Pdvsa y Chevron continúan afianzando alianzas energéticas
El presidente para América Latina de Chevron, Geoff Strong, realizó una visita en el área operativa de la empresa mixta Petroindependencia, de Petróleos de Venezuela, S.A. (Pdvsa), con el fin reconocer las labores emprendidas en la petrolera.
Strong reconoció, durante la inspección técnica al área operacional, el esfuerzo realizado por el personal de la empresa mixta de la Corporación Venezolana de Petróleo (CVP), filial de Pdvsa, en el manejo y diseño de los sistemas informáticos que controlan el Centro de Procesamiento de Fluidos (CPF) y las Unidades Básicas de Construcción de Producción (Ubcp).
La empresa mixta Petroindependencia posee áreas operativas en los estados Anzoátegui y Monagas y está constituida por los bloques Carabobo 2 Sur, Carabobo 3 Norte y Carabobo 5 de la Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez, refirió una nota de prensa.
Petroindependencia está conformada por la alianza establecida entre la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP) y las empresas Chevron Carabobo Holdings (Estados Unidos), Japan Carabobo (Japón) y Suelopetrol Internacional (Venezuela), compañías del sector energético que desde hace más de 10 años realizan importantes inversiones en el negocio de los hidrocarburos en el país. (El Mundo)
Este es el nuevo empresario estadounidense que reconoce sobornos a Pdvsa
La transparencia de Petróleos de Venezuela (Pdvsa) vuelve a quedar entredicha. Desde el Departamento de Justicia de Estados Unidos se ha demostrado que un empresario de origen estadounidense había participado en una conspiración para pagar sobornos y obtener contratos de la petrolera estatal venezolana. Específicamente, es Fernando Ardila Rueda, quien se ha declarado culpable en el juicio.
Un juez federal de la localidad de Houston, en el estado de Texas, ha aceptado la declaración de culpabilidad y ha programado la sentencia contra Ardila, que tiene 49 y es copropietario de varias empresas de energía con sede en Florida, para principios de 2018.
De esta manera, el empresario procedente de la ciudad de Miami se ha convertido en la décima persona en declararse culpable en el marco de una trama de sobornos para hacerse con contratos de Pdvsa, un caso que se hizo público en 2015 después de que las fuerzas de seguridad detuvieran a otros dos empresarios implicados.
Justamente, el año pasado Roberto Rincón, en ese momento presidente de Tradequip Services & Marine, y Abraham José Shiera Bastidas, mánager de Vertix Instrumentos, se declararon culpables de conspirar para pagar sobornos.
La Fiscalía ha indicado que Ardila, que entre 2008 y 2014 era el director de ventas de la empresa, así como copropietario de varias compañías de energía, conspiró con Shiera y Rincon para conseguir contratos.
El Departamento de Justicia ha informado de que Ardila habría ofrecido sobornos por una suma de dinero que dependía del valor de los contratos adjudicados. La petrolera Pdvsa ha criticado en varias ocasiones la que ha denominado como una “campaña internacional de desprestigio” realizada por opositores que buscan vincular la compañía a presuntos actos ilícitos. (Iberoeconomía)
Informe del Comisario de PDVSA: Venezuela vende crudos de baja calidad y fuera de especificaciones
El Informe del Comisario Principal de Petróleos de Venezuela (PDVSA), tras la evaluación hecha a la gestión del año 2016, advierte sobre “la alta ocurrencia” en la entrega de crudos fuera de especificaciones, lo que confirma los suministros de hidrocarburos de baja calidad tanto al mercado interno como las exportaciones que realiza la empresa estatal.
“Son precisamente las refinerías nacionales y los clientes internacionales, víctimas inevitables de la precariedad en la calidad de los crudos”, señala el reporte del Comisario de PDVSA, cargo que ocupa el contador público Silvestre Molero Torres. . La evaluación planteada debe incluir auditorías técnicas e investigaciones dirigidas a determinar la seguridad integral de la operación para asegurar la calidad de los crudos”, agrega.
En el documento se señala que PDVSA afronta “efectos monetarios” debido a las penalidades y reclamos que debe atender debido a incumplimientos en los contratos comerciales de suministros, es decir, la empresa se ve obligada a reducir el monto de facturación, atender el pago por retrasos o multas por no atender a productos que se ajusten a las condiciones pactadas o que atienda requisitos internacionales.
En las recomendaciones que el Comisario de PDVSA realiza a la Asamblea de Accionistas de la compañía, representada por su junta directiva, recomienda urgentemente “atender la incidencia del crudo fuera de especificaciones”, lo que implica que se agilicen evaluaciones para determinar las causas que originan esta situación, se realice un estudio del subsuelo, las instalaciones y se cuantifiquen las pérdidas.
“La evaluación de la problemática del crudo fuera de especificaciones, debe incluir mesas de
trabajo con los expertos, asimismo solicitar la práctica de auditorías técnicas, e investigaciones dirigidas a determinar la seguridad integral de la operación para asegurar la calidad de los crudos”, indica Molero Torres. “Esta acción debe incluir la agilización de las evaluaciones por parte de INTEVEP (la filial de investigación y tecnología de PDVSA) a empresas instaladas en el país, fabricantes de productos químicos, usados en el tratamiento de los hidrocarburos; ello permitiría asimismo aliviar un tanto el déficit de divisas necesarias para financiar la operación”, acota.
Reclamos en el exterior
Una nota de la agencia de noticias Reuters, tanto en sus oficina en Caracas como en Houston, advierte sobre los reclamos que en 2017 ha recibido PDVSA por los problemas de suministrar crudos sin atender a las especificaciones internacionales.
“La petrolera venezolana PDVSA está entregando cada vez más crudo con problemas de calidad a refinadores clave en Estados Unidos, India y China, levantando quejas reiteradas, cancelación de embarques y solicitudes de descuento”, indica la nota de Reutershttps://lta.reuters.com/article/businessNews/idLTAKBN1CN2LY-OUSLB “Los problemas de calidad se derivan de la escasez de productos químicos e infraestructura para procesar y almacenar adecuadamente el crudo, así como del apresuramiento de despachos para evitar entregas tardías, lo que ha terminado por ralentizar e incluso detener algunas instalaciones de producción de PDVSA”, señala la nota de la agencia de noticias. (Petroguía)
OPEP: se acelera cada vez más reequilibrio del crudo
La estrategia de recorte de producción que adelanta la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) con los productores no suscritos al grupo, viene produciendo un reequilibrio de los precios en el mercado “cada vez más acelerado”, sostuvo este jueves en Londres el secretario general Mohammad Barkindo.
El máximo representante de esta corporación mundial, sostuvo que el sector de los hidrocarburos avanza a paso seguro para consolidar el reimpulso global del área, en materia de estabilidad de mercados y sus precios.
“La estabilidad está regresando de forma continua, y hay mucha más luz al final del oscuro túnel por el que hemos estado viajando en los últimos tres años”, amplió en la conferencia Oil & Money.
El mes pasado Barkindo restó importancia al impacto negativo que, sobre el alza sostenida de los precios del barril de crudo OPEP y de los aliados, tenga el incremento de producción del petróleo de esquisto en Estados Unidos.
Luego de un encuentro sostenido con el ministro de Petróleo venezolano, Eulogio Del Pino, aseguró que esta situación “no le preocupa”.
“Es un gran mercado y la demanda es muy fuerte. Entre la primera y la segunda mitad de este año, el crecimiento de la demanda fue de casi 2 millones de barriles (por día), que es muy robusto”, señaló. “Así que todos tienen un papel que jugar”, sostuvo el Secretario.
De este optimismo se han hecho eco funcionarios como el ministro venezolano Eulogio Del Pino, Essam al-Marzouq representante del área en Kuwait y Alexander Novak de Rusia, entre otros.
Además de avizorar el éxito del pacto de Viena, estiman la posibilidad de incluso tomar medidas extraordinarias, paralelas al convenio, para garantizar el reequilibrio definitivo del mercado y darle perdurabilidad en el tiempo, opciones que se comenzarán a estudiar en el próximo encuentro del Comité Ministerial de Monitoreo, el 29 de noviembre en Viena.
En tal sentido, Al-Marzouq, deslizó que si en el sexto encuentro del Comité no se alcanza acuerdo sobre la extensión del acuerdo más allá de marzo de 2018, podría convocarse una “conferencia extraordinaria” a mediados de ese mes, para tratar el tema y decidir, en consecuencia.
Eulogio Del Pino ha ratificado, por su parte, que “todas las opciones están abiertas”, para sanear el mercado y alcanzar el logro de las metas.
Hacia mediados de septiembre, el titular sostuvo reuniones, además de Barkindo, con los ministros de Petróleo de Arabia Saudita, Rusia, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Irán y Kazajistán, en los que se evaluaron “los niveles de ajuste de producción y destacaron la importancia de que los países participantes alcancen y mantengan la plena conformidad para acelerar aún más el reequilibrio del mercado del petróleo”, ventiló Pdvsa.
Rosneft dispuesta al canje
Este jueves se conoció que la petrolera rusa, Rosneft, estaría dispuesta a discutir con sus homólogos de Pdvsa, la posibilidad de reemplazar por activos “más interesantes”, la participación de 49,9% en las acciones de la refinería estadounidense Citgo de Pdvsa, que mantiene como garantía de un préstamo del 2016 por $1.500 millones concedido a Venezuela, informó ayer el presidente ejecutivo de esta compañía, Igor Sechin.
Participación en activos de energía y suministros de combustible, se contarían entre las propuestas que se negocian desde julio.
De acuerdo a información suministrada por la agencia informativa rusa Sputnik, Sechin afirmó en Verona, Italia, que “la presión que ejerce EEUU obliga a Pdvsa a proponer el cambio de las acciones de Citgo por otros activos”.
El ministro Del Pino confirmó que, en efecto, prosiguen las conversaciones con Rosneft, a fin de alcanzar acuerdos que satisfagan a las partes involucradas. (El Universal)
El petróleo, al alza al persistir el optimismo
Los precios del petróleo crudo se han disparado este viernes, recuperándose tras las pronunciadas perdidas de la jornada anterior, pues persiste el optimismo en torno a los ajustes del mercado.
El contrato de noviembre del West Texas Intermediate (WTI) de Estados Unidos se ha situado en 51,41 USD por barril a las 10:00 horas (CET), subiendo en torno a un 0,25% o 14 centavos.
Mientras, los futuros del {{8833|petróleo Brent} para entrega en diciembre del ICE Futures Exchange de Londres han subido en torno a un 0,24% o 13 centavos hasta 57,37 USD por barril.
Los precios del crudo encontraron respaldo después de que la Administración de Información Energética de Estados Unidos anunciara que las reservas de petróleo crudo han descendido en 5,7 millones de barriles. Sin embargo, las reservas de gasolina han aumentado en 900.000 barriles, mientras que las reservas de productos destilados han aumentado en 500.000 barriles.
El informe indicaba también un descenso de la producción de crudo de la nación de un 0,11% con respecto a los 8,4 millones la semana pasada, pues la producción se tuvo que interrumpir causa del huracán Nate, que azotó la costa del Golfo de Estados Unidos en octubre.
Los precios recibieron un impulso extra ante las expectativas acerca de que los principales productores ampliarán el acuerdo para frenar la producción más allá de su fecha límite que se cumple en marzo.
La materia prima se había visto debilitado el jueves después de que el gobernador saliente del banco central de China advirtiera acerca de un «momento Minsky», una referencia a un excesivo optimismo acerca del crecimiento económico.
Por otra parte, los futuros de gasolina han subido un 0,30 % hasta 1,65 USD por galón, mientras que los futuros de gas natural subieron un 0,35% hasta 2,883 USD por millón de unidades térmicas británicas. (Investing)
ANCAP espera que dos petroleras definan si harán pozos en el mar
Cuando en 2015 el derrumbe de los precios golpeó al mercado de crudo, la prioridad de ANCAP fue que las multinacionales petroleras establecidas en Uruguay continuaran con sus trabajos en la plataforma marítima. Así fue que el Ministerio de Industria accedió al pedido que realizaron los técnicos del ente petrolero de otorgar una prórroga de dos años para la primera fase de exploración.
La única que optó por entregar sus tres bloques (6, 11 y 12) en octubre de 2015 fue British Petroleum (BP). En cambio, la francesa Total y ExxonMobil siguieron adelante con sus planes en el bloque que compartían y realizaron un pozo exploratorio en marzo de 2016, aunque no encontraron petróleo.
También BG (hoy Shell) (bloques 8, 9 y 13) y Tullow Oil-Inpex-Statoil (bloque 15) continuaron con sus estudios del subsuelo marítimo y en los próximos meses deberán decidir si optan por pasar a una segunda fase. Eso implica realizar al menos una perforación en cada una de las áreas que tienen adjudicadas y supone fuertes desembolsos de dinero.
El integrante del área de Producción y Exploración de ANCAP Juan Tomasini explicó el jueves que en el caso de Tullow Oil-Inpex-Statoil el consorcio adquirió este año nueva información sísmica 3D de 2.500 kilómetros cuadrados, adicionales a otra cantidad similar que ya tenían en su poder.
«Actualmente están estudiando esos datos 3D, están en procesamiento y ya casi en interpretación para definir si pasan a la siguiente etapa exploratoria donde tendrían que perforar», dijo el experto. Añadió que en caso de concretarse el pozo será en aguas ultraprofundas, similar al realizado por la francesa Total.
La compañía francesa realizó en 2016 la perforación del pozo Raya-1 que implicó una inversión cercana a US$ 160 millones, pero no encontró petróleo. Los resultados marcaron que la probabilidad de encontrar hidrocarburos en esa zona era apenas del 14%.
Ese mismo bloque había sido disputado por Shell en la Ronda Uruguay II cuando la multinacional holandesa también ofertó realizar un pozo durante el primer período de exploración de tres años, aun cuando en las bases del llamado a licitación ANCAP había fijado esa etapa para el segundo período.
Aunque la mochila del pozo seco Uruguay la lleva a cuestas, Tomasini explicó que las empresas «tiene muy claro» que el área off-shore del país «es enorme» y que está «subexplorada».
Otro escenario
De cara a la Ronda Uruguay III el principal desafío pasa por encontrar empresas interesadas en un escenario de precios que no termina de recuperarse. Todo los proyectos necesitan financiamiento y hoy ese dinero para exploración no está disponible. Además, son inversiones de alto riesgo que no aseguran retorno. En el caso de Uruguay se suma que sus cuencas son de muy alto riesgo exploratorio, con 20% de probabilidades de acierto, y el no haber encontrado petróleo aún.
La Ronda Uruguay III que licitará 17 áreas en el mar tiene bases y modelos de contratos similares a los de la Ronda Uruguay II, pero plantea requerimientos menos exigentes en la calificación de empresas y en el programa exploratorio requerido por área.
ANCAP busca promover la participación de empresas petroleras independientes con foco en operaciones exploratorias. Por eso se incorpora la posibilidad de que las empresas puedan calificar exclusivamente para esa fase, con requerimientos técnicos y económicos sensiblemente diferenciados.
Así se espera que las nuevas condiciones permitan que el universo de empresas que se presenten se amplíe a compañías medianas y relativamente chicas que pueden quedar calificadas.
«Estamos parados en un escenario de precios del petróleo realmente bajos. Todo lo que es exploración en el mundo ha decaído mucho. Se han dado algunos pasos para tratar de promover de todas maneras la participación de empresas en Uruguay. Para nosotros sería un éxito si la ronda tuviera al menos un contrato de área adjudicada», dijo Tomasini.
En 2012 cuando Uruguay licitó 15 bloques y adjudicó 8 la foto era muy distinta porque los precios del crudo estaban arriba de US$ 100 por barril.
El ente presentará la nueva ronda este viernes en Londres, tras una primera instancia realizada en Houston a mediados de setiembre. El 6 de abril de 2018 vencerá el plazo para que las petroleras presenten las cartas de interés y los documentos para la calificación. El 24 de abril comenzará la recepción de propuestas de las empresas que califiquen y el 26 de abril se realizará la apertura. La definición de la propuesta ganadora para cada área tiene como plazo máximo el 23 de octubre del año próximo.
US$ 1017 millones totaliza la inversión en exploración de hidrocarburos en Uruguay desde el año 2007, según cifras de ANCAP. Unos US$ 736 millones corresponde a petroleras que operaron con contratos. (El Observador)
67.000 litros de petróleo permanecen al interior del buque salmonero «Seikongen»
Luego del hundimiento del buque salmonero “Seikongen”, producto de un forado en el casco, mientras finalizaba sus faenas de embarque de salmónidos desde el centro Pilpilehue, al sur del Canal Yal, en las costas de Chonchi, en la Isla de Chiloé, la Armada desplegó un operativo para evitar contaminación en el sector.En concreto marinos del Subcentro Local de Combate a la Contaminación de Castro, dependiente de la Quinta Zona Naval, llegaron al lugar de la emergencia con la totalidad de los elementos de contención y recuperación, debido al peligro existente de derrame de sustancias oleosas.Tras una inspección realizada por buzos de la Armada se pudo comprobar que el estanque que contiene 67.000 litros de petróleo en el buque siniestrado permanece sellado, por lo que no habría, por el momento, peligro de derrame.En tanto, los 37.000 salmones vivos que trasladaba el buque, permanecen al interior de sus estanques sellados, aunque sin oxígeno, por lo que ya estarían muertos, pero sin riesgo por el momento de daño ambiental.El Gobernador Marítimo de Castro, Capitán de Fragata, Héctor Aravena, comentó que “durante toda la noche la Armada continuó instalando barreras anticontaminación en el sector donde está hundido el buque. Por el momento se ha observado, tras el buceo realizado, que la nave al ser moderna tiene sistemas de bloqueo de estanques, por lo que los restos oleosos presentes en el agua son mínimos”.Derrame menorPor el momento son 600 litros de combustible que se han derramado desde dos tambores que estaban en la cubierta del buque, quedando aún 67.000 litros de petróleo en los estanques sellados de la nave.En la jornada del 19 de octubre, la empresa CPT propietaria de la embarcación hundida, sostuvo reuniones con la Armada para coordinar las labores para reflotar el buque y continuar con las medidas preventivas para evitar daño ambiental. En tanto, la empresa debe reunirse con Sernapesca para el plan de acción de retiro de los salmones. (Mundo Marítimo)
Ecopetrol elabora presupuesto 2018 con barril de petróleo a US$50
Hace 35 días Felipe Bayón Pardo asumió el cargo como presidente de Ecopetrol y durante ese periodo ha tenido lo que popularmente se conoce como “la suerte del principiante”. En ese lapso el precio de la acción de la empresa se ha valorizado en 6,56 %, entró en vigor un cese bilateral de hostilidades con el ELN, lo que ha evitado que se atente contra la infraestructura petrolera, y el valor del crudo en los mercados internacionales escaló hasta los 52 dólares (ver Protagonista).
Tras un mes de empalme con Juan Carlos Echeverry, quien se retiró por motivos familiares, Bayón recibió el mandato de la junta de continuar el proceso de transformación y enfocarse en el crecimiento rentable (ver Informe).
En diálogo exclusivo con EL COLOMBIANO, el funcionario reveló detalles de lo que será el presupuesto de Ecopetrol en 2018, así como las iniciativas para aumentar las reservas en el mediano y largo plazo, y el interés de la empresa por extenderse en Latinoamérica.
¿Con qué precio de barril de petróleo está haciendo las cuentas Ecopetrol para el año que viene?
“Estamos viendo un precio constante de 50 dólares por barril y, con ese valor, estamos armando el presupuesto para 2018, tanto de Ecopetrol como de todas sus filiales”.
Pero, ¿qué puede anticipar de lo que incorporará ese presupuesto?
“Nos mantenemos en que con un precio de 50 dólares por barril podríamos estar invirtiendo entre 3.000 millones y 3.300 millones de dólares por año. Para este 2017, el presupuesto fue de 3.500 millones de dólares y hemos logrado eficiencias. Por ejemplo, un pozo que antes nos costaba cierto monto ahora cuesta menos y eso significa un ahorro que podemos utilizar en exploración. Justamente, en ese renglón, este año invertimos 650 millones de dólares, y para 2018 la cifra sería un poco mayor a los 500 millones de dólares. Hay que anotar que hasta 2016, casi la mitad de las inversiones de Ecopetrol estaba destinada a terminar la construcción de los sistemas de transporte de hidrocarburos y la Refinería de Cartagena (Reficar). En adelante, la mayoría de las inversiones irán a exploración y producción, es decir volver al corazón del negocio: buscar reservas, más producción y nuevas oportunidades. En ese contexto, un 90 % de la inversión deberá ejecutarse en exploración tanto en Colombia y en el exterior (Golfo de México) y miramos otras oportunidades en el continente, así como en producción petrolera”.
¿Habría posibilidad de ejecutar otro tipo de inversiones?
“Estamos viendo oportunidades de negocio en varios frentes, desde participaciones en campos o compañías porque uno de los mayores desafíos que tenemos es aumentar el nivel de las reservas”.
Brasil tendrá una subasta la próxima semana, ¿está en el radar de Ecopetrol?
“Estamos analizando las condiciones técnicas en ese país, hay cuencas interesantes para explorar y otras en producción. Brasil es un país con el que tenemos buenas relaciones y nos parece pertinente mirar las alternativas estratégicas que esto ofrece para definir la mejor manera de participar.
Por el momento no podemos revelar el nivel de recursos que destinaríamos para esas opciones, pues es un mercado competido en el que participan jugadores globales. Lo que puedo decirle es que tenemos una posición sólida de caja y financieramente estamos en un buen momento”.
A 2020 la empresa busca aumentar su producción hasta 760 mil barriles por día, ¿será posible cumplir esa meta?
“En nuestro plan de negocio hemos dicho que con un precio internacional de 50 dólares por barril de petróleo es posible alcanzar ese volumen. Eso sucederá paulatinamente. Pero, si el precio es más alto, eventualmente, tendremos más plata para hacer más inversiones y esa producción podría crecer. Por ahora, estamos en el ejercicio de presupuesto, en noviembre lo presentaremos a la junta directiva y en diciembre quedará aprobado” (ver Análisis).
¿Cómo prevé el cierre de este año?
“Hasta junio obtuvimos unos resultados muy buenos, al punto que el nivel de ahorros que teníamos estimado para 2019 ya lo cumplimos. Las utilidades del primer semestre fueron 2,2 billones de pesos, mejores que las que obtuvimos el año anterior y la producción se mantuvo en 715 mil barriles diarios. No hemos cerrado el tercer trimestre, pero vemos que si Ecopetrol salió fortalecida de una crisis de precios tan compleja, consideramos que hay muchísimas oportunidades hacia adelante. Creemos que la producción terminará estable, las refinerías están trabajando a plena capacidad y los sistemas de transporte se están utilizando bien y en los últimos quince días no hemos tenido ataques. Somos moderadamente optimistas para lo que resta del año”.
Y, ¿qué pasa con los yacimientos que están en operación?
“La empresa tiene más de 300 campos en operación en todo el país. Hay unos muy grandes como Rubiales, Castilla, Chichimene, Caño Limón e Infantas 2, pero para entender cómo sacarle más producción a los demás tenemos que aplicar tecnología, conocimiento y disponer de talento humano para ser exitosos”.
¿Qué otras opciones para aumentar las reservas petroleras está contemplando Ecopetrol?
“Ahí debemos mencionar todo lo que tiene que ver con los no convencionales, y en eso la posición de Ecopetrol se ha vuelto relevante ya que es necesario pensar en la seguridad energética de mediano y largo plazo. Entonces, el país tiene que dar el debate sobre la conveniencia de poder producir petróleo no convencional. Estamos preparando una prueba piloto en el Magdalena Medio y la idea es que eso nos muestre cómo se podrá hacer ese tipo de explotaciones” (ver Glosario).
¿Cómo está pensado ese piloto?
“La intención es hacer algo acotado, controlado, y en lo que puedan participar todos los interesados, desde las autoridades, las comunidades y los sindicatos. Valga la pena decir que en Colombia ya hay autorización para perforar pozos de exploración de petróleo no convencional y algunas compañías lo han hecho. En nuestro caso, próximamente estaremos solicitando los permisos para hacerlo. Lo que no está definido es la regulación en detalle para la explotación de ese tipo de pozos. Lo que hemos venido haciendo es preparar esa prueba y, de hecho, no están decididos los municipios que estarán involucrados. Queremos que esto nos ayude a definir la manera correcta de hacer ese tipo de explotación”.
Muchas comunidades y grupos ambientalistas ya han expresado su preocupación por el eventual uso empleo del fracking…
“No solo por el fracking, también por la llamada estimulación hidráulica y por el temor a que se contaminen las aguas o temas de sismicidad. Esas son inquietudes válidas, pero lo que la prueba piloto permitirá es despejar muchos de esos interrogantes. Creemos que ese tipo de fenómenos, vistos desde la ciencia y los técnicos, serían desmitificados” (ver Paréntesis).
¿Cuándo se pondrá en marcha esa iniciativa?
“Hoy no estamos listos, eso va tomar entre tres y cinco años. Nosotros nos estamos preparando. Con el Ministerio de Medio Ambiente estamos definiendo el alcance de las líneas base del proyecto, así como aspectos asociados a la hidrogeología, manejos de aguas y sismicidad”.
¿Cómo blindar este tipo de iniciativas del rechazo de las comunidades o de las decisiones que se adopten por la vía de las consultas previas?
“Reconocemos el derecho de la gente de expresar sus opiniones y de ejercer el derecho de voto en los casos específicos. Como compañía creemos que debemos fortalecer las relaciones con las comunidades en las que tenemos operaciones”.
Se estima que las reservas petroleras colombianas durarán cinco años, mientras este piloto da resultados, ¿qué pasa con los depósitos de Ecopetrol?
“Si miramos los hidrocarburos líquidos las reservas dan para cinco años, si analizamos gas alcanzan para doce años, pero lo que sucede es que cada año hay adiciones y lo ideal es que en la medida en que se p roduce petróleo se reponga el total de esa producción. Tales depósitos tienen un componente técnico, lo que equivale a la posibilidad de extraerlas y esto pasa por el aspecto económico. Cuando el precio del barril de petróleo bajó de cien dólares a 43, muchas dejaron ser contabilizadas, pero estas siguen allí. Con precios del petróleo al alza y las eficiencias que hemos logrado haremos que vuelvan al estatus que les corresponde y en eso trabajamos constantemente. Esto no se hace en cuestión de meses y en el mediano y largo plazo tenemos un plan para reincorporar esos depósitos”.
Y en ese propósito, ¿qué papel juega la exploración costa afuera (offshore)?
“En la actualidad, en Ecopetrol un 16 % de lo que se extrae es gas y el restante 84 % corresponde a petróleo.
Tenemos una apuesta muy grande, desde 2014, en exploración costa afuera y parte de lo que buscamos es encontrar hidrocarburos y aprender de esta actividad. Este año hemos tenido éxito en el sur del Caribe con Purple Angel y Gorgon, unos pozos en los que se confirmó la presencia de gas. Tendremos que definir el plan de desarrollo para estos recursos y en un término entre ocho o doce años poder tener este combustible en los mercados nacional e internacional. En el tiempo veremos que Ecopetrol se va a convertir en una compañía con mayor presencia en gas, que es un combustible limpio, con el que hay muchas cosas por hacer en el país”.
¿Cuál es el mensaje que se le debe transmitir a los pequeños accionistas y al mercado que ve opciones de inversión en otros instrumentos como las criptomonedas?
“Una inversión en acciones siempre tiene ciertos riesgos, pero nuestro objetivo es fortalecer la compañía y que la acción lo sienta así. El martes el precio de la acción subió a 1.460 pesos, valor que no se había logrado hace mucho tiempo (desde mayo) y quisiéramos que estuviera más alto. Hay que tener tranquilidad y entender que esta es una inversión a largo plazo”.
Un azote de Ecopetrol ha sido el terrorismo, ¿qué ha pasado este año?
“Llevamos 54 atentados, la mayoría en el oleoducto Caño Limón-Coveñas, cifra mayor a los 50 ataques que contabilizamos en 2016. Hasta septiembre tuvimos una ola muy pronunciada y, por culpa de eso, durante los primeros nueve meses del año dejamos de producir 1,4 millones de barriles y estuvimos 120 días paralizados, sin poder bombear combustibles. Ahora estamos en un cese bilateral con el Eln, lo que nos ha permitido acometer las reparaciones y, obviamente, no tener más atentado en contra de la infraestructura petrolera”. (El Colombiano)
