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Aportes para la sostenibilidad de la Oferta de Bienes y

Servicios Petroleros en Colombia1

Resumen ejecutivo

El mercado evoluciona favorablemente, sin embargo, la sostenibilidad de la oferta de B&S

petroleros está comprometida:

o Después de la caída de los precios y el repunte que han tenido los mismos, el mercado

se encuentra ante un nuevo normal, más estable y muy superior a los promedios de

precios de 2016 y 2017. Se puede decir, después de 29 meses de crecimiento del precio

del petróleo, que la industria ha salido de la crisis de precios.

o El desempeño de las empresas de E&P mejoró en el último bienio: tras pérdidas en

2015, los resultados de 2016 y 2017 son positivos.

o Los resultados de utilidades de las empresas de B&S que fueron negativos en 2016, se

han deteriorado notablemente en 2017 y no tienen buenas perspectivas para 2018.

La falta de sostenibilidad de la oferta, se debe en muy buena parte, a que los proveedores

de B&S petroleros están asumiendo factores adicionales de riesgo, que están generando

incertidumbres en su oferta de servicios:

o Las empresas de B&S están expuestas a distintas contingencias sociales, ambientales y

operacionales, que afectan directamnte su sostenibilidad. Esta se ve altamente

comprometida, cuando se incrementan las obligaciones contractuales asociadas a

responsabilidades adicionales, tanto sociales como ambientales.

La sostenibilidad del sector de hidrocarburos pasa por la sostenibilidad de la oferta de B&S y

por supuesto, por que los proveedores de B&S también salgan de la crisis:

o En esencia, se requiere establecer el principio de corresponsabilidad entre los

operadores y los contratistas, principalmente en función de la vocación de

permanencia regional. Así mismo, establecer el principio de proporcionalidad, para

delimitar el alcance explícito de las responsabilidades del contratista, mitigar los

riesgos operativos y mejorar el relacionamiento entre operadoras y contratistas.

1 DECLARACIÓN DE CONFIDENCIALIDAD: Este documento es para uso exclusivo del destinatario intencionado. La información aquí contenida es confidencial y están protegidos por el secreto profesional y otros privilegios. Es prohibido y puede ser ilegal cualquier revisión, uso, propagación, reenvío, impresión, copiado, revelación, o distribución que no fuera hecho por los destinatarios intencionados de este documento. Gracias por su colaboración.

2

Aportes para la sostenibilidad de la Oferta de Bienes y

Servicios Petroleros en Colombia

1. En un mercado que evoluciona favorablemente, la sostenibilidad de

la oferta de B&S petroleros está comprometida

1.1 Actualidad económica del sector: las condiciones de negocio han

mejorado considerablemente respecto a los últimos años.

Desde el 20 de febrero de 2016, fecha en la que se llegó al punto de inflexión de la caída de precios

(US$26 por barril para el Brent) que comenzó el 5 de septiembre de 2014, se ha iniciado un ciclo

alcista, que ya lleva 29 meses de continuo crecimiento.

Luego de la caída a finales de 2014, el precio del crudo mostró cierta volatilidad, situándose entre

US$30 y US$60 a lo largo de 2015, con un promedio de US$52 por barril. A partir de 2016 se inicia un

ciclo de recuperación, que se reflejó en un precio promedio de US$54 para 2017 y deja en 2018, un

promedio hasta la fecha de US $70.

Continuando su tendencia alcista, el precio del petróleo llegó el 17 de mayo de 2018, a niveles que no

alcanzaba desde hace tres años y medio, (noviembre de 2014), situándose momentáneamente la

referencia Brent en los US$ 80 por barril, la cual se mantiene a la fecha en los US$72 dólares por barril

(Gráfico 1).

Gráfico 1. Comportamiento cotización Brent

Fuente: EIA

104,9

26

80 ?

72

20

40

60

80

100

120

mar

-14

jul-14

nov-

14

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-15

jul-15

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15

mar

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nov-

16

mar

-17

jul-17

nov-

17

mar

-18US

D p

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Brent

3

Este comportamiento es atribuible a la salida de Estados Unidos del acuerdo nuclear con Irán, las tensiones geopolíticas en el medio oriente, el descenso en la producción de Venezuela, la disminución en los inventarios estadounidenses y el cumplimiento de los acuerdos de la OPEP y asociados, como principales factores. Es decir, los fundamentos del alza, en efecto son coyunturales, lo que confirma la volatilidad del mercado.

Así mismo, en la reunión de la OPEP y sus aliados llevada a cabo el pasado 22 y 23 de junio, se dio a conocer que actualmente la producción del grupo se ubica en 31,9 millones BOPD, muy por debajo a la pactada en los acuerdos de recortes de noviembre de 2016 (32,5 millones BOPD) y por ende, se decidió que se incrementaría la producción de tal manera en que se diera cumplimiento al 100% de la meta pactada en 2016. Con todo esto, las proyecciones para el barril de referencia Brent para lo que resta de 2018 se encuentran por encima de los US$ 70 por barril, lo que significaría un impacto muy positivo para la industria petrolera en Colombia.

La actividad petrolera medida en términos de taladros activos tiene una correlación directa con los precios del petróleo. La tendencia global de los equipos de perforación activos es de crecimiento. En los últimos tres años, se ha pasado de 1.481 equipos en operación en 2016 a 2.096 equipos a nivel global, las mismas fechas (Gráfico 2).

Gráfico 2. Taladros en Operación

Fuente: Baker Hughes y Campetrol

3.570

1.481

2.096 1.882

449 1.046

-

1.000

2.000

3.000

4.000Global

EE.UU.

145

18

123

-

50

100

150

200

feb-1

4

jun-1

4

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-14

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5

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5

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-15

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6

jun-1

6

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-16

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7

jun-1

7

oct

-17

feb-1

8

Colombia

4

En Colombia, de acuerdo con las cifras de Campetrol, el número de taladros de perforación y workover en operación, pa julio de 2018, este último dato corresponde a un 88% de la cifra récord de taladros en operación en Colombia, alcanzada en octubre de 2014 (con precios del Brent por encima de U$100 por barril), cuando los equipos operando eran 145.

Otro factor que tiene correlación directa con los precios, es la producción de crudo y gas, como otro de los indicadores de la actividad petrolera. La producción de petróleo en este ciclo de recuperación de precios, iniciado en 2016, está en ascenso a nivel global y en Estados Unidos. De hecho, la producción mundial pasó por primera vez de 100 millones de barriles de petróleo por día, en toda su historia. Pasó de 96,6 millones de barriles por día en 2016 a 100,3 en junio 2018; y en Estados Unidos de 14,5 millones de barriles por día a 17,4 (Gráfico 3).

En el caso colombiano, en los años 2016 y 2017 la producción promedio fue de 886.000 y 854.000 barriles día, respectivamente. En lo que va corrido del año, con datos publicados de los primeros siete meses, tenemos una producción promedio de 855 mil barriles por día. Estos datos reflejan el inicio de un ajuste en la producción en consistencia con la tendencia alcista del suministro global evidenciado en el mismo período hasta hoy.

Gráfico 3. Producción (EEUU y Global en millones BOPD, Colombia miles BOPD)

Fuente: EIA, ANH

88

98

Global

12

17

EEUU

800

1000

feb-1

4

jun-1

4

oct

-14

feb-1

5

jun-1

5

oct

-15

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6

jun-1

6

oct

-16

feb-1

7

jun-1

7

oct

-17

feb-1

8

Colombia

5

En cuanto a los efectos del reciente comportamiento del crudo sobre la economía colombiana, se destaca el aumento en los ingresos por exportaciones del sector petrolero, los cuales podrían tener un incremento del 25% (sobre el 34% actual) en caso de que en 2018 el precio promedio del Brent se ubique en US $70, es decir, se generarían US $270 millones adicionales. Así mismo, como consecuencia de un mayor dinamismo de esta industria, el Estado colombiano podría percibir un aumento en su ingreso fiscal, pues según el Ministerio de Hacienda por cada dólar de incremento en el precio del petróleo se estiman ingresos fiscales por 350.000 millones de pesos un año después. En cuanto al PIB del sector petrolero, que llegó a 3,3% del 2013 según cifras del Ministerio de Hacienda, se estima que para 2018 experimentaría un crecimiento positivo cercano al 4%, revirtiendo la contracción, o crecimiento negativo, del 13,3% en 2016 y de 3,9% en 2017. A nivel de las regiones productoras, el impacto de los precios y la actividad es muy relevante (Gráfico 4). Las regiones productoras son petróleo-dependientes.

Gráfico 4. Importancia del sector en la economía nacional

Fuente: DANE, BanRep, cálculos Campetrol

En conclusión, es evidente que los niveles de precios por encima de los US $70 por barril son una excelente noticia, muy positiva para Colombia y su sector petrolero. Si bien, la percepción que se tiene sobre el mercado es que seguirá en un equilibrio inestable, pues los factores que impulsan el alza son coyunturales, hoy día se tiene un nuevo panorama de precios. En efecto, después de tener precios por encima de US$100 dólares por barril, en un período de cinco años (2010-2014), que era una anomalía, después de la caída de precios y el repunte que ha tenido el mismo, el mercado se encuentra ante un nuevo normal, más estable y muy superior a los promedios de precios de 2016 y 2017. Se puede decir, después de 29 meses de crecimiento del precio del petróleo, que la industria ha salido de la crisis de precios.

59% 54%

34%

24%

10% 4%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

PIB

Cas

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PIB

Meta

Export

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nes

IED

Ingr

eso

s

Fis

cale

s

PIB

San

tander

6

1.2 Reservas y Autosuficiencia: si no se incrementa significativamente la

actividad, la posible pérdida de la autosuficiencia está a la vuelta de la

esquina.

Después de incorporar nuevas reservas por siete años, en el período 2007 a 2013 (Gráfico 5), se llegó a un máximo de reservas de 2.445 millones de barriles de petróleo equivalente (MBOE). Al cierre de 2017 cayó a 1.782 MBOE. Es decir, en los últimos cuatro años el país ha perdido reservas en forma continua, con excepción de 2017, año en el que se registró un aporte positivo.

La incorporación de reservas de crudo en 2017 fue de un neto de 117 MBOE, al pasar de 1.665 MBOE a 1.782 MBOE (Tabla 1), con lo cual se incrementó la autosuficiencia de 5.1 a 5.7 años, con un ritmo de producción en 2017 de 854 mil BOPD promedio año (Gráfico 6).

Gráfico 5. Reservas probadas y producción

Fuente: ANH, Ecopetrol

Gráfico 6. Autosuficiencia petrolera (años)

Fuente: Cálculos Campetrol

2.445

1.782

-

200

400

600

800

1.000

1.200

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

KB

OE

PD

Mb

bl

Producción (eje der.)

Reservas probadas

7,7 7,8 7,7

7,6

7,8

7,0

7,8

8,1

7,2

6,8 6,9

6,7

6,4

5,3 5,1

5,7

5

6

7

8

9

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

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2012

2013

2014

2015

2016

2017

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7

Tabla 1. Reservas petroleras y vida media (2016-2017)

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

Con reservas para 5,7 años (Gráficos 7 y 8), Colombia está ad portas del desabastecimiento y tendríamos que importar crudo para cargar las refinerías. El impacto negativo en las variables macroeconómicas del país sería desastroso, ejemplo de esto es que el país perdería el 34% de sus exportaciones, o hasta un 53% de las mismas en un escenario de precios altos (2014). Esto marcaría un retroceso de más de 30 años (32 años continuos de autosuficiencia desde 1985). Sin un plan de choque el país tendría que importar crudo y/o combustibles a partir de 2023 (Gráfico 7).

Gráfico 7. Proyección Reservas Probadas y Producción

Fuente: Cálculos Campetrol

Gráfico 8. Cargue a refinerías

Fuente: Cálculos Campetrol

1.665- 312

1.353+ 429

1.782

5,1 años

- 0,8 años

4,3 años

+ 1,4 años

5,7 años

Reservas a 2016

Producción de 2017

Reservas sin actividades

2017

Reservas incorporadas

Reservas a 2017

1665 1.782

1.474

1.154

813

471

186

0 0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0

200

400

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800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

KB

OP

D

Millo

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Producción (eje der.)

Reservas probadas(Mbbl)

301,3

390,5

395,0

150

200

250

300

350

400

dic

-15

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feb-1

6

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-16

abr-

16

may

-16

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6

jul-16

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6

sep-1

6

oct

-16

nov-

16

dic

-16

ene-1

7

feb-1

7

mar

-17

abr-

17

may

-17

jun-1

7

jul-17

ago-1

7

sep-1

7

oct

-17

nov-

17

dic

-17

KB

OP

D

8

En conclusión, el incremento de la actividad por razones de seguridad energética para todos los

colombianos es mandatorio, el precio está repuntando y la actividad está creciendo. El país necesita

mantener niveles de producción por encima de 900 mil barriles por día para lo cual es necesario la

incorporación de nuevas reservas del orden de 2.500 a 3.000 MBOE, con inversiones en E&P

superiores a los US$ 7.000 millones anuales en los próximos 4 años. Lo relevante ahora es aprovechar

al máximo la coyuntura y trabajar todos unidos, para que esta recuperación redunde en importantes

aportes para la macroeconomía del país, pero también, en mayor producción y mejores condiciones

para la prestación de bienes y servicios petroleros y por esa vía generar más regalías, impuestos,

empleos y bienestar para el país y para las comunidades de las regiones y municipios productores.

1.3 Efecto para las compañías de servicio: a pesar de haber salido de la crisis,

los proveedores de B&S petroleros continúan en estado de

insostenibilidad.

A partir de la información financiera (NIFF) que las empresas registran ante la Superintendencia de

Sociedades referente a las mil empresas más grandes del país, se puede analizar la evolución en los

ingresos y utilidades de las principales empresas de exploración y producción -E&P- (19 para 2015, 23

para 2016 y 2017) y las de mayores ingresos operacionales de las proveedoras de bienes y servicios

petroleros -B&S- (14 para 2015, 19 para 2016 y 2017) (Gráfico 9 a y b).

De acuerdo con las cifras de la Superintendencia de Sociedades, se puede observar que los ingresos

promedios de las de E&P eran 6,6 veces los ingresos promedios de las empresas de B&S en 2015. Para

2016 se puede evidenciar que la brecha se aumenta a 8,7 veces los ingresos a favor de las de E&P; de

modo similar, para 2017 los ingresos promedios de las de E&P fueron 8,6 veces los ingresos

promedios de las empresas de B&S. Con esto se puede evidenciar, en primera instancia, la brecha que

existe entre ambos grupos del sector petrolero en cuanto a ingresos operacionales.

Por otro lado, al analizar las utilidades netas promedio de ambos grupos, se puede observar que en

2015 (con un precio Brent promedio de US$ 52 por barril) la descolgada de los precios generó

pérdidas para ambos grupos y aunque las pérdidas para las empresas de E&P fueron de grandes

magnitudes, en 2016 la reingeniería y reestructuración de costos que se llevó a cabo en estas

empresas, permitió que aún con un precio promedio de US$ 43 por barril (inferior a 2015) las

empresas de E&P generaran utilidades netas positivas.

9

De igual manera, en 2017 con un precio promedio de US$ 54 por barril, ligeramente superior al de

2015, las empresas de E&P registraron nuevamente grandes utilidades netas, lo cual obedece a dos

factores: el comportamiento de los precios internacionales del crudo y la mejora continua en la

reingeniería de costos.

Gráfico 9. Análisis Empresas de E&P y B&S

a) Evolución de los ingresos

b) Evolución de las utilidades

Fuente: Superintendencia de Sociedades, Cálculos Campetrol

Por el contrario, las empresas de B&S mostraron cierta resiliencia frente a la caída de los precios del

crudo en 2015 al evidenciar utilidades ligeramente negativas para este año. Sin embargo en 2016, las

empresas de B&S presentaron pérdidas aún más negativas que en 2015.

Lo anterior se explica en buena parte por la reestructuración de costos y contratos de las empresas de

E&P, con lo cual se busca minimizar los costos y aumentar la eficiencia financiera de estas empresas,

con efectos directos sobre las finanzas de las empresas de B&S. Aunque esta estrategia permitió un

fortalecimiento de la industria como un todo, para afrontar precios del petróleo más bajos, también

ha impedido que las empresas de B&S generen utilidades razonables, con lo que se ha perdido mucho

del atractivo del negocio.

Evidencia de esto es que para 2017 (año en el cual se observó una recuperación de los precios y las

empresas de E&P generaron grandes utilidades), las empresas de B&S no han logrado consolidar su

recuperación, al generar utilidades casi nulas, o incluso negativas.

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

3.500.000

2015 2016 2017

Ingresos B&S

Ingresos E&P

$54/BBL

$43/BBL

$52/BBL

-700.000

-500.000

-300.000

-100.000

100.000

300.000

2015 2016 2017

Utilidades B&S

Utilidades E&P

$54/BBL $43/BBL $52/BBL

10

En conclusión, mientras las condiciones agregadas del mercado han venido evolucionando de manera

favorable en el último bienio, los resultados de utilidades de las empresas de B&S que ya venían

siendo negativos en 2016, se han deteriorado notablemente en 2017 y no tienen buenas perspectivas

para 2018, a pesar de que los precios están por encima de los US$70 por barril.

2. La falta de sostenibilidad de la oferta, se debe en muy buena parte, a

que los proveedores de B&S petroleros están asumiendo factores

adicionales de riesgo, que están generando incertidumbres en su

oferta de servicios:

Las empresas de B&S están expuestas a distintas contingencias sociales, ambientales y operacionales,

que siendo de la esencia del negocio, de por sí dificultan estimar de manera certera la participación

económica real que estas tendrán dentro de cada uno de los proyectos; situación que se ve altamente

comprometida cuando se incrementan las obligaciones contractuales asociadas a responsabilidades

adicionales, tanto sociales como ambientales.

En este caso, la incertidumbre en estos factores adicionales puede exceder las propias

responsabilidades y capacidades financieras de las empresas de B&S, lo cual pone en riesgo la

sostenibilidad operacional y dificulta la estimación de riesgos, con efectos negativos para los reportes

de los auditores financieros frente a las necesidades de créditos, por los sobrecostos que pueden

generar estas contingencias.

A continuación se desagregan de manera sucinta los principales factores de incertidumbre en la

modelación financiera de los contratistas de bienes y servicios petroleros, los cuales han generado

afectaciones en la sostenibilidad del segmneto de B&S.

1.4 Riesgos sociales y ambientales:

En las empresas contratistas está latente la preocupación por la responsabilidad que les ha sido

trasladada en materia social y ambiental, lo cual en principio va en contravía del principio de

corresponsabilidad entre las operadoras y los contratistas de bienes y servicios.

11

Esta circunstancia afecta la natural aplicación de este principio, como quiera que en el desarrollo de

sus actividades se puedan presentar influencias externas, es decir, que la tarifa pactada con la oferta

es inmodificable, a pesar de las contingencias sociales o ambientales que puedan ocurrir.

El reajuste tarifario se contempla solamente en razón del índice de precios al consumidor para las

tarifas operativas, o respecto al índice de costos del transporte de carga por carretera, para el caso de

la movilización de equipos; o en razón de modificaciones laborales normativas.

De la lectura de los enunciados contractuales se evidencia un desbalance entre la responsabilidad de

la empresa operadora y la que le corresponden a las empresas de bienes y servicios, recayendo sobre

estas últimas nuevas y mayores cargas en asuntos de manejo de entorno y medio ambiente.

En este orden de ideas, existe incertidumbre frente a la estimación de los riesgos sociales al

habérseles trasladado responsabilidades adicionales que en algunos casos pudieran ser exclusivas (un

solo titular de la obligación), a voluntad del contratante: desde la socialización de los proyectos, hasta

responder por las alteraciones del orden público, velando por la seguridad de su personal y equipos

durante su ejecución. Lo anterior está sujeto a las fluctuaciones de la inconformidad social, la cual no

es responsabilidad exclusiva de los contratistas.

Al respecto, si se toma como ejemplo la referencia específica de la Cartilla de Estrategia de Entorno

publicada por ECOPETROL, en esta materia se establece que: “Hay tareas que no delegamos. La

gestión social, la identificación de prioridades y la construcción de acuerdos con las comunidades son

tareas críticas para la viabilidad de las operaciones de la empresa. En consecuencia, no son tareas

delegables en terceros. ECOPETROL asume estas responsabilidades directamente a través de sus

trabajadores y estos responden ante la empresa por el contenido de su gestión y por la calidad de su

relacionamiento con las comunidades. Para mejorar la pertinencia y la calidad del relacionamiento

con las comunidades, los gestores sociales de la empresa estarán ubicados tan cerca como sea posible

de las operaciones de la empresa.”2.

Por su parte, en los enunciados contractuales se ha establecido una responsabilidad mayor, incluso

exclusiva para el contratista si el contratante así lo decide, en la medida que el enunciado expresa

: “Responsabilidades del contratista: En desarrollo de su autonomía administrativa atender y

manejar las relaciones que con ocasión del ACUERDO y ÓRDENES DE SERVICIO establezca con sus

trabajadores y grupos de interés, y en concordancia con ello, asistir a reuniones y responder las

solicitudes, quejas, reclamos y demás eventos que se llegaren a presentar y que puedan afectar la

2 Estrategia para la Gestión de Entorno: Hacia la Paz y la Prosperidad Compartida. ECOPETROL.

12

ejecución de aquél, sin la intervención de ECOPETROL, a menos que esta Sociedad considere

conveniente su participación.” (negrilla y subraya fuera del texto).

Teniendo en cuenta lo anterior, existe una contradicción entre la formulación general de la política y

los enunciados contractuales. En este punto, es necesario velar por el cumplimiento de la Cartilla de

Estrategia de Entorno en donde se dispone que la gestión de entorno es una tarea compartida, que al

ñ : “Todas las dependencias de ECOPETROL, sus trabajadores y contratistas deben

contribuir a la buena gestión del entorno y a la creación de condiciones de prosperidad compartida

con las comunidades locales. Esto, siguiendo el direccionamiento estratégico que sobre el mismo se dé

desde la Vicepresidencia de Desarrollo Sostenible. Las personas que actúan en nombre de ECOPETROL

deben reconocer la importancia de la buena gestión del entorno. Deben tener o adquirir,

independientemente de la tarea que desarrollen, la capacidad de impactar de manera positiva el

entorno en el que intervienen. El relacionamiento constructivo contribuye a la creación de la

confianza que tiene que existir como condición para la prosperidad compartida y la viabilidad de los

negocios.” (negrilla fuera del texto).

Lo anterior se ha podido dimensionar con las empresas de la oferta de bienes y servicios petroleros,

las cuales señalan que el impacto de la conflictividad social en las operaciones se materializa, en

promedio, en retrasos entre 12 y 15 días en la ejecución de los proyectos, generando sobre costos y

rezagos en la generación de ingresos.

Pero el ámbito social no es el único que genera la preocupación de las empresas de B&S. En materia

ambiental la incertidumbre no es menor, ya que independientemente del nivel de participación

agregado del contratista en un proyecto petrolero, las responsabilidades ambientales resultan de

igual manera inciertas, al no limitarse únicamente al manejo de los aspectos relacionados con la

prestación del servicio, como la disposición de materiales y desechos generados con ocasión del

mismo, sino que también puede extenderse a atender y solucionar contingencias ambientales pre

existentes, o del manejo final de desechos, los cuales se escapan de su dominio.

Lo anterior, aunado a la afectación por la incertidumbre de tipo contractual y financiera, genera un

costo reputacional, toda vez que pueden ser señalados como los principales responsables de las

afectaciones ambientales, lo que termina en un sobrecosto contractual, e inclusive cerrando el acceso

al sistema financiero.

13

En conclusión, las disposiciones contractuales deben estar en concordancia con las directrices

generales de la empresa operadora y con los principios de corresponsabilidad y proporcionalidad

ambiental y social, más aún cuando la ejecución contractual puede reflejar un costo adicional para los

contratistas y una incertidumbre en temas de establecimiento y cuantificación de costos por

responsabilidades.

1.5 Riesgos operativos:

Independientemente de la capacidad técnica y de gestión operativa de cada empresa de B&S, hay al

menos cuatro parámetros en la contratación de los mismos que están impactando la eficiencia

operativa, los cuales se exponen a continuación:

Tarifa nacional y costos regionales heterogéneos: La práctica de establecer un objeto de

contrato con única tarifa de alcance nacional, en un marco de dinámicas particulares en cada

comunidad y estructuras de costos heterogéneas entre regiones nacionales, configura el

primer de los grandes factores de incertidumbre operativa.

En algunos enunciados contractuales relativos al objeto del contrato se señala que el

contratista realizará “SERVICIOS DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN, PRUEBAS,

COMPLETAMIENTO E INTERVENCIÓN DE LOS POZOS UBICADOS EN EL TERRITORIO

NACIONAL”. (negrilla fuera de texto).

Teniendo en cuenta que el ámbito de aplicación contractual es nacional, y que se realiza un

análisis tarifario que no tiene en cuenta una diferenciación según las estructuras de costos

regionales, se presenta un gran reto a la sostenibilidad de las empresas de B&S.

Al respecto, según el Escalafón de la Competitividad de los Departamentos de Colombia 2017,

elaborado por la Oficina de la CEPAL3 en Bogotá, son 5 los factores que afectan directamente

la competitividad comparativa de los Departamentos del país, los cuales tienen una incidencia

directa en los costos operativos necesarios para prestar servicios en regiones distintas:

(i) La fortaleza económica, que examina las condiciones productivas, macroeconómicas y de

mercado.

3 https://repositorio.cepal.org/bitstream/handle/11362/43156/1/S1800010_es.pdf

14

(ii) La infraestructura y logística, que examina el nivel de conectividad estratégica.

(iii) El bienestar social y capital humano, que examina las condiciones de vida.

(iv) La ciencia, tecnología e innovación, que examina la generación de innovación y

conocimiento de valor.

(v) La institucionalidad y gestión pública, que examina condiciones de gobernanza.

En conclusión, las empresas de B&S se enfrentan de manera diferenciada y directa a estos

factores, de manera que las tarifas deberían también ser diferenciadas respecto de la zona

geográfica en la que se requiera la operación.

Factor de ajuste tarifario: Así mismo, los parámetros con los cuales se ajustan las tarifas no se

encuentran establecidos en función de las variables preponderantes del mercado y la

operación petrolera, sino de parámetros de la canasta básica familiar (Índice de Precios al

Consumidor -IPC-). En adición, el ajuste de las tarifas tampoco tiene en consideración las

afectaciones que los cambios normativos (no laborales) y tributarios, pudieran generar en los

diferentes casos del negocio.

En efecto, al revisarse en algunos enunciados contractuales, los parámetros de la Matriz de

reajuste para ítems asociados a las Tarifas Operativas se evidencia que los únicos

componentes con factores de ajuste asociados al funcionamiento del mercado petrolero son

los de Combustibles y Lubricantes y los de Materiales y Fungibles.

Así las cosas, los componentes tarifarios deberían estar asociados a factores del mercado

petrolero, sino que también se debería considerar una previsón, en el caso de cambios

exógenos en la tributación. De esta forma, los distintos cambios normativos,

independientemente de la escala nacional o regional, que impacten las tarifas operativas

también serían considerados en los ajustes que den viabilidad al caso de negocio de las

empresas de B&S.

Costo de Oportunidad de garantizar disponibilidad: Por su parte, la gestión operativa de los

equipos ha tenido un aumento considerable en la incertidumbre de su manejo, tras el cambio

en algunos enunciados contractuales, que hizo un tránsito de las solicitudes de disponibilidad

de equipos, hacia la solicitud de garantía de disponibilidad de equipos. De esta forma, la

estructura de costos de la operación de los equipos se ha aumentado, puesto que el costo de

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oportunidad del uso de los equipos se hace mayor en un escenario donde se debe garantizar la

disponibilidad, con restricciones para volver a ser llamado para operación.

Al respecto, algunos enunciados contractuales han señalado: Sin perjuicio de las obligaciones

del CONTRATISTA, incluyendo sin limitarse, la actualización mensual de la disponibilidad de

equipos durante los primeros 5 días de cada mes, EL CONTRATANTE solicitará por escrito al

CONTRATISTA, adjuntando el documento de diseño, planeación y programación de trabajos

para la operación de que se trate, la ratificación de disponibilidad de sus equipos para la fecha

estimada de inicio de operación, incluyendo opcionalmente las especificaciones y anexos de la

ORDEN DE SERVICIO, la localización del primer pozo y plazo de ejecución estimado. El

CONTRATISTA dará respuesta al CONTRATANTE dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a

la solicitud. En caso que el CONTRATISTA no cuente con disponibilidad, deberá notificarlo. En

este caso, el CONTRATANTE se reserva el derecho de solicitar los soportes de la no

disponibilidad, con el fin de determinar que efectivamente el CONTRATISTA no podrá ofertar

equipos; habrá lugar a la aplicación de sanciones previstas en el ACUERDO, en el evento que se

compruebe que el CONTRATISTA, sin razón alguna, negó la disposición de equipo.

Así mismo, algunos enunciados contractuales señalan que el CONTRATANTE activará el

PROTOCOLO DE ASIGNACIÓN DE ÓRDENES DE SERVICIO en el sistema con todos aquellos

CONTRATISTAS que hayan confirmado disponibilidad de al menos un (1) equipo. Los

CONTRATISTAS que en su momento manifestaron no tener la disponibilidad, no podrán

participar en esa oportunidad.

De esta manera, las empresas de B&S han visto cómo sus riesgos operativos aumentan en la

medida que la solicitud de garantía de disponibilidad de equipos implica necesariamente

asumir los costos de oportunidad de dicha disponibilidad, los cuales impactan en la estructura

de costos operativa agregada, sin un reconocimiento tarifario diferenciado respecto a los

parámetros previos de llamado, lo cual afecta la sostenibilidad de los contratistas.

Costos de Standby: Con el ajuste en la manera como se garantiza la disponibilidad de los

equipos se ha limitado una práctica pertinente y habitual a nivel internacional, que busca

mitigar los riesgos y costos para cuando se presentan circunstancias determinadas de

contingencia, se pueda aplicar una tarifa que va en beneficio de la operadora, porque asume

valores inferiores a la del servicio activo, de una parte ; y de otra, de esta forma se reconoce

el costo de oportunidad al contratista al tener disponible los equipos, que no están siendo

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usados, por las razones que hayan configurado el Stanby, las cuales deben estar previamente

estipuladas y aceptadas de común acuerdo por las partes.

Por tanto, las empresas que configuran la Oferta de Bienes y Servicios Petroleros han

experimentado impactos en su estructura de ingresos, toda vez que no se reconoce el

Standby. En este sentido, la transición hacia la garantía de disponibilidad de los equipos ha

propiciado tanto una estructura de costos mayor que no reconoce el costo de oportunidad,

como una estructura de ingresos menor que no reconoce el standby, generando retos en la

sostenibilidad de las empresas de bienes y servicio.

Así mismo, al analizar este frente en particular, resulta pertinente tener en consideración que

este parámetro de penalización por demoras debería tener la opción de aplicarse en las dos

vías, en la media de la causas origen de los retrasos.

Extensión en plazos de pre-facturación y pagos: Finalmente, también se presenta

incertidumbre en el flujo de caja operativo, en principio por la ausencia de claridad y tiempos

definidos, para la entrada de las facturas al sistema, tanto en presentación, verificación,

validación y entrada de las mismas. Pero más allá del cumplimiento y avances en las etapas de

facturación, los procesos de pagos en general no cuentan con la claridad suficiente para

dimensionar de manera certera las fechas explícitas de pagos, que permitan asumir

compromisos financieros con terceros (parámetro fundamental para el acceso a la

financiación) y con las comunidades.

Al respecto, algunos enunciados contractuales establecen frente a los pagos parciales que el

CONTRATANTE, efectuará pagos mensuales por avance del servicio, de acuerdo a las

cantidades realmente ejecutadas por el CONTRATISTA y aprobadas por el Interventor del

Contrato y/o el CONTRATANTE. Los pagos parciales serán cancelados previa presentación, por

parte del CONTRATISTA, de los siguientes documentos:

1. Certificación mensual de cumplimiento de obligaciones laborales de contratista (GAB-F-213

o el documento que haga sus veces), expedida por el revisor fiscal si el CONTRATISTA está

obligado a tenerlo; en caso contrario, por su representante legal, que deberá entregarse al

Administrador del Contrato.

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2. Acta de avance del servicio suscrita conjuntamente entre el CONTRATISTA y por el

Interventor del Contrato y/o el CONTRATANTE.

3. Acta de balance parcial (con los respectivos soportes de las cantidades y/o avances

aprobados por el por el Interventor del Contrato y/o el CONTRATANTE.

4. Constancia de pago a subcontratistas (si aplica) y proveedores, que el CONTRATISTA deberá

entregar al Administrador del Contrato.

5. Informe mensual de todo accidente, enfermedad profesional o cualquier otra alteración de

la salud que se haya generado con ocasión de la ejecución de este Contrato, que deberá

entregarse al Administrador del Contrato.

6. Certificado de paz y salvo de cada uno de los trabajadores del CONTRATISTA empleados en

la ejecución del Contrato, que hayan sido liquidados en el periodo que se está facturando, en

los cuales se haga constar que han recibido a satisfacción los salarios y prestaciones sociales e

indemnizaciones, que les corresponda, que deberá entregarse al Administrador del Contrato.

7. Certificación expedida por la compañía aseguradora respectiva, sobre novedades en la

Póliza Seguro Colectivo de Vida – Régimen Convencional (cuando aplique), que deberá

entregarse al Administrador del Contrato.

Todos los anteriores documentos deberán contar con aprobación de Interventor del Contrato

y/o del Administrador del Contrato, según corresponda y se deberán adjuntar a la respectiva

acta de balance parcial.

Si bien el proceso cubre en forma exhaustiva las diferentes etapas del mismo, en la práctica,

no facilita la oportuna recuperación del flujo de caja de las compañías afectando, en

consecuencia, su liquidez y con ello su sostenibilidad. En muchos casos, a pesar de contar con

los documentos exigidos y radicarlos oportunamente, en forma recurrente se dilata el proceso

y el pago no es realizado a tiempo.

Adicionalmente, algunos de los requisitos para el proceso de prefacturación resultan

particularmente dispendiosos de cumplir a cabalidad, generando extensiones en los tiempos

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que terminan afectando el flujo de caja de las compañías. A manera de ejemplo, alguno de los

requisitos solicitan Paz y Salvo de entidades que no las aportan de manera diligente. En esta

línea, también se presentan requerimientos que deben ser diligenciados exclusivamente por el

revisor fiscal de la compañía, que normalmente no están ubicacados en los campos de

operación.

En conclusión, en algunos de los enunciados contractuales ya presentados, la situación de las

empresas de B&S se torna más gravosa, ya que se están asumiendo factores de riesgos adicionales,

que se agrupan en tres categorías: tarifa nacional con estructuras de costos regionales divergentes,

ajuste tarifario con indicadores no asociados al negocio y garantía de disponibilidad de equipos; que

afectan notablemente la sostenibilidad de su operación, lo que se ha traducido en pérdidas, o en

utilidades exiguas. Adicionalmente, la práctica frente a los plazos de facturación y pagos impone un

factor adicional de incertidumbre que deteriora aún más la situación.

3. La sostenibilidad del sector de hidrocarburos pasa por la

sostenibilidad de la oferta de B&S y por supuesto, por que los

proveedores de B&S también salgan de la crisis:

El modelo de contratación actual no es sostenible para las empresas de B&S y en esa medida se afecta

igualmente la viabilidad del sector en su conjunto.

La sostenibilidad del sector de hidrocarburos pasa necesariamente, por la ‘viabilidad’ del segmento de

B&S. De manera que, si el segmento de B&S no es viable, el sector de hidrocarburos tampoco lo es.

No se puede perder de vista que la industria petrolera es un negocio de manejo de riesgos y su

horizonte de planeación es de largo plazo. Lo importante es generar confianza y relaciones positivas

de cooperación y de crecimiento conjunto, más allá de los ciclos y la volatilidad del mercado.

Para garantizar la seguridad energética y el desarrollo regional sostenible, es indispensable construir

“g -g ” ñí v

un modelo contractual de largo plazo.

Con el propósito de contribuir positivamente en la construcción de ese nuevo modelo, es necesario

formular enunciados contractuales que permitan una estimación más certera de los distintos riesgos a

19

los que están sujetos los contratistas. Esto permitirá gestionar mejor el negocio, no sólo a los

contratistas, sino a las operadoras, para beneficio del sector y del país.

Se plantean a continuación algunas alternativas que mejorarían las estimaciones de los mismos,

mejorando la sostenibilidad del segmento:

1.6 Recomendaciones para minimizar la incertidumbre y los riesgos sociales

y ambientales asociados:

i) Establecer el principio de corresponsabilidad entre los operadores y los contratistas,

principalmente en función de la vocación de permanencia regional.

ii) Delimitar el alcance explícito de las responsabilidades del contratista en función de

su participación, sus propias responsabilidades y en proporción del valor monetario

del servicio contratado.

iii) Contemplar una cláusula de indemnidad bilateral que establezca que cada parte

responda por los daños de su propiedad y personal.

iv) Exonerar a los contratistas de la responsabilidad de hechos preexistentes a su

intervención y de los causados por terceros.

v) Las operadoras deben estipular de manera clara las reglas y políticas de

relacionamiento con el entorno.

vi) Las oficinas de atención de entorno deben estar dirigidas por las operadoras, dada su

vocación de permanencia regional.

1.7 Recomendaciones para minimizar la incertidumbre en riesgos

operativos:

i) Reconocer que el costo de oportunidad de garantizar la disponibilidad de equipo

genera incrementos en la estructura de costos agregada del contratista. Lo anterior

especialmente para el Stand by y el Non Productive Time (NPT).

ii) Establecer metodologías, procedimientos y tiempos claros en los procesos de pre-

facturación, así como en los procesos de retención en garantías y pagos.

iii) Permitir la diferenciación de la remuneración por el servicio en función de las regiones

en las cuales se ejecuta el contrato, en el marco de contratos con parámetros

estándares a nivel nacional.

iv) Establecer que la fórmula de ajuste a la remuneración por el servicio prestado, esté en

función de parámetros del mercado petrolero, su estructura de costos y contemplando

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la posibilidad de modificación ante cambios normativos e institucionales que impacten

el caso de negocio de los contratistas.

v) Liberar el mercado de aseguramiento para acceder a pólizas en los parámetros más

competitivos, y limitar su requerimiento a salarios, cumplimiento y responsabilidad

civil extracontractual.

vi) Permitir subsanar el incumplimiento, con tiempos de remediación establecidos, en los

casos a los que diera lugar.

1.8 Recomendaciones para la mejora en el relacionamiento:

i) Permitir el acuerdo mutuo del uso de opciones contractuales.

ii) Establecer un sistema gradual de migración a cláusulas de contratación internacional

(contrato IADC), en toda la cadena de abastecimiento, incluyendo criterios de selección

y adjudicación, para mejorar la eficiencia y el resultado de los procesos, con un sistema

de información oportuno.

iii) Establecer la confianza como pilar fundamental del relacionamiento de las operadoras

y las compañías de servicio.

iv) Iniciar un proceso que nos permita la construcción conjunta de acuerdos tendientes a

una relación balanceada de largo plazo.

v) Garantizar el debido proceso en la gestión de las controversias, con peritajes objetivos

y multas proporcionales.

2 Reflexiones finales

El modelo actual para el suministro de bienes y servicios no es sostenible y en esta medida se afecta la

viabilidad del sector en su conjunto. La sostenibilidad del sector de hidrocarburos pasa

, ‘v ’ g B&S

No se puede perder de vista que la industria petrolera es un negocio de manejo de riesgos y de largo

plazo. Lo importante es generar confianza y relaciones positivas de cooperación y de crecimiento

conjunto, más allá de los ciclos y la volatilidad del mercado.

Para garantizar la seguridad energética y el desarrollo regional sostenible, es indispensable construir

“g -ga ” ñí v

un modelo contractual de largo plazo.

21

Sin los principios de corresponsabilidad y proporcionalidad en las operaciones, los parámetros

contractuales para las empresas de B&S son, hoy por hoy, de alta incertidumbre en temáticas

ambientales, sociales y de responsabilidad operativa en general, poniendo en riesgo la sostenibilidad

de largo plazo del negocio.