de la compañía a futuro.

Las posiciones cortas, información valiosa y diciente

Es claro que el proceso de construcción de precios en bolsa se alimenta de muchas va-riables, como las valoraciones absolutas o re-lativas, información relevante de las compa-ñías, los indicadores macroeconómicos y la liquidez, entre otras. Los agentes que tienen los mayores rendimientos son los que logran identificar la información más importante y la incluyen en su proceso de inversión. La in-formación sobre posiciones cortas debe ser analizada con cuidado y se debe evitar tomar decisiones de inversión con base exclusiva-mente en este factor, por el contrario, se debe incluir como un dato más en una larga lista de indicadores relevantes.

En la medida que el mercado sea más pro-fundo y tenga más activos con la posibi-

lidad de tomar posiciones cortas, la infor-mación que brinda este indicador puede ser más relevante. Sin embargo, por ahora compañías como Ecopetrol, Pacific, Cana-col y Bancolombia (entre las cuatro repre-sentan el 35% del índice Colcap) permiten hacerse una idea de hacia dónde creen los agentes que va el mercado local. Este es un tema importante, teniendo en cuenta que los agentes que están tomando estas posiciones cortas son en su gran mayoría fondos extranjeros con intereses en activos latinoamericanos, pero que prefieren tomar posiciones a través de sus mercados, como Toronto o Nueva York, por las ventajas ope-rativas que esto representa. En ese sentido, cobra mayor importancia este fenómeno, si se tiene en cuenta que los extranjeros fueron los mayores compradores netos de acciones en 2013 y que seguramente seguirán siendo activos y relevantes durante el presente año.

La datos sobre posiciones cortas debe ser analizada

con cuidado y se debe evitar tomar decisiones de inversión con base exclusivamente en esa

información.

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Servicios

THX y la ANH culminan operaciones del pozo estratigráfico de Tierra Alta

La compañía dedicada a la admi-nistración de proyectos de E&P, THX Energy, aliado de la Agencia

Nacional de Hidrocarburos (ANH) en la perforación del pozo estratigráfico Tierra Alta 2-X-P en el departamento de Córdo-ba, terminó, a finales del año pasado, las operaciones que venía realizando en este activo.

Con este pozo, que alcanzó una profundi-dad de 8.711 pies, la ANH busca aumen-tar el conocimiento geológico de la región occidental de la cuenca Sinú-San Jacinto, una de las menos exploradas del país. Se-gún Carlos Arturo Espinosa, presidente de THX Energy, el proceso de perforación trascurrió con situaciones geológicas com-plejas que se sortearon sin mayores com-plicaciones operacionales y se logró alcan-zar un récord en recuperación de núcleos del 98%.

“La compañía dispuso de un equipo técni-co calificado para extraer la columna estra-tigráfica de la zona. Ahora, la ANH tiene la tarea de evaluar el potencial de almacena-miento o generación de hidrocarburos de las rocas extraídas”, dijo Espinosa.

El trabajo técnico desarrollado en la región estuvo acompañado de un fuerte compo-nente social, con una inversión en proyec-tos de apoyo a la comunidad, en asocio con

SERVICIOS

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el Programa de Consolidación de la Pre-sidencia de la República. Desde que THX inició operaciones en el país en 2008, ha participado en 4 de los 5 pozos explorato-rios dispuestos por la ANH, 2 como opera-dor directo y 2 en calidad de interventores, lo que le da a la empresa una participación destacada en estos procesos.

De acuerdo con Espinosa, la compañía está comprometida en seguir apoyando a la agencia en sus futuras operaciones ex-ploratorias para alcanzar su objetivo de complementar la información geológica a lo largo y ancho del territorio nacional.

A su vez, THX ve grandes oportunidades para trabajar en el área de la administración de proyectos con empresas de E&P, gracias a los contratos recientemente firmados y a los acuerdo por suscribirse este año.

SERVICIOS

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SERVICIOS

Nace Vector Geophysical, la empresa de exploración sísmica más grande de Colombia Las firmas colombianas CGL, Geoespectro y G2 Seismic decidieron unir fuerzas para formar una nueva compañía dedicada a la adquisición de información sísmica: Vector Geophysical. La fusión de activos y experiencia convierte a esta nueva empresa en el principal jugador del sector en Colombia y uno de los más destacados de Latinoamérica.

Ante la creciente competencia, tres de las principales compañías de-dicadas a la adquisición de infor-

mación sísmica (CGL, Geoespectro y G2 Seismic) tomaron la decisión de fusionarse para formar una nueva compañía, que des-de enero de este año opera bajo el nombre de Vector Geophysical, y así contar con la suficiente capacidad financiera y opera-cional para aprovechar las oportunidades existentes en la exploración de hidrocar-buros en el país.

Narciso Chiquillo, quien deja la presiden-cia de Geoespectro para asumir las riendas de esta nueva empresa, asegura que Vec-tor, por el valor de sus activos y su nivel de experiencia, se convierte en la mayor com-pañía dedicada a la consecución de infor-mación sísmica terrestre de Latinoamérica. A la fecha, el conjunto de empresas que se unieron para constituir Vector, cuentan con más de 11.000 km2 de sísmica 3D y 8.000 km de sísmica 2D.

“Antes de que viéramos la oportunidad de unir fuerzas, las tres compañía veían con preocupación que este negocio no era sos-tenible para jugadores pequeños, pues cada día las operadoras se hacen más grandes, con la generación de proyectos más sofis-ticados y con mayores exigencias financie-ras. Aunque contábamos con el equipo y el personal necesario para desarrollar los proyectos, no teníamos el flujo financiero necesario para mantenernos y sostenernos

en un mercado con tanto riesgo e incerti-dumbre. Considero que esta fusión fue una decisión muy acertada, ya que en vez de vernos en la obligación de cerrar o vender, logramos unir fuerzas y experiencia. Con esta determinación aumentamos nuestro portafolio de clientes, como también el nú-mero de cuencas terrestres trabajadas en Colombia y así se puede aprovechar el auge en la exploración sísmica en el país en el corto y mediano plazo”, explicó Chiquillo.

Como sociedad, en 2013 las tres compa-ñías hicieron una primera inversión con la compra de 18.000 canales de equipo Unite, tecnología inalámbrica y de última genera-ción, por un valor de US$8 millones para aumentar su capacidad a 32.000 canales sísmicos disponibles. De esta manera, el grupo busca aumentar su competitividad y aprovechar las futuras oportunidades en el mercado colombiano y próximamente en otros países de Latinoamérica.

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SERVICIOS

Un panorama promisorio a pe-sar de las dificultades

De acuerdo con el ingeniero Chiquillo, las perspectivas de crecimiento de Vector en el país son positivas, gracias a las perma-nentes campañas de adquisición de infor-mación de la Agencia Nacional de Hidro-carburos (ANH) y a los compromisos para la consecución de información sísmica, tras los contratos asignados y firmados en las últimas rondas. Además, hoy existen más de cincuenta operadoras grandes, me-dianas y pequeñas realizando actividades exploratorias en el territorio nacional.

“Las oportunidades en el país son impor-tantes y esperamos poder participar en es-tos procesos a partir de este año. A pesar de las crecientes dificultades en materia

social, ambiental y de permisos, confia-mos en que con el apoyo de las autoridades competentes, el mercado de sísmica siga tan activo como en la última década”, dijo Chiquillo.

Los directivos esperan que, una vez arran-que la operación durante los primeros me-ses de 2014, el número de empleados de Vector, sumando los de la sede operativa de Tocancipá y aquellos en los grupos de campo, supere los 500 colaboradores. Adi-cionalmente, se tiene previsto que en las regiones la contratación aumente de 2.000 a 3.500 personas. Los planes a futuro de Vector también prevén oportunidades de expansión internacional. Según los direc-tivos de la compañía, ya se evalúa el po-tencial de otros países de Suramérica y el Caribe.

Narciso Chiquillo, presidente de Vector Geophysical.

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Corpac lanza aplicación para cálculos de tubería

La distribuidora y comercializadora de tubería y productos de acero, Corpac Steel Products, hizo la presentación

de una nueva aplicación para equipos Apple, con la cual los clientes podrán tener acceso a una herramienta de cálculo de tuberías.

Esta herramienta proporciona toda la in-formación relacionada con este negocio, como tablas de tubería de acero, especi-

ficaciones, conversores y todos los demás datos que un profesional de la industria pueda necesitar.

“Con esta nueva herramienta, nuestros clien-tes tendrán acceso directo a estimados de precios de tuberías, cotizaciones y ordenes de pedidos, sin importar en donde se en-cuentren”, dijo Jorge Woldenberg, presidente de la compañía.

SNC-Lavalin gana un nuevo contrato de consultoría con Ecopetrol

En el país, esta firma canadiense, especializada en el área de in-fraestructura y construcción, ha desarrollado más de 33 proyectos de ingeniería, dentro de los que se incluyen el diseño conceptual, básico y de detalle para el desarrollo del campo de producción Quifa de Pacific Rubiales. Adicionalmente, la empresa ha estado a cargo de la interventoría técnica y administrativa del proyecto Oleoducto Bicentenario y la ingeniería para la construcción de un sistema modular de 480 KBWPD para el control de aguas de pro-ducción del Campo Castilla, propiedad de Ecopetrol.

La compañía de servicios de ingeniería SNC-Lavalin fue acree-dora de un contrato de servicios de consultoría con Ecopetrol por US$87 millones, a través de su subsidiaria en Colombia,

Itansuca Proyectos de Ingeniería.

Bajo este acuerdo, la firma prestará los servicios de gerenciamiento y consultoría en los proyectos de transporte y logística de la princi-pal petrolera del país por un periodo de dos años. En la actualidad, SNC-Lavalin es uno de los principales proveedores de Ecopetrol y un apoyo para la operadora en su programa de distribución de crudo.

SERVICIOS

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Carlos Valencia, nuevo CEO de Estrella

Este ingeniero industrial de la Escuela de Ingeniería de An-tioquía fue escogido como el nuevo CEO de la empresa de servicios de perforación Estrella International Energy Ser-

vices, en remplazo de Warren Levy, quien seguirá en la compañía como miembro de la junta directiva.

En el último año, Valencia se desempeñó como directivo a la fir-ma de capital privado Southern Cross y como vicepresidente en la financiera Refinancia, en donde lideró el proceso creación de

equipos de trabajo en Perú Y México y en la transformación del modelo operativo de la empresa en Colombia. Previamente traba-jó para McKinsey & Company en sus oficinas de Bogotá y Boston.

El nuevo CEO de esta firma de perforación tendrá a su cargo la tarea de continuar con el fortalecimiento de la compañía, que luego de comprar todos los activos y operaciones de su par, San Antonio durante 2013, por US$122,5 millones, se convirtió en la principal proveedora de taladros de Colombia.

Kerui anuncia nuevos servicios de EPC y una línea de equipos para operaciones especiales

El conglomerado chino Shandong Kerui Holding Group va a introducir dos nuevas líneas de servicios y tecnología. Entre sus planes está traer su amplia experiencia internacional en

materia de servicios de ingeniería, compras y construcción (EPC: Engineering, Procurement and Construction). El nuevo portafolio incluye ingeniería de producción en superficie, tecnología para el tratamiento de agua y reinyección, así como servicios de punta para la explotación de petróleo y gas, entre otros. El grupo también lanzará sus equipos para operaciones especiales en el mercado co-lombiano. Entre las novedades que ofrece la empresa se encuentran equipos de fracturación, unidades de tubería flexible y equipos de cementación. Todos estos productos cuentan con la red de soporte y servicio posventa de Kerui.

Adicionalmente, en septiembre del 2013 la compañía estableció un centro de investigación en los Estados Unidos , el Houston Pe-

troleum Technology Research Center, con el objetivo de ampliar su crecimiento de forma estratégica, apoyado en el conocimiento científico. Esta institución se enfoca en la investigación y creación de herramientas para perforación, construcción de pozos y equi-pos para operaciones especiales. Dichos productos y esfuerzos reflejan la determinación que tiene el grupo para ampliar su negocio en Colombia y el mundo. Se-gún informó Bob Duan, gerente de Kerui en el país, durante una entrevista exclusiva a Colombia Energía: “El crecimiento en la in-dustria de hidrocarburos en Colombia es muy emocionante. No-sotros, como compañía, tenemos una amplia gama de tecnología que ha sido desarrollado exclusivamente por Kerui y que puede contribuir al crecimiento de la producción de hidrocarburos en Colombia”.

SERVICIOS


Las empresas deben estar atentas a ahorros, como el que se puede derivar de sacarle el máximo rendimiento al gas aso-ciado, que, en ocasiones, es desaprovechado en los campos.

El aprovechamiento del gas asociado como combustible para la generación energética

Antonio ObandoDirector comercial de Orsoling

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El gas asociado (flare gas) es un recurso con un alto poder calorífico (de hasta 1.900 BTU/ft3) que está disponible

desde que empieza la producción de hidro-carburos. Su composición química es muy diversa y varía dependiendo de la geología de la formación de la cual se extrae. Los compo-nentes primarios son hidrocarburos livianos (tales como C1, C2 y C3), que alcanzan cerca del 65-90 % del contenido total. El remanente lo componen hidrocarburos pesados (C3+, CO2, NO2, H2S).

En tecnologías convencionales para gene-rar energía, como motores de combustión interna, la cantidad de estos componentes remanentes juega un papel crucial para po-der aprovechar este gas como combustible. Cuando el porcentaje de CO2 y H2S es su-perior al 2%, resulta imposible utilizarlo sin antes removerle estos compuestos, lo que en la mayoría de casos hace poco rentable pro-ducir energía a partir de este recurso.

Por eso, para poder aprovechar dicha fuente de energía habría que montar un sistema de tratamiento o acondicionamiento que ajuste la composición de remanentes requerida. Pero esto resulta costoso. Por eso, muchas compa-

ñías operadoras optan por quemar el gas en teas. Así, desaprovechan un recurso valioso y liberan hidrocarburos volátiles y residuos de una combustión ineficiente a la atmosfera, sin darle un uso a la energía así producida.

La eficiencia energética, un ahorro tangible

Para aprovechar el gas asociado (con un alto contenido de CO2, H2S y demás) como combustible para generar energía, existen tecnologías eficientes, confiables y rentables. Estas lo usan para crear potencia eléctrica efectiva que es utilizable en operaciones de campo y remplaza el uso de generadores

diésel, los cuales presentan un costo fijo muy elevado.

Cuando se logra suplir esa demanda de poten-cia usando gas asociado, los costos de las ope-raciones de las compañías se reducen enorme-mente. Como referencia, un generador diésel de 1 megavatio consume cerca de 2.000.000 de dólares únicamente en combustible.

Las tecnologías capaces de operar con el gas asociado como combustible son turbinas de gas radiales que, debido a su diseño, ofrecen una alta confiabilidad, lo que redunda en beneficios significativos cuando se requiere potencia 24/7 sin interrupciones. El diseño sencillo y robusto de estos equipos hace que la combustión sea eficiente y tolere la pre-sencia de componentes como H2S en con-centraciones mayores al 3 %.

Adicionalmente, sus costos de operación y mantenimiento son muy bajos, pues el con-sumo de aceite para su lubricación es muy reducido en comparación con el de un motor de combustión interna. Asimismo, están di-señados para operar con una mínima super-visión del personal a cargo.

Muchas compañías operadoras optan por

quemar el gas en teas y así desaprovechan un

recurso valioso.

OPINIÓN

Dependiendo de la operación y de los requerimientos puntuales que se presenten, los equipos se pueden adecuar, pues tienen un rango de potencia que comprende desde los 250 kilovatios hasta los 10 megavatios.Además, ofrecen usos tales como levantamiento arti-ficial, perforación, estaciones de compresión y bombeo y facilidades offshore.

Las compañías que basan sus operaciones de campo en sistemas de generación para locaciones remotas deberían considerar utilizar este tipo de tecnologías, que les proporcionan múltiples beneficios y ahorros. Si bien la inversión de capital (capex: capital expenditure) en un generador diésel está por debajo de la de una turbina radial, el gasto operacional (opex: operating expense) de una turbina está muy por debajo del de un generador diésel, lo que lleva a que esta última sea mucho más atractiva desde el punto de vista costo-efectivo.

El aprovechamiento de los recursos y la eficiencia energética se han convertido en un factor determinante de la competitividad de las compañías de todas las industrias, incluidas las del sector del petró-leo y gas. Al reducir costos fijos tan altos, como los de generación de energía con diésel, la empresa hace millonarios ahorros, lo que se traduce en mayores utilidades y operaciones más limpias.

INNOVATEK

OPINIÓN


La industria minero-energética se desarrolla en zonas apar-tadas y en el marco de una compleja dinámica. Las difíciles condiciones que enfrenta el sector exigen creatividad, eficacia y agilidad en la construcción de obras de infraestructura.

El entorno colombiano, ámbito propicio para

la innovación

Ricardo Bocanegra GarcíaVicepresidente ejecutivo de Innovatech Strategic Solutions LLC, Houston

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Es bien sabido que el presente y futuro del sector petrolero está en regiones alejadas que, por lo general, carecen

del conjunto de elementos y servicios nece-sarios para el funcionamiento adecuado de las compañías. Por lo tanto, la construcción de locaciones, plataformas, vías y refuerzos, entre otros, es un tema prioritario para las empresas. Con el trasfondo de un entorno complejo, alcanzar los objetivos preestable-cidos requiere de un arduo trabajo, estrate-gias acertadas, decisiones rápidas y mucha persistencia.

En principio, los directivos creen que los costos e inversiones proyectadas, así como los tiempos de ejecución, están claros, pero suele ocurrir que hay una diferencia entre lo proyectado y la realidad, que puede resultar en un verdadero abismo por todos los impre-vistos. Esta situación de incertidumbre hace muy difícil predecir el resultado final. Por lo tanto, usualmente, el éxito en el cumplimien-to lo alcanzan quienes se apoyan en la inno-vación como una solución estratégica. La ex-periencia muestra que la acción y el efecto de innovar son un diferenciador tangible.

Es así como la utilización de nuevas tecnolo-gías —por ejemplo, las infraestructuras efi-cientes—, de fácil instalación y acordes con el desarrollo sostenible, se están abriendo ca-mino. Ese es el caso de las ecoinfraestructuras en resinas plásticas de ingeniería avanzada, prefabricadas, reutilizables y reciclables. Aho-ra hay una gran variedad de estos productos y otras soluciones disponibles, con altísima resistencia y versatilidad para los siguientes fines: sistemas de plataformas, carreteras por-tátiles, canales, muros, diques, sistemas de estabilización de vías, entre otros, ideales para entornos en los que el clima, las limitaciones de tiempo y otros factores son obstáculos.

Durante la última década, la infraestructura vial ha venido mejorando en varios países de América Latina, pero este ha sido un progreso lento que, en su mayoría, no ha re-percutido positivamente a favor de las ope-radoras. Si se tiene en cuenta que las zonas donde se desarrolla hoy la mayor parte de los nuevos proyectos petroleros y mineros carecen de vías de acceso, que las compa-ñías enfrentan nuevas y estrictas regula-ciones ambientales, así como altos costos de transporte y muchas otras dificultades, propias de nuestro entorno, resulta claro que la actividad se desarrolla en un ambien-te desafiante —por no decir adverso— que plantea retos que se deben enfrentar con creatividad y practicidad.

El éxito de la ecoinfraestructura en el mun-do ha incidido positivamente en el surgi-miento de nuevas empresas de alta tecno-logía, tanto extrajeras como locales, todas ellas innovadoras. Existen soluciones com-pletas de infraestructura ecológica prefabri-cada, reutilizable y en materiales reciclables, complementadas con apoyo en ingeniería e instalación. Estos nuevos jugadores, pro-

La innovación nos llevará a ser tremenda-mente exitosos y a mar-

car una diferencia.

OPINIÓN


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veedores con conciencia ambiental, son vita-les para que las operadoras puedan cumplir sus objetivos y actuar de conformidad con las exigencias estatales y comunitarias. Por lo tanto, se ha vuelto casi un imperativo identificar la mejor manera de utilizar es-tas herramientas para simplificar procesos e implementarlas como una solución es-tratégica en el marco de un análisis com-pleto que tenga en cuenta su real costo-beneficio, conforme con una proyección mediata y de largo plazo. En ese ejercicio, sin embargo, es imprescindible que las em-presas pierdan el miedo a experimentar y a adoptar tecnologías nuevas y creativas para solucionar sus problemas.

Si bien es cierto que los directivos deben tener especial cuidado en el análisis del origen de estos nuevos jugadores, en la mayoría de los casos se trata de productos y soluciones de infraestructura ecológica prefabricada que llevan años en el merca-do y son utilizados en otros países, donde fueron necesarias grandes inversiones en pruebas técnicas, certificaciones y contro-les de calidad, para cumplir con las más altas exigencias y estrictos patrones. En los países de origen de estos productos, donde se priorizan los temas ambientales, el de-sarrollo, en la mayoría de los casos, cuenta con el apoyo de universidades y la acade-mia, con organizaciones de investigación y el Gobierno, así como con entidades pri-vadas, que trabajan en conjunto y cuentan

con un apalancamiento financiero sólido. Para alcanzar los resultados que ahora están al acceso de los clientes en Colombia, no solo se requirió del ingenio sino, en muchos ca-sos, de la valentía para ir en contra de los pa-radigmas de la industria y así obtener tanto el reconocimiento como la certificación de sus beneficios en materia de velocidad, practici-dad y cuidado del medio ambiente.

La creatividad al servicio de la industria, un claro diferenciador

Con la reciente aprobación del Tratado de Libre Comercio con los Estados Unidos, sumada al régimen cambiario especial apli-cado para la industria, así como las exencio-nes tributarias y una tasa de cambio estable, las operadoras tienen la oportunidad de ac-ceder fácilmente a estas innovaciones y sus beneficios. Es por ello que empresas como Talisman, Parex, Petrominerales, Pacific Ru-biales, Hocol, GeoPark, y Vicpar, entre otras, son pioneras en Colombia en el uso de estos sistemas, al entender que la innovación es el arte de generar ideas que plantean nue-vas soluciones. Estas compañías se han in-volucrado en el análisis para la utilización de nuevos productos, para así generar y reinventar procesos, romper paradigmas, probar nuevos sistemas y experimentar. La aplicación de estas herramientas está ligada a la idea de simplificar y ser prácticos, enfo-cados en ahorrar tiempo y dinero.

La innovación, en la gran mayoría de los casos, nos llevará a ser tremendamente exitosos, a marcar una diferencia, princi-palmente frente a nuestros competidores, así como a obtener una posición de privi-legio, liderazgo y reconocimiento, y, por supuesto, cumplir con los objetivos en los tiempos proyectados. La innovación se-guirá siendo el ingenio que conduce a una transformación ineludible, razón por la cual debemos estar atentos para evaluar la creación y la modificación de productos y servicios, así como su aplicación a nuestras necesidades. Solo así podremos cumplir los objetivos de esta carrera contra el tiem-po, en este ambiente complejo de grandes desafíos y un alto compromiso con mejo-res prácticas ambientales.

Conceptos de innovación

¿Para qué innovar?

Para asegurar el crecimiento de la empresa y su sostenibilidad, afianzar su buen nombre y cumplir con los objetivos establecidos.

¿Cuándo innovar?

Siempre. Así se aseguran ingresos futuros y se encuentran nuevas oportunidades, para simplificar procesos y reducir costos.

¿Dónde se origina la innovación?

En personas con interés, proactivas, con creatividad, deseos de cumplir y mejorar lo existente.

La innovación siempre es una inversión para el éxito. No se trata de cuántos dó-lares se gastan, se trata de cómo, de qué forma se debe liderar a un equipo; se trata de investigar, de identificar oportunidades y obtener provecho de este esfuerzo. Para alcanzar la innovación se requiere perse-verancia, creer en los resultados para con-seguirlos, aunque en principio nos haya parecido una tarea imposible.

OPINIÓN


La pregunta sobre si es posible conjugar el desarrollo econó-mico y la conservación de nuestra biodiversidad ha resultado en una discusión polarizada. El debate ahora empieza a ser más constructivo e incluyente.

El manual de compensaciones ambientales, una oportunidad para el progreso responsable

Mauricio CasasCoordinador de proyectos de compensación de Fotosíntesis Colombia

La radicalización dogmática que en-frenta al progreso económico con el medio ambiente se disipa, en gran

medida, con el avance y la claridad de la legislación ambiental en el ámbito mundial y nacional, el cual permite a empresas, or-ganizaciones no gubernamentales, comu-nidades, entidades del Estado y a la socie-dad conocer los alcances y las obligaciones que, en materia ambiental, deben cumplir los proyectos minero-energéticos dentro del desarrollo sostenible.

En nuestro país, dado el auge de propues-tas para tal fin, fue lanzado y adoptado el Manual para la asignación de compensa-ciones por pérdida de biodiversidad, que es el resultado de un arduo trabajo multidis-ciplinario que consolidó una hoja de ruta para la prevención, mitigación y compen-sación de impactos propios del desarrollo de actividades que se contemplan en dichos proyectos. Esta hoja de ruta, elaborada des-pués de estudios y análisis de resultados de proyectos piloto en diferentes sectores de la economía, fue la que, finalmente, se forma-lizó en el 2012 con el lanzamiento oficial del

manual, mediante la resolución 1517 del 31 de agosto del 2012. Esta normatividad hace obligatoria la adopción de este marco en proyectos del sector de hidrocarburos y el minero, así como de infraestructura y ener-gía, que hayan sido licenciados a partir del 1º de enero del 2013.

Este primer manual, sin ser la “guía mági-ca para la compensación”, presenta diversas herramientas para el diseño e implemen-tación de estos programas por pérdida de biodiversidad, a partir de la equivalencia ecológica de los ecosistemas afectados. Este

principio de equivalencia requiere informa-ción como línea de base ambiental, que, en gran parte, aún no se encuentra disponible en el país o se presenta en escalas que no son las óptimas para desarrollar análisis con-cienzudos. Es por esto que la implementa-ción de este nuevo manual, junto con la in-formación propia de cada proyecto ajustado a la realidad social y ambiental del entorno, se perfilan como herramientas base para el desarrollo adecuado de los proyectos.

Un cambio de mentalidad para un compromiso real

Como lo afirma el Ministerio de Medio Ambiente, este manual permitirá a las em-presas que no puedan prevenir, mitigar o corregir sus impactos en los ecosistemas, generar programas de compensación am-biental para no causar una pérdida neta de biodiversidad. Este nuevo manual brinda herramientas para que directores de pro-yectos, gerentes ambientales y profesionales puedan dar respuestas más acertadas a las

Tras la resolución 1517 del 2012, los lineamientos del “Manual para la asigna-ción de compensaciones por pérdida de biodiver-sidad” son de obligatorio

cumplimiento.

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OPINIÓN


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preguntas de cómo, dónde y cuánto com-pensar por los impactos causados debido a las actividades realizadas. De esta manera, se cambia la metodología de compensación, que hasta la fecha incluía un gran porcenta-je de siembra de árboles que, sin embargo, en muchos casos no eran nativos.

Complementando este manual, la con-servación de especies impactadas direc-

tamente por las actividades propias del desarrollo de los proyectos se ve reforzada por medidas particulares de conservación para especies en vida o en peligro de extin-ción, como las epifitas, palmas, helechos y algunas especies arbóreas, entre otras. Es-tas medidas se hacen efectivas mediante resoluciones de levantamiento de veda por parte del Ministerio de Ambiente y

Desarrollo Sostenible que tienen como objetivo primordial la compensación para estos grupos importantes de especies e in-cluyen acciones como su rescate, traslado y establecimiento, hasta proyectos de edu-cación con las comunidades locales para su conocimiento, cuidado y conservación en el largo plazo, así como la investigación y monitoreo de sus poblaciones naturales.

de programas de compensación coherentes y con impactos positivos sobre nuestra biodiversidad a mediano y largo plazo. Este esfuerzo no debería ser visto como una imposición por parte del Gobierno y los sectores ambientalistas, sino como una gran oportunidad para desarrollar proyec-tos en el marco de un compromiso real con el medio ambiente.

Al ser Colombia un país megadiverso

presenta retos para la conservacion

de su diversidad.

Al ser Colombia un país megadiverso con una situación social compleja, presenta im-portantes retos para la conservación de su diversidad por lo cual se deben aunar esfuer-zos de diversos sectores públicos y privados. Es así como esta primera versión del manual de compensaciones, que como todo primer intento debe tener sus ajustes de acuerdo con la experiencia e implementación en cada uno de los proyectos, permitirá el desarrollo

OPINIÓN


SOSTENIBILIDAD

Sostenibilidad

Además, se desarrollarán procesos de restauración pasiva en 3.000 hectáreas del área protegida que permitan la recuperación de los ecosistemas que regulan el recurso hídrico de la región en las que-bradas Cinco Mil, San Nicolás, Corcovada y Taravita, como apor-tantes a la cuenca del río Suárez. Este ecosistema estratégico está formado por tres cuencas hidrográficas: la cuenca del río Sogamoso, la cuenca del río Suárez y la cuenca del río Opón.

Finalmente TGI, mediante el convenio con Parques Naciones Natu-rales, tiene prevista la compra de los predios en una reserva forestal del Parque Nacional Natural Serranía de los Yariguíes, que cuenta con 59.063 hectáreas y se destaca por su variedad topográfica, con eleva-ciones que empiezan en los 850 msnm (metros sobre el nivel del mar) al occidente del parque, y al oriente alcanzan los 3.200 msnm (zona de páramo). De esta manera la empresa proyecta un esfuerzo tangible en materia de política ambiental y desarrollo sostenible en Colombia.

En su compromiso por mitigar y prevenir los efectos de su plan de expansión, la Transportadora de Gas Internacional (TGI) firmó un convenio por cerca de $6.400 millones con

Parques Nacionales Naturales de Colombia. Esta entidad, junto con la compañía, desarrollará estrategias que impacten positivamente la flora y la fauna, los bosques húmedos tropicales y las cuencas hidro-gráficas del Parque Nacional Natural Serranía de los Yariguíes, en el departamento de Santander.

El proyecto contempla la compra directa de 1.465 hectáreas de pre-dios privados ubicados en los nacientes de la Quebrada Cinco Mil, en el municipio de Simacota. Esta iniciativa busca mitigar impactos y la reducción de presiones como el leñateo, la cacería, el sobrepas-toreo, las prácticas agrícolas inadecuadas y la contaminación de las fuentes hídricas, que atentan contra la estabilidad de los ecosistemas y de la cuenca del río Suárez, principal fuente hídrica de la zona.

TGI y Parques Nacionales Naturales de Colombia firman convenio por $6.400 millones

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SOSTENIBILIDAD

Gracias a las estrategias tomadas en 2011 en materia de sostenibilidad, Independence se convierte en la

primera empresa colombiana de servicios petroleros que ha llevado a cabo un proceso de reducción y compensación de la huella de carbono para convertirse en una organi-zación de carbono neutral. Según los resultados arrojados por esta ini-ciativa, en 2012 Independence logró una reducción del 7% en el balance total entre la emisión de carbono y el crecimiento físi-co de la organización. A su vez, la empresa decidió implementar medidas para com-pensar por completo las emisiones anuales y convertir a la compañía en una organiza-

ción carbono neutral, a través de la inver-sión en el mercado voluntario de bonos de carbono.

De acuerdo con Juan Camilo Padilla, coor-dinador de sostenibilidad de la firma, me-diante la adquisición de bonos de carbono, Independence decidió comprometerse con el programa del Corredor de Conservación Chocó–Darién, liderado por Anthrotect en asociación con Cocomasur. Este es el pri-mer proyecto colombiano para la conserva-ción de bosques en emitir bonos de carbono bajo los estándares VCS/CCB del mercado voluntario internacional. Esta iniciativa REDD+ ya evitó la deforestación de más de 250 hectáreas de bosque entre 2010 y 2012.

El impacto del emprendimiento es particu-larmente propicio para Colombia, ya que en el país se pierden alrededor de 150.000 hectáreas al año. “Con este compromiso Independence ha reconocido el papel crítico que juegan los bosques tropicales en la estabilización del clima de nuestro planeta. El mercado de carbono representa una gran oportunidad para que las comunidades indígenas y afro-colombianas generen recursos, producto de las actividades de conservación y reforesta-ción de estos bosques, con lo que se prote-ge al mismo tiempo su tradicional estilo de vida,” resaltó Emily Roynestad, directora de negocios de Anthrotect.

Independence incursiona en el mercado de bonos de carbono



El uso racional y el consumo eficiente de energía, una tendencia en ascensoEl Gobierno y la industria han adoptado estrategias de eficiencia energética que denotan el compromiso por trabajar en la búsqueda de un desarrollo sostenible. En la actualidad se ejecutan varias iniciativas para reducir el consumo innecesario y minimizar el impacto ambiental.

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SOSTENIBILIDAD

De acuerdo con los estudios más re-cientes del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la utilización

de tecnologías efectivas y la adopción de prácticas racionales que tengan en cuenta el entorno son las mejores estrategias para en-frentar el cambio climático, así como las más económicas y las que tendrán un impacto inmediato en Suramérica y el Caribe. Bajo esta premisa, la organización estima que durante la próxima década, la región podría reducir su consumo de energía en un 10% y, al mismo tiempo, ahorrar miles de millones de dólares. Según el BID, los proyectos finan-ciados han demostrado que el retorno de la inversión en tecnologías para la iluminación eficiente o mejoras en sistemas de motores o transmisión son más competitivas que el costo de la creación de nuevas capacidades de energía.

En los últimos años, la oferta tecnológica para optimizar el uso de la energía ha in-crementado significativamente y las princi-pales naciones líderes en materia de energía limpia como Alemania, Francia y Japón, además de diversificar su matriz energética, añadiendo fuentes renovables; ha adopta-do políticas que buscan implementar redes eléctricas inteligentes (smart grids) para la gestión inteligente de la electricidad. A su vez, Latinoamérica empieza a dar los pri-meros pasos en materia regulatoria para el apoyo de la implementación de estas tec-nologías y prácticas, y Colombia continúa trabajando en un marco normativo que le dé vía a estos procesos.

Hacia un escenario regulatorio claro y competitivo La promulgación de la Ley 697 de 2001, constituye un paso decisivo en el impulso a las acciones de eficiencia energética en Co-lombia. Dicha legislación definió un marco general para el uso eficiente de energía y de-sarrollo de las fuentes no convencionales de energía. Posteriormente, el Gobierno expi-dió decretos reglamentarios de la Ley, como el 3683 de 2003, que crea una comisión in-tersectorial para el tema, y el 2501 de 2007, que promueve acciones específicas como la elaboración de reglamentos técnicos de

eficiencia energética y normatividad en sis-temas de iluminación y alumbrado público.

Recientemente, con la expedición de la Reso-lución 180919 de 2010, se formuló el Plan de Acción Indicativo del Programa de Uso Efi-ciente de Energía (Proure), el cual propone estrategias y metas en materia de eficiencia energética en el corto y mediano plazo, las cuales se alcanzarían mediante la promoción de buenas prácticas, la reconversión tecnoló-gica y la diversificación de fuentes de energía en sistemas de transporte, la fuerza motriz y los procesos de combustión, así como en los sistemas de iluminación, refrigeración, y diseño y construcción de edificaciones, entre otros. Adicionalmente, se han desarrollado modelos basados en la capacitación a la po-blación sobre los beneficios económicos y ambientales asociados a estas prácticas, entre

ellos, su aporte a la política de mitigación y adaptación al cambio climático de Colombia.

Enmarcada en este plan de acción, la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), ha apoyado el establecimiento de una pri-mera hoja de ruta para remover las diferen-tes barreras y avanzar hacia el cumplimien-to de las metas definidas en este plan para 2015. Las acciones sectoriales de reducción de consumo como consecuencia de los ob-jetivos señalados han tenido mayor énfasis en la reducción de la demanda de energía eléctrica en los segmentos residenciales, co-merciales e industrial.

De acuerdo con Olga Victoria González, ase-sora líder del grupo de Eficiencia Energética (EE) de la Upme, se han definido igualmente estrategias transversales en torno al fortaleci-miento institucional, la educación, la investi-gación y el desarrollo tecnológico, así como al financiamiento e impulso al mercado, y seguimiento y evaluación de estas políticas. Los resultados de esta iniciativa son clave para consolidar una línea base y definir el costo-beneficio de las medidas de eficiencia a implementar en una siguiente etapa.

“Pese a lo complejo que ha sido la imple-mentación dicho plan en los primeros 3 años, hemos logrado avanzar significati-vamente en las principales áreas mencio-

Durante la próxima década, la región de Latinoamérica y el

Caribe podría reducir su consumo de

energía en un 10%.

Potencial y metas de ahorro en energía eléctrica

Demanda con potencial de ahorro Potencial de ahorro Esc1 Esc2 Esc4

GW

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GW

h/añ

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

10.000 10.000

20.000 20.000

30.000 30.000

40.000 40.000

50.000 50.000

60.000 60.000

70.000 70.000

80.000 80.000

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SOSTENIBILIDAD

nadas. Dentro de los logros más destacados alcanzados a la fecha está la evaluación para la creación de un modelo de asociación pú-blico-privado que garantice la efectiva im-plementación de las estrategias de eficiencia energética. Como parte de las acciones que permitan concretar esta iniciativa, se firmó a mediados de diciembre del año pasado un memorando de entendimiento entre el Ministerio de Minas Energía, la Asocia-ción Nacional de Empresarios de Colom-bia (Andi) y la Upme. En el segmento de educación, el objetivo es trascender de las campañas y llevar la eficiencia energética hasta la estructura de todos los niveles de la academia en el país, con lo que se busca sembrar la semilla de la importancia de este tema desde las primeras etapas de forma-ción. Como parte de la estrategia financie-ra, se han gestionado y se están ejecutando recursos de Fondo Mundial Ambiental con el apoyo del Pnud y el BID, de aproxima-damente US$4,5 millones. Bajo esta línea se está trabajando en modelos que, además de conectar a la banca con el usuario final, buscan ofrecer el soporte técnico necesario para aplicar a líneas de crédito dirigidas a estos proyectos”, explicó González.

A la par de estos programas, el Ministerio de Minas ha logrado materializar algunas estrategias con la expedición de reglamen-tos enmarcados en la eficiencia energética

como el concerniente a iluminación interior y alumbrado público. También se tiene previs-ta la incorporación de criterios de eficiencia energética en el reglamento de instalaciones eléctricas y próximamente la exigencia de las normas de etiquetado de equipos para que el usuario final conozca, por ejemplo, el rango de eficiencia de un electrodoméstico y considere esta variable a la hora de hacer una compra.

Como apoyo a la expedición de este regla-mento, la Upme inició la ejecución de un proyecto de cooperación técnica internacio-nal no reembolsable con el Fondo Mundial Ambiental (GEF: Global Environment Facili-ty), el cual incluye una campaña de difusión

en toda la cadena (productores/importado-res de equipos, distribuidores, vendedores y usuarios finales) y el fortalecimiento de la red de laboratorios en todo el país.

Aunque todas estas estrategias contribuyen al desarrollo de la eficiencia energética en el país, no cabe duda de que la reglamentación de incentivos tributarios para este tipo de proyectos, constituye uno de los esfuerzos más importantes del Gobierno por impul-sar este segmento.

“En 2012 se reglamentó el procedimiento para acceder a exclusión de IVA y deducción de renta líquida, beneficios contenidos en el

Sector Potencia de ahorro y energía a 2015 (%)*

Meta de ahorro de energía a 2015 (%)

A nivel nacional Energía eléctrica 20,3 Energía eléctrica 20,3Otros energéticos 2,10

Energía eléctrica 8,66Otros energéticos 0,55

Energía eléctrica 3,43Otros energéticos 0,25

Energía eléctrica 2,66

Otros energéticos 0,33Otros energéticos 0,96




Otros energéticos** 0,44Otros energéticos*** 1,06

Residencial

Industrial

Comercial, público y servicios

Transporte

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Potenciales y metas de ahorro

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SOSTENIBILIDAD

estatuto tributario. El año pasado comenza-mos a recibir las primeras solicitudes y en total se han registrado 32 iniciativas, relacio-nadas en su mayoría con transporte limpio, el aprovechamiento de calor residual en la industria y la medición de variables ambien-tales para la caracterización del potenciales de fuentes no convencionales de energía”, aseguró Ómar Báez, profesional del grupo de Eficiencia Energética de la Upme.

De acuerdo con ambos funcionarios, este año se comenzará a diseñar la “Fase II” de Plan de Acción Indicativo del Proure, que comprendería el periodo 2015-2020. Actual-mente se ejecutan estudios en los sectores de transporte, industria y terciario, que fortale-cerán y replantearán los potenciales y las me-tas indicativas establecidas en el anterior para así perfilar acciones sectoriales en beneficio de la productividad y competitividad del país.

Las principales empresas de energía asumen el liderazgo

En línea con los objetivos del Gobierno en materia de eficiencia energética, las princi-pales firmas del sector energético han venido profundizando en este segmento para opti-

mizar el consumo dentro de sus operaciones y promover buenas prácticas. Por ejemplo, la Empresa de Energía de Bogotá (EEB), casa matriz del Grupo de Energía de Bogo-tá, identificó la necesidad de establecer un conjunto de herramientas y actuaciones que estuvieran en línea con la búsqueda del desa-rrollo sostenible. Para ese fin decidió adoptar un sistema de gestión de la energía que busca proveer una estructura en pro de la mejora del desempeño, incluyendo la eficiencia, así como el uso y el consumo. Con este modelo la compañía tiene la meta de mejorar la me-dición a nivel de áreas, subprocesos y equi-pos para identificar oportunidades de reduc-ción del consumo y mejorar el desempeño energético, entre otros objetivos. Gracias a la adopción de estas medidas, la EEB se con-virtió el año pasado en la primera empresa colombiana en recibir la certificación ISO 50001 en materia de eficiencia, uso y consu-mo responsable de la energía, entregada por la firma Bureau Veritas.

De acuerdo con Sandra Fonseca, presiden-ta del Grupo de Energía de Bogotá, además de recibir dicho reconocimiento, la empre-sa ha logrado integrar las variables energé-ticas y de emisiones en las decisiones es-tratégicas y operacionales, así como incluir

la eficiencia dentro de su cultura organi-zacional. A su vez, el grupo ha desarrolla-do estrategias que permiten disminuir el consumo e identificar oportunidades de mejora respecto al consumo energético y el cuidado del medio ambiente, sin afectar sus niveles superiores de competitividad.

“Si sumamos cada una de las inversiones en las iniciativas de gestión ambiental, de

Sandra Fonseca, presidenta del Grupo de Energía de Bogotá.

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SOSTENIBILIDAD

calidad y salud ocupacional, con las de los proyectos implementados en materia del mantenimiento de sistema de alimenta-ción ininterrumpida o UPS (Uninterrup-tible Power Supply), aires acondicionados, plantas eléctricas, iluminación LED en las dos sedes de Bogotá, y los programas PIGA (Plan Institucional de Gestión Ambiental) y PACA (Plan de Acción Cuatrianual Am-biental), entre otros, podríamos decir que EEB ha destinado más de $2.220 millones en los últimos años al segmento de eficien-cia. Este es un proceso que para nosotros hasta ahora empieza y esperamos que pronto podamos tener claros los beneficios asociados a estas estrategias”, dijo Fonseca. Según informó la presidenta del Grupo de Energía, el plan para el corto plazo en materia de eficiencia energética es invo-lucrar a todas las instalaciones al Sistema de Gestión de la Energía (SGE). Con esta

inciativa se ampliará el impacto del SGE a las actividades desarrolladas en todas las subestaciones y sedes administrativas asociadas con los procesos del negocio de transmisión de energía eléctrica y del ne-gocio del portafolio accionario en el sector.

“En el mediano plazo, tenemos propuesto ampliar el alcance del SGE a las actividades

desarrolladas por cada una de las filiales de la EEB que están asociadas con las activi-dades propias de cada filial, según el alcan-ce identificado”, agregó Fonseca.

Empresas Públicas de Medellín (EPM), por su parte, además de continuar imple-mentando prácticas y sistemas que opti-micen el consumo de energía dentro de la organización y sus operaciones, ha venido trabajando en promover estas estrategias y tecnologías de eficiencia entre sus clientes.

Según explicó José Enrique Salazar, di-rector del Departamento de Mercados de EPM, el objetivo de la compañía es lograr que los usuarios consuman lo que realmente necesitan para que así puedan alcanzar mejores tarifas. Con el sector residencial, por ejemplo, se está manejan-do un sistema prepago que le permite a los clientes usar la energía de forma más

La EEB se convirtió en la primera

empresa colombiana en recibir la

certificación ISO 50001 en materia de eficiencia.

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consciente y de acuerdo con sus ingresos. Con este modelo, se han logrado registrar reducciones promedio de 30% en los con-sumos mensuales.

“También estamos acompañando a la in-dustria en el proceso de modificar sus siste-mas productivos en búsqueda de opciones de energía más eficientes. Con el objetivo de aumentar la capacidad de identificar so-luciones para grandes consumidores, EPM está evaluando la posibilidad de establecer una empresa de soluciones energéticas o Esco, con la que pretende organizar mejor la integración de nuevos usuarios a pro-gramas de eficiencia energética y lograr mayores ahorros”, dijo Salazar.

Según el directivo, en su interés por incen-tivar el aprovechamiento de los beneficios de la eficiencia energética, EPM, a través de un fondo de capital privado, también está destinando recursos importantes al área de investigación y desarrollo asocia-dos a este segmento. Al mismo tiempo, en asocio con la Universidad Nacional, Colciencias, la Upme, y otras empresas, la firma está trabajando en el proyecto de Sistema de Gestión Integral de la Energía, el cual busca el fomento de la innovación en eficiencia y gestión energética entre las empresas del sector industrial.

Grandes expectativas de las proveedoras de tecnología

Las medidas tomadas por el Gobierno, su-mado al interés de las empresas de energía e industrias en la adopción de tecnologías que optimicen la eficiencia energética son una señal positiva a las consultoras y pro-veedoras de estos sistemas, las cuales ven un futuro prometedor en el país en térmi-nos de demanda.

Para Alfonso Salgado, gerente de la divi-sión de Sistemas de Energía de ABB, en el país hay mucho para mejorar en términos de procesos industriales para optimizar el uso de energía. Con el cambio de sistemas y controles de combustión, las empresas pueden obtener los mismos o incluso me-jores resultados de producción con un me-nor consumo.

“Nuestra misión es compartir y divulgar entre las empresas los beneficios de estas tecnologías y los ahorros asociados al de-sarrollo de operaciones sistémicas en bús-queda de la optimización. La industria es responsable del 40% del consumo de ener-gía y existen varias opciones de ahorro en toda la cadena productiva. Por ejemplo, en el caso de los motores, que son los respon-sables del 67% del consumo de la industria, se puede optar por la implementación de controladores de velocidad variable para que estos funcionen a la capacidad reque-rida en diferentes etapas. Estos cambios no requieren de mayor planeación y los bene-ficios relacionados a estos se ven reflejados en muy corto tiempo”, afirmó Salgado.

Según Salgado, en los últimos cinco años la demanda de soluciones de eficiencia han aumentado entre un 10% y un 15% anual, y la compañía espera que el crecimiento en el corto y mediano plazo sea mayor. “Vemos muchas oportunidades en el mercado de las cementaras y acueductos. Con la revisión de procesos y remplazo de equipos, ambas industrias podrían hacer más eficientes sus procesos. Vemos un mayor interés por tra-bajar en esta área y esperamos que el interés por parte de la industria y Gobierno siga elevándose y podamos seguir acompañán-dolos en este camino”, añadió el gerente de la división de Sistemas de Energía de ABB.

José Enrique Salazar, director de Mercados de EPM.

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La industria es respon-sable del 40% del

consumo de energía y existen varias opciones

de ahorro en toda la cadena productiva.

Marcos Matías, presidente regional de Schneider Electric.

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Por su parte, Marcos Matías, presidente re-gional de Schneider Electric, considera que la creciente disposición de varias empresas por explorar los beneficios que la eficiencia energética puede traer a su negocio confir-ma que Colombia es uno de los países más interesados en explorar estas oportunida-des. “Con un equipo de expertos, nos en-cargamos de estudiar cuáles son las mejores opciones de mejora de acuerdo con sus ins-talaciones y procesos. Nuestro objetivo en la primera etapa de este proceso es poder mostrar a nuestros clientes la situación ac-tual del consumo de energía de su negocio y las oportunidades de ahorro potenciales.


Con ciertas inversiones, hemos registrado casos de compañías que han logrado reduc-ciones cercanas al 30%”, dijo Matías.

De acuerdo con el directivo, el desarrollo de este segmento va a requerir un importante apoyo de la banca, por lo que Schneider ha venido trabajando de la mano de las institu-ciones financieras para que las soluciones de apalancamiento ofrecidas estén de acuerdo con las necesidades del mercado. “Vemos que el Gobierno y el sector financiero están enfocándose cada vez más en la eficiencia energética y esperamos ver una mayor cla-ridad en estos productos”, concluyó el presi-dente regional de Schneider.

Superando la barrera de la financiación

Bancoldex y Bancolombia, al igual que otras entidades bancarias, han identificado las oportunidades que hay en el mercado en materia de financiación de iniciativas de eficiencia y han incluido dentro de su portafolio líneas enfocadas en esta mate-ria, que además de ofrecer los recursos que necesitan las empresas, también otorgan beneficios especiales.

Por ejemplo, Bancolombia cuenta con varios productos dentro de su estrategia de nego-cios que han sido diseñados en asocio con diferentes entidades para financiar y ayudar

a estructurar proyectos que conduzcan a un mejor uso de la energía en pequeñas em-presas y el sector industrial. La línea de cré-dito ambiental para Pymes acompaña a las firmas en todo el proceso de estudio e im-plementación de los proyectos y, adicional-mente, al estar respaldada por el gobierno suizo, cuenta con un beneficio de condona-ción de la deuda de entre el 15% y el 25% a aquellas iniciativas que demuestren reduc-ciones del consumo superiores al 30% en el impacto ambiental. Bancolombia también está trabajando de la mano con Findeter y Bancoldex en productos para proyectos de eficiencia energética dirigidos a las grandes industrias con los que sus clientes obtienen una tasa preferencial.

“Nuestro principal objetivo bajo estas estra-tegias es apoyar a las compañías para que sus proyectos puedan ser financieramente

vimiento importante respecto a cambios a la sustitución de energías más limpias como cambios de motores, calderas, equipos de refrigeración, sustitución de combustibles fósiles y electricidad, entre otras iniciativas. Queremos seguir acompañando a nuestros clientes y otras empresas para apoyarles en identificar posibilidades de ahorro y me-jorar sus flujos de caja”, dijo Franco Piza, gerente del Departamento de Gestión Am-biental de Bancolombia.

De otro lado, Bancoldex, con el apoyo del BID y con recursos de cooperación del CTF (Clean Technology Fund), ha diseñado lí-neas de crédito especializadas para hoteles y hospitales respaldados por la debida carac-terización y estándares de eficiencia.

En suma, el potencial en materia de eficien-cia energética es enorme y los principales actores han demostrado su compromiso por explorar este segmento. Con los avances de estos planes de acción por parte del Gobier-no, la industria y el sistema financiero, Co-lombia da los primeros pasos dentro de una estrategia de ahorro y sostenibilidad clave para el futuro del país.

Las entidades bancarias han identificado las opor-tunidades que hay en este

mercado y han creado líneas de financiación

enfocadas en eficiencia.

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En entrevista con Colombia Energía, José Ramón Gó-mez, especialista senior en energía del Banco Inte-ramericano de Desarrollo (BID), habló sobre las

oportunidades que tiene el país para diversificar su ma-triz de generación usando fuentes renovables no conven-cionales. El experto también destacó el compromiso del Gobierno para impulsar el desarrollo tecnológico y los proyectos innovadores.

Fuentes no convencionales de energía, una de las grandes apuestas del BID en Colombia

¿Cuál es la visión del BID sobre el potencial y el futuro desarrollo de las fuentes de energías renova-bles no convencionales en el país?

El potencial de Colombia en energías reno-vables es muy significativo. Hoy el 63% de la capacidad instalada del país corresponde a fuentes hídricas y hay un espacio consi-derable para que esta matriz se pueda com-plementar en épocas de sequía con fuentes no convencionales (como la eólica, la solar y la geotérmica).

Si en Colombia se apoya el desarrollo de es-tos proyectos, la seguridad energética local a mediano y largo plazo podría depender menos de recursos fósiles. Vemos interés por parte de las empresas y del Gobierno en profundizar el uso de estas fuentes, y ya es-tamos acompañando varias iniciativas para que esto sea una realidad.

¿Podría hablarnos de los proyec-tos que están apoyando en esta materia?

Hoy nos estamos centrando en dos proyec-tos con Isagén y el Gobierno.

De un lado, a través de mecanismos de coo-peración técnica con Japón, desde hace cinco años estamos apoyando a Isagén en la deter-minación del potencial geotérmico del vol-cán del macizo del Ruiz, proyecto que avan-za sobre los estudios que se habían hecho ya hace unos años.

Con esta iniciativa se está dando un paso crucial en el proceso de estructuración de un proyecto de geotermia, aunque este es particularmente un proceso lento. En la ac-tualidad, se está trabajando en las pruebas necesarias para determinar su prefactibili-dad. Además, se están evaluando los aspec-

José Ramón Gómez, especialista senior en energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

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de que, en una región que no cuenta con el servicio las 24 horas del día, un desarrollo de 5 o 10 megavatios es trascendental. Las tecnologías que aprovechan las fuentes re-novables son cada vez más asequibles y se convierten en una de las mejores solucio-nes para llevar energía a los más de dos mi-llones de colombianos que viven en las ZNI.

Además de trabajar en la promo-ción de las energías renovables, en busca de estrategias para mitigar el cambio climático, el Gobierno se ha comprometido en reactivar iniciativas que promuevan su uso eficiente. ¿Qué está haciendo el BID en esta área?

Este es un asunto relevante. Desde hace varios años hemos acompañado varias ini-ciativas para promover el uso de tecnolo-gías y procesos energéticamente eficientes en el país.

En el banco apoyamos tres líneas de cré-dito, junto con diferentes entidades finan-cieras que han visto las oportunidades de negocio que hay en esta área. El apoyo de la banca es indispensable, pues en muchos casos la financiación de estos proyectos es uno de los principales obstáculos para que se puedan desarrollar.

tos sociales y ambientales que estarían aso-ciados a una posible operación. Asimismo, Isagén está desarrollando en una iniciativa bilateral con Ecuador para establecer el po-tencial geotérmico en la frontera entre los dos países.

De otro lado, con la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) estamos colabo-rando para identificar las barreras técnicas y los elementos indispensables para estable-cer un marco regulatorio que promueva el desarrollo de las fuentes no convencionales de energía sin afectar la estabilidad del mer-cado. El Gobierno está comprometido con este asunto y su objetivo es establecer unos lineamientos sobre políticas de energía sos-tenible.

¿Cómo está Colombia en mate-ria normativa para incentivar estos proyectos y qué hace falta?

Ha habido algunos avances al respecto, prin-cipalmente con relación al desarrollo de pe-queñas centrales hidroeléctricas (PCH) y los biocombustibles. También se han dado pa-sos relevantes para implementar la energía eólica, pero persisten retos en lo que tiene que ver con la estructuración técnica de los proyectos.

Las iniciativas de energías no convenciona-les, por su naturaleza innovadora, plantean grandes retos, pues la regulación no está ciento por ciento adecuada para su formu-lación. Aún hace falta que se adopten las medidas para que sea atractivo y, ante todo, viable instalar nueva capacidad de energías renovables con alto potencial en el país.

¿Cuál cree que será el primer pro-yecto de energía no convencional a gran escala en Colombia?

Un parque eólico de mayor capacidad podría ser el primer avance de Colombia en materia de energías no convencionales. En un futu-ro cercano, podríamos ver entre 200 y 400 megavatios de energía eólica instalada. La fase de estudios y mediciones ya está hecha. Y Empresas Públicas de Medellín (EPM) ya cuenta con una experiencia notable en el área, tanto en el plano técnico como en el de trabajo con las comunidades (gracias a su parque eólico Jepírachi, al norte del país).

Mediante un ajuste de las normas espera-mos que haya una verdadera promoción de esta tecnología. Así, Colombia, además de sumar fuentes de energía limpias, podrá aprovechar la oportunidad para impulsar el desarrollo económico de la Guajira y Santander. Estos departamentos, además de concentrar el mayor potencial de vien-tos en el territorio nacional, aún tienen comunidades con un alto grado de vulne-rabilidad.

¿Cuál cree que es el papel de las energías no convencionales como alternativa para llevar electrici-dad a las zonas no interconecta-das (ZNI) del país?

Tenemos que tener claro que la importan-cia de estos proyectos no la determina su tamaño, sino su impacto. Y no cabe duda

"Con la Upme estamos colaborando para identificar las barreras técnicas y los elementos indispensables para establecer un marco regulatorio que promueva el desarrollo de las fuentes no conven-cionales de energía sin afectar la estabilidad del mercado".

SOSTENIBILIDAD


VIDA ENERGÉTICA

Vida energética

Los hermanos Rausch van por más en 2014

Tras los primeros diez años de la apertura de Criterión, su primer restaurante en Colombia, los hermanos Jorge y Mark Rausch tienen preparadas varias sorpresas para sus

clientes, con las que buscan seguir expandiendo la oferta de sus propuestas gastronómicas de alto nivel.

Un nuevo restaurante de lujo en Cartagena y la réplica del modelo Kitchen by Rausch en Barranquilla a través de una alianza con la cadena hotelera GHL, serían las adiciones que este par de chefs co-lombianos esperan hacer durante el primer semestre de 2014 a los

seis restaurantes creados en la última década: Criterión, Bistronomy y R. Rausch en Bogotá, Marea en Cartagena, Rausch Panamá, y Kit-chen by Rausch en San José de Costa Rica. “Criterión es el restaurante de los chefs”, así describe Jorge Rausch en una frase al primer concepto creado por él y su hermano Mark y que hoy es uno de los lugares más cotizados de la Zona G de Bogo-tá. Este modelo de alta cocina ha recibido múltiples reconocimien-tos locales e internacionales y recientemente fue catalogado como el décimo noveno mejor restaurante de Latonoamérica según The

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VIDA ENERGÉTICA

World’s 50 best. “Hemos logrado mantenerlo en el alto nivel que queremos, renovando nuestra carta constantemente y manteniendo al mismo tiempo los clásicos preferidos de los clientes como Mero a L’ancienne, Bœuf Bourguignon y la Torre de Cangrejo”, dijo Jorge.

Marea en el Centro de Convenciones de Cartagena es el restaurante especializado en comida de mar de los hermanos Raush y se ha convertido en el sitio de visita obligado de miles de empresarios que llegan a la ciudad amurallada durante todo el año. Dentro de este menú, que reúne los mejores sabores de la costa, se destaca el pez león, una reciente adición a la carta que va de la mano con una importante campaña ambiental. Esta especie originaria del Océano Indicó llegó por accidente a las costas colombianas y hoy es una plaga que está amenazando el ecosistema marítimo al no tener depredador natural. “Con el apoyo de la Fundación Clinton estamos trabajando en su pesca y distribución para controlarlo. Es un pez delicioso y uno de los nuevos favoritos en el restaurante”, aseguró Jorge.

A estas dos creaciones se les suma Bistronomy, una propuesta más sencilla de los her-manos Rausch con platos de alta calidad a precios más cómodos que hoy cuenta con dos sedes en Bogotá, famosa por sus albóndigas de chorizo y dátiles envueltas en toci-neta o su cassoulet. Más recientemente se inauguró el café R. Rausch, un café ubicado en el cuarto piso del Centro Comercial Andino con una amplia oferta de café, sándu-ches, almuerzos, entre otras opciones ligeras y con el toque gourmet de estos chefs.

“Este concepto y el de Kitchen by Rausch con los hoteles de GHL son nuestra gran apuesta para replicar los modelos de cocina diseñados por nosotros y expandir-nos mucho más rápido”, afirmó.


AGENDA

XVII Congreso Annual de NaturgasUna vez más Cartagena recibirá a productores, transportadores, distribuidores, comer-cializadores y demás agentes que intervienen en la cadena del gas natural en una nueva versión del congreso organizado anualmente por la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas). Este es uno de los principales escenarios de discusión y negocios entre los líderes de la industria y representantes del Gobierno.

09 de 11de abrilHotel Hilton,Cartagena

Por segundo año consecutivo, el Oil Council reúne a los líderes de la industria del petróleo y gas de Latinoamérica. Este espacio brinda la oportunidad de debatir y pro-fundizar sobre los retos y desafíos de invertir en el sector energético en la región. La cita tendrá lugar en el Hotel Hilton de la ciudad de Bogotá y contará con la participación de importantes delegados, quienes liderarán paneles sobre temas de finanzas, gestión de riesgos, alianzas estratégicas, fusiones, adquisiciones, desposeimientos y exploración de nuevas fronteras en la región.

2014 The Oil Council’s Latin America Assembly29 al 30de eneroHotel Hilton, Bogotá

Colombia Oil and Gas Summit and Exhibition 2014En su cuarta versión, el CWC Group reunirá a los líderes internacionales y altos repre-sentantes de Gobierno y ejecutivos de la industria petrolera nacional con el fin de esta-blecer contactos y discutir oportunidades de inversión del 2 al 4 de abril en Cartagena.

02 al 04 de abrilCentro de Convenciones, Cartagena

Cumbre Colombiana de EnergíaEn este nuevo espacio de discusión, Latin Markets congregará a más de 400 empresas na-cionales e internacionales de energía, funcionarios del Gobierno y proveedores de servicios, así como más de 60 expositores, quienes presentarán las nuevas inversiones y oportuni-dades de desarrollo en el mercado energético de Colombia. Sandra Fonseca, presidenta del Grupo de Energía de Bogotá, José Ramón Gómez, especialista senior de energía del BID, y Daniel Petrie, de Century Energy Corporation, son algunos de los panelistas invitados.

28 al 30 de mayoHotel JW Marriott, Bogotá

14 al 15de mayo

10º Congreso de Mineria y Petróleo – CinmipetrolEste congreso ha reunido bajo el mismo escenario a los grupos de interés más represen-tativos de estos sectores alrededor de los temas que influyen de manera directa en sus actividades. Cinmipetrol ha contado con la presencia de más de mil participantes de Colombia y otros lugares del mundo, representantes del Gobierno Nacional, directivos y funcionarios de primer nivel de las principales empresas operando en el país.

Hotel Hilton,Cartagena


Del 24 al 26de febrero

Bogotá, Colombia

Del 20 al 23 de enero

Cancún, México

Cursos Praxis Global

Del 24 al 26de marzo

ColombiaSand Management4th Global Praxis Interactive Technology Workshop

Del 28 al 30de abril

MéxicoHeavy Oil Management6th Global Praxis Interactive Technology Workshop

Advanced GeomechanicsPraxis Technical Training

Optimizing Heavy Oil Production TechniquesPraxis Technical Training

Más información: Andrea Almendral | [email protected] | PBX: 2030296, ext.114

AGENDA

Cursos ABS ConsultingDel 21 al 23y del 28 al 20de enero

Bogotá, Colombia

Análisis de peligros en los procesos usando las técnicas "Hazop y What If / listas de verificación" para la industria del petróleo y gas (PHA básico)


Bogotá, Colombia

Gerencia de proyectos bajo lineamientos del PMI - Planeación (básico)

31 de enero Bogotá, ColombiaTécnica HAZID para análisis de riesgos

7 de febrero Bogotá, ColombiaTécnica HAZOP para análisis de riesgos


Bogotá, ColombiaGestión de riesgos en proyectos


Más información: Yaneth Murillo, asistente desarrollo profesional: [email protected] | PBX: 641 1944, ext. 114.

Cursos Acipet

Nivel avanzado - Seminario de ingeniería de petróleos para no petrolerosLugar: carrera 11a N.° 94a-56, BogotáHorario: 8:00 a.m. a 5:00 p.m.

abril 22, 23, 24 y 25

Seminario de legislación petroleraLugar: carrera 11a N.° 94a-56, BogotáHorario: 8:00 a.m. a 12:30 p.m.

marzo (todo el mes)

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

enero 28, 29, 30 y 31febrero 18,19 20 y 21

PansystemLugar: carrera 11a N.° 94a-56, BogotáHorario: 8:00 a.m. a 12:30 p.m.

Hidrocarburos no convencionales- nivel básicoLugar: carrera 11a N.° 94a-56, BogotáHorario: 8:00 a.m. a 12:30 p.m.

marzo 10, 11, 12, 13 y 14

febrero (todo el mes)

AGENDA


Bogotá, Colombia

Gerencia de proyectos bajo lineamientos del PMI - Planeación (básico)

Bogotá, Colombia

Del 27 al 28 de febreroInterpretación de la Norma ISO 9001:2008


GENTE

Jenny Rodríguez, Iván Rodríguez, Ángela María Gómez y Robledo Aybar.

Luis Carlos Serrano, Jairo Gómez, Juan Jurado, Won Yu y Manolo Man.

Gustavo Villamarín, Jorge Sánchez, William Quiroga, Julio César Rey y Brandon Locklear.

Antonio Obando, Yeimy Herrera, Frinar Díaz y Sandra Milena Rodríguez.

Argenis Álvarez, Vanessa Eljach, Sergio Cilento y Laureano Gónzalez. Jaime Polanco, Brigitte Castañeda, Eugenio Gualdrón y Carlos Niño.

El pasado miércoles 30 de octubre, los empresarios del sector de hidrocarburos se dieron cita en el Club de Petroleros del mes de octubre en el Hotel Radisson de Bogotá, el espacio propicio para hacer networking y compartir con los amigos de la industria. Como es costumbre, este evento es patrocinado por empresas del sector energético. En esta oportunidad, José Iván Rodríguez, gerente general de Incoltext, y Robledo Aybar, gerente general de Firetech, compartieron con sus invitados sus proyectos con el fin de darle reconocimiento a la marca en nuestro país.

Club de Petroleros Octubre


Grupo Emerson.

Juliana Bedoya, Verónica Bedoya, Carlos Chiquillo y Milena Poveda.

Verónica Bedoya, Juan Pablo Restrepo, Juan Nuñez, Miguel, Pablo Chalela y Julián Bedoya. Andrés Isaza y Fernando Gaitán.

Gregg Hellrud, Daniel Arana y Greg Schlachter.

GENTE

El pasado 28 de noviembre se llevó a cabo el ya conocido Club de Petroleros que tiene lugar en el Hotel Radisson el último jueves de cada mes. En esta oportunidad, Emerson, una compañía global que combina ingeniería y tecnología, compartió con los invitados la más reciente línea de productos industriales de comercialización y consumo. Al evento asistieron directivos y ejecutivos de la compañía que por primera vez lideraron el patrocinio del club.

Cierre del Club de Petroleros 2013


Germán Bulla, Orlando Mercado, Ana María Vesga, Mario Sánchez, Ernesto Melo y Ricardo Prieto.

Jorge Muñoz y Jhon Hernández.

Alberto Campuzano, Gilberto Caicedo y Ernesto Páez. David Reyes, José Adaos, Leonel Lizarro, Orlando Mercado y Andrés Lizcano.

Óscar Ortegón, Lorenzo Barrios, Agustín Villamil y Carlos Ballesteros. Juan Carlos Arbeláez, Álvaro Robledo y Luisa Fernanda Cambas.

GENTE

El pasado jueves 23 de octubre concluyó la primera versión de Shale Colombia 2013, conferencia que reunió a los más importan-tes actores del sector interesados en explorar y explotar el poten-cial de los yacimientos no convencionales en el país. Durante dos jornadas, los asistentes tuvieron la oportunidad de conocer de pri-mera mano las oportunidades y avances que diferentes operadoras

como Nexen o Canacol han tenido hasta el momento en sus ac-tivos con potencial en este tipo de yacimientos. De igual manera, se discutió sobre los retos a los que se enfrentaría la industria a la hora de explotarse este tipo de recursos, como el manejo eficiente de agua o la disponibilidad de servicios para la perforación.

Shale Colombia 2013


GENTE

David Bob Duan, Álvaro Morales, Ricardo Ramírez, Darinia Wei y Francisco Orta. Hermes Aguirre, Margarita Villate y Gerardo Villela.

Stephen Conner, Hermes Aguirre y María Aguirre.

Galardonados Campetrol.

La Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campe-trol) llegó a sus primeros 25 años y los celebró con un merecido reconocimiento al esfuerzo y dedicación que, a lo largo de estos años, miembros de la junta directiva han puesto en la consecución y suministro de bienes y servicios que hacen posible el crecimiento de la industria petrolera en Colombia.

Hermes Aguirre, presidente de la junta directiva, y Margarita Vi-llate, actual directora ejecutiva de Campetrol, encabezaron la lista de homenajeados de la velada que se llevó a cabo en el hotel JW Marriott en la ciudad de Bogotá, el pasado 6 de noviembre de 2013.

Campetrol celebra su primer cuarto de siglo de esfuerzos


Medellín fue el escenario escogido para la celebración de la quinta edición de la Feria Internacional del Sector Eléctrico (Fise) a finales de noviembre de 2013. Este evento que congregó a más de 14.000 personas durante tres días y reunió a 272 expositores en su muestra comercial, estuvo liderado por la Alcaldía de Medellín, la Cámara de Comercio de Medellín para Antioquia, el Cidet y el Cluster de Energía Eléctrica.

Feria Internacional del Sector

Eléctrico (Fise)

GENTE

Wilson Durán, Darcisio Sardagna, Alejandra Marín, Carolina Bermúdez, Jay Shekelton, Orlando Giraldo, Diana Díaz, Bruno Koling y Cristian Duque.

Stand IEB.Mario Velásquez, Elizabeth Torres y Felipe Velásquez.

Frank Escobar, Diego Rincón, Juan Pedro Tascón, Miguel Monsalve, Gloria Palacio, Paula Galeano, Mauricio Montoya y Jorge Orozco.

Margarita Correa, Sandra Aguilar, Carlos Felipe Ramírez, Carlos Eduar-do Rendón, Ana María Espinoza y Marcela Londoño.


PROFESIONAL EN:

INGENIERA QUÍMICA Bilingüe (inglés-español) con 27 meses de experiencia laboral en el sector de los hi-drocarburos. Busco oportunidades de tiem-po completo, de ser posible en la ciudad de Barrancabermeja. [email protected]

TÉCNICO SUPERIOR UNIVERSITARIO EN ELECTRICIDADEspecialista de campo en bombeo electrosu-mergible (ESP), arranque, control y repara-ción de variadores de velocidad en aplicacio-nes ESP (BES) de varias marcas; además, en instalación y desarmado del equipo (ESP), análisis de datos de sensores y redacción de informes técnicos.LUIS MELÉ[email protected]

ADMINISTRADOR DE EMPRESASExperiencia en el área de compras, consu-mo masivo y logística para empresas del sector petrolero y manufactura. Actual-mente, terminando estudios de inglés en el Centro Colombo Americano. Experiencia con Pacific Rubiales, Schlumberger Suren-co y 3M. Bogotá. [email protected]

INGENIERO ELECTRÓNICO Dirección de obras en el área de administra-ción, incluyendo contratos, costos, jefatura. Idiomas: español, inglés e italiano.BIANCHINI LUIS [email protected]

CONTADOR, AUDITOR EN SISTEMAS Y GESTIÓN FINANCIERAAdministración empresarial, mercadeo, ser-vicio al cliente, personal, seguros y adminis-tración de recursos físicos.CARLOS DANIEL CERÓ[email protected]

RELACIONES INTERNACIONALES MBA Administración de proyectos y riesgos, va-lores éticos, liderazgo, visión global, analíti-ca con capacidad de síntesis para diagnos-ticar y resolver problemas. Alta capacidad para la realización de planes, programas, presupuestos, estrategias, métodos y proce-dimientos de trabajo para garantizar la uti-lización racional de los recursos humanos, financieros y materiales disponibles. Ries-gos en la cadena de suministro, auditoría en los sistemas de calidad, medio ambiente, salud ocupacional, BASC, e ISO 28000 e in-formes gerenciales.ADRIANA MILENA CUESTA [email protected]

ESPECIALISTA EN GERENCIABilingüe, negocios internacionales, expe-riencia en el área financiera con énfasis en inversión, minería y fondos mutuos. Alta orientación al resultado, gran habilidad para la toma de decisiones especialmente bajo si-tuaciones de presión y facilidad para traba-jar en equipo.RAFAEL REY GÓ[email protected]

FINANZAS Y RELACIONES INTERNACIONALES Experto en análisis e ingeniería financiera, fi-nanzas corporativas y administración finan-ciera. Manejo de proyectos y áreas, manejo de recursos financieros, humanos y técnicos, análisis de cifras y situaciones, presentaciones a la alta gerencia, creación de planes estraté-gicos, implementación de indicadores y me-dición de áreas y productos.JUAN CARLOS GODOY [email protected]

GERENTE COMERCIALProfesional en área comercial y mercadeo, experiencia en ventas, manejo de clientes, dirección de grupos de vendedores y distri-buidores, manejo de planta de producción, distribución y logística, planeación y desa-

CLASIFICADOSINGENIERO QUÍMICO Y DE PETRÓLEOS Experiencia en operar, diseñar y optimizar procesos de exploración, producción, refina-ción y petroquímica. Experiencia en asegu-ramiento y control de la calidad, tratamiento químico de crudo y agua en campos de pro-ducción, operaciones en control de sólidos y fluidos de perforación de pozos de petróleo. Asesoría en análisis de laboratorio. Coor-dinación en sistemas integrados de gestión (HSEQ). Habilidad en electricidad y mecá-nica Industrial. Neiva, Huila. [email protected].

INGENIERA DE PETRÓLEOS Experiencia en el manejo, análisis e interpre-tación de resultados de simuladores numéri-cos de yacimientos de black oil como IMEX, Eclipse 100, Rubis, IFLO y Tempest More. Interesada en la simulación de yacimientos y en ampliar sus conocimientos en el uso, in-terpretación y análisis de diferentes simula-dores. Inglés básico. Tiempo [email protected]

INGENIERA FINANCIERAExperiencia en administración y recursos humanos, dirección, control y ejecución pro-yectos estratégicos con alto impacto. Idiomas: español e inglés.PAOLA SALAZAR [email protected]

TÉCNICO EN COMPUTACIÓN Bilingüe con experiencia en gerencia en las áreas de mercadeo, ventas, administrativa y financiera, en la industria petrolera, seguri-dad, financiera y de alimentos. Conocimien-tos en sistemas, organización de congresos y simposios internacionales. Capacidad de adaptación a diferentes situaciones que re-quieren toma de decisiones, capacidad de trabajar en equipo, capacidad de liderazgo e influencia, alta orientación a resultados, ex-celente manejo de relaciones interpersonales. EDNA ADRIANA GÓMEZ [email protected]


rrollo de nuevos proyectos, incremento de volúmenes y márgenes de ventas mediante planeación estratégica. OLIVIA PATRICIA LEMA [email protected]

TÉCNICO OPERADOR DE PLANTAS REFINADORASConocimiento personal técnico en manejo distribución y estrategias del manejo de gas, coordinación con diferentes entidades en la organización, planificación y ejecución de cronogramas de mantenimiento y garantía del buen uso de los recursos, supervisor de campo. JOSÉ APONTE [email protected]

INGENIERO INDUSTRIALExperiencia en redes xDSL, PSTN, SDH y mediciones de calidad de servicio en redes de IPTV, trayectoria en gestión de instala-ciones y expansión de red, mantenimiento preventivo y correctivo. Alta orientación al logro, liderazgo y capacidad técnica.ERNESTO LÓPEZ GONZÁ[email protected]

INGENIERA ELÉCTRICAEspecialista en gas natural y energía con una perspectiva internacional en los sectores de gas y electricidad en Latinoamérica y Europa, investigación análisis, planeación, comuni-cación y habilidades organizacionales, total comprensión del sector energía, mercado de gas natural y de consultoría. ANA MARĺA [email protected]

INGENIERO QUÍMICO Asesorar a la gerencia del proyecto en la par-te técnico económica para la visualización de tecnologías del proceso en el mercado para la factibilidad técnica, elaboración del alcan-ce del proyecto, estimado de costo clase V, el plan de ejecución clase V y la evaluación económica para completar soporte decisión.ALEJANDRO MÉNDEZ [email protected]

INGENIERA ELECTROMECÁNICAMaster en Recursos de Energía Renovable, eficiencia de energía, modelación y simula-

ción de conversión de sistemas integrados en estaciones de energía. Idiomas: inglés y francés.VIOLETA DANIELA [email protected]

INGENIERO DE PETRÓLEOExperiencia en la industria petrolera, espe-cialista en ingeniería de campo, servicios de pozo, monitoreo, rehabilitación y renova-ción, descripción y modelos de desarrollo de campos petroleros. Idioma: inglés. LUIS EDUARDO GÓMES [email protected]

INGENIERA DE PETRÓLEOExperiencia en aseguramiento de la calidad, control de calidad, manejo e interpretación de las normas ISO 9000-COVENIN, realización de manuales de normas y procedimientos. MARÍA ELENA VÁZQUEZ PÉ[email protected]

INGENIERA AMBIENTAL Y SANITARIAVisión integral, capaz de identificar, com-prender y proponer alternativas nuevas para solucionar problemas medioambientales, conocimientos científicos y tecnológicos, optimizando procesos y minimizando cos-to desde una perspectiva concertada entre la protección del ambiente y la rentabilidad económica de las organizaciones.KARENT RUEDA [email protected]

INGENIERA INDUSTRIALÉnfasis en sistemas de calidad y productivi-dad, logística nacional e internacional y pro-cesos de certificación. ANA MARÍA QUIROGA GÓ[email protected]

GESTORA EMPRESARIALEspecialista en seguros y gerencia en recur-sos energéticos, dispuesta a trabajar en el sec-tor energético.LUZ MARY ROJAS [email protected]

CONTADORRevisoría fiscal, auditoria, implementación de sistemas de contables. Dirección del área

contable, dirección de recursos humanos, di-rección de inventarios. Excelentes relaciones con clientes. MARCO TULIO GUAJE GONZÁ[email protected]

PROFESIONAL EN RELACIONES INTERNACIONALES Y ESTUDIOS POLÍTICOSIdentifica las principales variables que inci-den en el crecimiento económico de Colom-bia y del mundo, conoce las instituciones y organizaciones fundamentales de la política nacional e internacional, establece y fórmula políticas, proyectos en el sector público o pri-vado relacionadas con los campo políticos, económicos e internacional, asesora, intervie-ne y dirige la toma de decisiones en el sector público o privado. Gerencia en comercio in-ternacional, manejo de cartera de proyectos inmobiliarios y de cartera proyectada y es-tados de cuenta, manejo de comunicaciones prejurídicas, análisis financiero, entre otros.CHRIS ALEJANDRA GÓMEZ ROJAS [email protected]

COMUNICADORA SOCIALMaster en ciencia política, especialista en co-municación organizacional. Experiencia para diseñar, producir y administrar los diferentes procesos con enfoque al área de responsabi-lidad social, periodística y docente, análisis y presentación de información coyuntural para toma de decisiones con proyección al sector de hidrocarburos, planeación y dirección de propuestas editoriales, asesorar y gestionar el desarrollo logístico de eventos, desarrollo de proyectos de capacitación y formación. Ma-nejo de indicadores de gestión.DIANA PEÑA CASTAÑ[email protected]

INGENIERO DE SISTEMASGerencia de proyectos, PMP, planeación, programación y control, aseguramiento y control de calidad, contratos, finanzas, lea-sing, seguros, gestión tecnológica, liderazgo, factor humano, negocios internacionales, análisis de riesgos, experiencia en desarro-llo de Project Charters, Project Scope State-ment, WBS’s, programas, líneas base, OBS’s, RAM’s, RBS’s, planes de comunicación, regis-tros y respuestas al riesgo, planes de procura y contratos, y PMB’s. JAIME ALFONSO LÓPEZ [email protected]


Índice de compañías y organizaciones

ÍNDICE

ABB 68

Advent International 39

Agencia Nacional de Hidrocar-buros (ANH) 15, 21, 23, 26, 27, 29, 40, 48, 49, 51

Asociación Nacional de Empre-sarios de Colombia (Andi) 65

Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) 12, 27, 28

Banco Interamericano de Desa-rrollo (BID) 70

Bancoldex 68, 70

Bancolombia 68, 70

Bolsa de Valores de Colombia 23, 44

Canacol 14, 15, 29, 30, 44

Cenit 39

Cepsa 39CGL 50ConocoPhillips 31 Corpac 52Ecopetrol 13, 14, 18, 20, 21, 29, 30, 38, 39, 44, 52Emgesa 35Empresa de Energía de Bogotá (EEB) 66, 67

Empresas Públicas de Medellín (EPM) 35, 36, 67, 68

Estrella International Energy Services 53

ExxonMobil 29, 30, 31

Feria Internacional del Sector

Eléctrico (Fise) 35

Fotosíntesis Colombia 58, 59

G2 Seismic 50

Geoespectro 50GeoPark 15, 57

Gran Tierra Energy 12, 18Halliburton 33

Hocol 18, 20, 57

Independence 61

Innovatech Strategic Solutions 56, 57

Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) 38

ISA 35Ministerio de Minas y Energía (Minminas) 27, 28, 35, 37, 40, 65Occidental 13Oleoducto Bicentenario 52

Oleoducto Central de Colombia (Ocensa) 39

Orsoling 54, 55Pacific Rubiales Energy 12, 13, 18, 44, 52, 57Parex 57

Perenco 18, 21

Petrodorado 30

Petrominerales 57

Petronova 22Porvenir 39Protección 39

Refinería de Cartagena (Reficar) 34Schneider Electric 68, 70

Shandong Kerui Holding Group 53

Shell 30, 31

Sintana Energy 29, 30

SNC-Lavalin 52Suroco 22, 23

Talisman 12, 13, 39, 57THX Energy 48, 49

Transportadora de Gas Internacional (TGI) 60 TSX: Toronto Stock Echange 23

Universidad Nacional de Colombia 21, 42, 43, 68

Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) 64, 65, 66, 68

Vector Geophysical 50, 51Vetra 22Weatherford 32

COMPAÑÍAS MENCIONADAS LISTA DE ANUNCIANTES

Canacol 37CB&I 88Confipetrol 27CWC 77Daimler 2Shandong Kerui Group 7Bancolombia 9Bogota Business English 61GeoPark 35HMV Ingenieros 49Innovatech 53, 55Latin Markets 9MocionSoft 83Naturgas 87Ocensa 27ODC 27Proyectos Sismicos 43Securitas 47Surpetroil 39

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LA EFICIENCIA ENERGÉTICA, UNA TENDENCIA EN ASCENSO€¦ · Liliana Ávila Sánchez [email protected] EQUIPO EDITORIAL Ór acsArango Natalia González RELACIONES PÚBLICAS