Inversiones superarían US$10 mil millones

El sector minero energético se ha convertido en la estrella en lo que a desarrollo e inversión se refiere en los últimos años. Durante el último lustro ha crecido tres veces más que el resto de los sectores de la economía del país.

En 2010 podría consolidar inversiones por cerca de US$10 mil millones. Para conocer cuál es el panorama del sector hablamos con el ministro de Minas y Energía, Hernán Martínez Torres, quien también se refirió a temas coyunturales como los precios de los combustibles y del asfalto, así como de un posible racionamiento de energía por la temporada seca.

¿Cómo ve el panorama del sector de minas y energía este año?

Venimos con gran impulso. En hidrocarburos estamos produciendo más de 730 mil barriles por día y este año superaremos los 800 mil. Hoy las reservas probadas del país son de cerca de 1.600 millones de barriles.

La cifra deberá aumentar con los descubrimientos recientes.

En 2009 se declararon 53 hallazgos, pequeños en su mayoría. No sabemos qué tan rentable sería explotarlos. Pero la producción aumentó, incluso con lo de Rubiales, el Meta es el mayor productor de petróleo de Colombia.

¿A cuánto podría llegar la inversión en hidrocarburos este año?

Aspiro a que supere los US$4 mil millones, en exploración; a eso hay que sumarles las que se hacen en refinación, oleoductos y gasoductos. Este año el sector de minas y energía deberá pasar de los US$10 mil millones.

Y en gas natural, ¿cuál es el panorama?

Ha crecido la producción, hoy está en 1’100.000 de pies cúbicos diarios, hace tres años era de 700 millones. Hemos tenido limitaciones en transporte que se están superando con expansiones como la del gasoducto Ballenas–Barrancabermeja, de 70 millones de pies cúbicos por día, de los cuales 20 millones deben entrar a operar en marzo; el de Cusiana–Bogotá también se está ampliando a 70 millones de pies cúbicos al día; para finales de 2010 debe estar en operación el de Bucaramanga–Gibraltar, que amplía la capacitad del sistema entre 30 y 40 millones de pies cúbicos.

Frente a esa capacidad de producción, ¿se ha pensado en exportar gas a países diferentes de Venezuela?

Se están explorando mercados como Panamá y Jamaica. Y en la medida en que crezca la producción, se aumentarían los destinos y las cantidades. El año pasado tuvimos un descubrimiento en el campo Hurón (Casanare), que se explotará si hay demanda. En Colombia, si hay un gran descubrimiento no hay a quién venderle, eso es lo triste, por ello hay que abrir las posibilidades de exportación. Las reservas de Colombia hoy llegan a cerca de 6 terapies (millón de millones de pies cúbicos), de los cuales se explotan entre tres y cuatro.

En biocombustibles se habla de cambios en el porcentaje de las mezclas.

Estamos tomando directrices. Acuérdense que el 80% del país tenía una mezcla del 10% de etanol y 90% de gasolina. Queremos que todo el país tenga mezcla para lo cual el etanol se bajará a 8% y así llevar la mezcla a la Costa y cubrir toda la geografía nacional. Hay proyectos interesantes de producción de etanol en el Valle del Magdalena, con una inversión de US$250 millones; Ecopetrol tiene otro en Puerto López (Meta), que debe entrar en 2011; habrá una expansión del ingenio Manuelita, y hace poco comenzó la producción otro en el Meta a base de yuca.

Se mejoró la calidad del diésel, ¿qué implicó ese esfuerzo?

Una ley nos exige entregar un diésel de 50 partes por millón de azufre, para Bogotá y de 500 partes por millón para el resto del país; venimos de 2 mil partes por millón. Aunque la remodelación de la planta de refinación de Ecopetrol, en Barrancabermeja, no ha entrado en operación, se espera que ocurra en abril (costó US$700 millones). Por ello hoy estamos importando diésel de mejor calidad. Incluso, el precio se tendrá que ajustar más, pero estamos buscando cómo hacerlo sin que sea traumático.

¿Qué otras inversiones habrá en las refinerías?

Se comenzaron los trabajos de ampliación en Cartagena, deberá estar lista en enero de 2013 (US$3.700 millones). También se modernizará la de Barrancabermeja, que se está diseñando para mejorar la capacidad de conversión, que produzca más y mejor gasolina, diésel, combustible de aviación y propano; empezaría el año entrante, estaría lista en 2014 y costaría US$3 mil millones.

Y en los precios de los combustibles, ¿qué  pasará este año?

A finales de diciembre el Fondo de Estabilización Petrolera tenía $650 mil millones; hoy puede tener $80 mil millones menos. Ha sido efectivo para mantener los precios, el año pasado iniciamos con el barril de petróleo a US$40 y terminó en US$80, mientras los precios en el país bajaron $300. Pero si se mantiene en US$80 habrá que ajustar, el precio doméstico está por debajo. Si hay que aumentar se hará de manera gradual.

También hay exploración de minerales como el coltán.

Así es, se trata de un mineral compuesto por niobio (anteriormente llamado columbio) y tantalio, que es costoso porque tiene altas propiedades de conducción eléctrica y lo utilizan para microconductores. Con Ingeominas haremos una evaluación en la zona donde existe (la Orinoquia). La idea es reservarla para el Estado y sacar licitaciones y tener una minería formal.

A propósito, ¿en qué va el Código de Minas?

Esperamos que se convierta en Ley de la República. El Presidente retiró las objeciones que tenía, el Código volvió al Senado, que se la debe regresar al Presidente para la sanción, lo que debe ocurrir en las sesiones extras. Con el Código tendríamos herramientas para reservar áreas. Seguiremos promoviendo el sector minero, que este año podría terminar con una inversión de US$2 mil millones.

Finalmente, ¿qué pasará con la venta de las electrificadoras departamentales?

Sigue adelante, la de Boyacá está buscando que regrese EPM, pero esta empresa no quiere volver y la Gobernación no la puede comprar; habrá que salir a ofertar a solidarios y después a privados. La del Meta ha tenido problemas legales y se debe esperar a que se solucionen. Las de Huila, Nariño y Caquetá han buscado socios públicos. En la de Huila se interesó la Empresa de Energía de Bogotá.

¿Y en el caso de Isagén?

El proceso lo maneja el Ministerio de Hacienda, es un activo valioso para la Nación, pero se necesita la plata. Se han buscado fórmulas para ver si alguna entidad estatal se queda con ella. EPM se ha interesado, aunque tiene sus complejidades. Se ha buscado la fórmula de fondos de pensiones que tengan inversiones en TES y que puedan pagar con TES para reemplazarlos por acciones de Isagén. Hacienda podría coger esos TES y emitir unos nuevos.

¿Y lo de la venta de otra participación de Ecopetrol para invertir en infraestructura?

Comparto la idea, el Estado tiene el mismo control si posee el 80 o el 65%. En ISA e Isagén la Nación tiene el 57%. Se pueden hacer obras públicas bien hechas, de beneficio para todos los colombianos. Es más rentable abrir la producción a muchas regiones que hoy están olvidadas. El problema más grave que tiene este país es la falta de vías.

¿Por ello ISA ha incursionado en proyectos viales?

Estoy totalmente de acuerdo con que así sea. Incluso, fui, antes de ser ministro, de los que impulsó el cambio de la razón social de ISA para que pudiera participar en proyectos de este tipo. Es una empresa básicamente transportadora, tiene una gran fortaleza en el diseño y estructuración de proyectos. Consigue dinero a bajos costos y piensa a largo plazo. Está participando muy de cerca en la ruta Autopistas de la Montaña. Además, en Colombia sus posibilidades de inversión son limitadas, el país ya está interconectado eléctricamente, no hay grandes proyectos en ese campo y en las zonas que faltan hay muy baja demanda, como la Amazonia.

Una pregunta obligada, ¿existe la posibilidad de un racionamiento eléctrico por la temporada seca?

No hablo de eso porque no hay ninguna posibilidad, se tomaron las medidas cuando se vio que la climatología estaba cambiando, desde octubre del año pasado, y han dado resultados. En ese momento los embalses estaban en el 70%, hoy estamos en 63%, 14 por encima del punto crítico. Tenemos una cautelosa tranquilidad, después de persignarme. Incluso le volvimos a exportar a Ecuador, 1 Gigavatio hora día.

Otro tema coyuntural, el aumento en el precio del asfalto.

El precio en diciembre no era $740 mil por tonelada, sino de $928 mil. Lo que pasó fue que en diciembre de 2008 tomamos un seguro para cubrir el precio, que permitió que todo el año pasado fuera de $740 mil, pero éste se terminó. Se tomó cuando el precio del petróleo era de US$40 y al final de 2009 estaba en US$80, por ello hay que ajustar.

Entonces, sí subirá 37%

Se ha planteado que se hagan los ajustes de manera escalonada. El precio de la tonelada en la actualidad está cerca de $1 millón. Ahora se sube 10%, en abril se hace otro ajuste y luego otro en julio. Lo ideal sería que Ecopetrol tome otro seguro que estabilice el precio, lo vamos a consultar con los constructores. Pero se debe tener claro que Ecopetrol no vende asfalto, sino una brea con la que se fabrica, a la cual se le adiciona arena y gravilla, que son más del 60% del producto. Además, en una carretera nueva, el peso de la brea es muy bajo, si se tiene en cuenta que hay que elaborar puentes, túneles, bases y otras obras. De acuerdo con cálculos de Ecopetrol, el peso del asfalto en una vía nueva es del 6%. Un aumento del precio del asfalto de 37% tendría un impacto de 2% en el costo, aunque los constructores dicen que pesa más.