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LA CADENA DE HIDROCARBUROS:
una oportunidad para la industria Colombiana
Resumen Ejecutivo del trabajo
1
«Estudio de demanda y oferta de bienes y servicios del
sector de hidrocarburos 2009 - 2020»
Octubre de 2009
Bogotá, Colombia
ANDI - CRU Strategies
Estudio de demanda y oferta de bienes y servicios del sector de hidrocarburos 2009 - 2020
Resumen
Estudio realizado por la Asociación Nacional de Empresarios
de Colombia -ANDI-, con la colaboración de CRU Strategies, para
la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH-
2
Resumen
Presentación
El proyecto completo, en el cual se incluye esta primera fase como una
fase de diagnóstico, tiene como fin último garantizar la competitividad
de la cadena de hidrocarburos y aprovechar la dinámica de la misma
en los próximos años para estimular la actividad económica del país.
La investigación en sí es un primer paso, que permite tener una imagen
3
Resumen
El documento que hoy presentamos a la opinión pública resume la
primera fase de la investigación contratada entre la ANH y la ANDI,
para estudiar la situación actual y las proyecciones de la cadena de
hidrocarburos en Colombia, desde la perspectiva de las demandas de
bienes privados y públicos que genera dicha cadena y de la capacidad
del país para cubrir competitivamente dichas demandas. Esta primera
fase se concentró en la determinación de los bienes y servicios privados
críticos para el desarrollo la cadena o que ofrecieran oportunidades
para la industria colombiana y en la cuantificación de la demanda y
oferta actual y futura de los mismos. En esta fase también se indagó
por los bienes y servicios públicos, por las necesidades de mano de
obra y otros aspectos institucionales que, desde la perspectiva de las
empresas que participan de la cadena, son necesarios para su
funcionamiento competitivo. Los resultados presentados acá incluyen,
además de los aspectos anotados, un primer análisis sobre la calidad
de la brecha desde la perspectiva de su potencial para la industria
colombiana. Esta es, sin embargo, una primera aproximación en este
campo. En el proyecto completo se propone una segunda fase donde
se debe profundizar en las características específicas del mercado de
aquellos bienes y servicios para establecer las mejores estrategias de
desarrollo de esos mercados.
Resumen
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de conjunto de la capacidad actual y futura de la producción de bienes
y servicios en el país, para abastecer las demandas de la actividad de
exploración y explotación (E&E) de hidrocarburos en el país. Los resultados de la investigación deben servir como base para que la ANH, la
ANDI y, en general, todas las partes interesadas adopten políticas
encaminadas a fomentar la actividad productiva privada, pública, académica y científica en torno a esta cadena. Se quiere resaltar con esto
que, manteniendo el rigor investigativo y académico, este proyecto no
busca resultados teóricos sino que se propone encontrar mecanismos
para transformar la realidad de la cadena de hidrocarburos en Colombia.
Para realizar el trabajo de campo de la primera fase, la ANDI contrató
a CRU Strategies, una firma internacional de consultoría dedicada a la
Investigación y Análisis de Mercado, fundada en 1960, con sede en
Londres y presencia en Beijing, Santiago de Chile, Sydney y algunas
importantes ciudades de los Estados Unidos. Sus áreas de trabajo son
las de Consultoría, Análisis, Eventos y Gestión de riesgo en precios.
La ANDI expresa un agradecimiento muy especial a
Carlos Rodríguez R. y Sandra Florez V. de la
Asociación Colombiana de Petróleos -ACP-, a Julia
Rosa Romero de ECOPETROL y a Margarita Villate
y Francisco Sotomayor de la Cámara Colombiana
de Servicios Petroleros -CAMPETROL-, por los
comentarios y la colaboración prestada a lo largo
del estudio.
El Centro de Estudios Económicos –CEE de la ANDI podrá entregar
mayores informes sobre el estudio o recibir sugerencias. El contacto
puede realizarse vía telefónica en las sedes de Medellín y Bogotá o
por el correo electrónico: [email protected]
Agradecimientos
Los resultados y conclusiones contenidos en el presente reporte fueron posibles
gracias al compromiso y apoyo de diversos entes relacionados con la industria
de hidrocarburos.
En particular, el estudio recibió el respaldo de las siguientes empresas operadoras
en Colombia: ECOPETROL, Avante Petroleum, British Petroleum, Cepcolsa, Columbus
Energy, Nabors Drilling, Occidental de Colombia Inc., Petrobras, Petrotesting, Pacific
Rubiales y Repsol. Adicionalmente, la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP)
participó activamente en hitos relevantes del estudio, lo que permitió mantener la
representatividad de sus empresas miembros. Sin duda, el aporte de todos estos
operadores permite, de forma confiable, extrapolar los resultados aquí encontrados
a la industria de hidrocarburos en Colombia como un todo.
Por otro lado, en el análisis de los bienes y servicios públicos fueron determinantes
la interacción y soporte prestados por las siguientes instituciones: el Departamento
Nacional de Planeación, el SENA, IFC (Banco Mundial), la Asociación Colombiana
de Ingenieros de Petróleos (ACIPET), el Ministerio de Minas y Energía y la Unidad
de 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 empresas
afiliadas a la Cámara Fedemetal de la ANDI, quienes prestaron su asesoría para
el 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 encuesta
de oferta.
Resumen
De igual forma, el aporte de los gremios de proveedores y algunas empresas de
este sector fue muy valioso, particularmente respecto a la evaluación de la
competitividad de la industria local. Dentro de éstas se cuenta la participación de
Campetrol, Nabors Drilling, San Antonio y Schlumberger.
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Resumen
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Resumen ejecutivo
Con reservas probadas de hidrocarburos por
alrededor de 2.450 millones de barriles de
petróleo equivalente, Colombia ocupa la
quinta posición entre los países latinoamericanos en términos de recursos energéticos tanto actuales como potenciales. Los
hidrocarburos representan más del 25% del
total de las exportaciones colombianas,
siendo una de las mayores fuentes de ingresos, por este concepto. Las actividades
relacionadas a la exploración y explotación
de hidrocarburos generan demandas adicionales de interés para las empresas del
país. No obstante, pese a la importancia
de dichas demandas, en la actualidad no
existe un buen entendimiento de la industria de bienes y servicios derivados de la
exploración y explotación de hidrocarburos
que permita que las empresas colombianas puedan capturar el valor potencial proveniente de dicho sector económico. Dado
el reciente auge en la actividad exploratoria, como consecuencia de las fuertes subidas en el precio de petróleo, se hace aún
más crítico tener un claro entendimiento
de la dinámica de los sectores que proveen
a la industria de hidrocarburos con el fin
de identificar oportunidades para las empresas colombianas y evitar potenciales
«cuellos de botella» que restrinjan el crecimiento de la actividad exploratoria en el
corto-mediano plazo y de producción en el
mediano-largo plazo.
La Asociación Nacional de Empresarios de
Colombia (ANDI) suscribió hacia finales del
año 2008 un contrato con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) con el objeto de definir e identificar la demanda de bienes y servicios asociados con la actividad
de hidrocarburos, así como también la oferta de los mismos por parte de los sectores
privado y público, para garantizar el óptimo
desarrollo del sector. Para tal fin, la ANDI
invitó a algunas empresas consultoras para
realizar el trabajo, licitación que fue adjudicada a la empresa CRU Strategies. Según
los términos de referencia desarrollados por
la ANDI los objetivos generales que se buscan con esta consultoría son los siguientes:
1. Una identificación descriptiva de la
demanda de la cadena de hidrocarburos por bienes y servicios, actual y
futura.
2. Una identificación descriptiva de la
capacidad del aparato productivo
nacional (oferta) para abastecer dicha
demanda con base en su capacidad
de producción, actual y futura.
3. Una comparación analítica entre la
demanda y oferta actuales y futuras
identificadas y las brechas y cuellos
de botella resultantes de este análisis.
El presente informe resume los principales
resultados del «Estudio de identificación de
demanda y oferta de bienes y servicios de
mercado del sector de hidrocarburos 20092020», elaborado por CRU Strategies para
responder a cada uno de los objetivos
anteriormente mencionados. El mismo es el
primer estudio formal que se lleva a cabo en
Colombia tendiente a reducir la brecha de
conocimiento que existe hoy en la industria
de hidrocarburos en Colombia respecto a sus
demandas derivadas y la capacidad de la
oferta local para abastecer al sector.
Los números aquí presentados corresponden a
estimaciones realizadas por CRU Strategies con
base en la información que se tuvo disponible,
entre la que se cuenta información privada de
varias empresas del sector de hidrocarburos.
Los bienes y servicios públicos fueron parte
importante del estudio. Los principales
resultados y conclusiones se incluyen de
manera detallada en el capítulo 4 del
Informe Final y un resumen de los mismos
en el anexo 2 de este resumen ejecutivo.
El presente reporte es una versión resumida del Informe Final y por lo mismo sólo
se presentan los principales factores y resultados derivados de la investigación, dejándose fuera del presente resumen parte
importante de las derivaciones, supuestos y resultados numéricos específicos para
cada bien y servicio, todos los cuales pueden consultarse en el informe anteriormente mencionado. Cuando se considera necesario, en este resumen se hace referencia explícita a dicho Informe Final.
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Resumen
Resumen
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1.
Identificación y
descripción de la industria
La producción de hidrocarburos en estado
natural se refiere a la explotación de reservas
de petróleo y gas natural. Comúnmente se
dividen los procesos de producción en dos
segmentos principales: upstream y
downstream (aguas arriba y aguas abajo,
respectivamente).
El sector upstream es también conocido como
el de exploración y producción (E&P) puesto
que en él se desarrollan las labores de campo
que se inician con la identificación y
cuantificación de las reservas de hidrocarburos y finalizan con la explotación de dichos
recursos. La producción puede realizarse a su
vez en yacimientos ubicados en tierra o mar.
En el primer caso, se hace referencia a explotación «costa adentro» u onshore, mientras
que para la explotación de yacimientos marinos se utiliza el término «costa afuera» u
offshore (siendo esta última, generalmente más
compleja y costosa). El sector downstream
incluye generalmente la etapa de refinación
(transformación del crudo en distintos productos derivados) y la distribución y venta de los
productos derivados del crudo (como gasolina, queroseno, diesel, entre otros).
El alcance del presente estudio, abarca las
siguientes etapas: exploración, producción,
transporte y refinación. Cabe señalar que
las actividades de transporte y almacenamiento del crudo se consideran en este estudio como parte del downstream (aunque
muchas veces en la industria petrolera se le
considera parte constituyente de un
midstream). Por otro lado, se excluyen del
análisis del downstream las actividades de
distribución y venta de derivados.
La exploración es el proceso de buscar nuevos recursos de hidrocarburos, ya sea por
medio del descubrimiento de nuevos yacimientos o por el incremento de reservas en
los yacimientos ya conocidos, mediante
intensas investigaciones geológicas y
geofísicas del subsuelo, complementadas
con un programa viable de perforación de
pozos de petróleo y/o gas natural, o una
combinación de ambos. Requiere de una
considerable investigación preparatoria de
campo. Con base en este proceso se construye el mapa de áreas prospectivas o de
mayores expectativas para encontrar hidrocarburos en las diferentes cuencas
geológicas de Colombia. Este es el denominado «Mapa de Tierras de Colombia» el
cual presenta los diferentes «Bloques» o
«Áreas» seleccionados por las compañías
que constituyen la industria del petróleo
en Colombia; cada Bloque ha sido otorgado en concesión a una compañía con específicas obligaciones de trabajos de exploración y producción (E&P).
La producción consiste en la extracción técnica de las reservas de crudo y/o gas natural probadas en la etapa exploratoria. La
producción comienza con la explotación de
los pozos productivos y finaliza una vez que
éstos han terminado su vida útil (lo que
ocurre en promedio a los 20 ó 25 años).
Durante la producción se utiliza el flujo natural si el yacimiento tiene la energía suficiente para llevar los productos a superficie
o por sistemas artificiales que básicamente
El transporte de los hidrocarburos puede
tomar una de varias rutas, dependiendo
de la infraestructura disponible en el área
de producción y los costos relativos. Los
hidrocarburos se transportan por oleoductos y gasoductos, por carretera o ríos, ferrocarril, y por vía marítima. El segmento
de transporte también incluye el almacenamiento intermedio o cualquier transformación que se requiera; por ejemplo, un
tanque de petróleo en puerto para su exportación, o a una planta de productos
condensados en el caso de gases ricos.
Por último, la refinación, proceso válido sólo
para el caso del petróleo crudo (el gas natural no se refina, aunque sí puede
fraccionarse), consiste en el almacenamiento inicial, seguido de la mezcla requerida para
generar un tipo de crudo deseable para la
refinación. Posteriormente, los tipos de crudos se separan a través de procesos químico-físicos y se convierten en productos finales. Entre los productos finales principales
que se obtienen en una refinería se cuentan:
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Resumen
Las obligaciones que se pactan para cada
Bloque incluyen evaluaciones geológicas y
geofísicas, con las cuales se establece el
tamaño, la ubicación probable, la forma y
el contenido del potencial yacimiento.
Posteriormente, durante la etapa de
perforación, los pozos son perforados de
acuerdo con un programa previamente
diseñado, buscando encontrar nuevos
descubrimientos de yacimientos con
posibilidades técnicas y económicas de
explotación. Si no es factible, el pozo se
abandona y un nuevo pozo es perforado,
de acuerdo con la información recogida del
anterior o del Bloque se considera seco y
se abandona. Si, por el contrario, es
positiva la presencia de hidrocarburos, se
programa la perforación de nuevos pozos,
logrando desarrollar un nuevo campo
petrolero, el cual entra en la etapa de
desarrollo y explotación.
consisten en la instalación de sistemas de
levantamiento del crudo por medios artificiales como bombeo mecánico, hidráulico,
electrosumergible, gas lift, etc. La producción generalmente busca extraer una mezcla de líquidos, gases y/o condensados, que
deben ser separados, tratados y transportados a un almacenamiento intermedio, comercializados directamente (como es el caso
de algunos campos de gas), los entregados
a refinerías colombianas o enviados a exportación. Durante la producción, el pozo
debe someterse frecuentemente a procesos
de mantenimiento, estimulación y reacondicionamiento, con el objeto de garantizar su
óptima producción tanto económica como
en volumen.
Resumen
queroseno, combustibles de motor (gasolina, diesel), combustibles de aviación (jet),
aceites lubricantes, solventes alifáticos y aromáticos, 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 refinados a una gran variedad de productos químicos intermedios y materiales, además del
transporte de estos productos a los consumidores.
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1.1 Antecedentes de la industria colombiana en
2008
El 2008 para la industria de hidrocarburos
en Colombia no puede ser considerado un
año uniforme. De hecho, para cualquier
análisis se debe separar en dos. El primer
periodo comprendiendo los tres primeros
trimestres y el segundo considerando el cuarto
y último trimestre. Esta separación se explica
por la disminución en el precio del crudo a
nivel internacional – en línea con la crisis
financiera que afectó al mundo durante el
mes de septiembre – que disminuyó de un
nivel promedio máximo (en términos
nominales) de 113,3 dólares por barril de
enero a septiembre, a 48,5 dólares por barril
entre octubre y diciembre.
Debido a lo anterior, la industria de hidrocarburos en Colombia tuvo un comportamiento
distinto en estos dos periodos. Así, entre enero y septiembre la industria alcanzó un nivel
máximo de actividad (particularmente válido
este último para la etapa de exploración). Este
pico estuvo restringido, no obstante, por una
escasez relativa de bienes y servicios. Esta
situación se revirtió, sin embargo, en el cuarto trimestre, cuando una parte significativa de
la actividad de exploración y producción que
estaban realizando las empresas se detuvo.
Es así como, por ejemplo, en el caso de los
taladros, su uso se redujo a tal nivel que entre septiembre de 2008 y enero de 2009 se
desocupó el 35% de los taladros en el país.
Aunque este recorte parece muy elevado, lo
cierto es que es menor a la disminución en el
precio del crudo. Además, en el periodo 20032008 el costo de producción de crudo y gas
natural se había elevado significativamente,
como consecuencia de los mayores costos en
los principales insumos, así como de mano
de obra y los equipos. Aunque no es fácil
realizar una estimación del costo promedio
de producción de la industria de hidrocarburos en Colombia, debido a la confidencialidad
de la información de parte de muchas empresas, lo cierto es que existe bastante evidencia
que indica que el costo de producción prome-
De los gastos anteriormente mencionados no
existe información estadística confiable para
hacer la descomposición del mismo en el año
2008 entre bienes y servicios para las distintas etapas de la cadena de valor de la industria de hidrocarburos. Sin embargo, tomando
como base el pronóstico de las matrices de
utilización de productos para el año 2007,
publicado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas (DANE), es posible
derivar que el gasto total se distribuye en 75%
de servicios y 25% de bienes. A nivel de actividad, utilizando dicho pronóstico es posible desagregar el gasto de la industria, según las etapas de la cadena de valor, de la siguiente forma:
Exploración, producción y transporte: 18% del gasto total de la
industria corresponde a bienes y
82% a servicios.
Refinación: En este caso, 42% del
gasto total corresponde a bienes
mientras que 58% del total está
asociado a servicios.
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Resumen
El impacto de la crisis mundial en la industria
de hidrocarburos de Colombia se traspasó de
forma relativamente rápida de las empresas
operadoras a las proveedoras. De hecho, como
resultado de las reducciones en exploración y
producción, las empresas operadoras
realizaron – dependiendo del caso y empresa
operadora – recortes en las tarifas de la mayor
parte de sus proveedores entre 15% y 30%.
Este recorte en tarifas permitió a muchos
operadores no parar sus inversiones o tomar
medidas que en definitiva hubiesen sido incluso
más drásticas para las empresas proveedoras.
Sin embargo, hacia abril de 2009, empresas
productoras de distintos bienes y servicios
daban cuenta de una disminución significativa
en la demanda de sus productos.
dio de la industria (incluyendo tanto petróleo
como gas natural, así como inversión y exploración) en el año 2008 habría estado entre
los 30 y 35 dólares por barril de crudo equivalente. Con base en la producción de crudo
equivalente en el año 2008, es posible estimar entonces un rango confiable para el gasto total en la producción de hidrocarburos para
igual año de aproximadamente entre 8.100 y
9.500 millones de dólares. Este gasto, sin
embargo, se reparte de forma desigual entre
las empresas operadoras en Colombia. De
hecho, se estima que entre el 47% y 55% del
gasto total de la industria de hidrocarburos
en el año 2008 puede ser atribuido a Ecopetrol,
empresa estatal que controló un 58% de la
oferta local de hidrocarburos equivalentes.
Resumen
1.1.1 Actores relevantes de la industria
Actualmente no existen estadísticas públicas
referentes a la producción de cada empresa
operadora en Colombia en el año 2008; sin
embargo, es posible obtener una buena
muestra del grado de concentración de la
industria y sus actores más relevantes por
medio de la distribución actual de las
empresas respecto al área de producción que
tienen asignadas.
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1.1.2 Importaciones y exportaciones
Colombia ha enfocado gran parte de sus esfuerzos estratégicos en mantener la
autosostenibilidad del uso de los hidrocarburos y generar, a través de exportaciones de los
mismos, divisas para el país. En el periodo
2003-2008 lo anterior fue particularmente cierto, puesto que los montos de las exportacio-
nes excedieron ampliamente a las importaciones de hidrocarburos. Respecto a las
estadísticas de comercialización que apoyan esto, las tablas siguientes presentan
la evolución de las importaciones de petróleo crudo en Colombia para el periodo
2003-2008.
Una situación muy distinta es la de las
exportaciones. El mayor precio de los
hidrocarburos permite explicar gran parte del
crecimiento de las exportaciones, las cuales
en conjunto crecieron a una tasa promedio
anual de 30,9% en el periodo 2003-2008.
La mayoría de productos son exportados a
los Estados Unidos (77,0% en 2008).
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Resumen
Resumen
2.
Bienes y servicios privados:
percepciones de la industria
14
Para identificar los bienes y servicios críticos
de la cadena de valor en la industria de
hidrocarburos en Colombia, se desarrolló
un Taller de Trabajo con la Industria, en el
cual participaron actores relevantes de la
industria local de hidrocarburos (empresas
operadoras, empresas productoras de bienes
y ser vicios, asociaciones gremiales e
instituciones gubernamentales). Dicho taller
se llevó a cabo el día jueves 12 de marzo
de 2009 en las oficinas de la ANDI en Bogotá
y permitió conocer las percepciones de los
participantes respecto a la importancia
relativa de distintos bienes y servicios
predefinidos por el equipo de CRU Strategies
dentro de la cadena de valor, así como de la
competitividad de la industria local en la
producción de los mismos.
2.1 El Taller de Trabajo con la industria
El objetivo del Taller de Trabajo con la Industria fue establecer un consenso entre los representantes del mercado, tanto de los operadores como de los proveedores, respecto a
los bienes y servicios con potencialidad a ser
producidos en Colombia y que, debido a su
criticidad para la cadena de valor de la industria de hidrocarburos de Colombia, debieran
estudiarse con mayor detalle en este estudio
(esto es, determinar su demanda y oferta para
el periodo 2009-2020 en busca de potenciales brechas y «cuellos de botella»).
Cabe señalar que CRU Strategies fue
facilitador del taller y que el apoyo de la
ANDI – en particular referido a la organización
del mismo – fue imprescindible para el éxito
de esta reunión clave para el proyecto.
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En el Taller de Trabajo con la Industria se
construyó una lista de bienes y servicios críticos con alta potencialidad para ser abastecidos por la industria colombiana y de alto
valor para la industria de hidrocarburos.
Mediante la utilización de una metodología
de carácter cualitativo (véase Informe Final,
sección 2.3 y 2.4) se obtuvo una lista
consensuada de 33 bienes y servicios. Lue-
go del Taller de Trabajo con la Industria,
la ANDI solicitó la inclusión de 5 bienes
adicionales por el interés que ellos presentan para la industria nacional, de forma que la lista final a estudiar se compuso en definitiva de 38 bienes y servicios,
los que fueron referidos como críticos para
la cadena de valor de hidrocarburos en
Colombia.
Resumen
2.2 Lista definitiva de bienes y servicios críticos
16
Resumen
17
anterior indistintamente por el nombre o
número asociado al mismo.
Resumen
En lo que sigue del reporte se hará referencia
a los bienes y servicios críticos de la tabla
Resumen
18
3.
Estimación de la demanda
de bienes y servicios críticos
El trabajo central de esta etapa del proyecto
fue pronosticar la demanda esperada de estos
38 bienes y servicios, bajo tres escenarios
factibles, definidos como Base, Optimista y
Pesimista,1 los que reflejan, con cierto nivel
de probabilidad y realismo, la ocurrencia de
eventos en la economía e industria de
hidrocarburos global, por una parte; y el
impacto de estos acontecimientos en la
economía y la industria de hidrocarburos de
Colombia, por otra.
corresponder al volumen, por año, de producción en dicha instalación. Los indicadores utilizados se estiman en dólares de
2008, es decir, se calculó el costo de cada
bien o servicio para una unidad de actividad.
Una vez definidos los indicadores, el segundo
paso involucró la estimación del nivel en el
que el consumo de un bien o servicio estaría
afectado por un cambio marginal en el
indicador. Es decir, si se pronostica un pozo
Las proyecciones de la demanda de los 38
bienes y servicios privados considerados críticos para la industria de hidrocarburos en Colombia fueron desarrolladas en cuatro pasos.
El primer paso fue crear un indicador, o una
combinación de indicadores, para cada uno
de los bienes y servicios seleccionados. Un
indicador es un parámetro que correlaciona
la demanda del bien o servicio con algún
nivel de actividad relevante de la industria.
Por ejemplo, un indicador para el consumo
de taladros debería estar relacionado con el
número de nuevos pozos construidos, y el
consumo de filtros en la refinería debería
1
CRU Strategies usó el modelo económico de CRU Group para fundamentar
diferentes perspectivas para el mundo. Con un análisis complementario
de la oferta de varias fuentes de energía, el resultado es un pronóstico de
la demanda de energía y costos de
producción de petróleo, gas natural,
carbón y otros; lo que permite a los
expertos de CRU Group conseguir precios relacionados con cada una de
estas fuentes de energía internamente
consistentes y conformes con el escenario subyacente.
más en un año particular, ¿cuánto más hay
que gastar en el servicio de taladros? O en
otro caso, si la producción en la refinería se
incrementa en 10.000 barriles por día,
¿cuánto más es necesario gastar en filtros o
empaquetaduras?
El tercer paso, una vez establecidos los
indicadores y el impacto, en valor monetario2,
de cada cambio en la demanda del bien y
servicio, consistió en construir las variables
centrales (nivel de actividad) sobre las que
los indicadores dependerían en el periodo
2009-2020. Estos incluyen: número de pozos
exploratorios, número de pozos en producción,
producción en barriles equivalentes, carga a
refinería, kilómetros de sísmica y longitud de
ductos entre 2009 y 2020. Estos datos se
elaboraron en forma consistente con los tres
escenarios anteriormente mencionados.
Finalmente, en el cuarto paso se relacionaron los indicadores con los escenarios pronosticados para construir la demanda futura de cada uno de los 38 bienes y servicios
seleccionados.
3.1 Estimación de los indicadores
El equipo de CRU Strategies limitó los
indicadores a relacionarse con sólo cinco
variables centrales, a saber:
1. Producción de hidrocarburos
a. Producción en campos actuales
c. Nueva producción de gas natural
off-shore.
d. Nueva producción de gas natural
on-shore.
2. Carga a refinerías
5. Longitud de ductos (transporte de
hidrocarburos hasta refinerías y puertos de
exportación)
Con estas cinco fuerzas conductoras de la
industria de hidrocarburos es posible estimar
la demanda para cada uno de los 38 bienes y
servicios críticos. Se puede consultar el listado
de los indicadores estimados para el consumo
de cada uno de los 38 bienes y servicios en la
sección 3.3.1 del Informe Final. A continuación
se explica la metodología utilizada para estimar
el nivel de actividad en la industria,
determinante para el cálculo de demanda de
cada bien y servicio analizado.
3. Número de pozos
2
a. Nuevos pozos exploratorios.
b. Nuevos pozos de producción.
c. Nuevos pozos de desarrollo.
La demanda de bienes y servicio se
midió en valor monetario en lugar de
volumen o cantidades. Mientras esto
es lógico para servicios, para el caso
de los bienes se podría haber medido
en unidades físicas; sin embargo, se
tomó la decisión de medir todos los
bienes y servicios en valor monetario
para facilitar la comparabilidad entre
ambos, y también para estar en
concordancia con la disponibilidad de
datos.
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Resumen
b. Nueva producción de crudo onshore.
4. Kilómetros de sísmica
Resumen
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3.2 El impacto de cada escenario en el precio y en
las variables determinantes del nivel de actividad
Según cada escenario macroeconómico
propuesto, el precio del crudo tomará un rumbo
distinto. El rango de todos los escenarios para
el periodo 2009-2020 está entre US$56/bbl
y US$110/bbl. Los precios de petróleo han
caído rápidamente en el último año y aunque
se ha observado un nuevo ciclo positivo en el
corto plazo, no se anticipa que el crudo alcance
niveles tan altos como los observados el año
2008.
En el caso Base, el promedio para el precio
esperado del crudo en el periodo 20092020 es de US$83/bbl. En el corto y
mediano plazo (2009-2013) el precio
promedio es de US$79/bbl mientras en el
largo plazo (2014-2020) es de US$85/bbl.
En el caso Optimista se ve un promedio para
el precio esperado del petróleo en el periodo
2009-2020 de US$93/bbl. En el corto y
mediano plazo (2009-2013) el precio
promedio es de US$79/bbl y en el largo plazo
(2014-2020) se pronostica un precio
promedio de US$103/bbl. Finalmente, en el
caso Pesimista (el escenario benigno para
la macroeconomía mundial) se ve un
promedio para el precio esperado del
petróleo en el periodo 2009-2020 de US$80/
bbl. En el corto y mediano plazo (20092013) el precio promedio es de US$84/bbl
mientras en el largo plazo (2014-2020) se
proyecta un precio de US$78/bbl.
3.2.1 Producción de hidrocarburos
Producción de petróleo crudo
En cuanto a la construcción de las funciones
de producción de petróleo crudo se
consideraron, además del precio del mismo,
otros factores de forma implícita (tales como
descubrimientos geológicos, competitividad
de Colombia a nivel mundial y costos de la
industria). La metodología desarrollada
consistió en construir curvas para determinar
las tasas de crecimiento anual de la
producción de petróleo crudo en función del
precio del mismo. Dichas curvas se resumen
en la siguiente figura.3
Utilizando las curvas anteriores es posible
derivar las producciones asociadas a las
curvas de precios. Para esto se debe utilizar
la siguiente ecuación, que relaciona la
producción de un año cualquiera t, Qt, con
el precio del año en cuestión Pt – a través
de la tasa de crecimiento anual, r(Pt) – y la
producción del año anterior, Qt-1:
Qt = Qt-1 · ( 1 + r(Pt) )
Con esta ecuación, las curvas de crecimiento
en función del precio del crudo, y suponiendo
en los tres escenarios una producción inicial
en 2009 de 650.000 bbl/d, es posible derivar
las curvas de producción para los casos
Base, Optimista y Pesimista.
Las curvas así derivadas permiten asociar
los escenarios a crecimientos anuales
compuestos de 4,0% (Optimista), 2,6%
(Base) y -0,5% (Pesimista). Estos aumentos
promedios se encuentran dentro de los
rangos históricos de crecimiento. De hecho,
si se toma el crecimiento anual compuesto
Estas curvas fueron derivadas con el
conocimiento experto del equipo de
CRU Strategies con base en el estudio
de las relaciones históricas de la tasa
de crecimiento de la producción y el
precio del petróleo crudo, conocimiento
de la geología de los depósitos,
revisión de los precios de gatillo para
la inversión de distintas empresas del
sector, entre otras fuentes. Aunque
en un principio se evaluó la posibilidad
de construir un modelo econométrico
para relacionar la producción de petróleo
crudo con el precio de este commodity,
se descartó tal posibilidad por carecer
de variables históricas relevantes
(tales como el costo de producción) y
determinar que el pasado de esta
industria no constituye un buen
indicador del futuro (debido a cambios
estructurales tales como la creación de
la ANH, que entró en funcionamiento
recién en 2004).
Resumen
3
21
Resumen
cada doce años consecutivos (para ser
comparables con el periodo 2009-2020)
desde 1980 a la fecha, el aumento máximo
fue de 12,0%, registrado en el periodo 19851996. Por otro lado, el menor crecimiento
fue de -1,1%, registrado entre 1996 y 2007.
Desde el punto de vista geológico, las reservas que sustentan las producciones anteriores se supone provienen únicamente del on-
shore colombiano. Se ha excluido el off-shore
de la proyección de petróleo crudo pues, por
un lado, los expertos creen que los descubrimientos que pudieran materializarse en la
cuenca del Sinú probablemente corresponderían a gas natural, y, por otro lado, la inclusión de los mismos no debiera tener un impacto significativo en la demanda de los bienes y servicios identificados en este estudio
como críticos.
22
Producción de gas natural
Hoy en día parece existir un potencial
interesante para la producción de gas natural
en Colombia – especialmente off-shore.
Basado en los últimos datos de la ANH,
CRU Strategies estima que se producirán
aproximadamente 160.000 bble/d de gas
natural en 2009 en todos los escenarios
(equivalentes a 900 mpcd). La tendencia
general es hacia la disminución de depósitos
productivos en el on-shore en el largo plazo4,
y por esta razón se estima que la mayoría
del crecimiento después de 2012 será
producido por plataformas off-shore.
En la construcción de las funciones de producción de gas natural se consideraron tres
factores principales. El primero guarda rela4
Aunque la presencia de nuevos
pozos productivos de gas natural onshore no se descarta del todo,
dependerá crucialmente de nuevos
descubrimientos. Debido al alto grado
especulativo de estos, se prefirió dejar
fuera del análisis esta posibilidad.
ción con la producción de los campos actuales, la que fue obtenida del estudio de
Arthur D. Little. En segundo lugar, para el
gas que acompaña a la explotación de crudo se utilizaron datos históricos para asignar a cada barril de petróleo crudo nuevo
producido, una fracción equivalente a 0,077
barriles de petróleo crudo equivalente de gas
natural. El tercer factor guarda relación con
que, tanto en los escenarios Base como
Optimista, se consideró el descubrimiento y
producción de nuevos campos de gas offshore. En ambos escenarios se supuso que
la producción off-shore se iniciaría el año
2013 (dado el avance en la exploración y
tiempo de desarrollo de los campos parece
improbable que éstos pudieran entrar an-
tes), y se diferenciaron en que mientras en
el escenario Optimista la producción anual
va de 10.000 barriles de crudo equivalente
por día en 2013 a un máximo de 40.000
barriles de crudo equivalente por día (con
una tasa de crecimiento anual de 50%), en
el escenario Base la producción crecería desde igual nivel y con equivalente tasa de crecimiento anual, pero a un máximo de 20.000
barriles por día.
Con la consideración de los tres factores
anteriores a continuación se presentan las
curvas de producción de gas natural en
función del precio del crudo, y suponiendo
en los tres escenarios una producción en
2009 de 160.000 bble/d.
23
Resumen
Resumen
24
Cabe destacar que en todos los escenarios existe un crecimiento significativo
entre 2009 y 2012 basado en las características de las zonas productivas actuales. La tasa de crecimiento anual para
el caso del gas natural sería de 1,8% en
el caso Optimista, porcentaje que da
cuenta del menor crecimiento respecto a
la producción de petróleo crudo en igual
escenario. En el caso Base se estima un
crecimiento anual de 0,2% en el mismo
periodo, mientras en el caso Pesimista
se espera una disminución de la produc-
ción al año 2020 respecto al año 2009
de 2,3%.
Producción total de hidrocarburos
Con base en las producciones anteriormente
derivadas , es posible construir las curvas
de producción de hidrocarburos en Colombia
para cada uno de los tres escenarios considerados (Base, Optimista, Pesimista). Dichas
curvas permiten asociar los escenarios a crecimientos anuales compuestos de 3,6% (Optimista), 2,1% (Base) y -0,8% (Pesimista).
3.2.2 Carga a refinería
Hay dos refinerías de producción significativa
en Colombia: Barrancabermeja y Cartagena.
Por el alto costo de inversión requerido para
construir una nueva refinería y el largo tiempo
que transcurre entre evaluar el proyecto,
financiarlo y eventualmente construirlo, la proyección de demanda bajo ningún caso cuenta
con nuevas refinerías en Colombia adicionales a los planes que hoy se están llevando a
cabo (modernización de Barrancabermeja y
expansión de Cartagena). En términos de volumen se espera que las dos refinerías
incrementen su capacidad de acuerdo con el
Plan Estratégico 2015 de Ecopetrol.
25
Tanto para el caso Base como Optimista se
considera que la capacidad de refinación de
Colombia va a incrementarse en 6.000 bbl/d
en 2013 (Barrancabermeja) y otros 70.000
bbl/d en 2014 (Cartagena). En el caso Pesimista, se espera que la modernización de Barrancabermeja se lleve a cabo según lo planificado, es decir, en 2013 con un incremento
de capacidad de 6.000 bbl/ d. En este escenario, no obstante, se produciría un atraso de
un año en la expansión de Cartagena.
Para todos los efectos de cálculo se
consideró que un nuevo pozo de producción
es capaz de producir en promedio 1.500
bble/d de hidrocarburos. En cada escenario,
Resumen
3.2.3 Número de pozos
Resumen
el número de pozos de producción es una
función de la producción atribuible a nuevos
pozos. Sin embargo, se mantiene un factor
de éxito bajo para todos los escenarios, el
cual es de 25%5. También se ha eliminado
el impacto de producción adicional de
hidrocarburos en el off-shore, porque se
26
5
El factor de éxito se define como el
porcentaje de pozos perforados que
terminan siendo productivos según la
definición aquí utilizada de pozo promedio. Se entiende que entre los años
2003-2008 el factor de éxito en Colombia era 39,5%. Cabe notar que este
factor está medido porla ANH , y es
distinto al aquí utilizado pues considera como pozo exitoso aquel donde la
perforación resulta en crudo o gas natural. El modelo de CRU Strategies cuenta con un factor significativamente menor considerando que para que una perforación sea exitosa no solo tiene que
resultar en hidrocarburos, sino que también debería facilitar un pozo productivo sustentable. Además, se estima
que con los altos precios de petróleo de
los últimos dos años, se ha desarrollado producción en zonas bien exploradas con poco riesgo, zonas que han
disminuido sucesivamente y que no se
van a encontrar en la misma forma en la
próxima década.
estima que para el desarrollo off-shore las
empresas proveedoras locales tendrán en
general – para los bienes y servicios críticos
considerados en este estudio – una baja
injerencia producto de su inexperiencia en la
producción de bienes y servicios tan
específicos, como los requeridos en este sector.
También se ha considerado el impacto en
la demanda de bienes y servicios por parte
de la perforación de pozos de desarrollo.
El número de pozos de desarrollo perforados en un año particular está relacionado
con múltiples variables; principalmente el
precio del crudo y la necesidad de mejorar
el factor de recobro. Sin embargo, el número de pozos de desarrollo perforados y las
características de estos pozos dependen de
la complejidad del campo particular. Para
superar esta diversidad el supuesto
de CRU Strategies es que el número de
pozos de desarrollo perforados está relacionado con la producción total de crudo. Empezando con un número de 510
– el pronóstico para el año 2009 – estos
pozos se proyectan con base en el cambio porcentual anual de producción de crudo hasta 2020.
27
Para objeto del pronóstico se supone que la
actividad sísmica depende del número de pozos exploratorios nuevos. Se ha estimado que
históricamente se han necesitado aproxima-
damente 81,7 km de sísmica 2D equivalente
para cada nuevo pozo exploratorio desarrollado en Colombia. Esta estimación incluye
sísmica exploratoria y de desarrollo.
Resumen
3.2.4 Kilómetros de sísmica
Resumen
28
3.2.5 Ductos
Los ductos de transporte de hidrocarburos
evaluados en este proyecto son los que conectan los campos productivos con refinerías, con otros campos productivos, con
estaciones intermediarias o con centros de
transporte, normalmente en puertos de almacenaje para hidrocarburos de exportación. El análisis no incluye gasoductos
construidos para comercialización directa
de gas natural ni poliductos de comercialización en la etapa que sigue a la carga a
refinería.
Hoy día, y por varias razones, entre otras, la
disminución en la producción de ciertos
campos, la industria de hidrocarburos de
Colombia está subutilizando los ductos
instalados. En 2008, el ducto promedio tuvo
aproximadamente 60% de utilización efectiva
y en la red de oleoductos no se observaron
«cuellos de botella» significativos. Por esta
razón, el análisis de CRU Strategies se
concentra en expansiones posibles en la zona
oriental del país, donde hasta el momento
todos los hidrocarburos son transportados
de modo terrestre (por medio de
carrotanques).
En todos los casos, se integró el oleoducto
Rubiales-Monterrey de 288km, con capacidad
de 160.000bbl/d, cuya construcción se
terminó en septiembre de 2009.
En el caso Optimista, además se propone
que el gobierno de Colombia facilite la colaboración entre productores de las zonas
del oriente y la integración de Ecopetrol
con la industria privada para hacer posible
la construcción de este importante oleoducto dando posibilidades a la inversión
exploratoria en estas áreas contempladas
en los bloques del mapa de tierras. Como
resultado, el caso Optimista considera la
construcción de otro oleoducto aún más
debido a un crecimiento de demanda para
este modo de transporte en la zona Oriental.
En los casos Base y Pesimista no se prevé la
construcción de oleoductos adicionales en el
país, ya que el incremento de producción en
los sectores de interés no permite suficiente
crecimiento en la producción.
3.3 Estimación de la demanda de bienes y servicios
críticos
Como resultado de los pronósticos realizados, el gasto total esperado por parte
de la industria de hidrocarburos de Colombia para los 38 bienes y servicios considerados críticos depende en gran medida del escenario considerado. En el caso
Optimista el gasto total anual aumentaría
de los actuales US$5.068 millones en el
año 2008 a alrededor de US$6.353 millones en el año 2020, mientras el caso Pesimista tiene un rango de gasto total entre
US$5.068 millones en 2008, el cual disminuye a US$3.580 millones en el año 2020.
Cabe destacar que a pesar del reducido número de bienes y servicios examinados en
este estudio, éstos dan cuenta de entre un
53% y 63% del gasto total de la industria
de hidrocarburos de Colombia en el año 2008,
incluyendo las etapas de exploración, producción, transporte y refinación 6 . Esto
refuerza la importancia de los bienes y servicios seleccionados en este estudio, y valida
6
Estos porcentajes se derivaron a partir
del gasto total de la industria en bienes
y servicios en 2008 (entre 8.100 y 9.500
millones de dólares).
29
Resumen
largo, con un primer segmento entre Corocora y Tauramena, y otro segmento entre
Tauramena y Apiay. Estos dos segmentos
tienen una longitud de 388km y servirían
para conectar la parte norte de la zona
orienta con la red de oleoductos ya establecidos. Se considera la construcción de
este oleoducto en el escenario Optimista
Resumen
30
el proceso de selección de los mismos (que
no incluyó gastos contables sino únicamente
percepciones de diversos actores relevantes
de la industria).
es US$19.292 millones durante el periodo
2009-2020. Es decir, el margen de incertidumbre entre el caso Optimista y Pesimista
en el año 2020 es de US$3.003 millones.
Es importante notar que la composición
del gasto total en cada uno de los
escenarios, sin embargo, se encuentra
sustancialmente sesgado hacia el sector de
servicios por sobre el de bienes. Es así
como, dependiendo del escenario
considerado, los servicios críticos explican
entre el 80% y 85% del gasto total anual
promedio para el periodo 2009-2020,
mientras los bienes críticos explican entre
15% y 20% en el mismo periodo.
Durante el periodo 2009-2020 se espera
que el caso Optimista exhiba un crecimiento
absoluto de US$2.251 millones. Se proyecta
un crecimiento robusto con pocas caídas
anuales. Así, el caso Base exhibe un
incremento absoluto de US$912 millones
en el mismo periodo, mientras en el caso
Pesimista se espera una caída en gastos
totales anuales durante el periodo, lo que
significa una disminución absoluta de
US$752 millones, entre 2009-2020. En
todos los casos se puede observar un pico
de crecimiento en el año 2014 para los casos
Base y Optimista, y el año 2015 en el caso
Pesimista. Estas alzas están asociadas con
los gastos coyunturales asociados de la
expansión de la refinería de Cartagena (y en
particular con el servicio de construcción y
montaje).
Los resultados sugieren que la trayectoria que
siga la macroeconomía mundial es fundamental para la industria de hidrocarburos en Colombia y en particular para la demanda de
bienes y servicios críticos. La diferencia en
gastos totales en los 38 bienes y servicios
entre el caso Optimista y el caso Pesimista
En términos del valor asociado a cada etapa de la cadena de producción, es posible
agrupar los bienes y ser vicios en tres:
refinación, producción y transporte, y exploración. La etapa donde se concentra el
mayor gasto de estas tres es producción y
transporte, que constituye aproximadamente 69% del total en el año 2009. Exploración y refinación constituyen 24% y 7% del
valor total en el mismo año (caso Base).
En la etapa de refinación se proyecta un
crecimiento CAGR de 1,7% en los casos Base
y Pesimista, y un crecimiento CAGR de 1,8%
en el caso Optimista. En la etapa de
producción y transporte se ve un crecimiento
positivo de entre 3,9% en el caso Optimista,
mientras en el caso Base se puede observar
un CAGR de 1,6% en el mismo periodo. En
el caso Pesimista se observa una declinación
de producción que resulta en un CAGR de 2,6% durante el periodo 2009-2020. Es en
la etapa de exploración donde se considera
que hay mayor potencial de disminución de
actividad. En el caso Optimista se proyecta
un crecimiento de 5,2% en exploración
durante el periodo de proyección. En los casos
Base y Pesimista se proyecta un CAGR de
1,3% y -4,4%, respectivamente, durante el
periodo 2009-2020.
31
Resumen
Las estimaciones de consumo en bienes y
servicios críticos para el periodo 2009 2020 pueden consultarse en la sección 3.6
del Informe Final.
Resumen
32
4.
Análisis de la oferta de
bienes y servicios críticos
Con el fin de analizar la oferta de bienes y
servicios seleccionados como críticos para
la industria de hidrocarburos en Colombia
se confeccionó el formulario denominado
«Encuesta de caracterización de la oferta
local de bienes y servicios críticos de la
cadena de valor de la industria de
hidrocarburos en Colombia». Esta encuesta
fue elaborada por CRU Strategies, y el
trabajo de campo estuvo a cargo de la ANDI,
la cual contrató para realizar este trabajo a
la empresa Sistemas Especializados de
Información S.A. (SEI S.A.), que estuvo a
cargo de la gestión y desarrollo del proceso
de entrevistas con las distintas empresas
encuestadas.
Cabe señalar que en el caso de la oferta el
análisis se limita a 36 bienes y servicios,
en lugar de los 38 estudiados por el lado de
la demanda, pues 2 de ellos resultaron no
tener oferta local. Los bienes y servicios
excluidos del análisis de la oferta son:
mantenimiento paradas plantas de
refinación (11)7 y certificación de reservas
de crudo y gas (33).
7
De hecho, cuando hay muchas
empresas ligadas a los servicios de
mantenimiento necesarios una vez que
se detienen las plantas de refinación,
lo cierto es que no se identificó
empresa alguna en el país capaz de
ofrecer dicho servicio de forma integral.
4.1 Revisión de antecedentes de la encuesta
SEI S.A. recibió un listado de 250 empresas
vinculadas a 36 bienes y servicios diferentes,
elaborado por la ANDI y CRU Strategies, lo
que conformó el marco muestral para la
realización del estudio. Con esto, luego de
realizado el trabajo de campo, se obtuvo una
tasa de respuesta de 72%, logrando SEI S.A.
entrevistar a 180 empresas en total, de las
cuales 175 empresas fueron catalogadas como
válidas para el análisis (5 empresas resultaron
ser comercializadoras y no productoras).
El total de encuestas – incluyendo las 5
descartadas – se desarrolló en 23 ciudades
de Colombia. De interés aparece el hecho de
que, no existiendo operaciones de exploración,
producción, transporte o refinación en Bogotá,
la distribución geográfica de las encuestas
estuvo altamente concentrada en esta ciudad,
abarcando 115 empresas (lo que representa
casi 64% del total).
El diseño de la encuesta requirió que el perfil
de los entrevistados fuera el de ejecutivos
que ocuparan los más altos cargos dentro
de las empresas. Esto, básicamente debido
a que los altos mandos de cada empresa
suelen tener una percepción más confiable
que los ejecutivos de rangos menores
respecto a la industria en la que participan.
En línea con esto, resultó que dentro de
los entrevistados el 84% ocupa cargos de
nivel gerencial, o son representantes legales
o directores de algún tipo dentro de la
empresa, lo que demuestra que los
entrevistados cumplen – en su mayor parte
– con el perfil para el cual fue diseñada la
encuesta.
Al momento de comenzar con el análisis de
resultados encontrados a partir de la encuesta
desarrollada, se observó una alta variabilidad
en gran parte de las respuestas dadas por
las empresas productoras de los mismos
bienes o servicios, especialmente cuando se
les preguntaba por sus percepciones respecto
a la industria en la que participan. Esto
generó la necesidad de investigar y analizar
la naturaleza de las empresas entrevistadas,
dado que una posible razón de la alta
variabilidad encontrada en las respuestas era
que las empresas simplemente no
pertenecieran a la industria del bien o servicio
en cuestión.
Se examinó la muestra inicial de las 175
empresas encuestadas, analizando el foco
de sus respectivos negocios, en particular
referido a los productos relacionados que
producían. Después de este análisis, se
encontró que efectivamente había empresas
cuyos productos relacionados a los bienes
y servicios respectivos quedaban fuera del
contexto previamente definido para los
mismos, lo que explicaba la existencia
de información dudosa proveniente de las
respuestas de la encuesta. Por esto, y
dado que para realizar el análisis de
forma confiable es preferible tener un
menor número de empresas pero con
respuestas más confiables, se realizó un
filtro para eliminar aquellas encuestas de
bienes y servicios que no calificaran de
acuerdo al contexto anteriormente
establecido.
Resumen
4.2 Filtro previo al análisis de la información recolectada
33
Resumen
34
De esta forma, todos los resultados que
siguen se desarrollaron con base en la
muestra filtrada de 130 empresas, las que
en total contestaron 267 encuestas (algunas
empresas respondieron más de una
encuesta, cuando la misma empresa es
proveedora de más de un bien o servicio
analizado), cada una de ellas dirigida a los
distintos bienes y ser vicios de los
considerados en este estudio como críticos
para la industria de hidrocarburos en
Colombia.
4.3 Caracterización de las empresas proveedoras
Para el proceso de caracterización de
empresas proveedoras se analizan en detalle
ciertas preguntas clave dentro de la
encuesta, las cuales reflejan puntos
relevantes a considerar para una
determinación robusta de las empresas
proveedoras en general. Esta consta del
estudio de distintos parámetros basados
en algunas de las preguntas y respuestas
de la encuesta realizada. Los parámetros
para la caracterización de las empresas
proveedoras, junto con las respectivas
preguntas desde donde se utiliza la
información para su análisis, se muestran
en la tabla a continuación.
4.3.1 Distribución y crecimiento de ventas
Al clasificar las empresas según rangos de
ventas, se observa que éstas se concentran
en el rango de 0 a 5 millones de dólares, el
cual abarca más que tres cuartas partes del
total (totalizando 267 encuestas). Por su
parte, las categorías de ventas entre 5 y
10 millones de dólares y más de 10 millones de dólares concentran 11% y 12%
de los bienes y servicios, respectivamente
(lo que a su vez totaliza, en el mismo
orden, 30 y 32 encuestas para cada categoría).
35
dependientes mayoritariamente del sector de
hidrocarburos.
Por otro lado, al analizar cada uno de los
36 bienes y servicios encuestados de forma
separada, se observa que el 50% de estos
tuvieron un crecimiento de ventas entre los
años 2007 y 2008 superior al crecimiento
promedio registrado durante los últimos 10
años, lo que está claramente relacionado al
boom que tuvo la industria de hidrocarburos
durante los tres primeros trimestres del año
2008.
Resumen
En cuanto a la dependencia de las distintas
actividades del sector de hidrocarburos se
observa que 28% de los bienes y servicios
reporta una participación de sus ventas al
sector de hidrocarburos entre 1% y 25%.
Así mismo, 28% de los grupos de bienes y
servicios reporta una participación en este
sector entre 26% y 50% de las ventas
totales. 44% de los bienes y servicios
restantes reporta ventas destinadas al sector
de hidrocarburos mayores que 50% de las
ventas totales, lo que indica que menos de
la mitad de los productos vendidos son
Resumen
36
4.3.2 Distribución de los empleados
Para ver cómo se distribuyen los empleados
para las 130 empresas durante el año 2008,
las cuales totalizan 34.526 trabajadores,
se partió de una clasificación de las
empresas, según el tamaño de la misma,
los cuales están definidos en la Ley 205 del
año 2004 (la cual es la modificatoria de la
Ley 590 del año 2000). Estos tamaños
determinan en este análisis tres categorías
distintas de empresas, a saber:
· Micro/Pequeñas empresas. Definidas
como aquellas empresas con planta
de personal no mayor a 51
trabajadores.
· Medianas empresas. Definidas como
aquellas empresas con planta de
personal entre 51 y 200 trabajadores
· Grandes empresas. Definidas como
aquellas empresas con planta de
personal no menor a 201 trabajadores
De esta manera, al generar la clasificación
de tamaños de empresa según la cantidad
de empleados durante el año 2008, se observa una distribución casi perfectamente
dividida entre las tres categorías de empresas, donde la micro/pequeña empresa concentra 33% del total de empresas, la mediana empresa concentra otro 34%, y finalmente las grandes empresas representan el restante 33%. Esto demuestra la
heterogeneidad de tamaño (en términos de
empleados) de las empresas proveedoras
de la industria de hidrocarburos.
En cuanto a la clasificación de grados
académicos del total de empleados, se
observa que 13.155 de ellos son personal
no calificado, y los restantes 21.371
empleados corresponden a personal
calificado. Es decir, 63% del total de
empleados posee algún tipo de grado
académico, ya sea de nivel técnico o
superior. Dentro del total de mano de obra
calificada, la mayor parte es personal con
nivel técnico (10.160 empleados), a lo que
le sigue el personal con nivel profesional
(8.272 empleados). Por su parte, el
personal con nivel de postgrado – esto es,
magíster y/o doctorado – representa sólo
un 3% del total de mano de obra calificada
(647 empleados).
4.3.3 Distribución de porcentaje de utilización de capacidad instalada
Para analizar cómo se concentran las utilizaciones de capacidad instalada de cada
uno de las 267 encuestas de bienes y servicios provistos, se genera una clasificación
de la utilización según rangos. Estos rangos determinarán cuatro categorías distintas, a saber:
· Utilizaciones dentro del rango de 0%
y 25%
· Utilizaciones dentro del rango de
26% 50%
51% y 75%
76% y 100%
Asimismo, se estudia la oferta de bienes y de
servicios de forma separada, y se analiza la
frecuencia observada tanto de los bienes
como de los servicios provistos de manera
independiente. Cabe notar que la muestra de
267 encuestas de bienes y servicios está
completa, no habiendo proveedores que se
rehusaran a entregar esta información. En
este caso, la muestra se divide en 109
encuestas correspondientes a bienes y 203
encuestas correspondientes a servicios.
las categorías ya expuestas, se observa que
los porcentajes de utilización de la capacidad
instalada se distribuyen concentrándose en
utilizaciones altas (mayores a 75%). Este
resultado se extiende tanto para los bienes
como para los servicios, donde más del 65%
del total de bienes y 66% del total de servicios
muestran utilizaciones que superan el 75%
de la capacidad instalada.
De esta manera, al generar el histograma con
las frecuencias observadas de cada una de
37
Resumen
Resumen
4.3.4 Factores detrás del liderazgo competitivo
Para analizar los factores que explican el liderazgo competitivo de la empresa líder en cada
industria de bienes y servicios, se estima el
porcentaje de aprobación que los encuestados
le dan a distintos factores detrás del liderazgo de la que consideran es la empresa líder de
su sector. Así, ante los distintos factores planteados, se calcula la fracción de encuestados
en cada industria que creen que cada factor
está efectivamente relacionado al éxito de la
empresa líder de su industria.
En resumen, al calcular el porcentaje de
aprobación de cada uno de los factores
planteados, se observa que los encuestados
no comparten en general la visión de que
la empresa líder de su industria se
caracteriza por tener bajos costos. Por su
parte, dentro de la industria de bienes se
destaca el hecho de que más de la mitad
de los encuestados opina que el prestigio
internacional y el acceso a fuentes de
financiamiento son una característica
relevante de la empresa líder en su
industria. Por otro lado, los factores dados
por la calidad del bien o servicio y la
experiencia y conocimiento en el sector de
hidrocarburos se destacan por su alto grado
de aprobación, reflejando su importancia
para lograr competitividad en las industrias
proveedoras tanto de bienes como de
servicios. Es más, para estos dos factores
todos los ser vicios provistos tienen un
porcentaje de aprobación superior al 80%.
Los factores analizados, junto con las
respectivas preguntas desde donde se extrajo
la información para su análisis, se muestran
en la tabla a continuación.
38
39
4.3.5 Otros análisis
Adicionalmente, se generaron fichas de
información de la oferta en Colombia para
cada una de las 36 industrias de bienes y
servicios examinadas. Cada ficha contiene
información referente al número de empresas
entrevistadas, certificaciones de las
empresas, porcentaje de los gastos
incurridos por las empresas que son
realizados en Colombia (el resto proviene
de importaciones), ventas y crecimiento de
las mismas, comercio (exportaciones e
importaciones de los bienes y servicios) y
capacidades productivas (utilización de la
capacidad instalada y capacidad futura en
función de la demanda por el bien y servicios
del año 2008).
Resumen
En la sección 5.5 del Informe Final se detalla
el análisis de otros factores relevantes para
caracterizar a la oferta de bienes y servicios
de origen privado. Entre estos destacan los
factores determinantes de las exportaciones
e importaciones, así como la estrategia de
variación del portafolio de las empresas.
Resumen
40
5.
Identificación de brechas
y cuellos de botella
El cálculo de la brecha entre demanda y
oferta es uno de los hitos más críticos de
este estudio. Forma parte integral del análisis
de competitividad que sigue en el capítulo
7, y actúa además – para los participantes
de las distintas industrias de bienes y
servicios analizados – como pronóstico de
la necesidad de invertir en nueva capacidad
durante el periodo 2009-2020. Dicho sea
de paso, este sería el único pronóstico de
este tipo en Colombia, por lo que en sí
mismo constituiría un avance en esta
importante área de planificación.
Cabe señalar que el estudio de brechas considera únicamente 36 de los 38 bienes y
servicios críticos derivados en este estudio.
Esto, debido a que, como se mencionó anteriormente, para 2 de ellos (mantenimiento de paradas en plantas de refinación y
certificación de reservas de crudo y gas) no
se identificaron empresas en Colombia que
presten dichos servicios.
La ecuación básica utilizada para el cálculo
de la capacidad actual de la oferta local
viene dada por la siguiente:
[1]
Donde K t es la capacidad de empresas
colombianas para producir un bien o servicio
en el año , es la demanda total en Colombia
de dicho bien o servicio en el año , son las
importaciones en el año , 8 y
es el
porcentaje de utilización, calculado por el
promedio ponderado de la capacidad
instalada de la industria en el año .
La utilización de capacidad para producir el
bien o servicio bajo consideración para la
empresa - se calculó como un promedio
ponderado por las ventas de cada empresa
del sector. De esta forma, su cálculo viene
dado por la multiplicación de las ventas
totales de cada empresa (VT i ) por el
porcentaje de utilización de la capacidad
instalada de la misma (Ui), y la división de
esto por la suma de ventas totales (VTi). Lo
anterior se puede expresar mediante la
siguiente ecuación:
[2]
Finalmente, con el objetivo de estimar la capacidad de cada una de las industrias en el
año 2008, de forma indexada a la demanda,
se utilizó para el primer término de la fórmula
[1], , el valor de 100 para todas las industrias de bienes y servicios analizadas. De
esta forma, el índice de capacidad para el
año 2008 es menor a 100 cuando la capacidad de la industria local es menor a la
demanda de dicho año, y superior a 100 si
es mayor.
Con el objetivo de actualizar la capacidad del
año 2008 para el futuro, se complementó el
índice calculado adicionando todas las inversiones de capital comprometidas por las empresas
encuestadas del sector durante el periodo 20092020 (ver sección 6.2.2 del Informe Final).
5.1 Cálculo de la brecha, 2009-2020
El cálculo usado viene dado por el índice de
capacidad de producción menos el índice de
demanda. Cabe señalar que, mientras se proyecta sólo un caso de capacidad de producción entre 2009-2020 (actual más inversiones comprometidas), existen tres escenarios
de demanda (Base, Optimista, Pesimista).
1. Bienes y servicios que no exhiben
una brecha durante ningún año del
periodo.
2. Bienes y servicios que exhiben una
brecha durante todos los años del
periodo.
3. Bienes y servicios donde existe una
brecha al principio del periodo que
disminuye y/o desaparece hacia el
final del periodo.
4. Bienes y servicios donde no existe
una brecha al principio del periodo
pero donde una brecha aparece
durante la década y crece hacia el
final del periodo.
Como era de esperar, en el caso Optimista
se encuentran mayor cantidad de brechas,
y de mayor magnitud, que en los casos
Base y Pesimista. En particular, se puede
observar que en el caso Optimista de demanda existe un mayor número de ocurrencias de los tipos 2 y 4 anteriormente
mencionados comparado con el caso
Base, mientras el caso Pesimista exhibe
más ocurrencias de los tipos 1 y 3 comparado con el caso Base.
La brecha total entre capacidad de oferta
y la demanda de los diferentes bienes y
servicios sólo presenta un crecimiento para
el caso Optimista. En el caso Pesimista,
como consecuencia de la disminución en
la producción de hidrocarburos en Colombia se aprecia un decrecimiento de la brecha. En el caso Base se puede notar una
tendencia de crecimiento moderado en la
brecha total.
41
Resumen
Un análisis de estas tablas permite además
destacar la presencia de cinco tipos de
industrias de bienes y servicios según la
evolución de sus brechas:
5. Bienes y servicios donde aparece una
o varias brechas de forma irregular
durante el periodo.
Resumen
5.2 Resumen de la brecha, 2009-2020
Aun cuando la utilización de índices de oferta
y demanda facilita notablemente la
exposición de los resultados (sin afectar
negativamente los mismos), el que varíe año
a año dificulta el uso de la misma para medir
la oportunidad que se genera para aumentar
la capacidad en cada una de las industrias
analizadas. Con el objetivo de simplificar
dicho análisis, es posible construir un
indicador único de brecha (referido de aquí
en adelante simplemente como brecha),
utilizando la siguiente fórmula:
[3]
Donde
es la brecha en el año calculada como la diferencia entre el índice de capacidad
y de demanda de ese año
y corresponde al índice de capacidad de producción
para el año 2008. De esta forma, la brecha
calculada por la fórmula [3] no es otra cosa
que la brecha promedio de cada industria de
bien o servicio para el periodo 2009-2020
(12 años) normalizada por la capacidad de
dicha oferta en el año 2008. De aquí, por
ejemplo, una brecha de 0,25 equivale a una
demanda que, en promedio para el periodo
2009-2020, superará en 25% a la capacidad
de producción local en el año 2008.
42
En el informe final se presenta la brecha entre
demanda y capacidad de oferta estimada por
CRU Strategies para cada uno de los
escenarios. Las celdas rojas representan una
oportunidad para incrementar la oferta en
Colombia del bien o servicio crítico, mientras
celdas en verde significan que puede existir
una sobrecapacidad en la oferta local.
6.
Análisis de competitividad y
priorización de bienes y servicios
43
Adicionalmente a la brecha, para realizar el
análisis de competitividad en el Informe Final
(sección 7.2.1 del informe) se estima la
calidad de la brecha (con base en el análisis
de Porter), así como las fortalezas de la
industria colombiana para cada uno de los
36 bienes y servicios examinados por el lado
de la oferta. Para la estimación de dichos
parámetros se utilizaron distintos datos de
las empresas proveedoras recolectados en
la «Encuesta de caracterización de la oferta
local de bienes y servicios críticos de la
cadena de valor de la industria de
hidrocarburos en Colombia».
La metodología utilizada para el análisis de
competitividad consiste en la adaptación de
la conocida «Matriz atractivo de la industria
/ fortaleza del negocio» (ver por ejemplo el
libro de Arnoldo Hax y Nicolás Majluf
«Estrategias para el liderazgo competitivo»,
Ediciones Gránica, 1997). Esta matriz es
ampliamente utilizada en los negocios pues
permite analizar los bienes y servicios de
una compañía desde dos perspectivas
distintas: una externa y otra interna,
mediante el análisis del atractivo de la
industria y las fortalezas del negocio,
Resumen
Con el objetivo de analizar la competitividad de los bienes y servicios anteriormente
seleccionados, para luego identificar una
estrategia para cada uno de ellos, se desarrolló una metodología cuya finalidad es identificar aquellos bienes o servicios cuyas brechas generarían en el futuro oportunidades
interesantes de inversión, y donde la industria local puede ser considerada competitiva frente a las importaciones, ambas razones que sustentarían la decisión de invertir
y hacer crecer la industria local colombiana. Para realizar el análisis de competitividad, se utilizaron las brechas derivadas de
la comparación de la demanda y oferta (ver
sección anterior), para medir parte del atractivo de la industria.
Resumen
44
respectivamente. Una de las principales
ventajas de utilizar esta matriz consiste en
la posibilidad de poder manejar una gran
cantidad de información de forma gráfica,
lo cual simplifica notablemente el análisis y
priorización de los bienes y ser vicios
examinados.
La adaptación de esta matriz consistió en
reemplazar a la compañía por Colombia, y el
portafolio de bienes y servicios que la
compañía produce por las respectivas
industrias productoras de bienes y servicios
en el país. Cabe señalar además que aunque
esta matriz mide tanto el atractivo como las
fortalezas de las industrias locales en un
instante dado, la adaptación aquí utilizada
considera un horizonte de tiempo de 12 años
para la validez de la misma (2009-2020).
De aquí que su lectura deba ser hecha
tomando esto último en consideración.
La matriz atractivo de la industria / fortaleza de la industria local se deriva
a partir de dos ejes ortogonales. El eje horizontal muestra el atractivo de la industria, y crece de derecha a izquierda (en sentido contrario al usual). El eje vertical presenta la fortaleza de la industria local, y
crece de abajo hacia arriba. Luego se divide tanto el eje horizontal como vertical en
tres partes equivalentes, resultando una
matriz con nueve casillas, para cada una
de las cuales existe una estrategia genérica a seguir, las que se presentan en la siguiente figura.
6.1 Atractivo de la industria y fortaleza de la industria local
El atractivo de la industria es una evaluación
generalmente subjetiva basada en factores
externos, en general no controlables por las
empresas, que intentan captar la estructura
competitiva de la industria en la que operan.
Pese a su importancia, no existe una guía
estándar de cómo medir el atractivo de la
industria, sino tan solo algunas indicaciones.
Para calcular dicho atractivo para una
determinada industria de bienes o servicios se
consideró en este estudio el análisis de dos
factores: la brecha futura entre la demanda y
oferta de bienes y servicios críticos, y la calidad
de dichas brechas.
La brecha es el factor primordial del atractivo
de la industria debido a que ésta indica si
existen o no oportunidades de nueva inversión,
y en caso de que exista cuán significativa es.
45
Resumen
Por otro lado, la calidad de la brecha se refiere
al grado competitivo de la industria en cuestión,
y por ende está asociado al retorno de la
inversión en dicha industria. Aun cuando en
ciertas industrias se generen brechas
significativas, éstas pudieran no ser muy
atractivas si el mercado es perfectamente
competitivo, puesto que las empresas que
invierten no obtienen más que un retorno
marginal de su inversión. La metodología
utilizada en este estudio para medir la calidad
de la brecha fue el modelo de las cinco fuerzas,
publicado por Michael Porter por primera vez
en el artículo «Cómo las fuerzas competitivas
Forma estrategia» de la Harvard Business
Review en 1979, donde se postula que existen
cinco fuerzas que conforman típicamente la
estructura de la industria: intensidad de la
rivalidad entre los competidores, la amenaza
de nuevos entrantes, la amenaza de sustitutos,
el poder de negociación de los compradores y
el poder de negociación de los proveedores.
Estas cinco fuerzas se interrelacionan entre sí,
según se muestra en la siguiente figura.
Resumen
46
Estas cinco fuerzas competitivas
determinan, en conjunto, la intensidad de
la competencia y, por tanto, la rentabilidad
de las empresas en la industria. Una
explicación de cada una de las fuerzas de
Porter, así como las fórmulas utilizadas para
el cálculo de la calidad de la brecha para
cada una de las industrias de bienes y
servicios examinadas se presenta en detalle
en la sección 7.2.1 del Informe Final.
Por otro lado, la fortaleza de la industria
local es una evaluación subjetiva basada en
los factores críticos del éxito (FCE), que
siendo en su mayor parte controlables por
las empresas del sector definen la posición
competitiva de la industria local para la
producción de un bien o servicio. Es el
resultado de la evaluación interna a nivel del
negocio expresada en términos de fortalezas
y debilidades principales en la posición actual
de cada industria.
Para calcular la fortaleza de la industria local
de un determinado bien o ser vicio se
consideró el análisis de varios factores
internos (participación de la industria local,
acceso a financiamiento, calidad de los bienes
y servicios, desarrollo nuevas tecnologías,
infraestructura y logística, experiencia
promedio en la industria de hidrocarburos,
satisfacción clientes). La estimación de la
fortaleza de cada industria se detalla en la
sección 7.2.2 del Informe Final.
6.2 Priorización de bienes y servicios
Una vez desarrollada la metodología se
procedió a realizar el análisis de priorización
de los bienes y servicio para cada de los
casos Base, Optimista y Pesimista. Para
esto se ubicó la posición, dentro de las
nueve casillas de la matriz de atractivo de
la industria / fortaleza de la industria local,
de cada uno de los bienes y ser vicios
críticos considerados en este estudio.
En el caso Base, 6 de las industrias de bienes
y servicios se encuentra en las casillas invertir
o crecer (I). 12 de las industrias de bienes y
servicios se encuentra en las casillas de
crecimiento selectivo (II), 10 en las casillas
de permanencia selectiva (III) y 8 en las casillas
de desinversión selectiva (IV). Ninguna
industria de se encuentra en casilla de
desinvertir o retirarse (V).
En el caso Optimista, 8 de las industrias de
bienes o servicios se encuentran en el casilla
de invertir o crecer (I), 12 se encuentra en
las casillas de crecimiento selectivo (II), 9
en las casillas de permanencia selectiva (III)
y 7 en las casillas de desinversión selectiva
(IV). Ninguna industria de bien o servicio se
encuentra en la casilla de desinvertir o
retirarse (V).
En el caso Pesimista, 2 bienes o servicios
en la casilla de invertir o crecer (I), 6
industrias de bienes y servicios se encuentra
en las casillas de crecimiento selectivo (II),
14 en las casillas de permanencia selectiva
(III), 13 en las casillas de desinversión
selectiva (IV) y 1 se encuentra en la casilla
de desinvertir o retirarse (V).
47
Resumen
Resumen
48
6.3 Conclusión
A modo de conclusión, muchas industrias
de bienes y servicios para la industria de
hidrocarburos en Colombia se encuentran
relativamente bien encaminadas en cuanto
a la competitividad de sus bienes y servicios;
sin embargo, todavía hay sectores que
requieren mejorar esto (aquellos con una
fortaleza calificada como baja o media).
Es importante mencionar que el estudio aquí
expuesto es de carácter solamente local
(Colombia), por lo que las conclusiones se
restringen a dicho alcance. De esta forma,
no es posible extender los resultados a la
región (para lo cual se debieran incluir países
tales como Argentina, Ecuador, México, Perú
y Venezuela), y por lo mismo la estrategia
de exportar bienes o servicios específicos
se propone en calidad de que se investigue
su validez y conveniencia en estudios
posteriores. Esto último podría cambiar
algunas de las conclusiones derivadas del
estudio respecto a ciertas industrias de
bienes y servicios, particularmente aquellas
que resultaron ser «poco atractivas» pero
donde la industria local presenta un alto
nivel de desarrollo y competitividad. Luego,
se recomienda complementar el presente
estudio con un análisis similar que se
extienda a la región, enfocándose en
particular en establecer la competitividad
relativa entre las empresas colombianas y
sus pares en los posibles países destino.
ANEXOS ANDI
Este software lo pueden consultar en la siguiente
dirección: http://www.andi.com.co/hidrocarburos
Para ingresar escriba:
Usuario: operador
Contraseña: operador
operador
operador
ANEXO 1
SOFTWARE PARA EL MERCADO DE LA CADENA
Inicialmente y de acuerdo con la
investigación realizada hasta el momento,
el software funciona con los 38 bienes y
ser vicios considerados como los más
críticos o de mayor potencial para la
industria y la economía colombiana. La
información disponible comprende: 1) la
descripción y principales características de
los bienes y ser vicios, 2) la ofer ta y
demanda actual y proyectada de los mismos
y 3) los datos públicos de los principales
proveedores.
El software cuenta con tres tipos de usuarios:
1) el administrador, que puede modificar y
consultar toda la información, 2) los
usuarios generales, que pueden consultar
toda la información general disponible y 3)
las empresas proveedoras que participaron
en la investigación o las que se anexen en
un futuro, las cuales pueden consultar lo
mismo que los usuarios generales y, además,
pueden revisar la información que cada una
de ellas entregó (sólo la propia, no la de las
demás). Ni las empresas ni los usuarios
generales pueden modificar los datos. El
acceso público al software se hará por medio
de un sitio Web y tendrá contraseñas
privadas para los usuarios «administrador»
y «empresas». El usuario general podrá
ingresar con una contraseña pública.
Resumen
Uno de los objetivos del estudio es lograr
impactos reales sobre el mercado de la
cadena de hidrocarburos en Colombia. Para
este fin se construyó un software de fácil
acceso que permitirá mantener actualizada
la información obtenida durante la
investigación y que, además, se constituirá
en un instrumento de consulta para las
empresas operadoras del sector y para sus
proveedores de insumos.
49
Resumen
50
ANEXO 2
BIENES Y SERVICIOS PÚBLICOS
Además de los bienes y servicios privados
críticos para la cadena de hidrocarburos,
en este informe se ha estudiado cuáles son
aquellos factores que hoy en día dificultan
el desarrollo eficiente de la cadena de
hidrocarburos. En el siguiente anexo, que
está desarrollado en el capítulo 4 del
informe final, la ANDI se ha concentrado
en identificar aquellos que no dependen de
la gestión o actuación del sector privado y
que pueden, de una manera u otra, afectar
las actividades del sector de hidrocarburos.
Como objeto de estudio se eligieron como
factores de carácter «público» aspectos institucionales como regalías y factores ambientales, infraestructura y mano de obra.
La metodología para llegar a un diagnóstico
porque la determinación de estos factores
se basó en la realización de reuniones y
talleres con los agentes involucrados que
permitieron conocer tanto la percepción de los
actores del sector (empresas operadoras, empresas prestadoras de servicios, gremios, asociaciones de profesionales, etc.) como la de
las instituciones responsables o involucradas
en la determinación o disponibilidad de los
factores a ser analizados.
La ANDI reconoce y agradece la colaboración
de las diversas organizaciones e instituciones
que han colaborado para la elaboración de
esta parte del informe, entre otros: Ecopetrol,
ACP y empresas afiliadas, Campetrol y
empresas afiliadas, Acipet, SENA, UPME,
DNP, Petrobras, Petrotesting, San Antonio
International.
A continuación se presentan las principales
conclusiones recogidas a lo largo de la
elaboración del estudio de bienes y servicios
públicos.
NORMATIVIDAD Y ASPECTOS INSTITUCIONALES
Desde el punto de vista de las normas
existentes en el sector, entorno regulatorio y
aspectos institucionales las empresas
operadoras consideran que los temas más
críticos son los referentes a legislación y
obtención de permisos ambientales, la
relación con comunidades y minorías étnicas
y la gestión de las regalías en las regiones.
Todos estos factores afectan directa o
indirectamente la eficiencia de su operación.
para hacer más ágiles y transparentes los
trámites ambientales del sector petrolero.
No obstante, en materia ambiental persisten
algunas dificultades para las empresas:
incertidumbre frente a áreas protegidas
nacionales y regionales, falta de reglas claras
frente a los pasivos ambientales; obligación
de pago desproporcionado de tributos, y falta
de certeza y celeridad en procesos de
consulta con comunidades étnicas.
Con respecto a los temas ambientales, las
empresas operadoras reconocen el
permanente esfuerzo del gobierno nacional
Un segundo tema de gran importancia para
las compañías operadoras es la relación con
comunidades y con minorías étnicas, en
particular, el desarrollo de la consulta con
dichas comunidades. Para las compañías,
en la práctica, el desarrollo de las consultas
es difícil debido a la amplitud y falta de
precisión (regulación específica) de sus
obligaciones frente a dichas comunidades
en materia de compensación y, a la
inexistencia de un marco jurídico claro y
preciso en cuanto al alcance de su
responsabilidad para lograr acuerdos con las
comunidades afectadas.
El tercer tema relevante para las compañías
operadoras en materia regulatoria es la
adecuada gestión de las regalías, pagadas
por empresas operadoras, hacia y en los
municipios petroleros. La creciente actividad
en zonas de influencia de estos municipios
genera, por una parte, una gran expectativa
en cuanto a los recursos a ser generados en
beneficio de la comunidad y, por otra, unas
externalidades derivadas de la exploración
y producción que no siempre son positivas.
A lo anterior es importante añadir que la
actividad misma genera externalidades, en
algunos casos negativas, como es el caso
de daños en una infraestructura que ya de
por si es precaria. Un ejemplo es el tráfico
de camiones para transporte terrestre de crudo, lo cual afecta notablemente la situación
de vías secundarias y terciarias, volviéndolas intransitables, tanto para las empresas
petroleras como para los habitantes de la
región. Desafortunadamente, éste es uno de
los aspectos donde no hay claridad en cuanto a los responsables de realizar las mejoras e inversiones necesarias para el buen
desarrollo del sector y donde tanto la comunidad como las empresas resultan afectadas.
51
Resumen
En cuanto a las expectativas de las comunidades, los municipios petroleros esperan que una
mayor actividad derive en mayores flujos de
recursos, sin embargo, de acuerdo con resultados obtenidos por la IFC y el DNP, municipios
en los cuáles la actividad y pago de regalías ha
sido constante o creciente en los últimos 15
años, aún no cumplen con las metas establecidas como mínimos aceptables de cobertura en
salud, educación, agua potable y alcantarillado. Hasta que estos niveles mínimos de cobertura no sean alcanzados, los municipios y departamentos no pueden destinar recursos para
realizar inversiones en otras áreas, por ejemplo, en infraestructura.
A este respecto, cabe destacar los esfuerzos que vienen realizando el DNP, el IFC,
Ecopetrol y demás empresas operadoras,
en lograr una mejora en la gestión por parte
de municipios petroleros para la inversión
de los recursos de regalías. Se ha llevado
a cabo un proyecto piloto con cinco municipios que voluntariamente han solicitado
este apoyo. Es necesario que otros municipios se unan a este esfuerzo en beneficio de sus comunidades. No obstante, a
pesar de lo anterior y a que el DNP hace
importantes esfuerzos para hacer seguimiento al cumplimiento de las metas por
parte de municipios y a la inversión de
recursos de regalías, éste aún es un tema
crítico para las operadoras, quienes se
convierten en el recurso de última instancia de las comunidades que aspiran a obtener los beneficios esperados resultantes
de la actividad petrolera.
Resumen
52
REGALÍAS
Durante diversas reuniones sostenidas con
empresas operadoras se manifestó reiteradamente la importancia del proceso de gestión y ejecución de los recursos de regalías
a las regiones, dado que en buena parte de
las regiones donde desarrollan sus actividades las empresas del sector de hidrocarburos, existen rezagos en la cobertura de educación, salud, etc. Ante esas dificultades
las regalías se tornan fundamentales para
el desarrollo económico y social de la región.
Como resultado de las grandes necesidades
de la comunidad, en muchas ocasiones éstas acuden a las empresas operadoras con
solicitudes en este sentido. En consecuencia, es importante que exista mayor claridad frente a las comunidades en cuanto a
cuál es el rol del Estado y cuál el de las
compañías operadoras, así como el alcance
de sus actividades para que no exista una
sobre expectativa en cuanto a las obligaciones de las compañías frente a ellas.
En los últimos años se han desarrollado iniciativas público-privadas orientadas a buscar una mejor gestión y ejecución de las
regalías. Es el caso del programa desarrollado por el DNP, la IFC, Ecopetrol y otras
empresas petroleras, que tiene como objeto
ayudar a municipios (actualmente Aipe,
Acacías, Maní, Purificación y Yopal), a mejorar su ciclo de ejecución municipal y la
transparencia en la utilización de los recursos. Estos programas cuentan con asesoría
técnica y el desarrollo de instrumentos y
metodologías para una adecuada inversión
de los recursos provenientes de las regalías.
También es importante continuar con el
seguimiento de los proyectos en tiempo real
que ha venido realizando el DNP.
MANO DE OBRA
La ANDI llevó a cabo varias reuniones con
empresas del sector y, además, realizó un
taller con las principales operadoras y
prestadoras de servicio para analizar la
situación en cuanto a disponibilidad y
calificación de mano de obra para el sector
petrolero.
Durante el taller se estudiaron diferentes
aspectos relacionados con la disponibilidad
de mano de obra local, enfatizando en lo
siguiente: (i) identificación de los oficios y
profesiones requeridas por el sector petrolero, tanto en actividades administrativas como
operativas en campo, (ii) número estimado
de personal requerido en cada actividad, (iii)
criticidad de cada oficio o profesión identificada para la actividad correspondiente, (iv)
nivel educativo y/o experiencia requerida, (v)
disponibilidad de capacitación en Colombia
o la región, (vi) satisfacción de las empresas
con el personal disponible para cada profesión u oficio y con las competencias de los
profesionales.
Las principales conclusiones obtenidas en
el transcurso del taller se enuncian a
continuación:
La industria petrolera es una importante
generadora de empleo para mano de obra
calificada y no calificada, principalmente en
las regiones en las que se desarrollan labores
de E&P, presentando una oportunidad para
las regiones. Además, los egresados de
universidades nacionales en profesiones
específicas del sector petrolero (Ingenierías)
u otras requeridas para el sector, son de
alto nivel académico y buen nivel técnico.
Sin embargo, debido a la complejidad y
especialización de los oficios del sector, es
necesario que dichos profesionales y técnicos
cuenten con formación más integral, sea
para complementar y especializar sus
conocimientos del sector o para adecuar sus
profesiones a los requisitos particulares del
mismo.
gestión comunitaria, responsabilidad social
empresarial, manejo de crisis etc., temas
particularmente importantes para quienes
trabajan en zonas petroleras.
En general, los conocimientos empíricos tienden a perder relevancia y es cada vez más
evidente que las empresas están privilegiando
la capacitación y formalización de competencias a nivel técnico y la competencia mínima
aceptable es ser bachiller.
Por otra parte, hay oficios que requieren dos
o más habilidades específicas y exigen programas técnicos o especializaciones cortas
que aseguren un conocimiento integral por
parte de los profesionales, por ejemplo (i)
para coordinación de temas de HSEQ, se
requiere conocimiento en salud ocupacional
y en medio ambiente, y es difícil encontrar
en un solo individuo las dos capacidades y
(ii) los profesionales de ciencias sociales necesitan mayor conocimiento en temas como
manejo de comunidades, resolución de conflictos, legislación sobre minorías étnicas,
A través del estudio se identificó la necesidad de (i) definir formalmente y profundizar el conocimiento actual en cuanto a competencias requeridas para cada una de las
profesiones y oficios del sector, (ii) contar
con mayor colaboración y comunicación
entre las universidades e institutos técnicos con la industria para considerar en sus
pensum una preparación que incluya
específicamente los requerimientos del sector, (iii) incrementar la disponibilidad de
información en el mediano plazo sobre el
crecimiento esperado del sector y la mano
53
Resumen
Es indispensable mejorar el bilingüismo (en
idioma Inglés) para todos los profesionales
y, de ser posible los técnicos, debido a que
la mayoría de oficios y profesiones tienen
una alta exposición a procesos y equipos de
empresas multinacionales y/o producidos en
el exterior. Además, se necesita una formación más integral que incluya temas de
«management», trabajo en equipo, liderazgo, manejo de personal, HSEQ, etc., que permitan una ejecución de las funciones más
eficiente dentro del entorno organizacional.
Finalmente, en cuanto a la denominada
«mano de obra no calificada», las empresas,
en general, tienen políticas que las obligan a
contratar localmente, entre otras razones por
lo menores costos asociados, la mayor cantidad de personal disponible. La experiencia
de las operadoras es que, desafortunadamente, las personas disponibles localmente, son
las que menor resultado y capacidad muestran en el desarrollo de sus funciones. Por
tanto, es necesario mejorar, como mínimo,
el nivel de educación básica (lecto – escritura) la formación requerida para el desarrollo
de actividades formales y la disponibilidad
de preparación técnica en las regiones lo cual
incrementaría sustancialmente sus oportunidades de empleo.
Resumen
54
de obra a ser demandada por él, (iv) preparar mano de obra regional que incluya
competencias más allá de las requeridas
por el sector para garantizar su vigencia al
reducirse la operación petrolera en estas
regiones.
INFRAESTRUCTURA
La infraestructura para el transporte de equipos y/o productos hacia y desde las regiones
petroleras presenta insuficiencias: En materia de vías y puentes las empresas enfrentan
vías de acceso en muy mal estado o insuficientes. Los puentes que son esenciales para
el acceso a las zonas petroleras no corresponden en dimensión a las necesidades del
sector en cuanto a tráfico y peso.
Al analizar los planes de desarrollo de la
infraestructura en el país, se observa una alta
concentración en la región Andina y mucho
menor en las regiones petroleras. Por ello, es
importante una planeación en el mediano plazo
para la salida de productos (sea terrestre o
vía oleoductos) dado el incremento en
exploración y, por ende, en unos años en
producción. De esta forma se evita correr el
riesgo que ante un gran hallazgo petrolero se
opte por soluciones precipitadas e ineficientes
para el transporte del producto.
Otro aspecto que no se puede desconocer es
que ocasionalmente surgen necesidades en
materia de infraestructura por parte de las
empresas petroleras, las cuales no forman
parte de los planes o programas de las
entidades regionales. En esos casos resulta
conveniente evaluar alternativas para resolver
estos cuellos de botella. Una situación similar
se presenta en el caso donde se presenten
daños en la infraestructura como consecuencia
de la misma actividad de las operadoras.
Finalmente la infraestructura para el sector
debe constituir una solución integral: se trata,
entonces, de generar una política de
desarrollo de los corredores viales para la
exploración y explotación de hidrocarburos
(vías, estaciones de servicio, puentes y los
servicios a las empresas).
Equipo de trabajo
Manuel 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 Católica
de Chile.
Juan Esteban Fuentes, Consultor Senior, Chile.
Ingeniero Civil Industrial con Mención en Mecánica, Pontificia Universidad Católica
de Chile.
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.
Resumen
Michael Insulán, Consultor Senior, Chile, Gerente del Proyecto.
International Business, Finance and Economics, University of Manchester.
PhD Accounting & Finance, Manchester Business School.
55
Resumen
56
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 en
Estudios 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 de
Abogados 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.
Francisco Javier Vélez Botero, Subdirector Área de Competitividad, CEE.
Economista, Universidad de Antioquia.
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, Planeación
Portuaria, Universidad Politécnica de Valencia.
Candidato a PHD, Universidad Politécnica de Valencia.
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.
Resumen
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.
57
Resumen
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 Riesgos
Profesionales, INTESEG.
Diplomado en «Gestión Sustentable», Universidad de Lüneberg e INWENT, Alemania.
COMUNICADORES
58
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 y
Relaciones Públicas.
Diseñadora Gráfica, Universidad Nacional de Colombia.
Cursos, seminarios y diplomados en el área de diseño editorial, web, ilustración
y comunicación visual.
59
Resumen
Resumen
60
Se permite la reproducción total o parcial
de esta obra , sea cual fuere
el medio, electrónico o mecánico,
siempre que en todos los casos se cite el autor.
Impreso en Colombia
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