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LA CADENA DE HIDROCARBUROS:una oportunidad para la industria Colombiana
Resumen Ejecutivo del trabajo
«Estudio de demanda y oferta de bienes y servicios delsector de hidrocarburos 2009 - 2020»
Estudio realizado por la Asociación Nacional de Empresariosde Colombia -ANDI-, con la colaboración de CRU Strategies, para
la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH-
Octubre de 2009
Bogotá, Colombia
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El documento que hoy presentamos a la opinión pública resume laprimera fase de la investigación contratada entre la ANH y la ANDI,para estudiar la situación actual y las proyecciones de la cadena dehidrocarburos en Colombia, desde la perspectiva de las demandas debienes privados y públicos que genera dicha cadena y de la capacidaddel país para cubrir competitivamente dichas demandas. Esta primerafase se concentró en la determinación de los bienes y servicios privadoscríticos para el desarrollo la cadena o que ofrecieran oportunidadespara la industria colombiana y en la cuantificación de la demanda yoferta actual y futura de los mismos. En esta fase también se indagópor los bienes y servicios públicos, por las necesidades de mano deobra y otros aspectos institucionales que, desde la perspectiva de lasempresas que participan de la cadena, son necesarios para sufuncionamiento competitivo. Los resultados presentados acá incluyen,además de los aspectos anotados, un primer análisis sobre la calidadde la brecha desde la perspectiva de su potencial para la industriacolombiana. Esta es, sin embargo, una primera aproximación en estecampo. En el proyecto completo se propone una segunda fase dondese debe profundizar en las características específicas del mercado deaquellos bienes y servicios para establecer las mejores estrategias dedesarrollo de esos mercados.
El proyecto completo, en el cual se incluye esta primera fase como unafase de diagnóstico, tiene como fin último garantizar la competitividadde la cadena de hidrocarburos y aprovechar la dinámica de la mismaen los próximos años para estimular la actividad económica del país.La investigación en sí es un primer paso, que permite tener una imagen
Presentación
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de conjunto de la capacidad actual y futura de la producción de bienesy servicios en el país, para abastecer las demandas de la actividad deexploración y explotación (E&E) de hidrocarburos en el país. Los resul-tados de la investigación deben servir como base para que la ANH, laANDI y, en general, todas las partes interesadas adopten políticasencaminadas a fomentar la actividad productiva privada, pública, aca-démica y científica en torno a esta cadena. Se quiere resaltar con estoque, manteniendo el rigor investigativo y académico, este proyecto nobusca resultados teóricos sino que se propone encontrar mecanismospara transformar la realidad de la cadena de hidrocarburos en Colombia.
Para realizar el trabajo de campo de la primera fase, la ANDI contratóa CRU Strategies, una firma internacional de consultoría dedicada a laInvestigación y Análisis de Mercado, fundada en 1960, con sede enLondres y presencia en Beijing, Santiago de Chile, Sydney y algunasimportantes ciudades de los Estados Unidos. Sus áreas de trabajo sonlas de Consultoría, Análisis, Eventos y Gestión de riesgo en precios.
La ANDI expresa un agradecimiento muy especial aCarlos Rodríguez R. y Sandra Florez V. de laAsociación Colombiana de Petróleos -ACP-, a JuliaRosa Romero de ECOPETROL y a Margarita Villatey Francisco Sotomayor de la Cámara Colombianade Servicios Petroleros -CAMPETROL-, por loscomentarios y la colaboración prestada a lo largodel estudio.
El Centro de Estudios Económicos –CEE de la ANDI podrá entregarmayores informes sobre el estudio o recibir sugerencias. El contactopuede realizarse vía telefónica en las sedes de Medellín y Bogotá opor el correo electrónico: [email protected]
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Los resultados y conclusiones contenidos en el presente reporte fueron posiblesgracias al compromiso y apoyo de diversos entes relacionados con la industriade hidrocarburos.
En particular, el estudio recibió el respaldo de las siguientes empresas operadorasen Colombia: ECOPETROL, Avante Petroleum, British Petroleum, Cepcolsa, ColumbusEnergy, Nabors Drilling, Occidental de Colombia Inc., Petrobras, Petrotesting, PacificRubiales y Repsol. Adicionalmente, la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP)participó activamente en hitos relevantes del estudio, lo que permitió mantener larepresentatividad de sus empresas miembros. Sin duda, el aporte de todos estosoperadores permite, de forma confiable, extrapolar los resultados aquí encontradosa la industria de hidrocarburos en Colombia como un todo.
De igual forma, el aporte de los gremios de proveedores y algunas empresas deeste sector fue muy valioso, particularmente respecto a la evaluación de lacompetitividad de la industria local. Dentro de éstas se cuenta la participación deCampetrol, Nabors Drilling, San Antonio y Schlumberger.
Por otro lado, en el análisis de los bienes y servicios públicos fueron determinantesla interacción y soporte prestados por las siguientes instituciones: el DepartamentoNacional de Planeación, el SENA, IFC (Banco Mundial), la Asociación Colombianade Ingenieros de Petróleos (ACIPET), el Ministerio de Minas y Energía y la Unidadde Planeación Minero Energética (UPME), Transmeta, Transportes Sánchez Polo,Coltanques, Adispetrol y Mamut, entre otros.
En el desarrollo de todo el estudio fue fundamental la colaboración de las empresasafiliadas a la Cámara Fedemetal de la ANDI, quienes prestaron su asesoría parael diseño del proyecto y en el análisis de la demanda y la oferta de bienes y de los«cuellos de botella» relacionados con los «bienes públicos».
Por último, nuestros agradecimientos a las empresas que respondieron la encuestade oferta.
Agradecimientos
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Con reservas probadas de hidrocarburos poralrededor de 2.450 millones de barriles depetróleo equivalente, Colombia ocupa laquinta posición entre los países latinoa-mericanos en términos de recursos energé-ticos tanto actuales como potenciales. Loshidrocarburos representan más del 25% deltotal de las exportaciones colombianas,siendo una de las mayores fuentes de in-gresos, por este concepto. Las actividadesrelacionadas a la exploración y explotaciónde hidrocarburos generan demandas adi-cionales de interés para las empresas delpaís. No obstante, pese a la importanciade dichas demandas, en la actualidad noexiste un buen entendimiento de la indus-tria de bienes y servicios derivados de laexploración y explotación de hidrocarburosque permita que las empresas colombia-nas puedan capturar el valor potencial pro-veniente de dicho sector económico. Dadoel reciente auge en la actividad explorato-ria, como consecuencia de las fuertes su-bidas en el precio de petróleo, se hace aúnmás crítico tener un claro entendimientode la dinámica de los sectores que proveena la industria de hidrocarburos con el finde identificar oportunidades para las em-presas colombianas y evitar potenciales«cuellos de botella» que restrinjan el creci-miento de la actividad exploratoria en elcorto-mediano plazo y de producción en elmediano-largo plazo.
La Asociación Nacional de Empresarios deColombia (ANDI) suscribió hacia finales delaño 2008 un contrato con la Agencia Na-cional de Hidrocarburos (ANH) con el obje-to de definir e identificar la demanda de bie-nes y servicios asociados con la actividadde hidrocarburos, así como también la ofer-ta de los mismos por parte de los sectoresprivado y público, para garantizar el óptimodesarrollo del sector. Para tal fin, la ANDIinvitó a algunas empresas consultoras pararealizar el trabajo, licitación que fue adjudi-cada a la empresa CRU Strategies. Segúnlos términos de referencia desarrollados porla ANDI los objetivos generales que se bus-can con esta consultoría son los siguientes:
1. Una identificación descriptiva de lademanda de la cadena de hidrocarbu-ros por bienes y servicios, actual yfutura.
2. Una identificación descriptiva de lacapacidad del aparato productivonacional (oferta) para abastecer dichademanda con base en su capacidadde producción, actual y futura.
3. Una comparación analítica entre lademanda y oferta actuales y futurasidentificadas y las brechas y cuellosde botella resultantes de este análisis.
Resumen ejecutivo
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El presente informe resume los principalesresultados del «Estudio de identificación dedemanda y oferta de bienes y servicios demercado del sector de hidrocarburos 2009-2020», elaborado por CRU Strategies pararesponder a cada uno de los objetivosanteriormente mencionados. El mismo es elprimer estudio formal que se lleva a cabo enColombia tendiente a reducir la brecha deconocimiento que existe hoy en la industriade hidrocarburos en Colombia respecto a susdemandas derivadas y la capacidad de laoferta local para abastecer al sector.
Los números aquí presentados corresponden aestimaciones realizadas por CRU Strategies conbase en la información que se tuvo disponible,entre la que se cuenta información privada devarias empresas del sector de hidrocarburos.
Los bienes y servicios públicos fueron parteimportante del estudio. Los principalesresultados y conclusiones se incluyen demanera detallada en el capítulo 4 delInforme Final y un resumen de los mismosen el anexo 2 de este resumen ejecutivo.
El presente reporte es una versión resumi-da del Informe Final y por lo mismo sólose presentan los principales factores y re-sultados derivados de la investigación, de-jándose fuera del presente resumen parteimportante de las derivaciones, supues-tos y resultados numéricos específicos paracada bien y servicio, todos los cuales pue-den consultarse en el informe anteriormen-te mencionado. Cuando se considera ne-cesario, en este resumen se hace referen-cia explícita a dicho Informe Final.
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Identificación ydescripción de la industria
La producción de hidrocarburos en estadonatural se refiere a la explotación de reservasde petróleo y gas natural. Comúnmente sedividen los procesos de producción en dossegmentos principales: upstream ydownstream (aguas arriba y aguas abajo,respectivamente).
El sector upstream es también conocido comoel de exploración y producción (E&P) puestoque en él se desarrollan las labores de campoque se inician con la identificación ycuantificación de las reservas de hidrocarbu-ros y finalizan con la explotación de dichosrecursos. La producción puede realizarse a suvez en yacimientos ubicados en tierra o mar.En el primer caso, se hace referencia a explo-tación «costa adentro» u onshore, mientrasque para la explotación de yacimientos mari-nos se utiliza el término «costa afuera» uoffshore (siendo esta última, generalmente máscompleja y costosa). El sector downstreamincluye generalmente la etapa de refinación(transformación del crudo en distintos produc-tos derivados) y la distribución y venta de losproductos derivados del crudo (como gasoli-na, queroseno, diesel, entre otros).
El alcance del presente estudio, abarca lassiguientes etapas: exploración, producción,transporte y refinación. Cabe señalar quelas actividades de transporte y almacena-miento del crudo se consideran en este es-tudio como parte del downstream (aunquemuchas veces en la industria petrolera se leconsidera parte constituyente de unmidstream). Por otro lado, se excluyen delanálisis del downstream las actividades dedistribución y venta de derivados.
La exploración es el proceso de buscar nue-vos recursos de hidrocarburos, ya sea pormedio del descubrimiento de nuevos yaci-mientos o por el incremento de reservas enlos yacimientos ya conocidos, medianteintensas investigaciones geológicas ygeofísicas del subsuelo, complementadascon un programa viable de perforación depozos de petróleo y/o gas natural, o unacombinación de ambos. Requiere de unaconsiderable investigación preparatoria decampo. Con base en este proceso se cons-truye el mapa de áreas prospectivas o demayores expectativas para encontrar hidro-carburos en las diferentes cuencas
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geológicas de Colombia. Este es el deno-minado «Mapa de Tierras de Colombia» elcual presenta los diferentes «Bloques» o«Áreas» seleccionados por las compañíasque constituyen la industria del petróleoen Colombia; cada Bloque ha sido otorga-do en concesión a una compañía con espe-cíficas obligaciones de trabajos de explo-ración y producción (E&P).
Las obligaciones que se pactan para cadaBloque incluyen evaluaciones geológicas ygeofísicas, con las cuales se establece eltamaño, la ubicación probable, la forma yel contenido del potencial yacimiento.Posteriormente, durante la etapa deperforación, los pozos son perforados deacuerdo con un programa previamentediseñado, buscando encontrar nuevosdescubrimientos de yacimientos conposibilidades técnicas y económicas deexplotación. Si no es factible, el pozo seabandona y un nuevo pozo es perforado,de acuerdo con la información recogida delanterior o del Bloque se considera seco yse abandona. Si, por el contrario, espositiva la presencia de hidrocarburos, seprograma la perforación de nuevos pozos,logrando desarrollar un nuevo campopetrolero, el cual entra en la etapa dedesarrollo y explotación.
La producción consiste en la extracción téc-nica de las reservas de crudo y/o gas natu-ral probadas en la etapa exploratoria. Laproducción comienza con la explotación delos pozos productivos y finaliza una vez queéstos han terminado su vida útil (lo queocurre en promedio a los 20 ó 25 años).Durante la producción se utiliza el flujo na-tural si el yacimiento tiene la energía sufi-ciente para llevar los productos a superficieo por sistemas artificiales que básicamente
consisten en la instalación de sistemas delevantamiento del crudo por medios artifi-ciales como bombeo mecánico, hidráulico,electrosumergible, gas lift, etc. La produc-ción generalmente busca extraer una mez-cla de líquidos, gases y/o condensados, quedeben ser separados, tratados y transporta-dos a un almacenamiento intermedio, co-mercializados directamente (como es el casode algunos campos de gas), los entregadosa refinerías colombianas o enviados a ex-portación. Durante la producción, el pozodebe someterse frecuentemente a procesosde mantenimiento, estimulación y reacondi-cionamiento, con el objeto de garantizar suóptima producción tanto económica comoen volumen.
El transporte de los hidrocarburos puedetomar una de varias rutas, dependiendode la infraestructura disponible en el áreade producción y los costos relativos. Loshidrocarburos se transportan por oleoduc-tos y gasoductos, por carretera o ríos, fe-rrocarril, y por vía marítima. El segmentode transporte también incluye el almace-namiento intermedio o cualquier transfor-mación que se requiera; por ejemplo, untanque de petróleo en puerto para su ex-portación, o a una planta de productoscondensados en el caso de gases ricos.
Por último, la refinación, proceso válido sólopara el caso del petróleo crudo (el gas natu-ral no se refina, aunque sí puedefraccionarse), consiste en el almacenamien-to inicial, seguido de la mezcla requerida paragenerar un tipo de crudo deseable para larefinación. Posteriormente, los tipos de cru-dos se separan a través de procesos quími-co-físicos y se convierten en productos fina-les. Entre los productos finales principalesque se obtienen en una refinería se cuentan:
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queroseno, combustibles de motor (gasoli-na, diesel), combustibles de aviación (jet),aceites lubricantes, solventes alifáticos y aro-máticos, grasas, combustibles industriales(gas licuado del petróleo -GLP-, combustóleo),asfaltos, etc. Este segmento también abarca
la comercialización de productos finales y,en algunos casos, la conversión de los refi-nados a una gran variedad de productos quí-micos intermedios y materiales, además deltransporte de estos productos a los consu-midores.
1.1 Antecedentes de la industria colombiana en2008
El 2008 para la industria de hidrocarburosen Colombia no puede ser considerado unaño uniforme. De hecho, para cualquieranálisis se debe separar en dos. El primerperiodo comprendiendo los tres primerostrimestres y el segundo considerando el cuartoy último trimestre. Esta separación se explicapor la disminución en el precio del crudo anivel internacional – en línea con la crisisfinanciera que afectó al mundo durante elmes de septiembre – que disminuyó de un
nivel promedio máximo (en términosnominales) de 113,3 dólares por barril deenero a septiembre, a 48,5 dólares por barrilentre octubre y diciembre.
Debido a lo anterior, la industria de hidrocar-buros en Colombia tuvo un comportamientodistinto en estos dos periodos. Así, entre ene-ro y septiembre la industria alcanzó un nivelmáximo de actividad (particularmente válidoeste último para la etapa de exploración). Este
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pico estuvo restringido, no obstante, por unaescasez relativa de bienes y servicios. Estasituación se revirtió, sin embargo, en el cuar-to trimestre, cuando una parte significativa dela actividad de exploración y producción queestaban realizando las empresas se detuvo.Es así como, por ejemplo, en el caso de lostaladros, su uso se redujo a tal nivel que en-tre septiembre de 2008 y enero de 2009 sedesocupó el 35% de los taladros en el país.
El impacto de la crisis mundial en la industriade hidrocarburos de Colombia se traspasó deforma relativamente rápida de las empresasoperadoras a las proveedoras. De hecho, comoresultado de las reducciones en exploración yproducción, las empresas operadorasrealizaron – dependiendo del caso y empresaoperadora – recortes en las tarifas de la mayorparte de sus proveedores entre 15% y 30%.Este recorte en tarifas permitió a muchosoperadores no parar sus inversiones o tomarmedidas que en definitiva hubiesen sido inclusomás drásticas para las empresas proveedoras.Sin embargo, hacia abril de 2009, empresasproductoras de distintos bienes y serviciosdaban cuenta de una disminución significativaen la demanda de sus productos.
Aunque este recorte parece muy elevado, locierto es que es menor a la disminución en elprecio del crudo. Además, en el periodo 2003-2008 el costo de producción de crudo y gasnatural se había elevado significativamente,como consecuencia de los mayores costos enlos principales insumos, así como de manode obra y los equipos. Aunque no es fácilrealizar una estimación del costo promediode producción de la industria de hidrocarbu-ros en Colombia, debido a la confidencialidadde la información de parte de muchas empre-sas, lo cierto es que existe bastante evidenciaque indica que el costo de producción prome-
dio de la industria (incluyendo tanto petróleocomo gas natural, así como inversión y explo-ración) en el año 2008 habría estado entrelos 30 y 35 dólares por barril de crudo equi-valente. Con base en la producción de crudoequivalente en el año 2008, es posible esti-mar entonces un rango confiable para el gas-to total en la producción de hidrocarburos paraigual año de aproximadamente entre 8.100 y9.500 millones de dólares. Este gasto, sinembargo, se reparte de forma desigual entrelas empresas operadoras en Colombia. Dehecho, se estima que entre el 47% y 55% delgasto total de la industria de hidrocarburosen el año 2008 puede ser atribuido a Ecopetrol,empresa estatal que controló un 58% de laoferta local de hidrocarburos equivalentes.
De los gastos anteriormente mencionados noexiste información estadística confiable parahacer la descomposición del mismo en el año2008 entre bienes y servicios para las distin-tas etapas de la cadena de valor de la indus-tria de hidrocarburos. Sin embargo, tomandocomo base el pronóstico de las matrices deutilización de productos para el año 2007,publicado por el Departamento Administrati-vo Nacional de Estadísticas (DANE), es posiblederivar que el gasto total se distribuye en 75%de servicios y 25% de bienes. A nivel de activi-dad, utilizando dicho pronóstico es posible des-agregar el gasto de la industria, según las eta-pas de la cadena de valor, de la siguiente forma:
Exploración, producción y trans-porte: 18% del gasto total de laindustria corresponde a bienes y82% a servicios.
Refinación: En este caso, 42% delgasto total corresponde a bienesmientras que 58% del total estáasociado a servicios.
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Actualmente no existen estadísticas públicasreferentes a la producción de cada empresaoperadora en Colombia en el año 2008; sinembargo, es posible obtener una buenamuestra del grado de concentración de la
1.1.1 Actores relevantes de la industria
industria y sus actores más relevantes pormedio de la distribución actual de lasempresas respecto al área de producción quetienen asignadas.
Colombia ha enfocado gran parte de sus es-fuerzos estratégicos en mantener laautosostenibilidad del uso de los hidrocarbu-ros y generar, a través de exportaciones de losmismos, divisas para el país. En el periodo2003-2008 lo anterior fue particularmente cier-to, puesto que los montos de las exportacio-
1.1.2 Importaciones y exportaciones
nes excedieron ampliamente a las importa-ciones de hidrocarburos. Respecto a lasestadísticas de comercialización que apo-yan esto, las tablas siguientes presentanla evolución de las importaciones de pe-tróleo crudo en Colombia para el periodo2003-2008.
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Una situación muy distinta es la de lasexportaciones. El mayor precio de loshidrocarburos permite explicar gran parte delcrecimiento de las exportaciones, las cuales
en conjunto crecieron a una tasa promedioanual de 30,9% en el periodo 2003-2008.La mayoría de productos son exportados alos Estados Unidos (77,0% en 2008).
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2.Bienes y servicios privados:percepciones de la industria
Para identificar los bienes y servicios críticosde la cadena de valor en la industria dehidrocarburos en Colombia, se desarrollóun Taller de Trabajo con la Industria, en elcual participaron actores relevantes de laindustria local de hidrocarburos (empresasoperadoras, empresas productoras de bienesy servicios, asociaciones gremiales einstituciones gubernamentales). Dicho taller
se llevó a cabo el día jueves 12 de marzode 2009 en las oficinas de la ANDI en Bogotáy permitió conocer las percepciones de losparticipantes respecto a la importanciarelativa de distintos bienes y serviciospredefinidos por el equipo de CRU Strategiesdentro de la cadena de valor, así como de lacompetitividad de la industria local en laproducción de los mismos.
2.1 El Taller de Trabajo con la industria
El objetivo del Taller de Trabajo con la Indus-tria fue establecer un consenso entre los re-presentantes del mercado, tanto de los ope-radores como de los proveedores, respecto alos bienes y servicios con potencialidad a serproducidos en Colombia y que, debido a sucriticidad para la cadena de valor de la indus-tria de hidrocarburos de Colombia, debieranestudiarse con mayor detalle en este estudio
(esto es, determinar su demanda y oferta parael periodo 2009-2020 en busca de potencia-les brechas y «cuellos de botella»).
Cabe señalar que CRU Strategies fuefacilitador del taller y que el apoyo de laANDI – en particular referido a la organizacióndel mismo – fue imprescindible para el éxitode esta reunión clave para el proyecto.
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En el Taller de Trabajo con la Industria seconstruyó una lista de bienes y servicios crí-ticos con alta potencialidad para ser abaste-cidos por la industria colombiana y de altovalor para la industria de hidrocarburos.Mediante la utilización de una metodologíade carácter cualitativo (véase Informe Final,sección 2.3 y 2.4) se obtuvo una listaconsensuada de 33 bienes y servicios. Lue-
2.2 Lista definitiva de bienes y servicios críticos
go del Taller de Trabajo con la Industria,la ANDI solicitó la inclusión de 5 bienesadicionales por el interés que ellos pre-sentan para la industria nacional, de for-ma que la lista final a estudiar se compu-so en definitiva de 38 bienes y servicios,los que fueron referidos como críticos parala cadena de valor de hidrocarburos enColombia.
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En lo que sigue del reporte se hará referenciaa los bienes y servicios críticos de la tabla
anterior indistintamente por el nombre onúmero asociado al mismo.
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El trabajo central de esta etapa del proyectofue pronosticar la demanda esperada de estos38 bienes y servicios, bajo tres escenariosfactibles, definidos como Base, Optimista yPesimista,1 los que reflejan, con cierto nivelde probabilidad y realismo, la ocurrencia deeventos en la economía e industria dehidrocarburos global, por una parte; y elimpacto de estos acontecimientos en laeconomía y la industria de hidrocarburos deColombia, por otra.
Las proyecciones de la demanda de los 38bienes y servicios privados considerados críti-cos para la industria de hidrocarburos en Co-lombia fueron desarrolladas en cuatro pasos.
El primer paso fue crear un indicador, o unacombinación de indicadores, para cada unode los bienes y servicios seleccionados. Unindicador es un parámetro que correlacionala demanda del bien o servicio con algúnnivel de actividad relevante de la industria.Por ejemplo, un indicador para el consumode taladros debería estar relacionado con elnúmero de nuevos pozos construidos, y elconsumo de filtros en la refinería debería
Estimación de la demandade bienes y servicios críticos3.
corresponder al volumen, por año, de pro-ducción en dicha instalación. Los indicado-res utilizados se estiman en dólares de2008, es decir, se calculó el costo de cadabien o servicio para una unidad de activi-dad.
Una vez definidos los indicadores, el segundopaso involucró la estimación del nivel en elque el consumo de un bien o servicio estaríaafectado por un cambio marginal en elindicador. Es decir, si se pronostica un pozo
1 CRU Strategies usó el modelo econó-mico de CRU Group para fundamentardiferentes perspectivas para el mun-do. Con un análisis complementariode la oferta de varias fuentes de ener-gía, el resultado es un pronóstico dela demanda de energía y costos deproducción de petróleo, gas natural,carbón y otros; lo que permite a losexpertos de CRU Group conseguir pre-cios relacionados con cada una deestas fuentes de energía internamenteconsistentes y conformes con el esce-nario subyacente.
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más en un año particular, ¿cuánto más hayque gastar en el servicio de taladros? O enotro caso, si la producción en la refinería seincrementa en 10.000 barriles por día,¿cuánto más es necesario gastar en filtros oempaquetaduras?
El tercer paso, una vez establecidos losindicadores y el impacto, en valor monetario2,de cada cambio en la demanda del bien yservicio, consistió en construir las variablescentrales (nivel de actividad) sobre las quelos indicadores dependerían en el periodo
2009-2020. Estos incluyen: número de pozosexploratorios, número de pozos en producción,producción en barriles equivalentes, carga arefinería, kilómetros de sísmica y longitud deductos entre 2009 y 2020. Estos datos seelaboraron en forma consistente con los tresescenarios anteriormente mencionados.
Finalmente, en el cuarto paso se relaciona-ron los indicadores con los escenarios pro-nosticados para construir la demanda futu-ra de cada uno de los 38 bienes y serviciosseleccionados.
El equipo de CRU Strategies limitó losindicadores a relacionarse con sólo cincovariables centrales, a saber:
1. Producción de hidrocarburos
a. Producción en campos actuales
b. Nueva producción de crudo on-shore.
c. Nueva producción de gas naturaloff-shore.
d. Nueva producción de gas naturalon-shore.
2. Carga a refinerías
3. Número de pozos
a. Nuevos pozos exploratorios.
b. Nuevos pozos de producción.
c. Nuevos pozos de desarrollo.
3.1 Estimación de los indicadores
4. Kilómetros de sísmica
5. Longitud de ductos (transporte dehidrocarburos hasta refinerías y puertos deexportación)
Con estas cinco fuerzas conductoras de laindustria de hidrocarburos es posible estimarla demanda para cada uno de los 38 bienes yservicios críticos. Se puede consultar el listadode los indicadores estimados para el consumode cada uno de los 38 bienes y servicios en lasección 3.3.1 del Informe Final. A continuaciónse explica la metodología utilizada para estimarel nivel de actividad en la industria,determinante para el cálculo de demanda decada bien y servicio analizado.
2 La demanda de bienes y servicio semidió en valor monetario en lugar devolumen o cantidades. Mientras estoes lógico para servicios, para el casode los bienes se podría haber medidoen unidades físicas; sin embargo, setomó la decisión de medir todos losbienes y servicios en valor monetariopara facilitar la comparabilidad entreambos, y también para estar enconcordancia con la disponibilidad dedatos.
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Según cada escenario macroeconómicopropuesto, el precio del crudo tomará un rumbodistinto. El rango de todos los escenarios parael periodo 2009-2020 está entre US$56/bbly US$110/bbl. Los precios de petróleo hancaído rápidamente en el último año y aunquese ha observado un nuevo ciclo positivo en elcorto plazo, no se anticipa que el crudo alcanceniveles tan altos como los observados el año2008.
En el caso Base, el promedio para el precioesperado del crudo en el periodo 2009-2020 es de US$83/bbl. En el corto ymediano plazo (2009-2013) el preciopromedio es de US$79/bbl mientras en el
3.2 El impacto de cada escenario en el precio y enlas variables determinantes del nivel de actividad
largo plazo (2014-2020) es de US$85/bbl.En el caso Optimista se ve un promedio parael precio esperado del petróleo en el periodo2009-2020 de US$93/bbl. En el corto ymediano plazo (2009-2013) el preciopromedio es de US$79/bbl y en el largo plazo(2014-2020) se pronostica un preciopromedio de US$103/bbl. Finalmente, en elcaso Pesimista (el escenario benigno parala macroeconomía mundial) se ve unpromedio para el precio esperado delpetróleo en el periodo 2009-2020 de US$80/bbl. En el corto y mediano plazo (2009-2013) el precio promedio es de US$84/bblmientras en el largo plazo (2014-2020) seproyecta un precio de US$78/bbl.
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Producción de petróleo crudo
En cuanto a la construcción de las funcionesde producción de petróleo crudo seconsideraron, además del precio del mismo,otros factores de forma implícita (tales comodescubrimientos geológicos, competitividadde Colombia a nivel mundial y costos de laindustria). La metodología desarrolladaconsistió en construir curvas para determinarlas tasas de crecimiento anual de laproducción de petróleo crudo en función delprecio del mismo. Dichas curvas se resumenen la siguiente figura.3
Utilizando las curvas anteriores es posiblederivar las producciones asociadas a lascurvas de precios. Para esto se debe utilizarla siguiente ecuación, que relaciona laproducción de un año cualquiera t, Qt, conel precio del año en cuestión Pt – a través
3.2.1 Producción de hidrocarburos
de la tasa de crecimiento anual, r(Pt) – y laproducción del año anterior, Qt-1:
Qt = Qt-1 · ( 1 + r(Pt) )
Con esta ecuación, las curvas de crecimientoen función del precio del crudo, y suponiendoen los tres escenarios una producción inicialen 2009 de 650.000 bbl/d, es posible derivarlas curvas de producción para los casosBase, Optimista y Pesimista.
3 Estas curvas fueron derivadas con elconocimiento experto del equipo deCRU Strategies con base en el estudiode las relaciones históricas de la tasade crecimiento de la producción y elprecio del petróleo crudo, conocimientode la geología de los depósitos,revisión de los precios de gatillo parala inversión de distintas empresas delsector, entre otras fuentes. Aunqueen un principio se evaluó la posibilidadde construir un modelo econométricopara relacionar la producción de petróleocrudo con el precio de este commodity,se descartó tal posibilidad por carecerde variables históricas relevantes(tales como el costo de producción) ydeterminar que el pasado de estaindustria no constituye un buenindicador del futuro (debido a cambiosestructurales tales como la creación dela ANH, que entró en funcionamientorecién en 2004).
Las curvas así derivadas permiten asociarlos escenarios a crecimientos anualescompuestos de 4,0% (Optimista), 2,6%(Base) y -0,5% (Pesimista). Estos aumentospromedios se encuentran dentro de losrangos históricos de crecimiento. De hecho,si se toma el crecimiento anual compuesto
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Producción de gas natural
Hoy en día parece existir un potencialinteresante para la producción de gas naturalen Colombia – especialmente off-shore.Basado en los últimos datos de la ANH,CRU Strategies estima que se produciránaproximadamente 160.000 bble/d de gasnatural en 2009 en todos los escenarios(equivalentes a 900 mpcd). La tendenciageneral es hacia la disminución de depósitosproductivos en el on-shore en el largo plazo4,y por esta razón se estima que la mayoría
4 Aunque la presencia de nuevospozos productivos de gas natural on-shore no se descarta del todo,dependerá crucialmente de nuevosdescubrimientos. Debido al alto gradoespeculativo de estos, se prefirió dejarfuera del análisis esta posibilidad.
shore colombiano. Se ha excluido el off-shorede la proyección de petróleo crudo pues, porun lado, los expertos creen que los descubri-mientos que pudieran materializarse en lacuenca del Sinú probablemente corresponde-rían a gas natural, y, por otro lado, la inclu-sión de los mismos no debiera tener un im-pacto significativo en la demanda de los bie-nes y servicios identificados en este estudiocomo críticos.
del crecimiento después de 2012 seráproducido por plataformas off-shore.
En la construcción de las funciones de pro-ducción de gas natural se consideraron tresfactores principales. El primero guarda rela-
cada doce años consecutivos (para sercomparables con el periodo 2009-2020)desde 1980 a la fecha, el aumento máximofue de 12,0%, registrado en el periodo 1985-1996. Por otro lado, el menor crecimientofue de -1,1%, registrado entre 1996 y 2007.
Desde el punto de vista geológico, las reser-vas que sustentan las producciones anterio-res se supone provienen únicamente del on-
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ción con la producción de los campos ac-tuales, la que fue obtenida del estudio deArthur D. Little. En segundo lugar, para elgas que acompaña a la explotación de cru-do se utilizaron datos históricos para asig-nar a cada barril de petróleo crudo nuevoproducido, una fracción equivalente a 0,077barriles de petróleo crudo equivalente de gasnatural. El tercer factor guarda relación conque, tanto en los escenarios Base comoOptimista, se consideró el descubrimiento yproducción de nuevos campos de gas off-shore. En ambos escenarios se supuso quela producción off-shore se iniciaría el año2013 (dado el avance en la exploración ytiempo de desarrollo de los campos pareceimprobable que éstos pudieran entrar an-
tes), y se diferenciaron en que mientras enel escenario Optimista la producción anualva de 10.000 barriles de crudo equivalentepor día en 2013 a un máximo de 40.000barriles de crudo equivalente por día (conuna tasa de crecimiento anual de 50%), enel escenario Base la producción crecería des-de igual nivel y con equivalente tasa de cre-cimiento anual, pero a un máximo de 20.000barriles por día.
Con la consideración de los tres factoresanteriores a continuación se presentan lascurvas de producción de gas natural enfunción del precio del crudo, y suponiendoen los tres escenarios una producción en2009 de 160.000 bble/d.
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Cabe destacar que en todos los escena-rios existe un crecimiento significativoentre 2009 y 2012 basado en las carac-terísticas de las zonas productivas ac-tuales. La tasa de crecimiento anual parael caso del gas natural sería de 1,8% enel caso Optimista, porcentaje que dacuenta del menor crecimiento respecto ala producción de petróleo crudo en igualescenario. En el caso Base se estima uncrecimiento anual de 0,2% en el mismoperiodo, mientras en el caso Pesimistase espera una disminución de la produc-
ción al año 2020 respecto al año 2009de 2,3%.
Producción total de hidrocarburos
Con base en las producciones anteriormentederivadas , es posible construir las curvasde producción de hidrocarburos en Colombiapara cada uno de los tres escenarios consi-derados (Base, Optimista, Pesimista). Dichascurvas permiten asociar los escenarios a cre-cimientos anuales compuestos de 3,6% (Op-timista), 2,1% (Base) y -0,8% (Pesimista).
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3.2.2 Carga a refineríaHay dos refinerías de producción significativaen Colombia: Barrancabermeja y Cartagena.Por el alto costo de inversión requerido paraconstruir una nueva refinería y el largo tiempoque transcurre entre evaluar el proyecto,financiarlo y eventualmente construirlo, la pro-yección de demanda bajo ningún caso cuenta
con nuevas refinerías en Colombia adiciona-les a los planes que hoy se están llevando acabo (modernización de Barrancabermeja yexpansión de Cartagena). En términos de vo-lumen se espera que las dos refineríasincrementen su capacidad de acuerdo con elPlan Estratégico 2015 de Ecopetrol.
3.2.3 Número de pozos
Tanto para el caso Base como Optimista seconsidera que la capacidad de refinación deColombia va a incrementarse en 6.000 bbl/den 2013 (Barrancabermeja) y otros 70.000bbl/d en 2014 (Cartagena). En el caso Pesi-mista, se espera que la modernización de Ba-rrancabermeja se lleve a cabo según lo plani-ficado, es decir, en 2013 con un incremento
de capacidad de 6.000 bbl/ d. En este esce-nario, no obstante, se produciría un atraso deun año en la expansión de Cartagena.
Para todos los efectos de cálculo seconsideró que un nuevo pozo de producciónes capaz de producir en promedio 1.500bble/d de hidrocarburos. En cada escenario,
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5 El factor de éxito se define como elporcentaje de pozos perforados queterminan siendo productivos según ladefinición aquí utilizada de pozo pro-medio. Se entiende que entre los años2003-2008 el factor de éxito en Colom-bia era 39,5%. Cabe notar que estefactor está medido porla ANH , y esdistinto al aquí utilizado pues conside-ra como pozo exitoso aquel donde laperforación resulta en crudo o gas natu-ral. El modelo de CRU Strategies cuen-ta con un factor significativamente me-nor considerando que para que una per-foración sea exitosa no solo tiene queresultar en hidrocarburos, sino que tam-bién debería facilitar un pozo producti-vo sustentable. Además, se estimaque con los altos precios de petróleo delos últimos dos años, se ha desarrolla-do producción en zonas bien explora-das con poco riesgo, zonas que handisminuido sucesivamente y que no sevan a encontrar en la misma forma en lapróxima década.
el número de pozos de producción es unafunción de la producción atribuible a nuevospozos. Sin embargo, se mantiene un factorde éxito bajo para todos los escenarios, elcual es de 25%5. También se ha eliminadoel impacto de producción adicional dehidrocarburos en el off-shore, porque se
estima que para el desarrollo off-shore lasempresas proveedoras locales tendrán engeneral – para los bienes y servicios críticosconsiderados en este estudio – una bajainjerencia producto de su inexperiencia en laproducción de bienes y servicios tanespecíficos, como los requeridos en este sector.
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También se ha considerado el impacto enla demanda de bienes y servicios por partede la perforación de pozos de desarrollo.El número de pozos de desarrollo perfora-dos en un año particular está relacionadocon múltiples variables; principalmente elprecio del crudo y la necesidad de mejorarel factor de recobro. Sin embargo, el núme-ro de pozos de desarrollo perforados y lascaracterísticas de estos pozos dependen de
la complejidad del campo particular. Parasuperar esta divers idad e l supuestode CRU Strategies es que el número depozos de desarrollo perforados está rela-cionado con la producción total de cru-do. Empezando con un número de 510– el pronóstico para el año 2009 – estospozos se proyectan con base en el cam-bio porcentual anual de producción de cru-do hasta 2020.
Para objeto del pronóstico se supone que laactividad sísmica depende del número de po-zos exploratorios nuevos. Se ha estimado quehistóricamente se han necesitado aproxima-
3.2.4 Kilómetros de sísmica
damente 81,7 km de sísmica 2D equivalentepara cada nuevo pozo exploratorio desarro-llado en Colombia. Esta estimación incluyesísmica exploratoria y de desarrollo.
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Los ductos de transporte de hidrocarburosevaluados en este proyecto son los que co-nectan los campos productivos con refine-rías, con otros campos productivos, conestaciones intermediarias o con centros detransporte, normalmente en puertos de al-macenaje para hidrocarburos de exporta-ción. El análisis no incluye gasoductosconstruidos para comercialización directade gas natural ni poliductos de comerciali-zación en la etapa que sigue a la carga arefinería.
Hoy día, y por varias razones, entre otras, ladisminución en la producción de ciertoscampos, la industria de hidrocarburos deColombia está subutilizando los ductosinstalados. En 2008, el ducto promedio tuvoaproximadamente 60% de utilización efectivay en la red de oleoductos no se observaron«cuellos de botella» significativos. Por estarazón, el análisis de CRU Strategies se
concentra en expansiones posibles en la zonaoriental del país, donde hasta el momentotodos los hidrocarburos son transportadosde modo terrestre (por medio decarrotanques).
En todos los casos, se integró el oleoductoRubiales-Monterrey de 288km, con capacidadde 160.000bbl/d, cuya construcción seterminó en septiembre de 2009.
En el caso Optimista, además se proponeque el gobierno de Colombia facilite la co-laboración entre productores de las zonasdel oriente y la integración de Ecopetrolcon la industria privada para hacer posiblela construcción de este importante oleo-ducto dando posibilidades a la inversiónexploratoria en estas áreas contempladasen los bloques del mapa de tierras. Comoresultado, el caso Optimista considera laconstrucción de otro oleoducto aún más
3.2.5 Ductos
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3.3 Estimación de la demanda de bienes y servicioscríticos
largo, con un primer segmento entre Coro-cora y Tauramena, y otro segmento entreTauramena y Apiay. Estos dos segmentostienen una longitud de 388km y serviríanpara conectar la parte norte de la zonaorienta con la red de oleoductos ya esta-blecidos. Se considera la construcción deeste oleoducto en el escenario Optimista
Como resultado de los pronósticos reali-zados, el gasto total esperado por partede la industria de hidrocarburos de Co-lombia para los 38 bienes y servicios con-siderados críticos depende en gran medi-da del escenario considerado. En el casoOptimista el gasto total anual aumentaríade los actuales US$5.068 millones en elaño 2008 a alrededor de US$6.353 millo-nes en el año 2020, mientras el caso Pesi-mista tiene un rango de gasto total entreUS$5.068 millones en 2008, el cual dismi-nuye a US$3.580 millones en el año 2020.
debido a un crecimiento de demanda paraeste modo de transporte en la zona Oriental.
En los casos Base y Pesimista no se prevé laconstrucción de oleoductos adicionales en elpaís, ya que el incremento de producción enlos sectores de interés no permite suficientecrecimiento en la producción.
Cabe destacar que a pesar del reducido nú-mero de bienes y servicios examinados eneste estudio, éstos dan cuenta de entre un53% y 63% del gasto total de la industriade hidrocarburos de Colombia en el año 2008,incluyendo las etapas de exploración, pro-ducción, transporte y refinación6. Estorefuerza la importancia de los bienes y servi-cios seleccionados en este estudio, y valida
6 Estos porcentajes se derivaron a partirdel gasto total de la industria en bienesy servicios en 2008 (entre 8.100 y 9.500millones de dólares).
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el proceso de selección de los mismos (queno incluyó gastos contables sino únicamentepercepciones de diversos actores relevantesde la industria).
Es importante notar que la composicióndel gasto total en cada uno de losescenarios, sin embargo, se encuentrasustancialmente sesgado hacia el sector deservicios por sobre el de bienes. Es asícomo, dependiendo del escenarioconsiderado, los servicios críticos explicanentre el 80% y 85% del gasto total anualpromedio para el periodo 2009-2020,mientras los bienes críticos explican entre15% y 20% en el mismo periodo.
Los resultados sugieren que la trayectoria quesiga la macroeconomía mundial es fundamen-tal para la industria de hidrocarburos en Co-lombia y en particular para la demanda debienes y servicios críticos. La diferencia engastos totales en los 38 bienes y serviciosentre el caso Optimista y el caso Pesimista
es US$19.292 millones durante el periodo2009-2020. Es decir, el margen de incerti-dumbre entre el caso Optimista y Pesimistaen el año 2020 es de US$3.003 millones.
Durante el periodo 2009-2020 se esperaque el caso Optimista exhiba un crecimientoabsoluto de US$2.251 millones. Se proyectaun crecimiento robusto con pocas caídasanuales. Así, el caso Base exhibe unincremento absoluto de US$912 millonesen el mismo periodo, mientras en el casoPesimista se espera una caída en gastostotales anuales durante el periodo, lo quesignifica una disminución absoluta deUS$752 millones, entre 2009-2020. Entodos los casos se puede observar un picode crecimiento en el año 2014 para los casosBase y Optimista, y el año 2015 en el casoPesimista. Estas alzas están asociadas conlos gastos coyunturales asociados de laexpansión de la refinería de Cartagena (y enparticular con el servicio de construcción ymontaje).
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En términos del valor asociado a cada eta-pa de la cadena de producción, es posibleagrupar los bienes y servicios en tres:refinación, producción y transporte, y ex-ploración. La etapa donde se concentra elmayor gasto de estas tres es producción ytransporte, que constituye aproximadamen-te 69% del total en el año 2009. Explora-ción y refinación constituyen 24% y 7% delvalor total en el mismo año (caso Base).
En la etapa de refinación se proyecta uncrecimiento CAGR de 1,7% en los casos Basey Pesimista, y un crecimiento CAGR de 1,8%en el caso Optimista. En la etapa de
producción y transporte se ve un crecimientopositivo de entre 3,9% en el caso Optimista,mientras en el caso Base se puede observarun CAGR de 1,6% en el mismo periodo. Enel caso Pesimista se observa una declinaciónde producción que resulta en un CAGR de -2,6% durante el periodo 2009-2020. Es enla etapa de exploración donde se consideraque hay mayor potencial de disminución deactividad. En el caso Optimista se proyectaun crecimiento de 5,2% en exploracióndurante el periodo de proyección. En los casosBase y Pesimista se proyecta un CAGR de1,3% y -4,4%, respectivamente, durante elperiodo 2009-2020.
Las estimaciones de consumo en bienes yservicios críticos para el periodo 2009 -2020 pueden consultarse en la sección 3.6del Informe Final.
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32 Con el fin de analizar la oferta de bienes yservicios seleccionados como críticos parala industria de hidrocarburos en Colombiase confeccionó el formulario denominado«Encuesta de caracterización de la ofertalocal de bienes y servicios críticos de lacadena de valor de la industria dehidrocarburos en Colombia». Esta encuestafue elaborada por CRU Strategies, y eltrabajo de campo estuvo a cargo de la ANDI,la cual contrató para realizar este trabajo ala empresa Sistemas Especializados deInformación S.A. (SEI S.A.), que estuvo a
Análisis de la oferta debienes y servicios críticos4.
cargo de la gestión y desarrollo del procesode entrevistas con las distintas empresasencuestadas.
Cabe señalar que en el caso de la oferta elanálisis se limita a 36 bienes y servicios,en lugar de los 38 estudiados por el lado dela demanda, pues 2 de ellos resultaron notener oferta local. Los bienes y serviciosexcluidos del análisis de la oferta son:mantenimiento paradas plantas derefinación (11)7 y certificación de reservasde crudo y gas (33).
7 De hecho, cuando hay muchasempresas ligadas a los servicios demantenimiento necesarios una vez quese detienen las plantas de refinación,lo cierto es que no se identificóempresa alguna en el país capaz deofrecer dicho servicio de forma integral.
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SEI S.A. recibió un listado de 250 empresasvinculadas a 36 bienes y servicios diferentes,elaborado por la ANDI y CRU Strategies, loque conformó el marco muestral para larealización del estudio. Con esto, luego derealizado el trabajo de campo, se obtuvo unatasa de respuesta de 72%, logrando SEI S.A.entrevistar a 180 empresas en total, de lascuales 175 empresas fueron catalogadas comoválidas para el análisis (5 empresas resultaronser comercializadoras y no productoras).
El total de encuestas – incluyendo las 5descartadas – se desarrolló en 23 ciudadesde Colombia. De interés aparece el hecho deque, no existiendo operaciones de exploración,producción, transporte o refinación en Bogotá,la distribución geográfica de las encuestasestuvo altamente concentrada en esta ciudad,
Al momento de comenzar con el análisis deresultados encontrados a partir de la encuestadesarrollada, se observó una alta variabilidaden gran parte de las respuestas dadas porlas empresas productoras de los mismosbienes o servicios, especialmente cuando seles preguntaba por sus percepciones respectoa la industria en la que participan. Estogeneró la necesidad de investigar y analizarla naturaleza de las empresas entrevistadas,dado que una posible razón de la altavariabilidad encontrada en las respuestas eraque las empresas simplemente nopertenecieran a la industria del bien o servicioen cuestión.
Se examinó la muestra inicial de las 175empresas encuestadas, analizando el foco
4.2 Filtro previo al análisis de la información recolectadade sus respectivos negocios, en particularreferido a los productos relacionados queproducían. Después de este análisis, seencontró que efectivamente había empresascuyos productos relacionados a los bienesy servicios respectivos quedaban fuera delcontexto previamente definido para losmismos, lo que explicaba la existenciade información dudosa proveniente de lasrespuestas de la encuesta. Por esto, ydado que para realizar el análisis deforma confiable es preferible tener unmenor número de empresas pero conrespuestas más confiables, se realizó unfiltro para eliminar aquellas encuestas debienes y servicios que no calificaran deacuerdo a l contexto anter iormenteestablecido.
abarcando 115 empresas (lo que representacasi 64% del total).
El diseño de la encuesta requirió que el perfilde los entrevistados fuera el de ejecutivosque ocuparan los más altos cargos dentrode las empresas. Esto, básicamente debidoa que los altos mandos de cada empresasuelen tener una percepción más confiableque los ejecutivos de rangos menoresrespecto a la industria en la que participan.En línea con esto, resultó que dentro delos entrevistados el 84% ocupa cargos denivel gerencial, o son representantes legaleso directores de algún tipo dentro de laempresa, lo que demuestra que losentrevistados cumplen – en su mayor parte– con el perfil para el cual fue diseñada laencuesta.
4.1 Revisión de antecedentes de la encuesta
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De esta forma, todos los resultados quesiguen se desarrollaron con base en lamuestra filtrada de 130 empresas, las queen total contestaron 267 encuestas (algunasempresas respondieron más de unaencuesta, cuando la misma empresa es
4.3 Caracterización de las empresas proveedoras
Para el proceso de caracterización deempresas proveedoras se analizan en detalleciertas preguntas clave dentro de laencuesta, las cuales reflejan puntosrelevantes a considerar para unadeterminación robusta de las empresasproveedoras en general. Esta consta delestudio de distintos parámetros basados
proveedora de más de un bien o servicioanalizado), cada una de ellas dirigida a losdistintos bienes y servicios de losconsiderados en este estudio como críticospara la industria de hidrocarburos enColombia.
en algunas de las preguntas y respuestasde la encuesta realizada. Los parámetrospara la caracterización de las empresasproveedoras, junto con las respectivaspreguntas desde donde se uti l iza lainformación para su análisis, se muestranen la tabla a continuación.
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Al clasificar las empresas según rangos deventas, se observa que éstas se concentranen el rango de 0 a 5 millones de dólares, elcual abarca más que tres cuartas partes deltotal (totalizando 267 encuestas). Por suparte, las categorías de ventas entre 5 y
4.3.1 Distribución y crecimiento de ventas
10 millones de dólares y más de 10 mi-llones de dólares concentran 11% y 12%de los bienes y servicios, respectivamente(lo que a su vez totaliza, en el mismoorden, 30 y 32 encuestas para cada cate-goría).
En cuanto a la dependencia de las distintasactividades del sector de hidrocarburos seobserva que 28% de los bienes y serviciosreporta una participación de sus ventas alsector de hidrocarburos entre 1% y 25%.Así mismo, 28% de los grupos de bienes yservicios reporta una participación en estesector entre 26% y 50% de las ventastotales. 44% de los bienes y serviciosrestantes reporta ventas destinadas al sectorde hidrocarburos mayores que 50% de lasventas totales, lo que indica que menos dela mitad de los productos vendidos son
dependientes mayoritariamente del sector dehidrocarburos.
Por otro lado, al analizar cada uno de los36 bienes y servicios encuestados de formaseparada, se observa que el 50% de estostuvieron un crecimiento de ventas entre losaños 2007 y 2008 superior al crecimientopromedio registrado durante los últimos 10años, lo que está claramente relacionado alboom que tuvo la industria de hidrocarburosdurante los tres primeros trimestres del año2008.
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Para analizar cómo se concentran las utili-zaciones de capacidad instalada de cadauno de las 267 encuestas de bienes y servi-cios provistos, se genera una clasificaciónde la utilización según rangos. Estos ran-gos determinarán cuatro categorías distin-tas, a saber:
· Utilizaciones dentro del rango de 0%y 25%
4.3.3 Distribución de porcentaje de utilización de capaci-dad instalada
Para ver cómo se distribuyen los empleadospara las 130 empresas durante el año 2008,las cuales totalizan 34.526 trabajadores,se partió de una clasificación de lasempresas, según el tamaño de la misma,los cuales están definidos en la Ley 205 delaño 2004 (la cual es la modificatoria de laLey 590 del año 2000). Estos tamañosdeterminan en este análisis tres categoríasdistintas de empresas, a saber:
· Micro/Pequeñas empresas. Definidascomo aquellas empresas con plantade personal no mayor a 51trabajadores.
· Medianas empresas. Definidas comoaquellas empresas con planta depersonal entre 51 y 200 trabajadores
· Grandes empresas. Definidas comoaquellas empresas con planta depersonal no menor a 201 trabajadores
De esta manera, al generar la clasificaciónde tamaños de empresa según la cantidadde empleados durante el año 2008, se ob-serva una distribución casi perfectamente
dividida entre las tres categorías de empre-sas, donde la micro/pequeña empresa con-centra 33% del total de empresas, la me-diana empresa concentra otro 34%, y fi-nalmente las grandes empresas represen-tan el restante 33%. Esto demuestra laheterogeneidad de tamaño (en términos deempleados) de las empresas proveedorasde la industria de hidrocarburos.
En cuanto a la clasificación de gradosacadémicos del total de empleados, seobserva que 13.155 de ellos son personalno calificado, y los restantes 21.371empleados corresponden a personalcalificado. Es decir, 63% del total deempleados posee algún tipo de gradoacadémico, ya sea de nivel técnico osuperior. Dentro del total de mano de obracalificada, la mayor parte es personal connivel técnico (10.160 empleados), a lo quele sigue el personal con nivel profesional(8.272 empleados). Por su parte, elpersonal con nivel de postgrado – esto es,magíster y/o doctorado – representa sóloun 3% del total de mano de obra calificada(647 empleados).
4.3.2 Distribución de los empleados
· Utilizaciones dentro del rango de26% 50%
· Utilizaciones dentro del rango de51% y 75%
· Utilizaciones dentro del rango de76% y 100%
Asimismo, se estudia la oferta de bienes y deservicios de forma separada, y se analiza la
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frecuencia observada tanto de los bienescomo de los servicios provistos de maneraindependiente. Cabe notar que la muestra de267 encuestas de bienes y servicios estácompleta, no habiendo proveedores que serehusaran a entregar esta información. Eneste caso, la muestra se divide en 109encuestas correspondientes a bienes y 203encuestas correspondientes a servicios.
De esta manera, al generar el histograma conlas frecuencias observadas de cada una de
las categorías ya expuestas, se observa quelos porcentajes de utilización de la capacidadinstalada se distribuyen concentrándose enutilizaciones altas (mayores a 75%). Esteresultado se extiende tanto para los bienescomo para los servicios, donde más del 65%del total de bienes y 66% del total de serviciosmuestran utilizaciones que superan el 75%de la capacidad instalada.
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Para analizar los factores que explican el lide-razgo competitivo de la empresa líder en cadaindustria de bienes y servicios, se estima elporcentaje de aprobación que los encuestadosle dan a distintos factores detrás del lideraz-go de la que consideran es la empresa líder desu sector. Así, ante los distintos factores plan-teados, se calcula la fracción de encuestados
4.3.4 Factores detrás del liderazgo competitivo
en cada industria que creen que cada factorestá efectivamente relacionado al éxito de laempresa líder de su industria.
Los factores analizados, junto con lasrespectivas preguntas desde donde se extrajola información para su análisis, se muestranen la tabla a continuación.
En resumen, al calcular el porcentaje deaprobación de cada uno de los factoresplanteados, se observa que los encuestadosno comparten en general la visión de quela empresa l íder de su industria secaracteriza por tener bajos costos. Por suparte, dentro de la industria de bienes sedestaca el hecho de que más de la mitadde los encuestados opina que el prestigiointernacional y el acceso a fuentes definanciamiento son una característica
relevante de la empresa l íder en suindustria. Por otro lado, los factores dadospor la calidad del bien o servicio y laexperiencia y conocimiento en el sector dehidrocarburos se destacan por su alto gradode aprobación, reflejando su importanciapara lograr competitividad en las industriasproveedoras tanto de bienes como deservicios. Es más, para estos dos factorestodos los servicios provistos tienen unporcentaje de aprobación superior al 80%.
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En la sección 5.5 del Informe Final se detallael análisis de otros factores relevantes paracaracterizar a la oferta de bienes y serviciosde origen privado. Entre estos destacan losfactores determinantes de las exportacionese importaciones, así como la estrategia devariación del portafolio de las empresas.
Adicionalmente, se generaron fichas deinformación de la oferta en Colombia paracada una de las 36 industrias de bienes yservicios examinadas. Cada ficha contiene
4.3.5 Otros análisisinformación referente al número de empresasentrevistadas, certificaciones de lasempresas, porcentaje de los gastosincurridos por las empresas que sonrealizados en Colombia (el resto provienede importaciones), ventas y crecimiento delas mismas, comercio (exportaciones eimportaciones de los bienes y servicios) ycapacidades productivas (utilización de lacapacidad instalada y capacidad futura enfunción de la demanda por el bien y serviciosdel año 2008).
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Identificación de brechasy cuellos de botella5.
El cálculo de la brecha entre demanda yoferta es uno de los hitos más críticos deeste estudio. Forma parte integral del análisisde competitividad que sigue en el capítulo7, y actúa además – para los participantesde las distintas industrias de bienes yservicios analizados – como pronóstico dela necesidad de invertir en nueva capacidaddurante el periodo 2009-2020. Dicho seade paso, este sería el único pronóstico deeste tipo en Colombia, por lo que en símismo constituiría un avance en estaimportante área de planificación.
Cabe señalar que el estudio de brechas con-sidera únicamente 36 de los 38 bienes yservicios críticos derivados en este estudio.Esto, debido a que, como se mencionó an-teriormente, para 2 de ellos (mantenimien-to de paradas en plantas de refinación ycertificación de reservas de crudo y gas) nose identificaron empresas en Colombia quepresten dichos servicios.
La ecuación básica utilizada para el cálculode la capacidad actual de la oferta localviene dada por la siguiente:
[1]
Donde Kt es la capacidad de empresascolombianas para producir un bien o servicioen el año es la demanda total en Colombiade dicho bien o servicio en el año , son lasimportaciones en el año ,8 y es el porcentaje de utilización, calculado por elpromedio ponderado de la capacidadinstalada de la industria en el año .
La utilización de capacidad para producir elbien o servicio bajo consideración para laempresa - se calculó como un promedioponderado por las ventas de cada empresadel sector. De esta forma, su cálculo vienedado por la multiplicación de las ventastotales de cada empresa (VTi) por elporcentaje de utilización de la capacidadinstalada de la misma (Ui), y la división deesto por la suma de ventas totales (VTi). Loanterior se puede expresar mediante lasiguiente ecuación:
[2]
,
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Finalmente, con el objetivo de estimar la ca-pacidad de cada una de las industrias en elaño 2008, de forma indexada a la demanda,se utilizó para el primer término de la fórmula[1], , el valor de 100 para todas las indus-trias de bienes y servicios analizadas. Deesta forma, el índice de capacidad para elaño 2008 es menor a 100 cuando la capa-cidad de la industria local es menor a la
demanda de dicho año, y superior a 100 sies mayor.
Con el objetivo de actualizar la capacidad delaño 2008 para el futuro, se complementó elíndice calculado adicionando todas las inversio-nes de capital comprometidas por las empresasencuestadas del sector durante el periodo 2009-2020 (ver sección 6.2.2 del Informe Final).
El cálculo usado viene dado por el índice decapacidad de producción menos el índice dedemanda. Cabe señalar que, mientras se pro-yecta sólo un caso de capacidad de produc-ción entre 2009-2020 (actual más inversio-nes comprometidas), existen tres escenariosde demanda (Base, Optimista, Pesimista).
Un análisis de estas tablas permite ademásdestacar la presencia de cinco tipos deindustrias de bienes y servicios según laevolución de sus brechas:
1. Bienes y servicios que no exhibenuna brecha durante ningún año delperiodo.
2. Bienes y servicios que exhiben unabrecha durante todos los años delperiodo.
3. Bienes y servicios donde existe unabrecha al principio del periodo quedisminuye y/o desaparece hacia elfinal del periodo.
4. Bienes y servicios donde no existeuna brecha al principio del periodopero donde una brecha aparecedurante la década y crece hacia elfinal del periodo.
5.1 Cálculo de la brecha, 2009-2020
5. Bienes y servicios donde aparece unao varias brechas de forma irregulardurante el periodo.
Como era de esperar, en el caso Optimistase encuentran mayor cantidad de brechas,y de mayor magnitud, que en los casosBase y Pesimista. En particular, se puedeobservar que en el caso Optimista de de-manda existe un mayor número de ocu-rrencias de los tipos 2 y 4 anteriormentemencionados comparado con el casoBase, mientras el caso Pesimista exhibemás ocurrencias de los tipos 1 y 3 com-parado con el caso Base.
La brecha total entre capacidad de ofertay la demanda de los diferentes bienes yservicios sólo presenta un crecimiento parael caso Optimista. En el caso Pesimista,como consecuencia de la disminución enla producción de hidrocarburos en Colom-bia se aprecia un decrecimiento de la bre-cha. En el caso Base se puede notar unatendencia de crecimiento moderado en labrecha total.
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Aun cuando la utilización de índices de ofertay demanda facilita notablemente laexposición de los resultados (sin afectarnegativamente los mismos), el que varíe añoa año dificulta el uso de la misma para medirla oportunidad que se genera para aumentarla capacidad en cada una de las industriasanalizadas. Con el objetivo de simplificardicho análisis, es posible construir unindicador único de brecha (referido de aquíen adelante simplemente como brecha),utilizando la siguiente fórmula:
[3]
5.2 Resumen de la brecha, 2009-2020
Donde es la brecha en el año calcu-lada como la diferencia entre el índice de capacidady de demanda de ese año y corres-ponde al índice de capacidad de producciónpara el año 2008. De esta forma, la brechacalculada por la fórmula [3] no es otra cosaque la brecha promedio de cada industria debien o servicio para el periodo 2009-2020(12 años) normalizada por la capacidad dedicha oferta en el año 2008. De aquí, porejemplo, una brecha de 0,25 equivale a unademanda que, en promedio para el periodo2009-2020, superará en 25% a la capacidadde producción local en el año 2008.
En el informe final se presenta la brecha entredemanda y capacidad de oferta estimada porCRU Strategies para cada uno de losescenarios. Las celdas rojas representan una
oportunidad para incrementar la oferta enColombia del bien o servicio crítico, mientrasceldas en verde significan que puede existiruna sobrecapacidad en la oferta local.
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Análisis de competitividad ypriorización de bienes y servicios
Con el objetivo de analizar la competitivi-dad de los bienes y servicios anteriormenteseleccionados, para luego identificar unaestrategia para cada uno de ellos, se desa-rrolló una metodología cuya finalidad es iden-tificar aquellos bienes o servicios cuyas bre-chas generarían en el futuro oportunidadesinteresantes de inversión, y donde la indus-tria local puede ser considerada competiti-va frente a las importaciones, ambas razo-nes que sustentarían la decisión de invertiry hacer crecer la industria local colombia-na. Para realizar el análisis de competitivi-dad, se utilizaron las brechas derivadas dela comparación de la demanda y oferta (versección anterior), para medir parte del atrac-tivo de la industria.
Adicionalmente a la brecha, para realizar elanálisis de competitividad en el Informe Final(sección 7.2.1 del informe) se estima lacalidad de la brecha (con base en el análisisde Porter), así como las fortalezas de la
industria colombiana para cada uno de los36 bienes y servicios examinados por el ladode la oferta. Para la estimación de dichosparámetros se utilizaron distintos datos delas empresas proveedoras recolectados enla «Encuesta de caracterización de la ofertalocal de bienes y servicios críticos de lacadena de valor de la industria dehidrocarburos en Colombia».
La metodología utilizada para el análisis decompetitividad consiste en la adaptación dela conocida «Matriz atractivo de la industria/ fortaleza del negocio» (ver por ejemplo ellibro de Arnoldo Hax y Nicolás Majluf«Estrategias para el liderazgo competitivo»,Ediciones Gránica, 1997). Esta matriz esampliamente utilizada en los negocios puespermite analizar los bienes y servicios deuna compañía desde dos perspectivasdistintas: una externa y otra interna,mediante el análisis del atractivo de laindustria y las fortalezas del negocio,
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respectivamente. Una de las principalesventajas de utilizar esta matriz consiste enla posibilidad de poder manejar una grancantidad de información de forma gráfica,lo cual simplifica notablemente el análisis ypriorización de los bienes y serviciosexaminados.
La adaptación de esta matriz consistió enreemplazar a la compañía por Colombia, y elportafolio de bienes y servicios que lacompañía produce por las respectivasindustrias productoras de bienes y serviciosen el país. Cabe señalar además que aunqueesta matriz mide tanto el atractivo como lasfortalezas de las industrias locales en uninstante dado, la adaptación aquí utilizadaconsidera un horizonte de tiempo de 12 años
para la validez de la misma (2009-2020).De aquí que su lectura deba ser hechatomando esto último en consideración.
La matriz atractivo de la industria / forta-leza de la industria local se derivaa partir de dos ejes ortogonales. El eje ho-rizontal muestra el atractivo de la indus-tria, y crece de derecha a izquierda (en sen-tido contrario al usual). El eje vertical pre-senta la fortaleza de la industria local, ycrece de abajo hacia arriba. Luego se divi-de tanto el eje horizontal como vertical entres partes equivalentes, resultando unamatriz con nueve casillas, para cada unade las cuales existe una estrategia genéri-ca a seguir, las que se presentan en la si-guiente figura.
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El atractivo de la industria es una evaluacióngeneralmente subjetiva basada en factoresexternos, en general no controlables por lasempresas, que intentan captar la estructuracompetitiva de la industria en la que operan.
Pese a su importancia, no existe una guíaestándar de cómo medir el atractivo de laindustria, sino tan solo algunas indicaciones.Para calcular dicho atractivo para unadeterminada industria de bienes o servicios seconsideró en este estudio el análisis de dosfactores: la brecha futura entre la demanda yoferta de bienes y servicios críticos, y la calidadde dichas brechas.
La brecha es el factor primordial del atractivode la industria debido a que ésta indica siexisten o no oportunidades de nueva inversión,y en caso de que exista cuán significativa es.
Por otro lado, la calidad de la brecha se refiereal grado competitivo de la industria en cuestión,
6.1 Atractivo de la industria y fortaleza de la industria local
y por ende está asociado al retorno de lainversión en dicha industria. Aun cuando enciertas industrias se generen brechassignificativas, éstas pudieran no ser muyatractivas si el mercado es perfectamentecompetitivo, puesto que las empresas queinvierten no obtienen más que un retornomarginal de su inversión. La metodologíautilizada en este estudio para medir la calidadde la brecha fue el modelo de las cinco fuerzas,publicado por Michael Porter por primera vezen el artículo «Cómo las fuerzas competitivasForma estrategia» de la Harvard BusinessReview en 1979, donde se postula que existencinco fuerzas que conforman típicamente laestructura de la industria: intensidad de larivalidad entre los competidores, la amenazade nuevos entrantes, la amenaza de sustitutos,el poder de negociación de los compradores yel poder de negociación de los proveedores.Estas cinco fuerzas se interrelacionan entre sí,según se muestra en la siguiente figura.
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Estas cinco fuerzas competitivasdeterminan, en conjunto, la intensidad dela competencia y, por tanto, la rentabilidadde las empresas en la industria. Unaexplicación de cada una de las fuerzas dePorter, así como las fórmulas utilizadas parael cálculo de la calidad de la brecha paracada una de las industrias de bienes yservicios examinadas se presenta en detalleen la sección 7.2.1 del Informe Final.
Por otro lado, la fortaleza de la industrialocal es una evaluación subjetiva basada enlos factores críticos del éxito (FCE), quesiendo en su mayor parte controlables porlas empresas del sector definen la posicióncompetitiva de la industria local para la
producción de un bien o servicio. Es elresultado de la evaluación interna a nivel delnegocio expresada en términos de fortalezasy debilidades principales en la posición actualde cada industria.
Para calcular la fortaleza de la industria localde un determinado bien o servicio seconsideró el análisis de varios factoresinternos (participación de la industria local,acceso a financiamiento, calidad de los bienesy servicios, desarrollo nuevas tecnologías,infraestructura y logística, experienciapromedio en la industria de hidrocarburos,satisfacción clientes). La estimación de lafortaleza de cada industria se detalla en lasección 7.2.2 del Informe Final.
6.2 Priorización de bienes y servicios
Una vez desarrollada la metodología seprocedió a realizar el análisis de priorizaciónde los bienes y servicio para cada de los
casos Base, Optimista y Pesimista. Paraesto se ubicó la posición, dentro de lasnueve casillas de la matriz de atractivo de
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En el caso Optimista, 8 de las industrias debienes o servicios se encuentran en el casilla
de invertir o crecer (I), 12 se encuentra enlas casillas de crecimiento selectivo (II), 9en las casillas de permanencia selectiva (III)y 7 en las casillas de desinversión selectiva(IV). Ninguna industria de bien o servicio seencuentra en la casilla de desinvertir oretirarse (V).
En el caso Pesimista, 2 bienes o serviciosen la casilla de invertir o crecer (I), 6industrias de bienes y servicios se encuentraen las casillas de crecimiento selectivo (II),14 en las casillas de permanencia selectiva(III), 13 en las casillas de desinversiónselectiva (IV) y 1 se encuentra en la casillade desinvertir o retirarse (V).
la industria / fortaleza de la industria local,de cada uno de los bienes y servicioscríticos considerados en este estudio.
En el caso Base, 6 de las industrias de bienesy servicios se encuentra en las casillas invertiro crecer (I). 12 de las industrias de bienes yservicios se encuentra en las casillas decrecimiento selectivo (II), 10 en las casillasde permanencia selectiva (III) y 8 en las casillasde desinversión selectiva (IV). Ningunaindustria de se encuentra en casilla dedesinvertir o retirarse (V).
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6.3 Conclusión
A modo de conclusión, muchas industriasde bienes y servicios para la industria dehidrocarburos en Colombia se encuentranrelativamente bien encaminadas en cuantoa la competitividad de sus bienes y servicios;sin embargo, todavía hay sectores querequieren mejorar esto (aquellos con unafortaleza calificada como baja o media).
Es importante mencionar que el estudio aquíexpuesto es de carácter solamente local(Colombia), por lo que las conclusiones serestringen a dicho alcance. De esta forma,no es posible extender los resultados a laregión (para lo cual se debieran incluir paísestales como Argentina, Ecuador, México, Perúy Venezuela), y por lo mismo la estrategiade exportar bienes o servicios específicos
se propone en calidad de que se investiguesu validez y conveniencia en estudiosposteriores. Esto último podría cambiaralgunas de las conclusiones derivadas delestudio respecto a ciertas industrias debienes y servicios, particularmente aquellasque resultaron ser «poco atractivas» perodonde la industria local presenta un altonivel de desarrollo y competitividad. Luego,se recomienda complementar el presenteestudio con un análisis similar que seextienda a la región, enfocándose enparticular en establecer la competitividadrelativa entre las empresas colombianas ysus pares en los posibles países destino.
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ANEXOS ANDI
Uno de los objetivos del estudio es lograrimpactos reales sobre el mercado de lacadena de hidrocarburos en Colombia. Paraeste fin se construyó un software de fácilacceso que permitirá mantener actualizadala información obtenida durante lainvestigación y que, además, se constituiráen un instrumento de consulta para lasempresas operadoras del sector y para susproveedores de insumos.
Inicialmente y de acuerdo con lainvestigación realizada hasta el momento,el software funciona con los 38 bienes yservicios considerados como los máscríticos o de mayor potencial para laindustria y la economía colombiana. Lainformación disponible comprende: 1) ladescripción y principales características delos bienes y servicios, 2) la ofer ta ydemanda actual y proyectada de los mismos
ANEXO 1SOFTWARE PARA EL MERCADO DE LA CADENA
y 3) los datos públicos de los principalesproveedores.
El software cuenta con tres tipos de usuarios:1) el administrador, que puede modificar yconsultar toda la información, 2) losusuarios generales, que pueden consultartoda la información general disponible y 3)las empresas proveedoras que participaronen la investigación o las que se anexen enun futuro, las cuales pueden consultar lomismo que los usuarios generales y, además,pueden revisar la información que cada unade ellas entregó (sólo la propia, no la de lasdemás). Ni las empresas ni los usuariosgenerales pueden modificar los datos. Elacceso público al software se hará por mediode un sitio Web y tendrá contraseñasprivadas para los usuarios «administrador»y «empresas». El usuario general podráingresar con una contraseña pública.
Este software lo pueden consultar en la siguientedirección: http://www.andi.com.co/hidrocarburos
Para ingresar escriba:Usuario: operadorContraseña: operador
operadoroperador
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Además de los bienes y servicios privadoscríticos para la cadena de hidrocarburos,en este informe se ha estudiado cuáles sonaquellos factores que hoy en día dificultanel desarrollo eficiente de la cadena dehidrocarburos. En el siguiente anexo, queestá desarrollado en el capítulo 4 delinforme final, la ANDI se ha concentradoen identificar aquellos que no dependen dela gestión o actuación del sector privado yque pueden, de una manera u otra, afectarlas actividades del sector de hidrocarburos.
Como objeto de estudio se eligieron comofactores de carácter «público» aspectos ins-titucionales como regalías y factores am-bientales, infraestructura y mano de obra.La metodología para llegar a un diagnósticoporque la determinación de estos factoresse basó en la realización de reuniones ytalleres con los agentes involucrados que
ANEXO 2BIENES Y SERVICIOS PÚBLICOS
permitieron conocer tanto la percepción de losactores del sector (empresas operadoras, em-presas prestadoras de servicios, gremios, aso-ciaciones de profesionales, etc.) como la delas instituciones responsables o involucradasen la determinación o disponibilidad de losfactores a ser analizados.
La ANDI reconoce y agradece la colaboraciónde las diversas organizaciones e institucionesque han colaborado para la elaboración deesta parte del informe, entre otros: Ecopetrol,ACP y empresas afiliadas, Campetrol yempresas afiliadas, Acipet, SENA, UPME,DNP, Petrobras, Petrotesting, San AntonioInternational.
A continuación se presentan las principalesconclusiones recogidas a lo largo de laelaboración del estudio de bienes y serviciospúblicos.
Desde el punto de vista de las normasexistentes en el sector, entorno regulatorio yaspectos institucionales las empresasoperadoras consideran que los temas máscríticos son los referentes a legislación yobtención de permisos ambientales, larelación con comunidades y minorías étnicasy la gestión de las regalías en las regiones.Todos estos factores afectan directa oindirectamente la eficiencia de su operación.
Con respecto a los temas ambientales, lasempresas operadoras reconocen elpermanente esfuerzo del gobierno nacional
NORMATIVIDAD Y ASPECTOS INSTITUCIONALES
para hacer más ágiles y transparentes lostrámites ambientales del sector petrolero.No obstante, en materia ambiental persistenalgunas dificultades para las empresas:incertidumbre frente a áreas protegidasnacionales y regionales, falta de reglas clarasfrente a los pasivos ambientales; obligaciónde pago desproporcionado de tributos, y faltade certeza y celeridad en procesos deconsulta con comunidades étnicas.
Un segundo tema de gran importancia paralas compañías operadoras es la relación concomunidades y con minorías étnicas, en
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particular, el desarrollo de la consulta condichas comunidades. Para las compañías,en la práctica, el desarrollo de las consultases difícil debido a la amplitud y falta deprecisión (regulación específica) de susobligaciones frente a dichas comunidadesen materia de compensación y, a lainexistencia de un marco jurídico claro ypreciso en cuanto al alcance de suresponsabilidad para lograr acuerdos con lascomunidades afectadas.
El tercer tema relevante para las compañíasoperadoras en materia regulatoria es laadecuada gestión de las regalías, pagadaspor empresas operadoras, hacia y en losmunicipios petroleros. La creciente actividaden zonas de influencia de estos municipiosgenera, por una parte, una gran expectativaen cuanto a los recursos a ser generados enbeneficio de la comunidad y, por otra, unasexternalidades derivadas de la exploracióny producción que no siempre son positivas.
En cuanto a las expectativas de las comunida-des, los municipios petroleros esperan que unamayor actividad derive en mayores flujos derecursos, sin embargo, de acuerdo con resulta-dos obtenidos por la IFC y el DNP, municipiosen los cuáles la actividad y pago de regalías hasido constante o creciente en los últimos 15años, aún no cumplen con las metas estableci-das como mínimos aceptables de cobertura ensalud, educación, agua potable y alcantarilla-do. Hasta que estos niveles mínimos de cober-tura no sean alcanzados, los municipios y de-partamentos no pueden destinar recursos pararealizar inversiones en otras áreas, por ejem-plo, en infraestructura.
A este respecto, cabe destacar los esfuer-zos que vienen realizando el DNP, el IFC,Ecopetrol y demás empresas operadoras,en lograr una mejora en la gestión por partede municipios petroleros para la inversiónde los recursos de regalías. Se ha llevadoa cabo un proyecto piloto con cinco muni-cipios que voluntariamente han solicitadoeste apoyo. Es necesario que otros muni-cipios se unan a este esfuerzo en benefi-cio de sus comunidades. No obstante, apesar de lo anterior y a que el DNP haceimportantes esfuerzos para hacer segui-miento al cumplimiento de las metas porparte de municipios y a la inversión derecursos de regalías, éste aún es un temacrítico para las operadoras, quienes seconvierten en el recurso de última instan-cia de las comunidades que aspiran a ob-tener los beneficios esperados resultantesde la actividad petrolera.
A lo anterior es importante añadir que laactividad misma genera externalidades, enalgunos casos negativas, como es el casode daños en una infraestructura que ya depor si es precaria. Un ejemplo es el tráficode camiones para transporte terrestre de cru-do, lo cual afecta notablemente la situaciónde vías secundarias y terciarias, volviéndo-las intransitables, tanto para las empresaspetroleras como para los habitantes de laregión. Desafortunadamente, éste es uno delos aspectos donde no hay claridad en cuan-to a los responsables de realizar las mejo-ras e inversiones necesarias para el buendesarrollo del sector y donde tanto la co-munidad como las empresas resultan afec-tadas.
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Durante diversas reuniones sostenidas conempresas operadoras se manifestó reitera-damente la importancia del proceso de ges-tión y ejecución de los recursos de regalíasa las regiones, dado que en buena parte delas regiones donde desarrollan sus activida-des las empresas del sector de hidrocarbu-ros, existen rezagos en la cobertura de edu-cación, salud, etc. Ante esas dificultadeslas regalías se tornan fundamentales parael desarrollo económico y social de la re-gión.
Como resultado de las grandes necesidadesde la comunidad, en muchas ocasiones és-tas acuden a las empresas operadoras consolicitudes en este sentido. En consecuen-cia, es importante que exista mayor clari-dad frente a las comunidades en cuanto acuál es el rol del Estado y cuál el de lascompañías operadoras, así como el alcancede sus actividades para que no exista una
sobre expectativa en cuanto a las obligacio-nes de las compañías frente a ellas.
En los últimos años se han desarrollado ini-ciativas público-privadas orientadas a bus-car una mejor gestión y ejecución de lasregalías. Es el caso del programa desarro-llado por el DNP, la IFC, Ecopetrol y otrasempresas petroleras, que tiene como objetoayudar a municipios (actualmente Aipe,Acacías, Maní, Purificación y Yopal), a me-jorar su ciclo de ejecución municipal y latransparencia en la utilización de los recur-sos. Estos programas cuentan con asesoríatécnica y el desarrollo de instrumentos ymetodologías para una adecuada inversiónde los recursos provenientes de las rega-lías.
También es importante continuar con elseguimiento de los proyectos en tiempo realque ha venido realizando el DNP.
La ANDI llevó a cabo varias reuniones conempresas del sector y, además, realizó untaller con las principales operadoras yprestadoras de servicio para analizar lasituación en cuanto a disponibilidad ycalificación de mano de obra para el sectorpetrolero.
Durante el taller se estudiaron diferentesaspectos relacionados con la disponibilidadde mano de obra local, enfatizando en losiguiente: (i) identificación de los oficios yprofesiones requeridas por el sector petrole-ro, tanto en actividades administrativas comooperativas en campo, (ii) número estimadode personal requerido en cada actividad, (iii)
REGALÍAS
MANO DE OBRAcriticidad de cada oficio o profesión identifi-cada para la actividad correspondiente, (iv)nivel educativo y/o experiencia requerida, (v)disponibilidad de capacitación en Colombiao la región, (vi) satisfacción de las empresascon el personal disponible para cada profe-sión u oficio y con las competencias de losprofesionales.
Las principales conclusiones obtenidas enel transcurso del taller se enuncian acontinuación:
La industria petrolera es una importantegeneradora de empleo para mano de obracalificada y no calificada, principalmente en
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las regiones en las que se desarrollan laboresde E&P, presentando una oportunidad paralas regiones. Además, los egresados deuniversidades nacionales en profesionesespecíficas del sector petrolero (Ingenierías)u otras requeridas para el sector, son dealto nivel académico y buen nivel técnico.
Sin embargo, debido a la complejidad yespecialización de los oficios del sector, esnecesario que dichos profesionales y técnicoscuenten con formación más integral, seapara complementar y especializar susconocimientos del sector o para adecuar susprofesiones a los requisitos particulares delmismo.
Es indispensable mejorar el bilingüismo (enidioma Inglés) para todos los profesionalesy, de ser posible los técnicos, debido a quela mayoría de oficios y profesiones tienenuna alta exposición a procesos y equipos deempresas multinacionales y/o producidos enel exterior. Además, se necesita una forma-ción más integral que incluya temas de«management», trabajo en equipo, lideraz-go, manejo de personal, HSEQ, etc., que per-mitan una ejecución de las funciones máseficiente dentro del entorno organizacional.
Por otra parte, hay oficios que requieren doso más habilidades específicas y exigen pro-gramas técnicos o especializaciones cortasque aseguren un conocimiento integral porparte de los profesionales, por ejemplo (i)para coordinación de temas de HSEQ, serequiere conocimiento en salud ocupacionaly en medio ambiente, y es difícil encontraren un solo individuo las dos capacidades y(ii) los profesionales de ciencias sociales ne-cesitan mayor conocimiento en temas comomanejo de comunidades, resolución de con-flictos, legislación sobre minorías étnicas,
gestión comunitaria, responsabilidad socialempresarial, manejo de crisis etc., temasparticularmente importantes para quienestrabajan en zonas petroleras.
En general, los conocimientos empíricos tien-den a perder relevancia y es cada vez másevidente que las empresas están privilegiandola capacitación y formalización de competen-cias a nivel técnico y la competencia mínimaaceptable es ser bachiller.
Finalmente, en cuanto a la denominada«mano de obra no calificada», las empresas,en general, tienen políticas que las obligan acontratar localmente, entre otras razones porlo menores costos asociados, la mayor can-tidad de personal disponible. La experienciade las operadoras es que, desafortunadamen-te, las personas disponibles localmente, sonlas que menor resultado y capacidad mues-tran en el desarrollo de sus funciones. Portanto, es necesario mejorar, como mínimo,el nivel de educación básica (lecto – escritu-ra) la formación requerida para el desarrollode actividades formales y la disponibilidadde preparación técnica en las regiones lo cualincrementaría sustancialmente sus oportuni-dades de empleo.
A través del estudio se identificó la necesi-dad de (i) definir formalmente y profundi-zar el conocimiento actual en cuanto a com-petencias requeridas para cada una de lasprofesiones y oficios del sector, (ii) contarcon mayor colaboración y comunicaciónentre las universidades e institutos técni-cos con la industria para considerar en suspensum una preparación que incluyaespecíficamente los requerimientos del sec-tor, (iii) incrementar la disponibilidad deinformación en el mediano plazo sobre elcrecimiento esperado del sector y la mano
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de obra a ser demandada por él, (iv) pre-parar mano de obra regional que incluyacompetencias más allá de las requeridas
por el sector para garantizar su vigencia alreducirse la operación petrolera en estasregiones.
INFRAESTRUCTURA
La infraestructura para el transporte de equi-pos y/o productos hacia y desde las regionespetroleras presenta insuficiencias: En mate-ria de vías y puentes las empresas enfrentanvías de acceso en muy mal estado o insufi-cientes. Los puentes que son esenciales parael acceso a las zonas petroleras no corres-ponden en dimensión a las necesidades delsector en cuanto a tráfico y peso.
Al analizar los planes de desarrollo de lainfraestructura en el país, se observa una altaconcentración en la región Andina y muchomenor en las regiones petroleras. Por ello, esimportante una planeación en el mediano plazopara la salida de productos (sea terrestre ovía oleoductos) dado el incremento enexploración y, por ende, en unos años enproducción. De esta forma se evita correr elriesgo que ante un gran hallazgo petrolero seopte por soluciones precipitadas e ineficientes
para el transporte del producto.
Otro aspecto que no se puede desconocer esque ocasionalmente surgen necesidades enmateria de infraestructura por parte de lasempresas petroleras, las cuales no formanparte de los planes o programas de lasentidades regionales. En esos casos resultaconveniente evaluar alternativas para resolverestos cuellos de botella. Una situación similarse presenta en el caso donde se presentendaños en la infraestructura como consecuenciade la misma actividad de las operadoras.
Finalmente la infraestructura para el sectordebe constituir una solución integral: se trata,entonces, de generar una política dedesarrollo de los corredores viales para laexploración y explotación de hidrocarburos(vías, estaciones de servicio, puentes y losservicios a las empresas).
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Equipo de trabajoManuel Hernández Briceño, Director del Proyecto.
Licenciado Ciencias de la Ingeniería, Universidad de Chile.Ingeniero Civil de Minas, Universidad de Chile.South African Mine Manager, Certificate of Competency.
Juan Ignacio Guzmán, Consultor Senior, Chile, Gerente del Proyecto.Ingeniería Civil de Industrias, Pontificia Universidad Católica de Chile.Doctorado, Economía de Minerales, Pontificia Universidad Católica de Chile.Máster y Licenciatura en Ingeniería Civil Industrial, Pontificia Universidad Católicade Chile.
Juan Esteban Fuentes, Consultor Senior, Chile.Ingeniero Civil Industrial con Mención en Mecánica, Pontificia Universidad Católicade Chile.
Michael Insulán, Consultor Senior, Chile, Gerente del Proyecto.International Business, Finance and Economics, University of Manchester.PhD Accounting & Finance, Manchester Business School.
Macarena Jopia Cermenati, Research Analyst, Chile.Ingeniera Comercial, Universidad Adolfo Ibáñez, Chile.Máster en Marketing, Universidad Adolfo Ibáñez, Chile.
Víctor Pérez, Consultor Internacional, Bogotá, Colombia.Geólogo, Universidad Nacional, Colombia.Estudios de Maestría, University of South Carolina.
Paulo Rogério Palagi, Consultor Internacional, Rio de Janeiro, Brasil.Geólogo, Universidad Federal de Río Grande do Sul de Porto Alegre.
Jairo Osorio, Consultor Nacional, Bucaramanga, Colombia.Ingeniero Metalúrgico, Universidad Industrial de Santander, Colombia.Ingeniero de Petróleos, Universidad Industrial de Santander, Colombia.
José Luis Camacho, Consultor Senior, Santiago, Chile.Ingeniero Sistemas Computacionales, Universidad de las Américas.MBA, Rotterdam School of Management.
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Equipo de apoyo profesional ANDI
ECONOMISTAS
Hernán Puyo Falla, Vicepresidente General y de Comercio Exterior e Industria.Economía, Universidad de la Salle.Microeconomía, Universidad Nacional de Colombia.
Imelda Restrepo de Mitchell, Directora CEE.Economista, Universidad de Los Andes.Especialista en Política Económica, Universidad de Antioquia.
Juan Carlos Beltrán Cardona, Vicepresidente Administrativo.Economista Industrial, Universidad Católica de Risaralda.Diplomado en Alta Gerencia, Universidad de los Andes.MBA (Master of Bussines Administration), Énfasis en Mercadeo,Oxford Brookes University.
Gladys Turriago, Asistente de Presidencia.Economista, Universidad de los Andes.Magíster en Economía, en Desarrollo Económico y especialización enEstudios Latinoamericanos, Universidad de Pittsburgh.
Juan Manuel Lesmes Patiño, Director de la Cámara FEDEMETAL.Economista, Universidad del Rosario.Master en Economía y Finanzas, University of Exeter en Inglaterra.
Juan Camilo Nariño Alcocer, Gerente Regional de Bogotá y Cundinamarca.Economista, Pontificia Universidad Javeriana.Magíster en Acción Política y Participación Ciudadana del Ilustre Colegio deAbogados de Madrid.
Gloria Patricia Gamba Saavedra, Asistente Cámara ASOMINEROS.Economista, Universidad de la Salle.Candidata a Magíster en Economía, Universidad Nacional.
José Alberto Muñoz. Subdirector de Estadísticas CEE.Economista, Universidad de Antioquia.Especialista en Política Económica, Universidad de Antioquia.
Francisco Javier Vélez Botero, Subdirector Área de Competitividad, CEE.Economista, Universidad de Antioquia.Especialista en Política Económica, Universidad de Antioquia.
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Mónica Cheng Arango, Gerente de Investigación para la ANH.Economista, Universidad de los Andes.Master en Economía, Universidad de los Andes.Master en Regulation of Utilities, London School Of Economics Londres, UK.
INGENIEROS
Carlos Manuel Herrera Santos, Gerente de Asuntos Ambientales.
Ingeniero Civil, Universidad de los Andes.Maestría en Ingeniería Ambiental, Universidad Nacional.
José Arturo Quirós Boada, Director Ejecutivo Cámara ASOMINEROS.Ingeniero Electricista, Universidad Nacional.Maestría en Sistemas de Potencia Eléctrica, Universidad de Londres.
Edgar Higuera-Gómez, Director Cámara de Grandes Usuarios de Servicios Logísticos.Ingeniero en Transportes y Vías, Universidad Pedagógica y Tecnológica.Postgrados en optimización del transporte, planeación de transporte, PlaneaciónPortuaria, Universidad Politécnica de Valencia.Candidato a PHD, Universidad Politécnica de Valencia.
Daniel Vicente Romero Melo, Director Cámara Energía y Gas.Ingeniero Industrial, Universidad de los Andes.Especialización en Sistemas de información, Universidad de los Andes.Especialización en Finanzas, Universidad de los Andes.
Luis Eduardo Naranjo, Director General de Sistemas.Ingeniero Industrial, Universidad de Antioquia.
Gonzalo Arturo Alfonso Sotelo, Asistente Dirección General de Sistemas.Ingeniero de Sistemas, Universidad Antonio Nariño.Tecnólogo en Análisis y Programación de Computadores, Universidad CEDESISTEMAS.Cursos, seminarios y diplomados en el área de sistemas.
ABOGADOS
Alberto Echavarría Saldarriaga, Vicepresidente de Asunto Jurídicos y Sociales.Abogado, Universidad Pontificia Bolivariana.Especialista En Finanzas, Universidad EAFIT.
Enrique Mercado Idárraga, Asistente Vicepresidencia de Asuntos Jurídicos y Sociales.Abogado, Pontificia Universidad Javeriana.Diplomado en Inglés Legal, Pontificia Universidad Javeriana.Especialista en Derecho del Mercado de Capitales.
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Darío Alberto Múnera Toro, Jefe del Área de Derecho Comercial y Público.Abogado, Universidad Pontificia Bolivariana.
BIÓLOGOS
Ángela Gómez Rodríguez, Subgerente de Asuntos Ambientales.Bióloga, Universidad Nacional de Colombia.Maestría en Gestión Ambiental, Pontificia Universidad Javeriana.Candidata de Especialización Tecnológica en Seguridad y Prevención de RiesgosProfesionales, INTESEG.Diplomado en «Gestión Sustentable», Universidad de Lüneberg e INWENT, Alemania.
COMUNICADORES
Yamit Palacio Villa, Gerente de Comunicaciones y Relaciones Públicas.Comunicador Social - Periodista, Universidad de Antioquia.Magíster en Estudios Políticos, Universidad Javeriana.
Claudia Lida Gaona León, Asistente Gerencia de Comunicaciones y Relaciones Públicas.Comunicadora Social - Periodista, Universidad Central de Bogotá.Becaria del Programa Balboa de periodismo - España.Cursos, seminarios y diplomados en el área de Periodismo Económico.
Gloria Contreras Barreto, Diseñadora Gráfica - Gerencia de Comunicaciones yRelaciones Públicas.
Diseñadora Gráfica, Universidad Nacional de Colombia.Cursos, seminarios y diplomados en el área de diseño editorial, web, ilustracióny comunicación visual.
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Se permite la reproducción total o parcialde esta obra , sea cual fuere
el medio, electrónico o mecánico,siempre que en todos los casos se cite el autor.
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