Sergio Cabrales

PhD (Finanzas), Ingeniero Industrial.

[sergiocabrales]

¿Cómo asegurar los ingresos petroleros de la Nación?

Ante la fuerte dependencia de los precios del crudo, los derivados son una alternativa.

Los ingresos provenientes de la industria petrolera colombiana son la fuente principal de financiamiento del erario, particularmente de los programas sociales, educación, salud e inversiones de infraestructura. Los ingresos están conformados por regalías, dividendos de Ecopetrol, impuestos de renta y derechos económicos de los contratos que han alcanzado a ser el 25% de los ingresos corrientes de la Nación.

Por citar un ejemplo, Ecopetrol ha transferido aproximadamente $200 billones a la Nación en los últimos 10 años, lo que es equivalente al 70% de presupuesto para el 2020; lo anterior a pesar de la caída del precio internacional del petróleo en los últimos cuatro años. Los ingresos petroleros de Colombia dependen de la producción de crudo y los precios en el mercado internacional. Sin embargo, la producción de crudo también depende de los precios internacionales, al existir una relación positiva entre la producción y los precios internaciones del petróleo: si los precios internacionales suben, aumenta la rentabilidad del negocio y se vuelve más atractivo invertir en exploración y desarrollo de campos existentes, pero cuando los precios bajan, muchos pozos o yacimientos pierden su viabilidad económica y es mejor parar su explotación. Si lo precios son tan importantes para los ingresos públicos de Colombia y en general de las naciones productoras, ¿no podemos hacer algo para asegurarnos contra un posible desplome del precio del crudo? Afortunadamente sí podemos asegurar un precio futuro del crudo, a través de estrategias de cobertura mediante derivados financieros. Existen dos derivados básicos para la cobertura sobre el precio del petróleo: contratos futuros y opciones de venta (Put). Un contrato futuro sobre el precio del crudo es un acuerdo para negociar petróleo a un precio pactado hoy, para ser entregado en el futuro. Los contratos futuros garantizan un precio con anterioridad y no se incurre en ningún costo por hacer este tipo de cobertura. Su ventaja es que desde ahora sabríamos cual sería el precio de venta del crudo, aunque si el precio del crudo supera ese valor acordado, se debe cumplir lo pactado y venderlo a ese precio inferior. Por ejemplo, si se pacta el contrato futuro a USD$ 60 por barril y el crudo llega nuevamente a USD$ 80, se debe vender a USD$ 60 como se había acordado previamente. De otra parte, una opción de venta es un acuerdo que nos da el derecho a vender el crudo a un precio determinado, pero no obliga a hacerlo. Básicamente, las opciones de venta garantizan un precio mínimo para vender el crudo, lo que se vuelve un seguro esencial cuando el precio internacional se desploma. Como cualquier otro seguro, las opciones de venta tienen un costo asociado que dependen entre otras, del precio mínimo de venta o precio de ejercicio. Para ponerlo en contexto, si el precio de ejercicio de la opción es USD$ 50 por barril y el precio del crudo se desploma a USD$ 25, se tendría el derecho de vender a USD$50, lo que no pondría en riesgo las finanzas de la Nación. A diferencia de los futuros, las opciones de venta nos dan el beneficio de aprovechar las subidas del precio porque no nos obliga a venderlo al precio de ejercicio. Siguiendo con el ejemplo, si lo precios del mercado internacional se disparan a USD$80, pues, no ejercemos la opción de venta y vendemos al precio del mercado. ¿Cuánto vale asegurar ese precio mínimo de venta del crudo? La cobertura para todo el 2020 utilizando opciones de venta, como lo hacen México y Brasil, tiene un costo aproximado de USD$ 450 millones, que garantizarían que 500.000 barriles por día tendrían un precio mínimo de USD$ 50 por barril. Las dos estrategias de cobertura son válidas para asegurar los ingresos provenientes de la industria petrolera a la Nación y no depender del vaivén de la geopolítica mundial. Pero no son suficientes. No solo debemos asegurar los precios de venta de nuestro petróleo, también debemos garantizar la sostenibilidad y competitividad de la industria petrolera colombiana, que tiene reservas de petróleo y gas para 6,2 y 9,8 años respectivamente. Debemos seguir avanzando con la exploración y desarrollo costa afuera - offshore - y analizar los resultados de las pruebas pilotos de los yacimientos no-convencionales que nos darán la información necesaria para tomar la mejor decisión para el futuro de la industria petrolera y el autoabastecimiento energético de Colombia. No podemos olvidar que tenemos en juego tres y seis veces las reservas de crudo y gas actuales, que influirían directamente en los ingresos del erario a mediano y largo plazo. No podemos olvidar que tenemos un mejor país gracias a la industria petrolera. Sergio Cabrales Profesor de la Universidad de los Andes @SergioCabrales

https://www.portafolio.co/opinion/otros-columnistas-1/como-asegurar-los-ingresos-petroleros-de-la-nacion-535182 

[sergiocabrales]

Model for optimal sectioning of hydrocarbon transportation pipelines by minimization of the expected economic losses

Pipelines are the safest and most cost-effective alternative for transporting oil and refined products. Nevertheless, accidental losses of containment (LOCs) may occur, thus posing significant threats to people and the surrounding environment. These LOCs also lead to substantial economic losses due to remediation, commodity loss, emergency response, and property damage. The effects of an LOC might be mitigated by implementing proper maintenance plans and installing sectioning valves (i.e., blocking). The location and number of sectioning valves depend on the type of pipeline (underground or non-underground), the commodity being transported, the neighboring population density, and altimetry. Therefore, defining the optimal location and number of valves in a pipeline is a challenging decision that goes beyond the static distances suggested by recognized standards such as CSA Z662. In this paper, a model is proposed to determine the optimal number and location of sectioning valves, which minimize the expected economic losses in terms of the amount of volume spilled and the costs of remediation, emergency response efforts, repair, and commodity loss. The model is applied to a real oil pipeline with significant changes in altimetry. The results indicate a reduction between 10 and 18% of the expected economic losses compared with a static distance reported by CSA Z662.

https://www.dropbox.com/s/6a41n3yiv4n61gr/Model%20for%20optimal%20sectioning%20of%20hydrocarbon%20transportation%20pipelines.pdf?dl=0

[sergiocabrales]

A New Multi-Criteria Decision Analysis Methodology for the Selection of New Water Supply Infrastructure

Reliable and safe access to drinking water is necessary to ensure the economic and social sustainable development of human communities. This task requires a multi-criteria decision analysis (MCDA) methodology to select alternatives for new water supply infrastructure. These alternatives represent significant financial resources and are established for a long lifespan. To support decision-making in the context of building new water supply infrastructure, this study developed an MCDA methodology that integrates a hierarchy of non-economic benefits and the expected costs into a global index. Our methodology was implemented in the city of Santa Marta, Colombia. This city currently has a 60% drinking water shortage, and urgently needs to expand its capacity to satisfy the increasing water demand. The results of this study support the implementation of the best alternative for addressing Santa Marta’s water supply problem by considering the preferences of stakeholders.

https://www.mdpi.com/2073-4441/11/4/805

[sergiocabrales]

Generalized additive model with embedded variable selection for bankruptcy prediction: Prediction versus interpretation

This paper explores the properties of using a generalized additive model with embedded variable selection for the prediction of bankruptcy. The main purpose is to explore an innovative way to close the gap between interpretation and prediction that has prevented widespread use of methods based on machine learning. An additive model enables the incorporation of nonlinear effects for each predictor, thereby enhancing the predictive power over classical linear models, while simultaneously keeping the marginal effects for interpretation separated. In addition, we propose a penalization likelihood approach that automatically selects important financial ratios and classifies them under linear and nonlinear effects, thereby improving the interpretation of the estimations.

https://www.tandfonline.com/doi/pdf/10.1080/23322039.2019.1597956

[sergiocabrales]

A model to assess the impact of employment policy and subsidized domestic fuel prices on national oil companies

National oil companies (NOCs) control international oil markets. Nevertheless, by the end of the 2000s, their share of the industry’s total revenues was only 35% while controlling more than 70% of the oil reserves and 65% of the gas reserves. Conventional financial theory prescribes that the proper management of an enterprise should seek the maximization of the NOCs’ profits. However, maximization of profits is not their only objective. Their targets often include non-commercial objectives, such as domestic fuel subsidies and employment. This paper develops a model to assess the impact of domestic fuel subsidies and employment on NOCs’ performance, which clarifies the trade-offs among non-commercial objectives and NOCs’ market value, production, and reinvestment. The model is applied and calibrated to the Colombian NOC to find the financial and operative effects of these non-commercial objectives for different scenarios.

https://www.dropbox.com/s/091zossa6cltegt/A%20model%20to%20assess%20the%20impact%20of%20employment%20policy%20and%20subsidized%20domestic%20fuel%20prices%20on%20national%20oil%20companies%20-%20Sergio%20Cabrales.pdf?dl=0

[sergiocabrales]

Los Retos de la Industria Petrolera Colombiana

En 1905, Virgilio Barco obtuvo una concesión en Tibú, mientras Roberto de Mares la obtuvo en Barrancabermeja. Posteriormente, cuando la Concesión de Mares se revirtió a la nación, el gobierno modificó la estructura orgánica de la Empresa Colombiana de Petróleos para convertirla en Ecopetrol.

En 1969, se crean los contratos de asociación que se basaban en una delegación de la inversión en exploración y su riesgo, a una compañía extranjera; si el resultado de la exploración era exitoso, entonces, Ecopetrol podía entrar como socio. Inicialmente, los contratos de asociación produjeron grandes hallazgos como los de Apiay (1981), Caño Limón (1983), Cusiana (1989) y Cupiagua (1993), pero se convirtieron en una estrategia poco atractiva para proyectos en campos pequeños. Estos éxitos exploratorios hicieron posible que se recuperara la autosuficiencia petrolera, perdida durante los años setenta. Sin embargo, los bajos precios internacionales de finales del siglo pasado desincentivaron la inversión extranjera y generaron una década pérdida.

Finalmente, se creó la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), y se cambiaron los contratos de asociación a contratos de Evaluación Técnica (TEA) y contratos de Exploración y Producción (E&P) en 2003. Sumado a la posterior democratización accionaria de Ecopetrol, que aumento su rentabilidad, incremento su productividad y fortaleció su gobierno corporativo.

No podemos desconocer la relevancia de la industria petrolera para la economía nacional y las finanzas de la nación. Los aportes alcanzaron a ser más del 20% de los ingresos corrientes del gobierno. Sin embargo, las reservas de petróleo no alcanzan para más de 6 años, según las estadísticas de BP (2018).

La viabilidad de la industria depende, por un lado, de la efectiva reducción del riesgo regulatorio, la incentivación de la exploración, la promoción de los proyectos para aumentar el factor de recobro, que en la actualidad es solo 18%, y de un riguroso análisis de la posibilidad de extraer crudo mediante la técnica de fracking en el Magdalena Medio, lo cual puede significar un aumento de 15 años de las reservas.

Por otro lado, depende de lazos de confianza en los territorios. La industria debe tener un efecto económico y de transformación social permanente, y no solo temporal, para apalancar el desarrollo productivo de las áreas con proyectos que generen empleos permanentes y de calidad. Se necesita fomentar la industria de servicios petroleros basada en investigación y desarrollo (I&D), y aumentar la competitividad de nuestro país para crear más tejido industrial.

Publicado: Analizar, Incentivar, Perforar. Por @SergioCabrales en 100 años del Petróleo en Colombia @RevistaSemana ‬

[sergiocabrales]

El fracking en Colombia

El fracking o fracturamiento hidráulico es un tema polémico y controvertido a nivel nacional e internacional. Fracking es una técnica de extracción consistente en fracturar rocas que tiene petróleo y gas atrapados en su interior. 

Mientras los hidrocarburos provenientes de yacimientos convencionales fluyen a la superficie, los hidrocarburos contenidos en yacimientos no-convencionales requieren de la inyección a alta presión de fluido de fractura con el objetivo de fracturar la roca para permitir que fluyan los hidrocarburos atrapados en ella.

Es común pensar que el fracking - que ha revolucionado recientemente la industria de los hidrocarburos - es una técnica nueva. Pero la verdad, el fracking es la combinación de dos técnicas,   perforación horizontal y fracturamiento hidráulico, que se han utilizado desde mediados del siglo pasado en Colombia.

Lo que realmente generó el uso intensivo de esta técnica en países como Estados Unidos, fue su viabilidad económica con precios del petróleo que rondaban los US$100 por barril. 

Empero, no se pueden negar los recientes avances técnicos en perforación horizontal, completamiento y fracturamiento hidráulico, que han reducido los riesgos potenciales del fracking y han generado eficiencias económicas que permitió reducir el costo de producción a menos de US$40 por barril.

Contaminar el Agua

Una de las principales preocupación de implementar el fracking en Colombia es el consumo y contaminación del agua. La cantidad de agua requerida para desarrollar un pozo de hidrocarburos no-convencionales por medio del fracking oscila entre 2.5 y 7.5 millones de litros. 

En términos simples, se requiere aproximadamente el agua de media piscina olímpica para fracturar un pozo. 

Esto puede ser un tema muy sensible en zonas donde los recursos hídricos sean limitados y es la principal razón para vetar esta técnica en zonas específicas, a pesar de que aproximadamente el 60% del agua utilizada en el fracturamiento hidráulico regresa a la superficie y puede reciclarse para ser utilizada en la fractura de otro pozo.

Por otra parte, la segunda preocupación respecto al agua es la contaminación por los químicos utilizados en el proceso de fracturamiento. 

El proceso de fracturamiento hidráulico requiere del fluido de fractura que es 99.5% agua y propante, y 0.5% de aditivos químicos. Por un lado, el propante es básicamente arena o partículas similares que ayudan a mantener la fractura o fisura de la roca abierta para que siga fluyendo los hidrocarburos. 

Y por el otro lado, los aditivos son químicos que generan una alta viscosidad en el fluido de fractura para poder transportar el propante.

Figura 1. Diagrama de la fracturación hidráulica. Fuente: US Department of Energy (DOE).

Otra de las preocupaciones es la contaminación de aguas subterráneas. Las fracturas se realizan a más de 2 kilómetros (7.100 pies) de profundidad, generando una diferencia de más 1.5 kilómetros entre la fractura y las aguas subterráneas que se pueden utilizar para consumo humano. Esta distancia es un poco menor a la altura de un avión cuando el piloto del vuelo anuncia que se debe regresar a su silla y abrocharse el cinturón para proceder a aterrizar. Al ser esa misma distancia la que existe entre la fractura y la superficie, es casi imposible una contaminación cruzada. De ahí que en la literatura científica se han documentado solo contaminaciones producidas por fallas en los pozos o en los recubrimientos de las tuberías pero no por el fracturamiento.  

Por último, el incremento de sismos en las zonas donde se realiza la extracción de hidrocarburos no-convencionales puede ser significativo. La razón fundamental para el aumento de los sismos es el incremento de energía sobre una falla geológica.  Dicho en otras palabras, si se fractura cerca de una falla geológica, esta reacciona al aumento de energía mediante pequeños sismos. La solución básica es hacer estudios sísmicos para evitar fracturar cerca de una falla geológica. Al igual sucede cuando se inyecta fluido de fractura para su disposición final. El incremento de fluido en una formación genera aumento de presión que puede terminar generando sismos.    

Figura 2. Formación la Luna - Magdalena Medio, Colombia. Fuente: Ecopetrol (2017)

El Potenciál en el País

Según Arthur Little (2017), en Colombia la formación geológica La Luna puede tener un potencial de reservas de más de 5.000 millones de barriles equivalentes (BOE), correspondiente a más de tres veces las reservas actuales del país, 1665 millones de barriles. 

Solo el desarrollo de la formación La Luna puede representar entre 100.000 y 350.000 barriles de petróleo por día (BOED), casi la mitad de la producción actual de Ecopetrol.

En los últimos 10 años, Ecopetrol ha transferido $195 billones a la Nación en regalías, impuestos y dividendos pero sus reservas actuales de hidrocarburos no alcanzan para más de 6 años.  

A pesar de que la respuesta más fácil y menos arriesgada es decir no al fracking en Colombia, se deben contemplar los beneficios que puede traer el fracking en términos de empleo, desarrollo de nuestras regiones, aumento de competitividad de nuestro país, educación gratuita, planes de salud, y planes sociales, sumado a la seguridad energético, autosostenibilidad, aumento de la inversión nacional y doméstica, entre otros beneficios generales que se darían a las poblaciones directa e indirectamente ubicadas en zonas de exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales. 

Por dar solo un ejemplo, Ecopetrol ha estimado que los aportes en impuestos, regalías y dividendos de estos desarrollos podían ser entre 500 y 3.000 millones de dólares por año para los próximos 25 años. 

No nos debemos dejar embaucar por personas mal informadas o populistas, la decisión del presente y el futuro de la industria minero-energética de Colombia está en nuestras manos.

Publicado en http://www.portafolio.co

@SergioCabrales

[sergiocabrales]

¿Cuál sería el futuro de la industria petrolera colombiana?

Recientemente se ha discutido y especulado mucho sobre el futuro de la industria petrolera colombiana, a la cual le debemos más de $90 billones en aportes al Estado desde el 2010, es decir, el 20% de los ingreso corrientes de la Nación.

Dichos recursos se han transformado, en su mayoría, en inversión estatal para aumentar la competitividad, como la construcción y pavimentación de miles de kilómetros, y recursos para la salud, educación, subsidios, sistemas de agua potable, entre otros.

No podemos olvidar que de cada dólar de utilidad de esta industria, el Gobierno recibe entre 65 y 70 centavos (Government-Take) por medio de regalías, impuesto a la renta, impuesto al valor agregado (IVA), impuesto al patrimonio, aportes parafiscales y dividendos de Ecopetrol, principalmente.

Antes de especular apresuradamente acerca del futuro de la industria petrolera y su efecto en el erario, debemos examinar la producción petrolera, que es una de las principales variables a tener en cuenta en este análisis. Junto a Cesar Vargas, estudiante de Ingeniería Industrial y Economía de la Universidad de los Andes, modelamos estocásticamente la producción de los 20 principales campos petroleros del país - los cuales representan el 64% de nuestra producción total – y modelamos conjuntamente la producción de los 348 campos activos restantes. Se debe destacar que el 90% de los principales campos se encuentra declinando en un promedio de entre 0 y 3% mensual. Dicho en otras palabras, sus producciones bajan en proporción a este porcentaje cada mes.

En la gráfica anterior se muestran tres diferentes perfiles que representan el intervalo de confianza con un 80% de probabilidad de la producción, lo que significa que con esa misma probabilidad se espera que la producción se encuentre dentro de ese rango.

En pocas palabras, nuestros resultados estiman que si las condiciones básicas de la industria petrolera no cambian y no se realiza ningún hallazgo de crudo significativo, la producción esperada en 5 años será 464.000 barriles de petróleo por día (BPD), lo cual representa tan solo el 57% de lo pronosticado por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público (826.000 BPD). En promedio, nuestras estimaciones para la producción de los próximos 5 años se encuentran 25% por debajo frente a los pronósticos del Gobierno Nacional, que igualmente representaría una reducción proporcional en el recaudo proveniente de esta industrial.

Lo anterior se explica en la medida en que muchos de los campos petroleros colombianos son campos maduros que se encuentran declinando. Pero esta tendencia se puede revertir mediante intervenciones a los campos, por ejemplo mediante estimulaciones químicas, fracturamiento, o técnicas más avanzadas como las de recobro mejorado (Enhanced Oil Recovery – EOR) que pueden inyectar a la formación agua, gas, CO2, nitrógeno o vapor de agua, principalmente.

Adicionalmente, la exploración de nuevos yacimientos convencionales o no-convencionales es otra alternativa para cambiar dicha tendencia. La principal diferencia entre estos dos yacimientos, es que los segundos no permiten el movimiento del crudo o gas, y por tal razón se requiere fracturar la roca donde se encuentran atrapados los hidrocarburos para permitir su extracción. Es importante anotar que aunque las técnicas utilizadas para yacimientos no-convencionales no son novedosas (por ejemplo, la perforación horizontal y la estimulación hidráulica tienen más de 60 años), sí han tenido recientes avances que han permitido que la extracción de yacimientos no-convencionales sea viable económicamente y se reduzca su impacto ambiental.

No solo la declinación natural de los campos maduros, la reducida inversión en los campos maduros y la poca exploración amenaza la producción de nuestro país, ahora también las consultas populares han puesto en jaque los proyectos de desarrollo de los campos actuales y la exploración por nuevos recursos. La Asociación Colombia de Petróleo (ACP) estima que se podrían dejar de producir 120.000 BPD por esta razón, lo que deteriora aún más nuestras proyecciones.

Por último, esté análisis muestra un panorama poco alentador de la industria. Empero, en las crisis renacen las oportunidades y todavía estamos a tiempo de cambiar el rumbo para el bien de todos los colombianos. Para que eso ocurra, se requiere incentivar nuevamente la inversión en proyectos minero-energéticos, aumentar la rentabilidad esperada por medio de reducción de tiempos de trámites que demoran la entrada en operación de los proyectos, así como buscar la reducción del riesgo asociado a las consultas populares, cambios regulatorios, y licencias ambientales. No podemos olvidar que Colombia es un mejor país gracias a la industria petrolera.

Sergio Cabrales, PhD

@sergiocabrales

http://www.dinero.com/economia/articulo/futuro-de-la-industria-petrolera-colombiana-sergio-cabrales/250328

[sergiocabrales]

Refircar: ¿Corrupción o Sobrecosto?

Lo más fácil sería dar un juicio rápido e incriminar o exonerar algún personaje, sin titubeos. Sin embargo, el propósito de esta columna es aportar más elementos de juicio a la discusión sobre el posible caso de corrupción y/o sobrecosto de la Refinería de Cartagena – Reficar. Lo que hasta ahora nadie se ha preguntado es ¿cuánto vale construir una refinería con una dieta, en su mayoría, de crudos pesados?

La refinería SATORP, un joint venture[1] entre Saudi Aranco y Total S.A., fue construida entre 2008 y 2014 con una capacidad de refinación de 400.000 barriles de crudo pesado por día. Su costo fue de 14.000 millones de dólares, lo cual corresponde a 35.000 dólares por cada barril de capacidad de refinación.  

Después de 34 años sin construir ninguna refinería en Brasil, Petrobras comenzó la construcción de la refinería Abreu e Lima (RNEST) con una capacidad final de refinación de 230.000 barriles de crudo pesado por día. Su costo estimado es de 20.000 millones de dólares, lo cual representa 86.956 dólares por cada barril de capacidad. Con más de 4 años de retraso, RNEST es una de las refinerías más costosas del mundo.

Desde 1984 no se construía una refinería en Canadá pero el joint venture entre North West Upgrading y Canadian Natural Upgrading, comenzó la construcción de la refinería de arenas bituminosas Sturgeon, la cual contará en 2017 con una capacidad de refinación de 50.000 barriles por día. Su costo estimado fue de 8.500 millones de dólares, lo cual representa 170.000 dólares por cada barril de capacidad.

La historia de refinación de Colombia comenzó el 18 de febrero de 1922 con la refinería de Barrancabermeja, la cual cuenta con una capacidad de refinación de 250.000 barriles de crudo por día. Desde el 2006 se comenzó a gestar la ampliación de la Refinería de Cartagena – Reficar, para aumentar su capacidad de refinación desde 80.000 barriles de crudo mediano a 165.000 barriles de crudo pesado, y cumplir los estándares internaciones de calidad para gasolinas y Diésel. Si solo se contempla la diferencia de capacidad de refinación, encontramos que el costo por barril de capacidad de refinación es igual a 94.305 dólares, superior en 60 mil y 7 mil dólares que las refinerías de SATORP y RNEST, respectivamente. Lo cual demuestra un sobrecosto de 170% y de 8% frente a sus refinerías pares, convirtiendo a Reficar en la refinería de crudos pesados más costosa construida en los últimos 10 años.

Un aspecto clave, que puede explicar la situación, fue la falta de una precisa planeación, conocida como ingeniería de detalle. Dicho en otras palabras, usted contrata la construcción de su casa y sólo sabe cómo quiere que sean los baños.

Adicional a la falta de planeación, se requiere que las ‘ías’ – Contraloría, Procuraduría y Fiscalía – realicen una investigación concienzuda a los funcionarios públicos, CB&I (encargada de la ingeniería, compras y construcción de Reficar), y Foster Wheeler (firma encargada de la supervisión y control de la construcción) para determinar las verdaderas responsabilidades. La importancia de este episodio, para la historia económica reciente, radica en que Reficar representará el 0,6 por ciento del producto interno bruto (PIB) y el 10 por ciento del PIB industrial del país.

[1] Contrato de riesgo compartido

Sergio Cabrales

Analista

@SergioCabrales

http://www.larepublica.co/reficar-%C2%BFcorrupci%C3%B3n-o-sobrecosto_358496

[sergiocabrales]

El indice manufacturero de China y Estados Unidos. Por debajo de 50 significa contracción.

[sergiocabrales]

El balance entre la producción y el consumo en millones de barriles por día

[sergiocabrales]

Coyuntura/Exploración de Ecopetrol y un futuro inviable

La empresa anunció su plan de inversiones para el 2015, al cual planea destinar US$ 503 millones en exploración. La pregunta en este momento sería ¿cuantos millones de barriles de reservas nuevas se pueden adicionar con este monto de inversión anual para reponer los barriles producidos?

El principal insumo para una compañía de exploración y explotación petrolera son sus reservas de crudo. Dichas reservas se pueden incrementar con nuevos yacimientos encontradas por exploración, o mediante el aumento del factor de recobro de lo previamente encontrado.

Por otro lado, estas reservas son reducidas diariamente por la producción de la compañía.

A finales del año pasado Ecopetrol sumaba 1.972 millones de barriles de reservas probadas, con lo cual podría mantener su producción actual por un poco más de 7 años.

La meta de producción planteada para el 2015 es de 760.000 barriles de petróleo equivalente, lo cual representa una reducción de 277 millones de barriles de las limitadas reservas de la compañía.

Recientemente, Ecopetrol anunció su plan de inversiones para el 2015, al cual planea destinar 503 millones de dólares en exploración. La pregunta en este momento sería ¿cuántos millones de barriles de reservas nuevas se pueden adicionar con este monto de inversión anual para reponer los barriles producidos?

Para responder esta pregunta es necesario saber cuál es el costo de adicionar un barril por exploración a las reservas (‘finding cost’), el cual se calcula dividiendo la inversión en exploración por las reservas adicionadas.

Según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), el costo de adicionar un barril por exploración a las reservas es en promedio US$ 18 en el continente (onshore) y US$ 41 costa afuera (offshore) en Estados Unidos, US$ 12 en Canadá, US$ 35 en África, US$ 7 en Medio Oriente, y US$ 20 en Centro y Sur América.

Con base en estas estadísticas, Ecopetrol esperaría adicionar solamente 25 millones de barriles, que representan menos del 10 % de lo que planea producir en el 2015.

Basados en las reservas adicionadas y las inversiones en exploración desde 1979 hasta el 2006 en Colombia, se encontró que el costo de hallar un barril mediante exploración puede ir desde 40 centavos de dólar, como en 1984 cuando se descubrió Caño Limón o en 1992 cuando se descubrió Cupiagua, hasta más de 60 dólares, como en los años 1978, 1994, 1996 y 1997.

El promedio anual del costo de adicionar un barril es US$14 con lo cual Ecopetrol esperaría adicionar 36 millones de barriles equivalente al 13% de la producción anual.

Ecopetrol necesitaría adicionar al menos 241 millones de barriles en extensiones de los campos actuales y/o mediante recobro mejorado (Enhanced Oil Recovery - EOR).

Un paralelo que se podría plantear es que si los 6.5 billones de dólares invertidos en la ampliación de Reficar (Refinería de Cartagena) se hubieran invertido en exploración, se esperaría adicionar 500 millones de barriles, lo que significa casi 2 años de producción.

No podemos quedarnos lamentando y esperando un gran descubrimiento como el de Caño Limón en Arauca, Cusiana o Cupiagua en Casanare.

Ecopetrol necesita una estrategia sostenible a largo plazo porque de lo contrario nuestros hijos no conocerán la compañía, si se continúa con la tasa de explotación actual.

Adicionalmente, Ecopetrol no puede ser un fortín político del gobernante de turno, como es el caso de la petrolera venezolana PDVSA, porque se aceleraría la debacle de la compañía.

Se requiere aprender de las buenas prácticas de exitosas compañías estatales de petróleo, como es el caso de la noruega Statoil. Esta compañía por ejemplo, reparte solo el 25 % de sus utilidades mediante dividendos y destina el restante 75 % a reinvertir en el crecimiento de la compañía.

Sergio Cabrales Arévalo,

Doctor en administración e ingeniero industrial Universidad de Los Andes

http://www.portafolio.co/opinion/analisis-futuro-ecopetrol-enero-2015?hootPostID=9f0d1308248c333822f730779b0833d2

[sergiocabrales]

Privatizar Ecopetrol

La caída de los precios internacionales del petróleo y el anuncio de cambio en la presidencia de Ecopetrol para el primer trimestre del año entrante son buenas disculpas para repensar el largo plazo de esta compañía.

Permítanme sacar a Noruega y a Statoil de esta conversación. En general, los países petroleros desarrollados no tienen una empresa estatal de hidrocarburos, como comprueba Sergio Cabrales en su tesis doctoral, en la Universidad de los Andes, sustentada la semana pasada. Una posible explicación de esta regularidad internacional es que en las naciones con instituciones fuertes, el recaudo de impuestos es alto y el flujo de bienes públicos financiado con estos recaudos es suficiente y predecible para atender las necesidades del votante en la mediana. Mientras que, en países débiles, esto no sucede y la única redistribución creíble es la que se logra desde la gestión pública de empresas en infraestructura y energía, con unos directos beneficiarios de las rentas de los recursos naturales que incluyen a empleados, contratistas, políticos, regiones productoras y sindicalistas. Una coalición formidable en el caso de Colombia.

Es por esto que el cambio de naturaleza de Ecopetrol al que muchos apostamos no ha tenido éxito en el acopio de reservas importantes para la compañía. La presencia de una minoría atomizada de accionistas privados no logrará disciplinar a la petrolera. Los excedentes durante los años de bonanza no se concentraron en una campaña agresiva de exploración, sino se dirigieron a financiar inversiones en el downstream sin que existieran los volúmenes o bajos costos de extracción, por un lado, ni las calidades de crudo que puedan soportar los tremendos costos fijos y mayores costos de proceso de Propilco y Reficar, para citar dos ejemplos.

Los dividendos para el Gobierno Central no se usaron preferencialmente en su conversión a otras formas de capital, sino que también fueron a financiar gastos de funcionamiento del Estado y en la reforma de regalías, que va tener resultados bipolares: buenos en los sitios con tradiciones cívicas y universidades serias, o con gobernadores con visión; y desastrosos en el resto del país.

La mejor solución para el país –con la oposición de los sospechosos usuales y con la previsible afirmación de su inconveniencia, imposibilidad legal e inoportunidad– sería permitir que una empresa privada comprara el control de Ecopetrol. El valor recaudado se debería dejar en una cuenta por fuera del país, invertida en portafolios internacionales de rendimiento medio, y solo ingresarían al país los intereses para financiar inversiones en infraestructura, educación y salud, e investigación y desarrollo. Algo de ese estilo propuso la llamada ‘mafia de Berkeley’ (economistas formados en esa universidad californiana) a Suharto en Indonesia al final de la década de los 60 para disminuir la intensidad de la lucha por capturar las rentas del petróleo en ese país.

Con una subasta bien diseñada y publicitada, el valor pagado por el control de Ecopetrol reflejaría la maximización de valor a través de decisiones de exploración e inversión, adaptadas al contexto colombiano y a oportunidades internacionales. Preparar a la compañía y al Gobierno para llegar a la madurez necesaria en la toma de esta decisión tomará tiempo, persuasión y pedagogía para atraer a ciudadanos del común a apoyar un cambio difícil, pero indispensable. Ojalá el próximo presidente de Ecopetrol tenga esta perspectiva en mente.

Juan Benavides Analista [email protected]

http://www.portafolio.co/columnistas/privatizar-ecopetrol-opinion

[sergiocabrales]

LA ACTUALIDAD Y EL FUTURO DEL SECTOR ENERGÉTICO COLOMBIANO

Anualmente la compañía BP publica la revisión de las estadísticas mundiales de energía (http://www.bp.com), con el fin de dar a conocer los datos más relevantes sobre la industria del petróleo, gas natural, carbón, energía hidráulica, energía nuclear y energía renovable. La relevancia económica del sector energético en Colombia es indudablemente destacada. Sólo la industria de petróleo y gas natural aporta aproximadamente el 5% del PIB nacional y un poco más de la mitad de las exportaciones. Por lo tanto, vale la pena preguntarse: ¿cuál es el estado de actual del sector energético en Colombia y qué se vislumbra en el mediano plazo?

La producción de petróleo colombiano aumentó desde 944 mil barriles/día en el 2012 a 1.004 mil barriles/día en el 2013, significando un importante incremento de 6,3% de un año a otro, mientras que la producción global de petróleo aumentó solo 550 mil barriles/día, es decir, 0,6% en el mismo período. Colombia produce el 1,3% del petróleo que se consume a nivel global.

El consumo de petróleo en Colombia pasó de 285 mil barriles día en el 2012 a 297 mil barriles día en el 2013, lo que representó un incremento anual del 4%. El consumo de petróleo en Colombia representa aproximadamente el 30% de la producción. En tanto, las reservas de petróleo pasaron de 2,2 billones de barriles en el 2012 a 2,4 billones en el 2013, lo que muestra una relación crítica entre reservas y producción de solo 6.5 años. Dicho en otras palabras, si mantenemos el nivel de actual de producción solo tendremos reservas para 6 años y medio. Mientras, las reservas de globales de petróleo no tuvieron un aumento significativo, solo aumentaron 600 millones de barriles.

La producción de gas natural colombiano pasó de 12 billones de metros cúbicos en el 2012 a 12,6 billones de metros cúbicos en el 2013, representando un aumento anual de 5,8%, muy alineado con el aumento de la producción petrolera. La relación entre reservas y producción de gas es igual a 12,8 años, casi el doble que la misma relación de petróleo. La producción de gas colombiano representa el 0,4% de la producción global, la cual mostró un aumento anual de 1,1%, por debajo del promedio de los últimos 10 años, ubicado en 2.5% anual. 

El consumo de gas natural en Colombia pasó de 9,8 billones de metros cúbicos en el 2012 a 10,7 billones de metros cúbicos en el 2013, lo que significa un aumento anual de 9,1%, superior al aumento de producción. De mantenerse dicha tendencia, podría llevar a la necesidad de importar gas a mediano plazo o a la utilización de tecnologías como la perforación horizontal y el fracking para producir gas de esquisto.  

Las reservas colombianas de gas natural mostraron un nivel invariante de 0,2 trillones de metros cúbicos, las cuales representan el 0,1% de las reservas globales de gas natural. Uno de los aumentos más significativos de reservas de gas natural lo han tenido los Estados Unidos, pues pasaron de 8,7 a 9,3 trillones de metros cúbicos basados en el gas de esquisto.

Por otro lado, la producción de carbón colombiano se contrajo desde 57,9 a 55,6 millones de toneladas de petróleo equivalente en el 2013, una disminución del 3,7% anual. La relación entre reservas y producción de carbón alcanza más de 79 años.  Esta producción representa el 1,4% de la producción mundial, la cual mostró un incremento anual promedio del 0,8%.

En el 2013, el consumo de carbón en Colombia aumentó desde 3,7 a 4,3 millones de toneladas de petróleo equivalente. El consumo de carbón en Colombia representa el 7,7% de total producido. Las reservas colombianas de carbón son 6.746 millones de toneladas al final del 2013, lo que representa el 0,8% de las reservas del mundo.

El consumo de energía eléctrica generada hidráulicamente se contrajo desde 10,8 a 10,0 millones de toneladas de petróleo equivalente en el 2013, lo que se traduce en una contracción del 6,6% en el consumo.

Finalmente, el consumo de energía renovable solo representa 0,1 millones de toneladas de petróleo equivalente en Colombia en el 2013, la cual mostró un modesto aumento de 0,4% anual. Por otro lado, la producción de biocombustibles aumentó desde 616 a 634 miles de toneladas de petróleo equivalente, lo que significa un aumento anual del 3,3%. La producción de biocombustibles en Colombia representa el 1% de la producción global.

Dada la relevancia del sector energético para Colombia, el panorama expuesto indica que el Gobierno Nacional deberá reforzar sus esfuerzos para fomentar la inversión nacional y extranjera en dicho sector para garantizar su competitividad. Es necesario tomar en cuenta que a través de los ingresos del sector se generan importantes recursos para el país, necesarios para el desarrollo de los proyectos sociales y las  inversiones en infraestructura.  

Sergio Cabrales Arévalo

Ingeniero Industrial

Estudiante de Doctorado en Administración

Universidad de Los Andes

[sergiocabrales]

¿Vender la gallina de los huevos de oro?

El 25 de agosto de 1951, la reversión al Estado Colombiano de la Concesión de Mares dio origen a la Empresa Colombiana de Petróleos. Con la expedición del Decreto 1760 del 26 de junio de 2003, el Gobierno modifico su estructura orgánica para convertirla en Ecopetrol S.A., con el propósito de hacerla más competitiva e internacionalizarla.

Ecopetrol S.A. logró pasar de producir en promedio 399.000 barriles día en 2007 a 788.000 barriles día el año pasado, lo que significó casi duplicar su producción. Las reservas pasaron de 1.137 millones de barriles en 2008 a 1.972 millones de barriles en 2013, representando un aumento superior a 80%. La compañía pasó de tener un valor en bolsa de US$27.000 millones en noviembre de 2008, a $74.000 millones en mayo de 2014. Por último, la porción de las utilidades de Ecopetrol S.A. girada a la nación mediante dividendos, paso de $1 billón en 2000 a $9,5 billones en 2013, aproximadamente 6% del presupuesto anual de la nación.

Recientemente, los problemas con las comunidades, los ataques terroristas contra la infraestructura petrolera, y las demoras en el proceso de licenciamiento ambiental han golpeado la producción de hidrocarburos de Ecopetrol, lo cual ha provocado una disminución de 10% de sus utilidades durante en el primer semestre del año en curso. La repercusión de esta grave situación en el precio de la acción no se ha hecho esperar. En mayo de 2012, el precio de la acción de Ecopetrol alcanzo su máximo histórico de $5.850. Hoy, el precio de la acción se cotiza alrededor de $3.200.

Se estima que la nación dejará de percibir aproximadamente $1,5 billones en este 2014, no solo por la reducción de los dividendos, sino también por la reducción en los impuestos de renta. Sumado a lo anterior, el Gobierno ha dado una prórroga en el proceso de enajenación de su participación en Isagen hasta por un año más, lo que genera un aumento de la presión para conseguir recursos con el propósito de financiar el gasto de nación y los principales proyectos de inversión, entre ellos las autopistas de cuarta generación. Dentro de las posibilidades de financiación que ha contemplado el nuevo Vicepresidente, Germán Vargas, se encuentra la enajenación de 10% de Ecopetrol.

Varias preguntas se generan en este momento, ¿Si los dividendos que recibe la Nación por parte de Ecopetrol representan 6% del presupuesto de la Nación, por qué enajenar 10% de compañía que posee el Gobierno Nacional? ¿Es mejor vender bonos de deuda de la Nación o vender parte de la participación de la Nación en Ecopetrol para financiar los proyectos de inversión? ¿El Gobierno Nacional debería reducir su gasto administrativo para no tener que vender sus activos? 

Desde el punto de vista financiero, la alternativa más económica de conseguir los recursos requeridos para los proyectos del gobierno es la emisión de deuda interna o externa, dada la buena calificación de riesgo país lo que representa un bajo costo de endeudamiento. La alternativa de enajenar la participación de la nación en Ecopetrol, no sería la más recomendada porque los dividendos que recibiría el Gobierno en los años venideros se verían seriamente reducidos. La lógica indica que si una inversión tiene un buen desempeño económico, como lo ha mostrado Ecopetrol durante los últimos años, no tiene ningún sentido venderla. 

Dicho en otras palabras, la enajenación de 10% adicional de la participación de la Nación representaría algo como US$7.000 millones. Considero que el Gobierno Nacional debe realizar esfuerzos adicionales para aumentar la seguridad de la infraestructura petrolera, agilizar el proceso de licenciamiento ambiental y mejorar las condiciones de las poblaciones vecinas de las zonas de explotación petrolera con lo cual Ecopetrol recupera su senda. Mi recomendación es dejar de buscar activos estratégicos para venderlos y concentrar tales esfuerzos en reducir y priorizar el gasto.

Sergio Cabrales

Ingeniero Industrial

Estudiante de Doctorado en Administración

Universidad de Los Andes

Analista de Valora Inversiones

http://www.larepublica.co/%C2%BFvender-la-gallina-de-los-huevos-de-oro_158311

[sergiocabrales]

¿CUÁL ES LA IMPORTANCIA DEL SECTOR PETROLERO PARA LAS FINANZAS DE LA NACIÓN?

Durante los últimos meses se ha visto con gran preocupación el alarmante aumento de los ataques terroristas a la infraestructura del sector petrolero por parte de las FARC y el ELN, así como la proliferación de bloqueos por parte de las comunicadas vecinas a zonas de exploración o explotación petrolera.

  La meta de producción esperada para el 2014 se estableció en 1.095.000 barriles diarios según el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, lo que representaría un incremento del 5% frente a 1.041.000 barriles diarios producidos en el 2013. Según el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Alejandro Martínez, la producción para este año 2014 se espera que esté por debajo del millón de barriles, lo que representaría una reducción significativa en los ingresos de la Nación, que financian el gasto gubernamental y la inversión pública. Por otro lado, las pérdidas para las compañías petroleras por los atentados terroristas y bloqueos por parte de las comunidades son millonarias.

Sería pertinente preguntarse ¿cuál es la importancia del sector petrolero en las finanzas de la Nación y los efectos de una posible reducción en la producción petrolera colombiana?

El Banco de la Republica ha reportado que la inversión extranjera en el sector petrolero paso de US$ 278 millones en el 2003 a US$ 4.910 millones en el 2013, representando un incremento de más de dieseis veces en solo diez años. Adicionalmente, uno de cada tres dólares invertido por extranjeros en Colombia, va al sector petrolero. Sumado a los cambios estructurales y al aumento de seguridad, generaron que las exportaciones de petróleo crudo pasaran de 237.000 barriles diarios en el 2003 a 753.000 barriles diarios en el 2013, lo cual configura un ejemplo de éxito para algunos países de la región, como es el caso del gobierno mexicano. El cual se ha mostrado muy interesado en aprender sobre la experiencia del sector petrolero colombiano, después de tener cerrada sus fronteras a la inversión extranjera en el sector petrolero por más de 76 años.

Los ingresos de la Nación que provienen del sector petrolero no solo son las regalías. El Gobierno posee el 89.9% de Ecopetrol, lo cual le significa ese mismo porcentaje de los dividendos entregados anualmente por parte de esta compañía. Los ingresos de la Nación provenientes del sector petrolero se pueden clasificar en cuatro rubros: regalías, impuestos de renta, dividendos de Ecopetrol y derechos económicos de los contratos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Los informes de la ANH muestran que las regalías causadas correspondieron a COP$ 2.6 Billones en el 2004. Recientemente, las regalías causadas correspondieron a COP$ 8.2 Billones en el 2013, un relevante aumento del monto de las regalías causadas durante los últimos años. 

En el 2004, los ingresos de la nación provenientes de los impuesto de renta del sector petrolero sumaron COP$ 2.4 Billones y los dividendos de Ecopetrol fueron COP$ 1.3 Billones. En el 2013, los impuestos de renta sumaron COP$ 12.4 Billones, los dividendos de Ecopetrol fueron COP$ 9.5 Billones y los derechos económicos de los contratos de la ANH ascendieron a COP$ 0.8 Billones.

El total de aportes del sector petrolero a la Nación sumaron COP$ 6.3 Billones en el 2004, lo que representaba el 17% de los ingresos corrientes del Gobierno, o el 8% del presupuesto de la Nación (sin el pago del servicio de la deuda). En el 2013, el aporte total de este sector a la Nación sumó COP$ 30.9 Billones, lo que corresponde al 30% de los ingresos corrientes de la Nación, o el 20% del presupuesto de la nación.

Dicho en otras palabras, uno de cada cinco pesos gastados o invertidos por parte del Gobierno proviene del sector petrolero. Sin duda, representa un aumento significativo de la relevancia de este sector económico en las finanzas de la Nación.

Los cambios en los niveles de inversión del sector petrolero, junto con la producción de gas y crudo, tienen un efecto directo en los fondos para financiar el presupuesto de la Nación y sus proyectos de inversión, representando una oportunidad o un riesgo dependiendo si son cambios positivos o negativos.

Por último, si se continúa deteriorando la seguridad del sector petrolero y aumentando los problemas relacionados a esta actividad, no solo disminuirán la inversión y los ingresos de las compañías extranjera que operan en nuestro país, sino que todos los colombianos perderemos porque el sector genera parte de los fondos necesarios para financiar sectores como el de la salud, la educación, programas sociales y la inversión en infraestructura. 

Sergio Cabrales Arévalo

Ingeniero Industrial

Estudiante de Doctorado en Administración

Universidad de Los Andes

[sergiocabrales]

LAS EMPRESAS ESTATALES DE PETRÓLEO, SUS INGRESOS, PRECIOS DE COMBUSTIBLES Y OBJETIVOS POLÍTICOS

Las empresas estatales de petróleo controlan éste mercado mundial. En los años setentas, las reservas de petróleo de las empresas estatales solo correspondían al 10% del total mundial. En la actualidad, las empresas estatales suman más del 85% de las reservas comerciales de petróleo y 65% de las reservas disponibles de gas. Este cambio obedece especialmente a las 58 expropiaciones de activos de la industria petrolera realizadas durante los años setentas, donde se formaron y fortalecieron muchas de las actuales compañías estatales de petróleo. Aunque entre 1985 y 2006 no se presentó ninguna expropiación en este sector, durante los últimos ocho años, se presentar nuevamente expropiaciones en países como Argentina, Venezuela, Ecuador, Rusia y Republica de Chad, entre otros.

  Las empresas estatales producen 3 de cada 5 barriles de petróleo consumidos en el mundo, aunque sus ingresos solo corresponder a un poco más del 30% de todo el dinero pagado por este recurso no renovable. La inquietud en este punto sería si las empresas estatales producen más que las compañías privadas de petróleo, ¿por qué sus ingresos son menores?

La respuesta podría ser que los objetivos de las empresas estales de petróleo tienen un espectro más amplio que la maximización de la riqueza de los accionistas, como sucede con las compañías internacionales de petróleo. La gama de objetivos políticos de las empresas estatales puede comprender subsidios al precio del combustible para el consumo doméstico, la reducción del desempleo, proveer programas sociales, la seguridad energética del país o el soporte de países políticamente afines. Cuando se adicionan objetivos políticos o no comerciales a las compañías estatales de petróleo, es factible esperar un deterioro de su desempeño económico y en su política de reinversión.   

Una estadística básica que se puede utilizar como medida de eficiencia para comparar los dos tipos de compañías podría ser los ingresos promedios generados por cada empleado. Durante la primera década de este siglo, los ingresos promedios generados por un empleado en una compañía internacional de petróleo corresponden a US$ 1.800, frente a US$1.200 generados por empleado de una compañía estatal.

En este contexto debe tenerse presente que algunas empresas estatales del sector cuentan con un número significativo de empleados, como es el caso de Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPN) con 1.7 millones de empleados, Gazprom con 400.000, Lukoil 150.000 y PEMEX 140.000. Ecopetrol cuenta con alrededor de 8.000 empleados directos y 40.000 contratistas.

De otra parte, según las estadísticas reportadas por el Banco Mundial, el precio de un galón de gasolina y diésel en países que tienen una empresa estatal de petróleo son 36% y 49% menores, respecto al precio de países que cuentan con solo compañías internacionales de petróleo. Algunos ejemplos de países que venden combustibles para consumo doméstico muy por debajo de los precios internacionales son Venezuela, Libia, Arabia Saudita y Kuwait.

La demanda interna de combustible de Colombia corresponde en promedio a 280.000 barriles de petróleo equivalentes diario. Una reducción de COP$ 1.000 en todos los combustibles corresponderían a un poco más de COP$ 3.5 billones anuales. La pregunta en este momento será quién renunciaría a este monto que equivale al 1% del Producto Interno Bruto (PIB), o al 2.3% del presupuesto de la nación, o al 25% de las utilidades de Ecopetrol.

Según Bloomberg (http://www.bloomberg.com/visual-data/gas-prices/20142:Colombia), Colombia ocupa el puesto número 48 en el top de precios más altos de gasolina dentro de una muestra de 61 países. Adicionalmente, solo el 1.07% de los ingresos de las familias colombianas es invertido en gasolina para sus vehículos. Colocando este monto en contexto, una reducción de COP$ 1.000 en el precio de la gasolina representaría que los colombianos tendrían 0.1% de más de sus ingresos para gastos personales o ahorro, sin contar con que muchas de las personas de escasos recursos económicos no tienen vehículo propio, en consecuencia el traslado de la reducción de los precios podría ser menor al esperado.

Por otro lado, una reducción en el precio de los combustibles tendrán una repercusión en la demanda, la cual se espera aumente a 300.000 barriles de petróleo equivalentes diario, lo cual implicaría que algunos proyectos de energía renovable y biocombustibles dejarían de ser económicamente viables, junto con un aumento de más del 5% de las emisiones de dióxido de carbono, un desincentivo para comprar carros más eficientes y una reducción del petróleo exportado por Colombia.

En ese orden de ideas, la decisión de reducir los precios domésticos de combustible debe provenir de un estudio integral, que no sea solamente basado en los intereses políticos de nuestros gobernantes, sino consecuente con las políticas internacionales sobre eficiencia energética, reducción de emisiones y auto sostenibilidad de las empresas estatales de petróleo. 

Sergio Cabrales Arévalo

Ingeniero Industrial

Estudiante de Doctorado en Administración

Universidad de Los Andes