La utilidad neta de Ecopetrol aumentó 180%

El precio internacional le permitió a la petrolera aumentar su producción y exploración. Además, la carga de crudo llegó al tope en la refinación.Los números con los que cierra su operación el Grupo Ecopetrol en el primer semestre del presente año muestran una franca recuperación de las finanzas de la compañía.

Los poco más de $6 billones de utilidad neta que se registran en el ejercicio contable entre enero y junio se produjeron gracias al precio del crudo, que ayudó a la mejora en las tareas de exploración y producción, y también a las de transporte y refinación.

“La utilidad neta del primer semestre es de $6,13 billones. La cifra representa un incremento del 180% frente a los $2,19 billones del mismo periodo del año anterior”, señaló un vocero de Ecopetrol.

Según el reporte financiero de la petrolera, en el segundo trimestre del presente año la ganancia neta ascendió a $3,5 billones, con un aumento del 170% en relación con los $1,3 billones del segundo trimestre del 2017.

Este nivel de utilidad de un semestre no se registraba desde el 2014, más cuando el precio del barril para ese momento estaba bordeando los US$100 y hoy está poco por encima de los US$70. 

“Los resultados fueron posibles gracias a la operación óptima de los diferentes segmentos de la compañía, a la disciplina financiera y a los mejores precios del crudo”, indicó la fuente.

BALANCE FAVORABLE 

El balance favorable en la operación contable de la petrolera también es gracias al programa de ahorros que viene aplicando de manera disciplinada, y que para los primeros seis meses del año estuvo por el orden de $892.000 millones.

Así, este valor se suma al remanente que viene ejecutándose desde el 2015 y que en la actualidad alcanza los $8 billones (a junio 30).

Así mismo, al finalizar el segundo trimestre, la petrolera colombiana registró una sólida posición de caja de $15,8 billones.

“El margen Ebitda del segundo trimestre fue del 51%, el mayor en la historia del Grupo Ecopetrol, con lo que se marca un récord”, reitera el vocero.

Esto se presentó incluso después de un pago de $2 billones por concepto de dividendos sobre las utilidades del 2017. 

“Las calificadoras de riesgo reconocen nuestros logros, lo cual se ha visto reflejado en la ratificación de la calificación crediticia en grado de inversión y la mejora de nuestra calificación individual (Baseline Credit Assessment) por parte de Moody’s, pasando de ba3 a ba1”, explicó Felipe Bayón Pardo, presidente de la petrolera.

LA PRODUCCIÓN RECUPERA POSICIÓN 

Otra de las variables que ayudaron a incrementar la utilidad de la petrolera fue su producción, la cual alcanzó los 721.000 barriles de petróleo equivalente por día (bepd), es decir un 2,8% más que en el primer trimestre (2018), que fue de 701.000 bepd, y de paso la más alta de los últimos siete trimestres.

“Ecopetrol le saca provecho a cada barril que produce y, anteriormente, cuando se presentaban los actuales precios no se generaban las mismas utilidades que se presentan hoy”, señaló Camilo Silva, socio fundador de la firma Valora Analitik.

El analista de mercados agregó que la crisis de la industria generada por los precios internacionales del petróleo a nivel mundial les permitió hacer ajustes contables, lo que les abrió un margen de maniobra para convertirse y ser hoy una empresa rentable.

Por su parte, Bayón Pardo indicó que además se logró mantener el diferencial de la canasta de venta de crudo en niveles cercanos a los obtenidos en el primer semestre de 2017, a pesar del incremento de 35% en el precio del crudo Brent y los retos de entorno. 

“Para el primer semestre de 2018, el diferencial de la canasta de venta de crudo se ubicó en -US$7,7 el barril frente a los -US$7,5 para el mismo periodo de 2017”, precisó el presidente de la petrolera.

De igual forma, en producción se destacan los positivos resultados de la campaña de perforación en campos maduros como La Cira, Rubiales, Caño Sur, Dina, Quifa y Castilla.

A esto se suma los buenos números en el programa de recobro mejorado, que le ha permitido a Ecopetrol aumentar los volúmenes de extracción en más de 19%

“En la actualidad hay 21 pilotos en operación, de los cuales 16 se encuentran en fase de expansión”, señala el vocero de la petrolera.

Y calculan que para el cierre del año la producción se ubicará entre 715.000 y 725.000 bepd.

AVANCE EN EXPLORACIÓN Y TRANSPORTE 

En cuanto a exploración, otra de las variables que ayudaron al crecimiento de las utilidades en el primer semestre, se destaca el resultado en el pozo Búfalo-1, ubicado en el Valle Medio del Magdalena, donde se evidenció presencia de gas seco y crudo liviano.

“Así mismo, terminamos la perforación de los pozos delimitadores Coyote-2 y Coyote-3, ubicados en el Valle Medio del Magdalena; y Capachos Sur-2, localizado en el Piedemonte. Estos últimos se encuentran en evaluación para determinar su comercialidad. Esperamos perforar en 2018 al menos 12 pozos exploratorios”, señaló Bayón Pardo.

De igual manera, como parte de la estrategia Near Field Exploration, a finales de mayo se declaró la comercialidad del campo Infantas Oriente, cerca a Barrancabermeja (Santander). Esto permitió incorporar las reservas asociadas al descubrimiento Infantas Oriente-1, cuya evaluación se llevó a cabo a inicio del año.

Por su parte, en el segmento de transporte se destaca el reinicio de la operación del oleoducto Caño Limón - Coveñas en junio (luego de 184 días que estuvo fuera de servicio), y la estabilidad del sistema de transporte de crudo pesado.

Además, la estrategia de reversión implementada desde 2017 en el Oleoducto Bicentenario permitió reducir el impacto generado por los ataques y las válvulas ilícitas que afectaron al citado oleoducto, evitando que se generara producción diferida en los campos de influencia.

“Durante el primer semestre de 2018 se realizaron 30 ciclos de reversión en el oleoducto Bicentenario”, dijo Bayón Pardo.

LA REFINACIÓN HIZO SU APORTE A LAS UTILIDADES 

La refinación también tuvo su aporte a las utilidades. En el segundo trimestre se logró una carga con 374.000 barriles por día (b/d). 

La Refinería de Cartagena (Reficar) registró una operación promedio de 153.000 b/d (79% nacional y 21% importado). “La carga subió un 10%, ya que en el primer trimestre el reporte fue de 339.000 barriles procesados diarios”, señaló el vocero de Ecopetrol. 

En la refinería de Barrancabermeja se presentó un aumento del 9% en carga y producción del trimestre frente al mismo en el 2017, esto por la implementación de iniciativas de segregación de crudos livianos e intermedios, que aumentaron la disponibilidad de los mismos. El margen de refinación promedio del trimestre se ubicó en US$10.5/bl, impactado principalmente por el incremento del precio de la canasta de crudos versus Brent.

http://www.portafolio.co/negocios/empresas/asi-le-fue-a-ecopetrol-en-el-primer-semestre-del-ano-520063

Exploración de gas costa afuera: La gran apuesta del sector

Tras 26 años de proponer la masificación y 46 de haberse dado el primer gran descubrimiento en la Guajira, el gas natural se ha convertido en un recurso energético de moda.

Por eso, se vislumbra para este energético un gran 2017, pues existen 875 Mpcd (millones de pies cúbicos por día) de gas, reservas que alcanzan para 16 años; ya el país cuenta con la primera planta de regasificación del Caribe en operación, y este año se dará la mayor inversión de la historia en exploración costa afuera, estimada en unos US$650 millones.

Con estas cifras de inversión, anunciadas por la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), se espera incrementar el suministro de gas natural necesario para cubrir las demandas futuras de este recurso, que ya cuenta con 8 millones de usuarios domiciliarios e industriales en el país, así como 500.000 vehículos que funcionan con GNV.

Los recientes hallazgos de gas natural tanto en tierra como costa afuera, sumados a la creciente demanda de este recurso, elevan al gas natural a la categoría de recurso con mayor potencial para mover al país, y lo ubica en el segundo lugar de la canasta energética, con una participación de 25%, posición que ha ido evolucionando y que se espera siga en ascenso.

Hoy existe un buen nivel de abastecimiento nacional de gas natural en el país, pero además, existe la posibilidad de importarlo con la nueva planta de regasificación del Caribe, que será el respaldo para las térmicas cuando vuelva a presentarse el Fenómeno del Niño. Sin embargo, esta industria planea seguir invirtiendo fuerte en exploración.

Así lo considera Orlando Cabrales Segovia, presidente de Naturgas, quien destaca que de 35 pozos de exploración anunciados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), 13 tienen vocación a gas, y de esos cinco son offshore –costa afuera–. “El país nunca había tenido en un solo año tantos pozos en exploración costa afuera”, asegura.

Foto: Orlando Cabrales Segovia, presidente de Naturgas y Jorge Valencia, Director de la Upme

Y, aunque la exploración en offshore se roba la atención de los operadores, la búsqueda en tierra no debe descuidarse, pues, para Cabrales, “tenemos que seguir trabajando en reservas nacionales. No podemos bajar la guardia”.

La nueva planta de regasificación del Caribe y la proyectada por la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme) para el Pacífico dan señales positivas en abastecimiento: “el país va a contar con gas suficiente. Por ahora tenemos tranquilidad hasta el año 2024-25 y con el nuevo terminal se incrementaría este tiempo”, agrega el vocero gremial.

Al cierre de 2016, la cobertura de gas alcanzó los 8,2 millones de usuarios residenciales y este año le apuestan a 8,5 millones, lo que implica una cobertura de hogares cercana a 60%, cifra que para Naturgas es grande si se compara con Estados Unidos, donde alcanza 61%.

Llegar a 100% en cobertura con gas natural es muy difícil, porque en lugares muy apartados la construcción de redes no es competitiva, ahí es donde juega un papel muy importante el Gas Licuado de Petróleo (GLP).

Para el vocero gremial, “el gas natural es el camino que Colombia requiere en materia energética”; sin embargo, están pendientes decisiones importantes en materia de políticas de regulación para el transporte, en reglamentación de contratos para offshore para que sea comercialmente viable, la reglamentación de la Reforma Tributaria que incentiva la exploración y producción, y las inversiones.

Planeando el futuro

La construcción de la primera planta de regasificación del país ya estaba escrita en la hoja de ruta que el Gobierno nacional y la industria habían trazado hace unos años, basados en las necesidades de mejorar la infraestructura del gas para ser más competitivos. Sin embargo, los empresarios del sector coinciden en que se requiere una planta para el Pacífico, más gasoductos y otras obras complementarias para sacar el gas o importarlo, cuando sea necesario.

La hoja de ruta ‘Plan transitorio de abastecimiento de gas natural’, diseñada por la Upme, actualizada y adoptada por el Ministerio de Minas y Energía en noviembre del año pasado, “da las señales de la expansión que requiere el país de gas natural, tanto en abastecimiento como en transporte para poder garantizar el suministro a todos los colombianos en los próximos 10 años”, explicó el director de la Upme, Jorge Valencia Marín.

Básicamente, el Plan contempla siete obras que deben estar listas en 2020 y 2021. Estas son:

1. Planta de regasificación en el Pacífico (2021): producción – 400 mpcd y almacenamiento 170.000 m3, en Buenaventura.

2. Gasoducto Buenaventura – Yumbo (2021): longitud de 102 Kms, 30 pulgadas de diámetro con capacidad de abastecer 450 mpcd.

3. Bidireccional entre Yumbo y Mariquita con cuatro nuevas estaciones de compresión (El cerrito, Tuluá, Zarzal y Manizales) y adicionalmente se incrementará la potencia en la estación de Padua a 40.000 caballos de fuerza.

4. Loop de 10 pulgadas en el ducto Mariquita-Gualanday de 150 kms.

5. Bidireccional Barrancabermeja – Ballena (2020): conectaría con el gasoducto de Ballena – Cartagena.

6. Bidireccional Barranquilla – Ballena (2020), conectando con el gasoducto de Ballena – Barrancabermeja.

7. Instalación de una estación de compresión. Debe alcanzar la potencia mínima de 500 caballos de fuerza.

Este año, señala el director de la Upme, de ese paquete de obras que contempla el plan, se van a llevar a cabo las convocatorias públicas que establece la normatividad vigente como la planta de regasificación del Pacífico y el gasoducto que va asociado a esa planta Buenaventura-Yumbo, entre otros proyectos.

¿Por qué es tan importante la planta de regasificación del Pacifico? Según el ministro de Minas y Energía, Germán Arce, “esta infraestructura, que permitirá importar 400 millones de pies cúbicos diarios, es una muy buena noticia para la industria y para los hogares de todo el país ya que se contará con nuevas fuentes de abastecimiento que aseguran la confiabilidad en el suministro”.

Una apuesta de amplio calado que, sin duda, beneficiará a los consumidores colombianos.

Fuente: http://www.dinero.com/edicion-impresa/sectores/articulo/exploracion-de-gas-costa-afuera-en-el-sector-de-hidrocarburos/242480

Bioenergy produce el primer litro de etanol

Conozca la refinería de Barrancabermeja

Qué es el fracking

Colombia tendrá dos regasificadoras para potenciar importación de gas

El efecto inmediato que tendrá esta alternativa de suministro es el alivio de las necesidades internas del combustible y el acceso al mismo por parte de sectores como la industria. 

La primera entrará en funcionamiento en diciembre, en Cartagena. La otra ya tiene licencia ambiental. El Grupo Puertos, Inversiones y Obras la construirá en el Pacífico.

El ruido en torno al abastecimiento de gas en Colombia parece más un problema de percepción que de fondo. Si bien durante el fenómeno de El Niño la oferta se ha quedado corta para cubrir la operación del parque térmico, el problema ni siquiera es si hay o no hidrocarburos, sino la poca celeridad con la que se adapta la regulación para tomar decisiones que generen soluciones estructurales para cubrir la demanda.

Tal tesis quedó demostrada en esta sequía. Aunque la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) dio en su momento la señal para la construcción de una planta de regasificación que pudiera garantizar el hidrocarburo para los generadores térmicos, la construcción de la plataforma se inició a mediados del año pasado y, con suerte, en noviembre podrá llevar a cabo el primer proceso de importación.

De haber estado lista antes, probablemente hubiera evitado el estrés de un criticado sistema eléctrico, hoy ajustado por incidentes que se han salido de las manos del Gobierno, problemas meramente operativos —como el incendio en el cuarto de máquinas de Guatapé o la avería de una de las turbinas de Zona Franca Celsia— que comprometen cada vez más la posibilidad de superar esta sequía sin necesidad de un racionamiento programado.

En todo caso, el gerente de la Sociedad Portuaria El Cayao, José Luis Montes, a cargo de la construcción de la obra de la regasificadora de Cartagena, una plataforma que permitirá al país importar gas de los mercados internacionales, aseguró que el avance del proyecto supera el 70%. En diciembre, las termoeléctricas tendrán la posibilidad de importar 400 millones de pies cúbicos diarios de gas, lo suficiente para atender su demanda.

El efecto inmediato que tendrá esta alternativa de suministro es el alivio de las necesidades internas del combustible y el acceso al mismo por parte de sectores como la industria. Pero hay que aclarar que los 400 millones de pies cúbicos que está en capacidad de procesar la regasificadora no son los mismos que van a ser liberados de la oferta.

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De acuerdo con el director de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), Alejandro Castañeda, la regasificadora se construyó para cubrir la demanda de Termocandelaria —hoy intervenida por la Superservicios—, Termoflores y Tebsa, pero solamente esta última está generando con gas. Eso quiere decir que, con las condiciones actuales, el mercado local contaría con 130 millones de pies cúbicos diarios adicionales.

¿Cómo no perder la autosuficiencia de gas? El plan indicativo de gas presentado ayer por la UPME es claro. El déficit del hidrocarburo está pronosticado para 2022, no se espera un incremento importante del número de carros convertidos de gasolina a gas ni la construcción de generadoras térmicas que operen con el recurso. La regasificadora vuelve a aparecer en este mapa, pues si no se hubiera construido en dos años el país tendría que buscar alternativas para satisfacer las necesidades.

Entretanto, no solamente es importante contar con el recurso, también lo es el desarrollo de infraestructura de transporte para poder llevarlo a donde se necesite. La salida del combustible de Córdoba y Sucre hacia Cartagena, que será posible gracias a la ampliación de un gasoducto por parte de Promigás, y la posibilidad de que los sobrantes de Bogotá fluyan hacia el suroccidente del país, son apenas dos de los proyectos fundamentales para el planeador del sector gasífero.

Un proyecto que gremios como Naturgás han pedido que se analice con calma y que, dependiendo de las verdaderas necesidades de la demanda, sigue en los planes de la UPME. El director de la entidad, Jorge Valencia, reveló un detalle que al parecer muchas personas del sector ignoraban: la regasificadora del Pacífico es prácticamente una realidad. De hecho, fue por petición de los inversionistas que la UPME lo incluyó en los planes indicativos.

Valencia informó que Puertos, Inversiones y Obras S.A.S., una organización con experiencia en el sector de infraestructura portuaria e hidrocarburos, ya tiene los permisos ambientales y los trámites portuarios para llevar a cabo el proyecto están listos. Por eso será necesario un gasoducto que lleve el recurso desde Buenaventura, donde estará la plataforma, hasta Yumbo o Cali. Así se garantizaría la confiabilidad del suministro en el suroccidente con 400 millones de pies cúbicos diarios.

La suerte está echada. Colombia le va a apostar al gas. Es importante reconocer las falencias que el país tiene para acceder al hidrocarburo y comenzar a trabajar en solucionarlas. Desde lo ambiental ya hay una batalla frontal a favor del recurso. El ministro del ramo, Gabriel Vallejo, no lo pudo decir más claro: “Son medidas de tiempo, pero está claramente definido que la sustitución de combustibles fósiles se tiene que dar por energías alternativas, llámese eólica, solar, y en un renglón siguiente el gas. Es una realidad, no para Colombia, sino para el mundo”. ¿Estarán preparados los productores de carbón?

Fuente: http://www.americaeconomia.com/nego...sificadoras-para-potenciar-importacion-de-gas

Preparan método ambiental para impulsar el 'fracking' en el país

Investigación busca avalar el óxido de grafeno como neutralizador de radiactivos naturales.

Antes de que el precio del petróleo se descolgara a niveles por debajo de los 30 dólares el barril (hoy está bordeando los 40 dólares), la principal oposición contra la exploración de proyectos de hidrocarburos no convencionales estaba centrada en el uso de la técnica de fracturamiento hidráulico de rocas, conocido como 'fracking', por los riesgos que se generan para el tratamiento de aguas de producción, que pueden salir impregnadas con sustancias radioactivas naturales en el subsuelo más profundo, como el uranio, el torio y el potasio.

Pero en el último año estos proyectos se han enfrentado, en la mayoría de lugares del mundo, a aplazamientos porque este tipo de iniciativas necesitan un precio del crudo más alto, que las haga viables y rentables.

En medio de este complejo panorama que hoy vive la industria petrolera, la Universidad Nacional y la firma Biopharma Chemicals avanzan, desde comienzo de año, en un proyecto de investigación que busca determinar el uso, efectividad y viabilidad de un compuesto llamado óxido de grafeno, como agente para limpiar las aguas que se utilizan en la búsqueda y producción del llamado petróleo y gas de esquisto.

El óxido de grafeno ya es utilizado ampliamente en la industria médica, como agente limpiador de radioactividad usada en equipos para exámenes médicos.

Según Pedro Mancebo, director general de Biopharma Chemicals, esta es la línea de investigación más importante que se trabaja con el centro docente, pues tiene que ver con el aspecto medioambiental y está orientada a utilizar el óxido de grafeno como agente neutralizante de las aguas que se vierten y se reinyectan procedentes del 'fracking' de las rocas generadoras de hidrocarburos.

El convenio, que comenzó en enero y tendrá una duración de 18 meses, requerirá una inversión de 1,8 millones de dólares, lo cual permitiría que petroleras de talla mundial como Shell, ExxonMobil y Conoco Phillips puedan avanzar en el desarrollo de las iniciativas que tienen en el país.

Alivio para ambas partes

El estudio busca arrojar conclusiones científicas que permitan generar un consenso para que el desarrollo de la exploración y de la producción de crudo y gas no convencional tome una mayor dinámica, dado el freno que tienen las petroleras a nivel mundial.

De acuerdo con el directivo, el óxido de grafeno tiene la posibilidad de neutralizar hasta en un 87,5 por ciento los radiactivos naturales, de forma que el agua que se vierte es óptima y no perjudica para nada al medioambiente.

“Hasta ahora se usa el carbón activo, que trabaja a un nivel entre el 20 y el 40 por ciento de eficacia”, señala

Mancebo explica que otro de los objetivos que se buscan es generar una solución que no sea costosa para las compañías de exploración y producción de hidrocarburos.

Lo anterior porque al tener una mina carbón coque en Samacá (Boyacá), la compañía considera que puede estar en capacidad de producir el compuesto a un costo inferior, entre los 15 y los 20 centavos de dólar para cada barril, cifra inferior al costo actual de 60 centavos de dólar por barril.

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“Es que 66 centavos en un barril de petróleo a 26 a 30 dólares el barril es dinero, porque solo se está hablando de la limpieza del agua, pero hay una variedad de temas que están inherentes al levantamiento y transporte del barril”, explica la empresa Biopharma. “Es un efecto social, económico y medioambiental”, asegura Pedro Mancebo, director de la firma.

¿Cómo funciona?

Básicamente lo que hace el óxido de grafeno con las moléculas de los elementos radiactivos naturales es que cada una de sus moléculas las absorbe como un imán, atrapando el isótopo radiactivo.

Según explica la compañía, este material (el óxido de grafeno) se agregaría a las aguas contaminadas en forma de partículas, de tal manera que al atrapar el material radiactivo sufra una expansión y resulte un sólido fácil de retirar.

Luego estos residuos sólidos se retirarían y posiblemente se incinerarían, para luego almacenar las cenizas en centros especializados, dejando el agua disponible para tratamientos más sencillos de depuración de materia orgánica o de sustancias químicas más inocuas.

Agrega que el óxido de grafeno se puede fabricar en grandes cantidades, pero debido a su alta eficacia requiere niveles menores para tratar grandes volúmenes de agua contaminada. Se estima que por cada barril de crudo producido se necesitarían 15 gramos del compuesto.

De acuerdo con Mancebo, de una tonelada de coque se sacan 1.200 kilos de óxido de grafeno. “Traemos el coque de la mina, lo nitropulverizamos y lo sometemos a un proceso de oxidación con ácido clorhídrico, ácido sulfúrico y agua oxigenada, haciendo diversos procesos y en el secado. El grafeno se utiliza para el revestimiento de los equipos cardiovasculares y en los aviones”, añadió.

Estados Unidos no lo tiene

Según Biopharma Chemicals, en Estados Unidos, donde se ha dado un gran desarrollo de los hidrocarburos no convencionales en los últimos 10 años, el grafeno que se produce es más costoso para los proyectos.

En el mundo, los demás fabricantes de grafeno usan grafito, que importan de China, con un costo de 31.000 dólares por tonelada, pero a la firma en Colombia el coque solo cuesta 200.000 pesos la tonelada.

ECONOMÍA Y NEGOCIOS

Fuente: http://www.eltiempo.com/economia/se...n-vacuan-para-impulsarlo-en-colombia/16537407

Crece la marea por el escándalo de Reficar

De resultar culpable y tener que pagar al Estado por los sobrecostos, CB&I, la firma estadounidense que estuvo a cargo de la obra, se iría a la quiebra. Warren Buffet, el millonario norteamericano, en el medio de la controversia.

La Refinería de Cartagena tendrá capacidad de procesar 165 mil barriles diarios. / Óscar Güesguán - El Espectador

Únicamente falta que los organismos de investigación y control comiencen a determinar responsabilidades individuales, porque ya es evidente que el proyecto de ampliación de la refinería de Cartagena (Reficar) terminó en un escándalo. Hoy, mientras la Contraloría, la Procuraduría, la Fiscalía y la Superintendencia de Sociedades toman cartas en el asunto, y en el plano político se hacen señalamientos, siguen apareciendo evidencias de que el asunto tiene graves ingredientes de corrupción y derroche.

“Esta vaina terminó siendo una estructura delincuencial muy compleja. Es una red de contratos que se desarrolló como un virus. Había relaciones entre dueños de consorcios. En la medida en que avanzan las averiguaciones va quedando claro cómo fue el hamaqueo entre empresas”, comentó una fuente de los organismos de control que ha tenido acceso a las primeras conclusiones del caso Reficar. Un tema de sobrecostos y anomalías de contratación con alta incidencia para las arcas del Estado.

Aunque la historia de la refinería de Cartagena data de 1957, cuando fue inaugurada por la International Petroleum Co, y está claro que a partir de 1974 pasó a ser propiedad de Ecopetrol, fue a partir de 2001 cuando nació la idea de ampliar su capacidad productiva. No obstante, esta idea empezó a tomar forma a partir de 2006, cuando entró la firma de origen suizo Glencore como socia del proyecto, a pesar de que no contaba con experiencia en la materia, al punto que pronto se retiró del negocio.

En efecto, en 2009, tres años después de haberse ganado la joya de la corona, la minera Glencore constató que económicamente no tenía cómo mantenerse en la sociedad y Ecopetrol tuvo que recomprar su participación en medio del forcejeo, porque pretendía un reconocimiento mayor a su inversión original. Entonces apareció en el escenario la firma norteamericana Chicago Bridge & Iron Company (CB&I), especializada en la construcción de obras de infraestructura energética, y empezaron los desajustes.

En medio de la nueva configuración de la refinería, empezaron a incrementarse en diversos escenarios los valores de la obra. Se disparó la subcontratación, crecieron los reclamos laborales, poco a poco se fue incumpliendo el cronograma original, y la consecuencia fue lógica: la inyección de recursos por parte de Ecopetrol creció sensiblemente. Desde entonces, a través de permanentes modificaciones, se fueron sumando múltiples otrosíes, y quedó en evidencia la errónea planeación contractual.

Esta semana se conoció la petición del contralor Edgardo Maya a la Fiscalía para que le ayude a determinar las líneas de responsabilidad en el escándalo, pues las evidencias probatorias estarían contenidas en comunicaciones electrónicas. Otra fuente consultada observó que esa alianza es clave, porque buena parte de la información sigue oculta. La idea es detectar archivos digitales claves en medio de innumerables contratos, muchos de ellos asociados con reconocidas empresas.

“Hemos encontrado que hay activos que se hicieron dos o tres veces, es decir, que muchos trabajos había que repetirlos por problemas de calidad y que todo se reprocesaba. Por ahora, se habla de que el proyecto tuvo sobrecostos que superan los US$4 mil millones, pero esta cifra puede aumentar en la medida en que se evalúan contratos de manera individual”, manifestó la fuente. Por eso, la evolución de la investigación depende de las bases de datos porque son múltiples los errores logísticos detectados.

Según el informe de la Contraloría que prendió las alarmas de las autoridades, son más de 1.800 contratos con adiciones, el 17% de ellos con incrementos superiores al 100%. Con una particularidad: la concentración de muchos negocios en contratistas comunes a las empresas CB&I y Foster Wheeler. Precisamente, la primera de estas empresas fue sometida a máximo grado de control esta semana por la Superintendencia de Sociedades, sobre todo después de que se rumorara que la firma trataba de irse del país sin entregar información.

Aunque el escándalo Reficar ha comenzado a suscitar un capítulo adicional de acusaciones políticas, ya está documentado que se trataba de un descalabro anunciado. Por ejemplo, en 2012, una auditoría de la entonces contralora delegada para el sector de minas y energía, Ana María Silva, concluyó que eran evidentes las falencias e inconsistencias en las actividades de gestión documental, interventoría y supervisión de los contratos, con múltiples inconsistencias que tarde o temprano iban a derivar en los ámbitos penal, fiscal y disciplinario.

En dicho documento, fechado en diciembre de 2013, se establecieron 41 hallazgos administrativos, cinco con alcance fiscal, cuatro con alcance disciplinario y uno penal. Desde el incumplimiento de las metas, la aplicación inadecuada y desactualización de las cuentas por pagar, hasta la deficiente planeación, costos por conflictos laborales, sobrecostos administrativos o incluso el extravío de materiales, generando un alto impacto económico negativo a la refinería, con el consecuente presunto detrimento al patrimonio público.

Uno de los aspectos detectados en la auditoría de 2012 tiene que ver con denuncias que en su momento se hicieron por irregularidades en el valor de los andamios, la inutilización de tornillos de estabilización, los sobrecostos por la compra y venta de una planta de hidrógeno, la existencia de máquinas remarcadas o la indebida facturación de elementos por parte de Reficar y CB&I. Una sucesión de anomalías que hoy tienen a los investigadores sorprendidos por el tamaño de los derroches y las deficiencias.

“Por ejemplo, la firma Andamios Anderson tuvo incrementos del 37.000%. Empezaron a duplicar el valor de los andamios y los requerimientos. Cuando uno de los investigados regresó de la inspección su conclusión fue haber encontrado mucho material oxidado y oliendo a orín. Un solo contrato de $327 mil millones fue drenado en 25 adiciones. Por ahora se estima que apenas el 50% de esos andamios fueron productivos”, puntualizó una fuente con acceso a las primeras pesquisas penales.

La auditoría de 2012 dio cuenta adicionalmente de cómo un millón doscientos cincuenta mil tornillos de estabilización fueron encontrados abandonados. La fuente consultada agregó que otra de las ferias de contratación la caracterizó la firma GMP Ingenieros. “Cada vez que se quedaban sin plata y alzaban la mano, aparecían las adiciones. En términos generales, con ese tipo de circunstancias la refinería nunca tuvo una productividad superior al 1% semanal. Todo fue desorden logístico”.

En 2014 hubo otro informe de auditoría, esta vez suscrito por el delegado del sector de minas y energía, Ricardo Rodríguez, quien detectó 40 hallazgos administrativos, dos de ellos con alcance fiscal. Entre los aspectos claves de dicho informe se encontraron incumplimiento de metas, actividades no ejecutadas, deficiente seguimiento a los procesos de subcontratación, acciones que fueron pagadas varias veces, anomalías de carácter ambiental y crecimiento en las denuncias ciudadanas.

“Hay de todo en Reficar y definitivamente el tema es de alcances penales”, puntualizó la fuente de la Fiscalía consultada. Los organismos de control apenas se asoman a un asunto que tiene mucho de qué hablar. “Gente que la pagaban hasta US$400 la hora, exigencias de aumento en cantidades de insumo innecesarias o más de trescientos contratos con personal extranjero. Un abanico de problemas que se agrava con el hecho de que Reficar planteaba dificultades en los procesos de auditoría”.

Por ahora el escándalo destapa las anomalías más evidentes y crecen las especulaciones sobre los directivos que podrían estar implicados. La firma CB&I está en el ojo del huracán y esta semana se supo que sus accionistas se reunirán en Nueva York para tratar el asunto. Sin embargo, uno de sus más importantes accionistas, Warren Buffet, a través de su fondo de inversión Berkshire Hathaway, súbitamente decreció su inversión en la firma. No se sabe si advertido por lo que está sucediendo.

Fuente: http://www.elespectador.com/noticias/economia/crece-marea-el-escandalo-de-reficar-articulo-615026

Despierta la Refinería de Cartagena

Con el primer barril de crudo que entra arranca el proyecto industrial más ambicioso y costoso de la historia del país. Su impacto en la economía va a ser determinante.

El presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, dice que por donde se le mire el impacto de Reficar será muy importante para el país. Foto: Guillermo Torres

No hay un proyecto en la industria del país que haya generado tanta expectativa como la Refinería de Cartagena (Reficar), que esta semana tendrá uno de sus hitos más importantes. Este miércoles se le inyectará el primer barril de crudo, con lo cual empezará oficialmente a calentar motores, aunque solo comenzará a producir combustibles diésel y gasolinas a finales de noviembre, para entrar a operar en pleno en 2016.

Reficar ha concentrado la atención del país por varias razones. Una de ellas es que se trata de la mayor inversión que ha hecho Ecopetrol en un solo proyecto, con cerca de 8.000 millones de dólares. También porque la obra estuvo precedida de bastante polémica por la demora en la entrada en operación, por el cambio de dueños y por los costos, que se elevaron sustancialmente. En efecto, las inversiones iniciales alcanzaban 3.800 millones de dólares, pero terminaron en el doble. Además, Ecopetrol debió asumir por sí sola la puesta en marcha de la obra, luego del retiro de la multinacional Glencore, que en 2009 le vendió a la estatal petrolera el 51 por ciento de las acciones que había adquirido en 2006. El debate sobre las responsabilidades de los escandalosos sobrecostos está por hacerse.

Pero, por ahora, el tema que más ha despertado interés es el efecto que tendrá sobre la economía. Se estima que la ampliación y modernización de esta refinería tendrá un impacto significativo, tanto en la industria como en el PIB de Colombia. El gobierno cree que el crecimiento de la industria se va a beneficiar en ocho puntos porcentuales, lo que se traduciría en un impacto de 0,8 por ciento en el PIB nacional. Los analistas privados tienen sus propios datos sobre el efecto positivo de Reficar. El grupo de investigaciones económicas de Bancolombia proyecta que el año entrante, cuando la refinería opere plenamente, el PIB industrial crecerá en un punto adicional y esto le aportará 0,1 por ciento al producto interno bruto del país.

La refinería tendrá otra repercusión importante en las cuentas externas. Mientras la planta estuvo cerrada, el país tuvo que importar casi 40.000 barriles diarios de combustible, especialmente diésel. Ahora, Colombia podrá producir todos los combustibles que requiera en las dos refinerías de Ecopetrol (Barrancabermeja y Cartagena) y quedarán excedentes para exportar. El gobierno cree que el déficit comercial, por cuenta de la refinería se reducirá en unos 1.000 millones de dólares el próximo año.

La importancia de Reficar también está en el hecho de que es el más moderno complejo industrial de América Latina. Está ubicado en el sector de Mamonal, a unos minutos de Cartagena, en un terreno de 140 hectáreas. Comprende 31 plantas que permitirán duplicar la capacidad de refinación de 80.000 a 165.000 barriles diarios de hidrocarburos. Otra ventaja es que se producirán combustibles más limpios, con bajo contenido de azufre, que cumplirán los más estrictos estándares internacionales, menos de diez partes por millón de azufre. Además, se procesarán otros productos derivados del petróleo y materias primas para desarrollar la industria de los plásticos en Colombia.

Para dimensionar el tamaño de esta obra, basta con decir que para construirla fueron necesarios más de 700 kilómetros de tubería y más de 45.000 toneladas de acero. Durante todas las etapas del proyecto se generaron 34.000 empleos.

El arranque de Reficar es también muy importante para Ecopetrol, pues le permitirá comenzar a recuperar sus millonarias inversiones, mientras su margen de refinación se triplicará, al pasar de seis dólares por barril a 18 dólares. Como se ve, si todo sale bien, 2015 cerrará con muy buenas noticias para la industria petrolera nacional. Ojalá el nacimiento de este gigante sea solo el primer paso de las buenas noticias que espera el país en materia de industria, hidrocarburos y exportaciones.

fuente: http://www.semana.com/nacion/articulo/refineria-de-cartagena-inyectara-el-primer-barril-de-petroleo/446387-3

Lo bueno y lo malo de la refinería de Cartagena

Con un retraso de más de dos años y unos costos adicionales superiores a los US$4.000 millones, en marzo de 2016 debe entrar en operación total la Refinería de Cartagena. Luces y sombras de un controvertido proyecto.

La segunda semana de octubre entró en operación la primera fase de uno de los proyectos más esperados, pero también más controvertidos de los últimos años en el país: la ampliación y modernización de la Refinería de Cartagena (Reficar).

Se trata de un proceso secuencial que tendrá en marzo del año entrante su etapa final. Hoy ya están listas las plantas de servicios industriales –agua, energía, vapor y gas– y se certificó que la planta de crudo está en condiciones para entrar a operar, tanto que en las próximas semanas se empezará a probar con crudo. Inicialmente entrarán a procesar unos 80.000 barriles diarios, que corresponden a la capacidad que tenía antes de la ampliación. En marzo debe llegar a 166.000 barriles.

Son buenas noticias después de más de dos años de retraso y unos costos que pasaron de US$3.500 millones a cerca de US$8.000 millones, hechos que tienen a la petrolera y a Reficar en la mira de los organismos de control y que podrían generar acciones jurídicas de Ecopetrol contra la empresa constructora.

Esta situación ha hecho recordar la experiencia que vivió hace más de dos décadas Bogotá con la central hidroeléctrica de El Guavio, que tras años de retraso y unos sobrecostos superiores a los US$1.000 millones de la época, entró en operación y fue la salida para terminar con el racionamiento de energía que padeció el país a principios de los 90, y que le costó a la economía más de $12 billones.

En este caso, Reficar llega en un momento oportuno, tanto para Ecopetrol como para el país: para la petrolera porque le significará obtener mejores rentabilidades en el negocio de refinación, justo cuando el crudo registra bajos precios, y a otras empresas del grupo sustituir importaciones. Y para el país, por el impacto que tiene esta megaobra en las cifras de crecimiento de la economía.

El pasado no perdona

Desde la década de los 90 y durante más de diez años se habló del proyecto de ampliación de la Refinería de Cartagena. Sin embargo, entonces era difícil que Ecopetrol tomara la decisión de invertir, pues eso afectaba las cuentas fiscales del país. La idea era buscar un socio que acompañara a la petrolera estatal en este proceso, y en 2006 Glencore se quedó con el negocio. Se constituyó una sociedad –Reficar– en la que Glencore tenía 51% y Ecopetrol 49%.

Glencore, en 2007, contrató a Chicago Bridge & Iron Company (CBI) para el desarrollo de la ingeniería básica y posteriormente para desarrollar el modelo de EPC (ingeniería, compras y construcción) de la obra.

Sin embargo, en 2008 la crisis mundial golpeó a Glencore y desistió de hacer la inversión. 

La inversión era clave para Ecopetrol por la obsolescencia de la planta y porque le permitiría integrarlo con la refinería de Barrancabermeja y suministrar más materia prima a Propilco. De hecho, cambia la idea de Glencore y en 2009 se dio el proceso de recompra por parte de Ecopetrol de la participación que tenía Glencore en Reficar por US$545 millones, cifra inferior a los US$656 millones que había pagado Glencore por dicha participación. 

La apuesta de Ecopetrol en una inversión de US$3.500 millones ya va en cerca de US$8.000 millones, por el aumento de los precios internacionales de elementos y estructuras, la actualización de estaciones eléctricas, costos en la adecuación del terreno y un paro que duró cuatro meses y costó más de US$400 millones. Uno de los hechos más recordados fue el enfrentamiento que tuvo el entonces ministro de Hacienda, Juan Carlos Echeverry, con el presidente en ese momento de Reficar, Orlando Cabrales, por los costos de la obra. Cabrales se retiró de la empresa y ahora Echeverry preside Ecopetrol y tiene dentro de sus prioridades poner en operación la nueva planta.

Los costos de la obra ya tienen a las entidades de control en alerta. La Contraloría está realizando una auditoría regular a la vigencia 2014 y revisando el desempeño del contrato EPC con la firma CBI, proceso que culmina el 31 de octubre próximo. También adelanta un estudio para analizar la estructuración financiera y el desempeño futuro de la refinería y una revisión de la estructura y panorama de riesgos patrimoniales y de operación asociada al proyecto, que debe estar listo en noviembre.

Algunos analistas consideran que las cifras van a golpear los estados financieros de Ecopetrol, pues cuando comience a refinar se empezará a depreciar. Además, la nueva regulación contable, que obliga a consolidar en la petrolera, impactará los resultados de la empresa.

Por su parte, Ecopetrol estaría analizando instancias de resolución de controversias contempladas en el contrato con los constructores. 

Las buenas noticias

Pero no todo son malas noticias para Reficar. Su entrada en operación puede ser un bálsamo en este momento, tanto para Ecopetrol como para el país. Los ciclos en el negocio petrolero varían. Hoy, cuando el precio del crudo cayó a la mitad, los negocios que están sacando la cara en la operación de la petrolera son refinación, transporte y petroquímica.

A Propilco –hoy Esenttia–, la entrada en operación de la refinería le significa sustituir importaciones, pues importa casi 80% de su materia prima. Ahora, más de 50% lo va a producir Reficar. En el tema de refinación, la planta de Barrancabermeja, por ejemplo, pasó de tener un margen de entre US$5 y US$6, a uno de US$17 por barril, pues está cargando materia prima más barata y productos cuyo precio no han caído tanto. 

Para el país, Reficar sería una fuerza contracíclica en materia de crecimiento y el interés del Gobierno es que entre a operar lo más pronto posible para que empiece a impactar la dinámica económica del país.

Según la Dirección de Estudios Económicos del Grupo Bolívar, Reficar aportará a la producción manufacturera nacional 5,5 puntos porcentuales de crecimiento adicional en el último trimestre de 2015, y 6,4 puntos adicionales al crecimiento de 2016. “Este efecto, traducido en términos del PIB total, ofrecerá un crecimiento adicional de 0,1 puntos porcentuales en 2015 y de 0,7 puntos en 2016”, señala el informe.

Aunque faltan las investigaciones y definiciones para determinar razones y responsables del nivel de precio de la obra, es indudable que Reficar le dará un nuevo impulso al sector industrial en el país, llevándola incluso a números positivos y será uno de los motores, junto con construcción, de la economía.

Fuente: http://www.dinero.com/edicion-impresa/negocios/articulo/refineria-cartagena-2016/214727

“Ecopetrol tiene que reinventarse”

La petrolera presentó su plan estratégico 2020. El nuevo presidente de la compañía, Juan Carlos Echeverry, habló con SEMANA sobre lo que se viene.

“Ecopetrol tiene que reinventarse” Foto: Alejandro Acosta

Semana: ¿Qué tipo de compañía será Ecopetrol a partir de este nuevo plan estratégico? 

Juan Carlos Echeverry: Será mucho más eficiente y exitosa en exploración con un foco fuerte en el área marina. Obviamente mantendremos la fortaleza terrestre. Por supuesto, seguiremos siendo una petrolera integrada con exploración, producción, transporte y refinación, porque esto nos da balance. También queremos ser una empresa más internacional –panamericana– y definitivamente mucho más rentable. 

Semana: ¿Ecopetrol se despide de la meta de producir un millón de barriles diarios de petróleo?

J. C. E.: El asunto es que ahora la rentabilidad es lo que más nos interesa. Podemos sacar muchos más barriles de crudo, pero si bajamos los costos. Ecopetrol se enfocará en producir barriles eficientes, en campos rentables y de alta materialidad, al tiempo que adelantará un programa integral para incrementar el factor de recobro. La meta en 2020 es superar los 870.000 barriles diarios equivalentes, pero eso dependerá de que seamos eficientes. Eso significa incrementar la producción anualmente entre 1 y 2 por ciento en promedio. Yo no le pongo límite a mi gente. Lo que no vamos es a sacar barriles perdiendo plata.

Semana: ¿Y la meta para aumentar las reservas?

J. C. E.: El objetivo a 2020 es incorporar, a las reservas probadas, 1.700 millones de barriles de petróleo equivalente. La producción (mejorando el factor de recobro) se puede mover para tener un círculo virtuoso que produzca la liquidez que necesita la exploración. En los próximos cinco años necesitamos en exploración adicionar 1.000 millones de recursos contingentes (reservas aún no probadas). Mire algo, en los últimos cinco años se han encontrado de estos, en promedio, 100 millones de barriles al año. O sea que la meta es el doble. Pero difícilmente se puede hacer en el territorio, por eso, si queremos adicionar, tenemos que hacerlo costa afuera.

Semana: Ecopetrol históricamente no ha sido un gran explorador de petróleo. ¿Ahora con menos caja como lo hará?

J. C. E.: Hasta 2003 esta fue una compañía que recibía la exploración exitosa de otras empresas. Pero desde 2007 –con los cambios que se dieron– se puso a explorar y a competir. Es decir, lleva relativamente poco tiempo dedicada con su foco a la exploración, compitiendo y con suficiente plata. El problema es que eso lo hicimos en una zona geográfica que ya estaba suficientemente madura, lo que produjo éxitos geológicos, pero no comerciales. De allí que, ahora, a esto haya que sumarle nuevas geografías, no solo en tierra, sino en mar, algo que esta inexplorado en Colombia. Y para eso tendremos nuevos socios. Es decir, ya no se hará nada solo. Nadie hace costa afuera solo. El alquiler de un barco vale un millón de dólares al día y son tareas de 100 días. Abrir un pozo exploratorio en tierra puede costar hasta 10 millones de dólares, en costa fuera llega a 150 millones de dólares. Nadie se mete solo a esa misión. Además los socios saben de eso. Necesitamos entonces nuevos socios, suficiente dinero y capital humano. Se contratará gente para manejar el nuevo desafío. 

Semana: ¿En las áreas de transporte y refinación es donde más se afectará la inversión para concentrarla en los otros dos negocios?

J. C. E.: En todo vamos a invertir, pero manteniendo un buen balance. Por ejemplo, en transporte veníamos aportando alrededor de 1.000 millones de dólares al año para hacer los oleoductos, ya eso no tiene que ser así, porque ya se construyeron. En la Refinería de Cartagena se invirtieron 7.500 millones de dólares en los últimos ocho años. Hoy estos dos segmentos ya no demandarán tanta plata. Por supuesto, seguiremos invirtiendo pero cada vez menos. Esta es una empresa integrada. Eso es muy importante, porque este año, por ejemplo, con los precios bajos del crudo la producción se afecta, pero la refinación se beneficia. Cuando un segmento se golpea otro te ayuda. Tener una empresa integrada con los cuatro segmentos sirve mucho.

Semana: ¿Ya no hay más inversiones en Reficar, o sea que ya empiezan a recibir utilidades?

J. C. E.: Todavía no. Para poner a operar Reficar se adquirió una deuda importante. Es decir, ahora empieza solo a repagar su propia deuda, y después de dos o tres años, comenzará a entregar utilidades a Ecopetrol. Igual sucedió con los oleoductos. En la medida que pasa el tiempo, tanto oleoductos como refinación serán una entrada de caja para la empresa. La entrada en operación de Reficar es muy importante porque eso se verá en el PIB industrial.

Semana: ¿La modernización de la refinería de Barranca se aplaza definitivamente?

J. C. E.: Ecopetrol adquirió una deuda importante para la Refinería de Cartagena. Es fundamental que nosotros mantengamos el grado de inversión y, para eso, es básico que estabilicemos la deuda y la empecemos a declinar paulatinamente. Difícilmente en una circunstancia de precios bajos tendremos espacio para hacer una inversión de nuevo. En los últimos diez años a Barranca se le han invertido 3.500 millones de dólares. Y lo importante es que nunca se parará de invertir porque hay que estar mejorando. Pero la expectativa de que íbamos a poner otros 7.000 millones de dólares no será posible. No tenemos esa plata.

Semana: El precio del petróleo ha mejorado un poco, pero todavía está en la mitad de hace un año. ¿Ya se pasó del nivel crítico?

J. C. E.: La situación no es crítica porque los costos de producción en promedio para Ecopetrol todavía son bajos. Tenemos campos que son superrentables, otros menos. El precio a 60 dólares está bastante por encima de los costos promedio de producción. Lo que sí se reduce es la caja que tenemos y por eso nos volveremos más estrictos y selectivos al usar la caja. Este año invertiremos 600 millones de dólares en exploración, cuando necesitamos 1.500 millones. A todo debemos quitarle algo, pero no es una situación crítica. Ecopetrol es una compañía sólida. Toda la inversión de Ecopetrol ascenderá este año a 7.800 millones de dólares, cuando hay compañías que se bajaron a 1.000 y 2.000 millones.

Semana: ¿Cuál es su visión de los precios a futuro?

J. C. E.: Hay tantas variables que intervienen y afectan el precio que la balanza es inestable. Yo creo que veremos un yoyo en los próximos 18 meses. Lo único que uno podría decir es que el rango tal vez no será entre 40 y 50 dólares. No me sorprende que se mueva entre 55 y 66 dólares el barril, lo que si bien es mejor, todavía no es para hacer fiesta. Parece que en el largo plazo 2018-2019 estaría entre 70 y 80 dólares. Definitivamente este es un nuevo mundo y más inestable. Tenemos que aprender a vivir con esta volatilidad y con esos niveles.

Semana: ¿Siguen con el plan de venta de activos no estratégicos?

J. C. E.: Sí. Estamos vendiendo la participación que tenemos en ISA y en la EEB, eso nos dará unos 750 millones de dólares a la caja. Después vamos a ir vendiendo aquellos activos que no son estratégicos. Pero eso se definirá más adelante.

Semana: ¿Cómo van las relaciones con la USO?

J. C. E.: Creo que bien. Yo les dije que estaba tratando de construir la Ecopetrol del futuro y eso significa que todos tenemos que cambiar. Nosotros y ellos. Yo vine a fortalecer esta empresa y hacerla más viable y sostenible para todos: los accionistas pero también para los trabajadores. Necesito que me ayuden con la paz laboral. Hemos tratado de construir un diálogo. Sabemos que no vamos a estar de acuerdo en todo, pero es importante que nos pongamos de acuerdo en los desacuerdos.

Semana: Las utilidades de Ecopetrol cayeron 95,9 por ciento en el primer trimestre. ¿Cómo lo analiza?

J. C. E.: Las utilidades del primer trimestre fueron positivas y eso no lo pueden decir muchas petroleras en el mundo, máxime con el precio más estresado de los últimos 10 años. El primer trimestre tuvo dos meses con precio de 42 dólares. Haber producido utilidades en una coyuntura de estas no es nada fácil. El mercado leyó que los resultados ya están en negro, después del último trimestre de 2014 cuando hubo pérdidas.

Semana: ¿El ajuste implicará recorte de personal?

J. C. E.: Ha habido muchos contratos que no se renovaron pues se vencieron. Pero eso se refiere al grupo de contratistas que es muy grande. En la compañía no habrá despidos masivos. La realidad es que esta es una petrolera que tiene que ser más eficiente en todos los procesos. Tenemos que competir con los mejores del mundo en costa afuera, pero no es que necesitamos una reducción sustancial del personal. Ahora, es importante decir que mantendremos los contratos con las empresas que prestan servicios petroleros. Esto es algo que el sector sistema financiero debe entender. No les vamos a quitar los contratos, van a seguir con ellos a costos unitarios más bajos. O sea que tienen el respaldo. La banca no debe castigarlos. El país necesita un sólido sector petrolero de servicios.

Semana: En los últimos días ha habido atentados a los tubos en el sur del país. ¿No es buena noticia en la actual coyuntura de precios?

J. C. E.: Recrudecimiento del conflicto y precios bajos no es un buen coctel para la empresa. La paz nos ayuda mucho a tener oleoductos que no sean sujeto de ataques como también a mantener la paz en zonas donde es más difícil trabajar. No hay que olvidar que Ecopetrol produce utilidades con las cuales se hacen escuelas, centros de salud, se paga la infraestructura. Los últimos atentados le han puesto estrés a toda la compañía.

Fuente: http://www.semana.com/economia/articulo/ecopetrol-tiene-que-reinventarse-juan-carlos-echeverry/430344-3

Así se ve Ecopetrol frente a sus pares de América Latina

Fuente: http://www.eltiempo.com/