Con el propósito de mitigar el impacto de la crisis derivada de la caída en los precios del crudo y de la pandemia por la covid-19, el Oleoducto Central S.A. (Ocensa) es una de las empresas que financiará hasta el 50% de la tarifa de transporte de crudo por oleoductos durante mayo y junio de 2020 con un periodo de gracia de dos meses.
(Intercambio de socios extranjeros en Ocensa).
En diálogo con Portafolio, su presidente Alexánder Cadena, también explicó las razones por las cuales no es viable la propuesta de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) de reducir en un 60% la tarifa de transporte de crudo por oleoducto, y las inversiones por US$42 millones para optimizar la operación orientada a lograr la meta de canalizar crudos pesados.
¿Cuáles son las razones para proponer el pago diferido hasta del 50% en las tarifas de transporte?
Se debe entender y comprender la actual coyuntura en la operación petrolera por los precios internacionales del barril. Se conjugaron dos temas: una reducción grande en la demanda y aumento en la producción. Y al analizar las proyecciones en el mercado de futuros la tendencia para los meses de julio y agosto es que los precios se recuperen. El principal problema que presentan las petroleras con tarea en el país es el flujo de caja para atender las obligaciones.
¿Qué busca Ocensa con esta propuesta en la tarifa de transporte?
Con los problemas que tienen las empresas por los flujos de caja, lo que se busca es ayudar a las compañías a diferir las obligaciones en transporte, y que sean atendidas en el momento en que se presente la recuperación de precios. La financiación será hasta la mitad del monto de la obligación durante los meses de mayo y junio de 2020, con un periodo de gracia de dos meses.
¿Es viable la propuesta de la ACP de reducir en un 60% las tarifas de transporte?
No es nueva la afirmación de la ACP de que los costos de transporte por oleoducto son altos. No es del caso comparar tarifas. No es lo mismo afirmar que la operación de un oleoducto en EE. UU. -frente a uno similar en Colombia, por barril/kilómetro-, es mucho más barata.
Hay que tener en cuenta los temas impositivos, sociales, de confiabilidad y el tipo de crudo. Incluso la misma geografía, ya que aquí se deben atravesar montañas.
¿Cuál es la razón por la que no se pueden reducir las tarifas de transporte?
El tema de las tarifas está regulado. Lo fija el Ministerio de Minas y Energía con base en una metodología que tiene dos componentes: los costos de operación (las compañías de transporte han venido implementado eficiencias buscando la reducción de esos mismos costos), y la remuneración de las inversiones. Y afirmar que al rebajar en un 60% la tarifa de transporte se sigue generando utilidad es desconocer el principio de la remuneración sobre las inversiones que se han realizado. Y estas son las que permiten tener un oleoducto robusto desde el punto de vista de confiabilidad.
¿La caída en los precios del barril de petróleo cómo afecta la operación?
Los precios a la baja repercuten en la producción, y de paso en el transporte. Se reducen la ganancias. Por la caída de la cotización del barril en el mercado internacional, y de acuerdo con algunos estudios (aquí coincidimos con la ACP), estaría en riesgo la producción de 53.000 barriles promedio día (bpd) en el país, que si se dejan de transportar nos afecta los ingresos.
Esto nos ha llevado a tomar medias como la reducción de costos para tratar de compensar el margen operativo. Esto puede derivar en una contracción entre el 13% y el 15% de los ingresos. La proyección es llegar a un ajuste del 25% de los costos, a través de implementación y optimización adicionales en los mismos costos de operación.
¿Cuánto suman las inversiones en el 2020, y en dónde las harán para optimizar la operación?
El total de inversiones a ejecutar será de US$42,8 millones, y el monto se distribuirá en las diferentes estaciones y el terminal de Coveñas. Para los proyectos de optimización se destinaron US$5,8 millones, donde se destaca el proyecto de generación de energía en Vasconia - Puerto Boyacá, por el aprovechamiento de la energía cinética para generar electricidad por la bajada del crudo desde la montaña y así controlar la presión a través de una turbina y no por válvula.
¿Ajustaron el monto de la inversión ante el proceso de reactivación?
Se hizo una revisión a todo el componente de inversión y se ajustó al plan de reactivación. Pero no se descarta que por la actual coyuntura, algunas de los proyectos los desarrollemos hasta el año entrante. La tendencia es a transportar crudo más pesado. Hasta la fecha se han realizado muchas mejoras operativas para lograr esta tarea. Es el caso del cargue de buques con capacidad de hasta dos millones de barriles.
Se ha desarrollado el cambio de tecnología e ingeniería para pasar de crudos livianos a pesados con diluyente (nafta) para terminar transportando crudos totalmente pesados.
¿Cuáles son los proyectos a corto plazo?
Al revisar el portafolio de inversiones, se desarrollarán proyectos de optimización en la matriz energética así como en los sistemas de interconexión. Se realizará una gran desembolso en lo que se refiere a utilidad operativa para que el sistema sea aún más confiable. Con el aval de la Agencia Nacional de Infraestructura (ANI) se desarrollará el proyecto para modernizar la monoboya con el fin de exportar crudos por la terminal marítima (Coveñas).
La iniciativa está en ejecución, aunque su construcción se ha visto afectada por la covid-19 y en este momento se encuentra en un astillero de Dubái (Emiratos Árabes Unidos). El costo de la inversión es de US$15 millones. También están programadas otras tareas como la transformación digital.
Alfonso López Suárez
Redacción Portafolio
