\t\u00bfHa tenido dicho desarrollo alg\u00fan costo? Esta transformaci\u00f3n se ha hecho a expensas de Ecopetrol, tanto por la privatizaci\u00f3n del 10% de sus acciones, lo que la obliga a estar transfiriendo utilidades a los socios, p\u00fablicos y privados, limitando la posibilidad de reinversi\u00f3n de las mismas, como por el traslado del control del manejo de las reservas a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Estas dos reformas, la primera mediante la Ley 1118 de 2006 y la segunda con el Decreto Ley 1760 de 2003, ambas en el gobierno de Uribe, crearon \u201cel espacio\u201d para una mayor participaci\u00f3n de las compa\u00f1\u00edas privadas en la exploraci\u00f3n y explotaci\u00f3n del petr\u00f3leo nacional, relegando a Ecopetrol como un \u201cjugador\u201d m\u00e1s del mercado. \u00bfCu\u00e1les han sido las eventuales secuelas padecidas? El Cuadro No.1, que muestra la evoluci\u00f3n de los principales indicadores financieros de esta empresa en los \u00faltimos seis a\u00f1os, induce a una respuesta.<\/p>\n
\t[1] C\u00e1lculos del autor con base en datos del Banco de la Rep\u00fablica, as\u00ed: 2002) Exportaciones crudo = 3.275 millones de d\u00f3lares; Importaciones derivados= 125 millones. 2007) Exportaciones crudo = 7.317 millones de d\u00f3lares; Importaciones derivados= 908 millones. 2013) Exportaciones crudo = 32.483 millones de d\u00f3lares; Importaciones derivados= 6.376 millones<\/p>\n
\t[2] Datos de Reservas UPME (2011); notas de prensa para 2012 y 2013.Exportaciones de crudo y derivados en toneladas m\u00e9tricas en https:\/\/www.dane.gov.co\/index.php\/comercio-exterior\/exportaciones- Hist\u00f3ricos junio 2014. <\/p>\n
\tCuadro No.1 Ecopetrol. Evoluci\u00f3n de indicadores financieros. (2009-2013)<\/strong><\/p>\n \t \t <\/p>\n \tFuente: C\u00e1lculos del autor verificados en: Ecopetrol. Informes Gesti\u00f3n, 2008-2012-2013. Y para ADR Ecopetrol en https:\/\/www.google.com\/finance?cid=730559<\/p>\n \tDel an\u00e1lisis combinado de los indicadores del Cuadro No.1 puede inferirse que, en los \u00faltimos 6 a\u00f1os, tanto el aumento de la producci\u00f3n diaria de Ecopetrol como la expansi\u00f3n de sus reservas se han hecho a costa de sacrificar liquidez, que en unos casos ha sido menor de 1, y a un alza de su endeudamiento financiero, lo cual es especialmente notorio en el \u00faltimo a\u00f1o, cuando pas\u00f3 del 15,4% al 29,2% del total del pasivo, casi al doble.<\/p>\n \t <\/p>\n \tLas reservas se incrementaron 73% en ese lapso, con base en la reversi\u00f3n de algunas explotaciones en antigua asociaci\u00f3n con otros, de recobros en los pozos ya explotados y de nuevos hallazgos; sin embargo, entre 2011 y 2013, tan s\u00f3lo en el 6,2%. Para ello, Ecopetrol ha explorado entre 2008 y 2014 cerca de 170 pozos nuevos, casi una cuarta parte en el exterior, en el Golfo de M\u00e9xico (USA), Per\u00fa, Brasil, el Caribe, Asia y hasta \u00c1frica[1]. Igual pas\u00f3 con la producci\u00f3n, la cual en el periodo tratado subi\u00f3 80%, pero en el trienio 2011-2013 apenas lo hizo en el 9%. La estrategia para este rengl\u00f3n se basa en crudos pesados, para cuya explotaci\u00f3n se demandan grandes cantidades de agua reinyectada, las cuales pasaron de 6,8 millones de m3 en 2008 hasta 54,1 millones en 2013. Los pesados requieren adem\u00e1s modificar la convertibilidad de las refiner\u00edas, cuya dieta est\u00e1 dise\u00f1ada para crudos livianos, causando un d\u00e9ficit en la operaci\u00f3n, seg\u00fan algunas fuentes, de 3 mil millones de d\u00f3lares en los \u00faltimos a\u00f1os.<\/p>\n \t Da la idea de que en ambas actividades \u2014producci\u00f3n y reservas\u2014 se lleg\u00f3 a una situaci\u00f3n de rendimientos marginales decrecientes, agravada por el hecho de que paulatinamente el margen de maniobra financiero se va angostando. Todo esto se refleja en la baja de la rentabilidad sobre los activos, del 24,2% a menos de la mitad, el 11,7%, en apenas seis a\u00f1os; mientras m\u00e1s aumentan, bajan m\u00e1s sus retornos. <\/p>\n \tManejar el 68% del negocio petrolero en Colombia (las compa\u00f1\u00edas privadas detentan el 32%)[2]; acrecentar las reservas y la producci\u00f3n; recomprar y terminar REFICAR, asumiendo sobrecostos y afectando por disponibilidad de recursos la modernizaci\u00f3n de la de Barrancabermeja; adquirir 100% de OCENSA, HOCOL y la operaci\u00f3n de BP en Colombia; participar en SAVIA (Per\u00fa) y repartir utilidades a socios privados y al Estado, que no son compatibles con el comportamiento de la acci\u00f3n en el mercado, puede terminar estrangulando a Ecopetrol; todo esto, sumado a los importes e impactos crecientes en los \u00faltimos a\u00f1os para el transporte de crudo por atentados a oleoductos e infraestructura (que pasaron de 109 en 2012 a 225 en 2013 y que en 2014 van en 64), agranda los problemas. Un reciente an\u00e1lisis del flujo de caja disponible para el pago de dividendos (FCE) ratifica que \u201cse fondea con nuevos pr\u00e9stamos y no es sostenible\u201d. [3]<\/p>\n \t <\/p>\n \tNo todas las compa\u00f1\u00edas petroleras, como ha sucedido con Ecopetrol, han visto caer en el mercado burs\u00e1til internacional la cotizaci\u00f3n de sus acciones o del ADR. Entre julio de 2009 y de 2014, la de Chevron subi\u00f3 de 69,47 d\u00f3lares a 133; la de OXY de 71,34 a 100,09 y la de ENI de 49 a 53; y el ADR de Repsol de 23,80 a 25,31 y el de YPF de 34,75 a 35,70. Solamente baj\u00f3 la de Petrobras, de 41,24 a 17,9.[4] Una ca\u00edda proporcionalmente tan dr\u00e1stica \u2014en promedios del 50%\u2014 como la del ADR de Ecopetrol (V\u00e9ase Cuadro No.1).<\/p>\n \tLa \u201ccurva del apetito\u201d en descenso<\/strong><\/p>\n \tA prop\u00f3sito de las firmas extranjeras, parece tambi\u00e9n haber disminuido su entusiasmo por el petr\u00f3leo colombiano. Un ejercicio, con base en las rondas de subastas de \u00e1reas para explotaci\u00f3n y producci\u00f3n o de estudio t\u00e9cnico, permite vislumbrar la \u201ccurva de apetito\u201d de esas compa\u00f1\u00edas de 2008 a 2014.<\/p>\n \t <\/p>\n \t[1] V\u00e9anse Informes de Gesti\u00f3n de Ecopetrol 2008-2013 y notas de prensa complementarias. \tCuadro No. 2 Curva de \u201capetito\u201d. Evoluci\u00f3n del n\u00famero de \u00e1reas ofrecidas, de asignaciones, de compa\u00f1\u00edas e inversiones esperadas por rondas petroleras ANH (2008-2014).<\/strong> \t \tCuando se miran las \u00e1reas asignadas, como porcentaje de las ofrecidas, la Ronda-2014 presenta el n\u00famero m\u00e1s bajo, 28%; lo mismo, desde 2008, con el n\u00famero de firmas oferentes y con las inversiones propuestas, se va configurando una tendencia descendente.<\/p>\n \tAdem\u00e1s, \u201ctras haber logrado compromisos de inversi\u00f3n en la b\u00fasqueda de recursos petroleros y de gas por 6.230 millones de d\u00f3lares en los \u00faltimos seis a\u00f1os (incluye la Ronda Colombia 2014), las autoridades del sector intensificar\u00e1n su gesti\u00f3n en el seguimiento del cumplimiento de los compromisos contractuales que han firmado las compa\u00f1\u00edas que han resultado ganadoras de bloques\u201d. La ANH dice que a\u00fan est\u00e1n pendientes de inversi\u00f3n \u201c379 millones de d\u00f3lares que no se han podido ejecutar de la Ronda Colombia 2008, que equivalen al 45,6 % de los recursos que las firmas participantes dijeron que iban a invertir\u201d y, as\u00ed mismo, que sobre \u201cla Ronda del 2010, de los 1.337 millones de d\u00f3lares en compromisos asumidos, se han invertido unos 215 millones y est\u00e1n pendientes alrededor de 1.050 millones de d\u00f3lares\u201d.[1]<\/p>\n \tCausas principales y secundarias del \u201cestr\u00e9s petrolero\u201d<\/strong><\/p>\n \t\u00bfPueden explicarse los embarazos de Ecopetrol y las reticencias de las compa\u00f1\u00edas tan s\u00f3lo por asuntos no estructurales como las licencias ambientales, el orden p\u00fablico o las consultas previas, o van m\u00e1s all\u00e1 del paquete de \u201clicencia social\u201d? Sin duda, hay un buen porcentaje de esto, que se ha aumentado sobre todo cuando las comunidades circundantes y afectadas \u2014y hasta desplazadas\u2014 poco o nada reciben y a cambio ven deteriorados su entorno y calidad de vida o, de otro modo, cuando el \u201ccosto de reemplazo\u201d lo paga casi exclusivamente la poblaci\u00f3n. En esa l\u00ednea, los \u201csalvavidas\u201d de corto plazo que el gobierno de Santos ha dise\u00f1ado para la industria, aparte del indispensable refuerzo de la seguridad contra los atentados o de m\u00e1s regal\u00edas para zonas productoras procurando cooptarlas, pueden no ser suficientes e incluso contraproducentes.<\/p>\n \t <\/p>\n \tEntre esos \u201csalvavidas\u201d, aparte de tambi\u00e9n \u201cagilizar\u201d las licencias ambientales y de minimizar las consultas previas, est\u00e1 la adopci\u00f3n de otras tecnolog\u00edas para buscar el aumento del recobro de los pozos ya explotados, como la combusti\u00f3n in situ, incluida la fallida modalidad de sincronizaci\u00f3n STAR; el frackering, o ruptura hidr\u00e1ulica de estructuras rocosas, o los yacimientos \u201ccosta afuera\u201d (off shore), todas a\u00fan m\u00e1s agresivas contra los ecosistemas locales y regionales. Suena a esfuerzos desesperados. Tal como lo ha expresado la ANH, \u201clas expectativas son menores por el grado de dificultad e incertidumbre\u201d. [2]<\/p>\n \tNo obstante, retomando a Noreng, hay otros elementos quiz\u00e1s de mayor peso que son la ra\u00edz b\u00e1sica del estr\u00e9s petrolero. Resulta determinante la condici\u00f3n, hasta ahora no modificada, de no ser un pa\u00eds petrolero. Ni por la producci\u00f3n diaria, ni por las reservas probadas, ni por raz\u00f3n \u2014en a\u00f1os\u2014 entre la cantidad de reservas y la producci\u00f3n anual, ni por las exportaciones; Colombia clasifica a escala global en lugar destacado.<\/p>\n \t [1] http:\/\/www.eltiempo.com\/archivo\/documento\/CMS-14309640<\/p>\n \t[2] http:\/\/www.eltiempo.com\/archivo\/documento\/CMS-14264742 \t <\/p>\n \tNo incluye gas \t1) http:\/\/www.globalfirepower.com\/oil-production-by-country.asp \t <\/p>\n \tLos datos del Cuadro No. 3 ratifican que Colombia ocupa un lugar secundario en el mercado global del petr\u00f3leo y no es un agente determinante en \u00e9l. Algo m\u00e1s, su producci\u00f3n es menos del 1,5% mundial y las exportaciones no llegan al 1% del total transado por d\u00eda. Colombia es un productor complementario y tomador de precios e ir\u00e1 al vaiv\u00e9n del mercado, sin incidir en el \u00e9l. <\/p>\n \t <\/p>\n \tCONCLUSIONES<\/strong><\/p>\n \t <\/p>\n \tNo son pocos los an\u00e1lisis y columnas de opini\u00f3n que se han escrito sobre la incertidumbre que rodea el desarrollo de la industria del petr\u00f3leo en Colombia. En febrero, un art\u00edculo de The Economist (v\u00e9ase Gr\u00e1fico) llamaba la atenci\u00f3n sobre \u201cla expansi\u00f3n sin reservas\u201d y atribu\u00eda a ECOPETROL la responsabilidad futura de garantizar nuevos inventarios. Sin embargo, afirma que la compa\u00f1\u00eda invertir\u00e1 19 mil millones de d\u00f3lares en los pr\u00f3ximos 8 a\u00f1os, a partir de 2013, haciendo notar que ser\u00e1n mayormente (2,5 veces m\u00e1s) los destinados a la producci\u00f3n m\u00e1s que a la exploraci\u00f3n. Tambi\u00e9n The Economist pone las esperanzas en las subastas para \u00e1reas con explotaci\u00f3n no convencional y muchas de ellas en \u201cregiones remotas, donde la seguridad sigue siendo una preocupaci\u00f3n\u201d, dependientes, en buena medida, del desenlace de las \u201cdesavenencias\u201d de las conversaciones de paz con las FARC. A\u00f1ade que \u201cmuchos bloques en \u00e1reas no afectadas por la prolongada lucha civil ya han sido parcelados\u201d. [1] \t <\/p>\n \t \t\u00bfQu\u00e9 pasa si bajan los precios internacionales? \u00bfQu\u00e9 pasa si, como sucede en la actualidad, el flujo de exportaciones de petr\u00f3leo se reduce por los atentados de la guerrilla contra los oleoductos y los carrotanques? \u00bfQu\u00e9 pasa si la compa\u00f1\u00eda no invierte en exploraci\u00f3n y se endeuda en exceso? \u00bfQu\u00e9 pasa si no se encuentran suficientes reservas y la producci\u00f3n declina?\u201d. Todas ellas coinciden con las que aqu\u00ed se han documentado suficientemente.<\/p>\n \tNo s\u00f3lo las incertidumbres provienen del campo interno. Un art\u00edculo reciente de Gail Tverberg, Directora de Econom\u00eda de la Energ\u00eda en Space Solar Power Institute, caracteriza la tendencia en la econom\u00eda del petr\u00f3leo como \u201cinestable\u201d, empezando por los problemas pol\u00edticos que afectan a los principales productores-exportadores. Agrega que los costos de producci\u00f3n est\u00e1n creciendo m\u00e1s r\u00e1pidamente que los precios, lo cual, seg\u00fan Tverberg, afecta la producci\u00f3n y las exportaciones de los principales proveedores, deteriorando sus respectivas cuentas fiscales.<\/p>\n \t En cuanto a Estados Unidos, anota que el auge productor se funda en crudo muy liviano que exige un cracking m\u00e1s complejo y de mayor costo. As\u00ed mismo, Tverberg hace caer en cuenta que la \u201cburbuja\u201d de productos de equisto (shale) es sostenible dado un escenario de precios altos y exigente en flujos de caja y que puede copar la capacidad de endeudamiento de las compa\u00f1\u00edas.<\/p>\n \t Al final plantea, con base en un an\u00e1lisis integral, que m\u00e1s all\u00e1 del modelo cl\u00e1sico de Hubbert (una campana que marca un pico en el proceso de agotamiento de un recurso) se puede hablar de un estado estacionario (que tambi\u00e9n es de crisis), donde varios aspectos ponen l\u00edmites a la baja al mercado de petr\u00f3leo. Menciona los aspectos financieros, incluyendo lo que los consumidores est\u00e9n dispuestos a pagar, con mayores dificultades aun si las tasas de inter\u00e9s de la FED comienzan a subir; los aspectos pol\u00edticos dentro y fuera de las naciones m\u00e1s productoras; y los ambientales, referidos a los costos de reemplazo.[1] No le falta raz\u00f3n a Tverberg cuando se conoce que, entre 2000 y 2013, la producci\u00f3n mundial creci\u00f3 de 74,9 millones de barriles diarios a 86,1 millones, el 15,7%, y el consumo subi\u00f3 de 77 millones a 90, el 18,7%, un desbalance que viene d\u00e1ndose desde 1982[2], a pesar de que el precio promedio por barril, en ese periodo, alz\u00f3 de 30,37 d\u00f3lar a 97,99, con un \u201cbrinco\u201d de casi 100 d\u00f3lares de 2007 a 2008, para estabilizarse desde 2011 en torno a los 90 d\u00f3lares.<\/p>\n \t Finalmente, aunque muchos guardan la expectativa de que a\u00fan falta mucho por explorar en Colombia, dicen que apenas se va en el 25% del potencial, y otros siguen a la espera de \u201cun gran yacimiento\u201d, la incierta situaci\u00f3n de la econom\u00eda petrolera \u2014incluyendo la de Ecopetrol, que responde por el 20% de los ingresos fiscales corrientes\u2014 traslada el problema a las cuentas nacionales.<\/p>\n \tEl Banco de la Rep\u00fablica as\u00ed lo ha reconfirmado: \u201clos diversos efectos de la actividad petrolera en la econom\u00eda colombiana es que su actividad la impacta de manera importante y a trav\u00e9s de diversos canales y que dichos impactos dependen del \u00e9xito de la actividad exploratoria\u201d.[3]<\/p>\n \t La reversi\u00f3n del Campo Rubiales, que produce 190 mil barriles\/d\u00eda, por encima de cualquier otra consideraci\u00f3n, debe resultar de una necesidad b\u00e1sica en este contexto y no deber\u00eda abrigar duda alguna. Se vuelve imperativo para las finanzas de Ecopetrol y del Estado, pero apenas ser\u00eda un paliativo en la senda de reestructuraci\u00f3n de la econom\u00eda nacional hacia un \u201cpa\u00eds petrolero sin serlo\u201d, y puede llegarse a un laberinto sin salida. Eso pone a Colombia a caminar por una cornisa. Ya lo dijo Ricardo Hausmann, del Banco Mundial: \u201cEl crecimiento de las ventas al exterior ha estado muy dominado por los buenos precios del petr\u00f3leo\u201d[4]. \u00bfHasta d\u00f3nde alcanzar\u00e1 la piola?<\/p>\n \t[1] Tverberg Gail, http:\/\/theenergycollective.com\/gail-tverberg\/442556\/world-oil-production-3312014-where-are-we-headed \u00d8ystein Noreng, noruego experto en econom\u00eda petrolera, ha insistido en la complejidad de factores que, m\u00e1s all\u00e1 de la oferta y de la demanda, inciden en ella. Entre dichos factores resalta la […]<\/p>\n","protected":false},"author":4,"featured_media":7432,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":[],"categories":[75],"tags":[],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/tejidohistorico.afrodescendientes.com\/index.php\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/7692"}],"collection":[{"href":"https:\/\/tejidohistorico.afrodescendientes.com\/index.php\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/tejidohistorico.afrodescendientes.com\/index.php\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/tejidohistorico.afrodescendientes.com\/index.php\/wp-json\/wp\/v2\/users\/4"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/tejidohistorico.afrodescendientes.com\/index.php\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=7692"}],"version-history":[{"count":0,"href":"https:\/\/tejidohistorico.afrodescendientes.com\/index.php\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/7692\/revisions"}],"wp:featuredmedia":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/tejidohistorico.afrodescendientes.com\/index.php\/wp-json\/wp\/v2\/media\/7432"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/tejidohistorico.afrodescendientes.com\/index.php\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=7692"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/tejidohistorico.afrodescendientes.com\/index.php\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=7692"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/tejidohistorico.afrodescendientes.com\/index.php\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=7692"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}<\/p>\n
\t[2] http:\/\/www.banrep.gov.co\/sites\/default\/files\/publicaciones\/archivos\/be_748.pdf
\t[3] \u201cEl desplome de Ecopetrol\u201d. Barnier Francisco, Portafolio, julio 18 de 2014.
\t[4] Puede verse la evoluci\u00f3n para cada acci\u00f3n y ADR a partir de: https:\/\/www.google.com\/finance?cid=730559<\/p>\n
\t <\/p>\n<\/p>\n
\tCuadro No.3 Caracter\u00edsticas de Colombia-petrolera-2013<\/p>\n
\tFuentes:<\/p>\n
\t2) World Energy Reserves. World Energy Council 2013.
\t3) http:\/\/www.bp.com\/content\/dam\/bp\/pdf\/statistical-review\/statistical_review_of_world_energy_2013.pdf
\t4) http:\/\/www.opec.org\/library\/Annual%20Statistical%20Bulletin\/interactive\/current\/FileZ\/Main-Dateien\/Section3.html<\/p>\n
\t[1] http:\/\/www.eiu.com\/industry\/article\/871402271\/unreserved-expansion\/2014-01-09<\/p>\n<\/p>\n
\t[2] www.bp.com\/en\/global\/corporate\/\/about-bp\/energy.economics\/statistiscal-review-of-
\t[3]http:\/\/www.banrep.gov.co\/sites\/default\/files\/publicaciones\/archivos\/be_748.pdf
\t[4] http:\/\/www.portafolio.co\/economia\/entrevista-ricardo-hausmann-la-universidad-harvard<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"