diagnÓstico de las perspectivas de exploraciÓn y

DIAGNÓSTICO DE LAS PERSPECTIVAS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN

DE PETRÓLEO EN COLOMBIA Y METODOLOGÍA PARA EL DESARROLLO DE INCENTIVOS QUE GENEREN CONSISTENCIA EN EL SISTEMA.

ADRIANA M. ROJAS M. 199811733 DIEGO A. SANTANA H. 199812604

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERIA

DEPARTAMENTO DE INGENIERIA INDUSTRIAL Bogotá

Enero 2004

Diagnóstico del Sistema Petrolero en Colombia y Desarrollo de Incentivos. II-03(2)115 / II-03(2)125

2

DIAGNÓSTICO DE LAS PERSPECTIVA S DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE PETRÓLEO EN COLOMBIA Y METODOLOGÍA PARA EL

DESARROLLO DE INCENTIVOS QUE GENEREN CONSISTENCIA EN EL SISTEMA.

ADRIANA M. ROJAS M. 199811733 DIEGO SANTANA 199812604

PROYECTO DE GRADO

Para optar por el título de: INGENIERO INDUSTRIAL

ASESOR

MARIO CASTILLO

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERIA

DEPARTAMENTO DE INGENIERIA INDUSTRIAL Bogotá

Enero 2004


3

Expresamos nuestros agradecimientos a los directivos de la Empresa Colombiana de Petróleo S.A. – Ecopetrol S.A.- por la ayuda en el suministro de la información requerida y la oportunidad de participar en el Simposio Colombiano de Contratación y Regulación Petrolera, llevado a cabo en la ciudad de Cartagena el pasado mes de noviembre; al Profesor Mario Castillo por su interés en la dirección, y en general, a quienes de una u otra forma contribuyeron para llevar a feliz término este proyecto de grado.


4

TABLA DE CONTENIDO

Introducción ............................................................................................................................... 7

1. Definición del Problema ............................................................................................... 10

2. Descripción de la Metodología.................................................................................... 16

3. Marco Conceptual.......................................................................................................... 20

4. Historia y Evolución del Sistema Petrolero Colombiano. ...................................... 23

4.1. Exploración ..................................................................................................... 26 4.2. Explotación...................................................................................................... 30 4.3. Contratos ......................................................................................................... 31

4.3.1. Operación Directa .......................................................................................... 33 4.3.2. Contratos de Concesión ............................................................................... 33 4.3.3. Contratos de Asociación .............................................................................. 34

5. Entorno Latinoamericano y Países Comparables ................................................... 41

6. Modelo General .............................................................................................................. 55

6.1. Descripción de los Agentes ......................................................................... 59 6.1.1. Gobierno Central (GC)................................................................................... 59 6.1.2. ECOPETROL S.A. (ECP)................................................................................ 66 6.1.3. Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)............................................... 73 6.1.4. Empresas Exploradoras y Productoras de Petróleo (EEP).................... 76 6.1.5. USO ................................................................................................................... 80 6.1.6. Entidades Territoriales (ET) ......................................................................... 83 6.1.7. Comunidades (CM) ........................................................................................ 86 6.1.8. Grupos al Margen de la Ley (GML) ............................................................. 91 6.1.9. Países Competidores (PC) ........................................................................... 97

6.2. Descripción de las Interacciones entre los Agentes............................. 103 6.2.1. Relaciones ..................................................................................................... 103 6.2.2. Impactos ........................................................................................................ 128

6.3. Aspectos Generales del Funcionamiento del Sistema ......................... 133

7. Mapa de Incentivos...................................................................................................... 151

8. Variables de Desempeño del Sistema ..................................................................... 163

9. Oportunidades de Mejora al Sistema ....................................................................... 167

10. Conclusiones................................................................................................................ 175

Anexo No. 1: Ley 20 de 1969............................................................................................... 177 Anexo No. 2: Decreto 1760 de 2003 ................................................................................... 178 Anexo No. 3: Cuestionario .................................................................................................. 181

Referencias Bibliográficas .................................................................................................. 183


5

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 Producción Diaria Total de Petróleo……………………......... 11

Figura 2 Reservas Remanentes de Petróleo (al 31 de dic.)…….....… 12

Figura 3 Metodología.......................................................................... 16

Figura 4 Historia y Evolución del Sistema Petrolero Colombiano...... 25

Figura 5 Histórico Actividad Sísmica................................................... 27

Figura 6 Perforación Exploratoria ....................................................... 29

Figura 7 Inversiones Exploratorias...................................................... 30

Figura 8 Historia de Reservas y Producción Nacional Acumulada..... 31

Figura 9 Evolución del Contrato de Asociación................................... 36

Figura 10 Actividad Contractual............................................................ 38

Figura 11 Modelo General .................................................................... 58

Figura 12 Esquema Gobierno................................................................ 60

Figura 13 Esquema Ecopetrol............................................................... 69

Figura 14 Esquema Comunidad............................................................ 88

Figura 15 Colombia Frente a Países Competidores.............................. 99

Figura 16 Origen de las Transferencias................................................ 134

Figura 17 El Nuevo Tipo de Contrato.................................................... 139

Figura 18 Los contratistas tendrán obligaciones razonables.................140

Figura 19 Efecto de las Decisiones del Gobierno sobre la Inversión.... 145


6

LISTA DE TABLAS

Tabla 1 Características de los Esquemas Contractuales por Asociación...37

Tabla 2 Estado de Contratos de Asociación al 2002............................ ......37

Tabla 3 Producción Escalonada.................................................................40

Tabla 4 Variables de Decisión GC..............................................................65

Tabla 5 Variables de Decisión ECP............................................................72

Tabla 6 Variables de Decisión ANH............................................................75

Tabla 7 Variables de Decisión EPP............................................................80

Tabla 8 Variables de Decisión USO............................................................83

Tabla 9 Variables de Decisión ET...............................................................86

Tabla 10 Variables de Decisión CM..............................................................91

Tabla 11 Variables de Decisión GML............................................................97

Tabla 12 Variables de Decisión PC.............................................................101

Tabla 13 Agentes y Variables de Decisión..................................................102

Tabla 14 Voladuras de Oleoductos..............................................................146

Tabla 15 Inversiones Sociales.....................................................................150

Tabla 16 Mapa de Incentivos.......................................................................153

Tabla 17 Variables Críticas..........................................................................163


7

Introducción

Aunque es sabido que Colombia no es un país petrolero competitivamente

hablando, sí es cierto, que el petróleo es su motor de desarrollo. En los últimos

años, el petróleo ha adquirido gran importancia por ser la mayor fuente de

ingresos al Estado, convirtiéndose en el producto generador de valor por

excelencia.

El escenario a través de la historia ha estado marcado por la imperiosa necesidad

de atraer capitales privados, generalmente extranjeros, ya que Colombia, por sí

sola, no cuenta con los recursos tecnológicos, ni económicos para desarrollar esta

industria. Se ha recurrido a cambiar las condiciones y las reglas de juego para

hacer de Colombia un país interesante ante los ojos de los inversionistas, pero

nunca se ha podido generar un modelo sostenible a un largo plazo que arroje

buenos resultados. Por ello, es muy importante generar mecanismos que

incentiven el buen desempeño del sector, no sólo enfocados hacia las empresas

petroleras, sino incentivos que hagan más productivas las relaciones entre todos

los agentes involucrados en el sistema. Esta necesidad ha sido la razón de ser de

la investigación contenida en este proyecto de grado.

Dentro de las motivaciones para llevar a cabo el proyecto, se encuentra el interés

de los autores por el tema, ya que abarca gran variedad de aspectos a nivel


8

político, económico y social, entre otros. Además, la posibilidad de tener un

entendimiento sobre las organizaciones del Estado y sus interacciones con otras,

sean públicas o privadas. Fue a su vez, interesante llegar a conocer el cómo y el

por qué de las decisiones que se toman analizando sus impactos e incorporando

el efecto del entorno mundial. Y en general, tener una visión global de un sistema

que, de una u otra forma, sostiene económicamente a un país y, que se considera

como un producto estratégico a nivel mundial.

El aporte del trabajo consiste en lograr llegar a un diagnóstico fundamentado y

estructurado de la situación del sistema, basada en las interacciones entre los

agentes y en las variables críticas, que se ven afectadas por las decisiones que

éstos tomen. Por lo general, las decisiones que se toman respecto a la

problemática del día a día, tienen lugar en foros, congresos y discusiones de alto

nivel entre las diferentes partes, respondiendo a las necesidades inmediatas del

sistema, sin una visión a largo plazo. Por otro lado, los informes plantean

soluciones desde un punto de vista general, pero no desarrollan un análisis

sistémico riguroso.

El proyecto busca caracterizar el sistema de una forma estructurada. Consta de

diez partes: en la primera se define el problema, la segunda describe la

metodología a utilizar, en la tercera se define el marco conceptual, la cuarta y

quinta muestran las generalidades del sector petrolero y su evolución en el ámbito


9

nacional e internacional. Posteriormente, en el capítulo sexto se expone el modelo

general planteado, describiendo el rol de cada agente que lo conforma y sus

interacciones; en el capítulo séptimo se plasma el resultado de la investigación

anterior en un mapa de incentivos, que es analizado con el fin de completar el

diagnóstico del sistema, expuesto en los capítulos octavo y noveno. Finalmente,

se plantea una serie de conclusiones en el décimo capítulo.


10

1. Definición del Problema

El sector petrolero colombiano se encuentra vulnerable frente a la amenaza

latente por la pérdida de autosuficiencia petrolera a finales del año 2007 o inicios

del 2008, debido a la baja considerable en las reservas, asimismo, a la falta de

interés por parte de las empresas extranjeras para invertir en proyectos de

exploración. Vencido este término se tendrían dos alternativas que ya sea,

conjuntamente o por separado, solucionarían las necesidades de abastecimiento

del país: la primera de ellas, sería recurrir a la compra de petróleo a empresas

asociadas con Ecopetrol. De igual forma, se podría considerar como una segunda

alternativa la importación1.

Es importante anotar, que esta situación no se presentaría por inexistencia de

crudo, sino por la falta de una política de exploración y perforación eficiente. De

presentarse este escenario en el corto plazo, la economía, y el Estado en

particular, serían los mayores perjudicados, ya que las utilidades que provienen de

la industria petrolera no sólo representan un gran porcentaje de los ingresos

estatales totales2,.sino que también son la mayor fuente de exportaciones de

Colombia, representando el 55,4%3 del total de las mismas. De acuerdo con un

1 Según el escenario más conservador de Ecopetrol (P-95). 2 Ecopetrol por sí sola genera cerca del tres por ciento del PIB nacional. 3 Ministerio de Minas y Energía.


11

reciente informe de la Contraloría, la nación dejará de recibir USD 6.475 MM en

los próximos diez años como consecuencia de la pérdida de autosuficiencia.4

Las cifras reflejan la situación. En el 2002 se producían 578.144 barriles promedio

por día5, mientras que en el 2003 la producción disminuyó a 530.000 barriles

diarios. En cuanto a reservas, en 1997 se contaba con 2.577 millones de barriles6,

comparado con 1.632 millones de barriles a cierre del 2002, que corresponde a

una disminución del 36,6% en seis años, completando así una década de caída

constante.

652754 816

687604 578

0

200

400

600

800

1000

1997 1998 1999 2000 2001 2002

kbpd

Fuente: Informe Anual 2002 Ecopetrol S.A.

Producción Diaria Total de PetróleoProducción Diaria Total de Petróleo

652754 816

687604 578

0

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400

600

800

1000

1997 1998 1999 2000 2001 2002

kbpd


Producción Diaria Total de PetróleoProducción Diaria Total de Petróleo

Figura 1

4 Londoño, J.G. (2003, 4 de agosto). Importar casi un hecho. Periódico EL TIEMPO. Sección No. 1 Exploración. p.14. 5 kbpd: miles de barriles por día. 6 Mbls: millones de barriles.


12

2577 2478 22891972 1842 1632

0500

10001500200025003000

1997 1998 1999 2000 2001 2002

Mbl

s


Reservas Remanentes de Petróleo (al 31 de dic.)Reservas Remanentes de Petróleo (al 31 de dic.)

2577 2478 22891972 1842 1632

0500

10001500200025003000

1997 1998 1999 2000 2001 2002

Mbl

s


Reservas Remanentes de Petróleo (al 31 de dic.)Reservas Remanentes de Petróleo (al 31 de dic.)

Figura 2

Como es evidente, estas cifras han venido mostrando una notable tendencia

decreciente los últimos años, junto con la exploración sísmica y el número de

pozos perforados. Se estima que alrededor del año 2007 se comenzará a importar

crudo para satisfacer la demanda interna, si no se reactiva la inversión.

"Es un hecho que la búsqueda de petróleo no ha despegado, mientras en

1989 se perforaron 54 pozos para buscar crudo, el año pasado sólo se

perforaron diez. Según cifras de la Asociación Colombiana de Petróleo, [en

adelante ACP], entre 1998 y 2002 el valor de las inversiones exploratorias

pasó de 1,3 billones a 196 millones de dólares"7.

7 Anónimo. (2003, 24 de abril), ¿Y dónde está el petróleo? Revista Semana. ed. 1095.


13

En este mismo orden de ideas, se estima que el potencial bajo el subsuelo

colombiano es de alrededor 37.000 millones de barriles, y que está prácticamente

inexplorado. De las 18 cuencas sedimentarias solamente seis presentan actividad

exploratoria permanente (Valles Superior y Medio del Magdalena, Catatumbo, La

Guajira, Cordillera Oriental, Putumayo y Llanos Orientales) dejando un 89% del

área total libre para iniciar trabajos.

Adicionalmente, el número de contratos suscritos entre Ecopetrol y las

multinacionales no ha tenido la acogida que se esperaba; en 1999, por ejemplo

solamente se tenía un contrato firmado; esto motivó al gobierno a impulsar una

serie de cambios en las políticas de contractuales, fiscales y de regalías, con el

objetivo de atraer inversión extranjera, permitiendo aumentar la firma de contratos.

En el 2002 se habían firmado 60 nuevos contratos. Sin embargo "en mayo de

2003 se había suscrito un contrato y habían renunciado 13", afirmó el Senador

Hugo Serrano.

Aunque las políticas han cambiado, siendo más atractivas para las empresas

extranjeras, no es suficiente para garantizar una estabilidad del sector petrolero en

Colombia; el estado del orden social (con sus constantes ataques a la

infraestructura petrolera), las amenazas del sindicato frente a cambios en los

regímenes contractuales, el factor suerte y la inestabilidad de las reglas han hecho

perder, en gran medida, el interés de las multinacionales para invertir.


14

Esta situación no es nueva en el país, a mediados de 1984 se presentaba de

manera semejante un posible escenario de desabastecimiento petrolero, pero

gracias al descubrimiento y producción del pozo Caño Limón, Colombia volvió a

ser autosuficiente en 1986. El problema en la industria petrolera radica en la

brecha temporal existente entre la perforación de pozos, los estudios sísmicos, la

producción y la comercialización de crudo; debido a esto, en el caso de Caño

Limón, solamente se pudieron observar resultados del descubrimiento tres años

después. Por lo anterior, se puede afirmar que el éxito petrolero es el fruto de los

esfuerzos que se hagan en exploración en el presente.

El punto principal es que si no se aplican estímulos a medida que se vaya

cumpliendo la fecha de vencimiento de los contratos vigentes de asociación, las

empresas exploradoras y productoras muy seguramente no harán un gran

esfuerzo por aumentar la producción y los entregarán a Ecopetrol o a la ANH,

según sea el caso.8

Debido a este panorama, las compañías petroleras junto con los organismos

gubernamentales, las Fuerzas Militares, y los organismos de control, realizan

reuniones periódicas donde se discute la situación actual y las inquietudes de los

diferentes actores del sistema; todo esto dentro del Pacto para la Reactivación de

8 Ver funciones de Ecopetrol S.A. y de la ANH en la sección de Descripción de Agentes del Sistema.


15

Sector Petrolero9. En Colombia, la situación petrolera, ha sido tema de

innumerables foros, debates, charlas y discusiones. En diferentes eventos se ha

especulado sobre el impacto de esta industria en el desarrollo de Colombia, pero

los resultados no han pasado de ser meras apreciaciones; no se ha logrado tener

una descripción estructurada del problema. Es necesario por tanto, realizar un

diagnóstico comprensivo y estructurado del mismo para poder iniciar los procesos

necesarios, con el fin de generar incentivos que ofrezcan alternativas consistentes

a las variables de decisión de cada agente.

9 Anónimo. (2003, agosto - octubre). Despierta la Exploración. Carta Petrolera. No. 106, p. 14.


16

2. Descripción de la Metodología

La metodología10 adoptada se basa en seis pasos fundamentales, en los que se

busca llegar a tener un diagnóstico del sistema de una forma estructurada y

consistente sobre el que se propondrán incentivos para mejorar la interacción

entre los agentes.

La metodología se esquematiza en la siguiente figura:

Aspectos Generales del

Sistema

Descripción de Interacciones

Construcción MAPA DE INCENTIVOS

Revisión de la Literatura Revisión de la Literatura

Caracterizaciónde los Agentes

Oportunidades de Mejora al Sistema

Diagnóstico del Sistema

MetodologíaMetodología

Aspectos Generales del

Sistema

Descripción de Interacciones

Construcción MAPA DE INCENTIVOS

Revisión de la Literatura Revisión de la Literatura

Caracterizaciónde los Agentes

Oportunidades de Mejora al Sistema

Diagnóstico del Sistema

MetodologíaMetodología

Figura 3

10 Basado en: Beltrán, F., Castillo, M., Duque, G. y Suárez, S. (2000). Ministerio de Educación Nacional Programa Nuevo Sistema Escolar. Incentivos: Mecanismos para la Consistencia del Sistema. Bogotá. Modificado por los autores.


17

1. Revisión de la Literatura: En este punto se busca recolectar, clasificar y

analizar la mayor información posible referente a la caracterización y

evolución del sistema petrolero en el país, así como la búsqueda de

documentos que puedan brindar alguna noción de lo que se vive en otros

países que lleguen a ser comparables en Colombia en materia de petróleo.

Las principales fuentes de consulta son Ecopetrol, Agencia Nacional de

Hidrocarburos, Ministerio de Minas y Energía, Asociación Colombiana de

Petróleo, Federación Nacional de Distribuidores de Petróleo,

Multinacionales, Revistas, Boletines, Journals y Periódicos.

2. Caracterización de los Agentes: En esta fase se identifican los agentes del

sistema, su rol, sus objetivos y sus funciones, para posteriormente, definir

las variables que afectan la toma de decisiones de cada uno de ellos.

3. Descripción de las Interacciones entre los Agentes: Corresponde a la

identificación de todas las relaciones directas e indirectas que existen entre

agentes y sus implicaciones.

4. Aspectos Generales del Funcionamiento del Sistema: Antes de construir el

Mapa de Incentivos se debe tener un buen conocimiento del funcionamiento

del sistema, lo cual va apoyado con la sección de revisión de literatura.


18

Asimismo, se procederá a elaborar entrevistas y encuestas puntuales para

despejar cualquier concepto o duda que se tenga al respecto.

5. Mapa de Incentivos: Es un cuadro en el que se plasma el resultado o

síntesis del análisis detallado de las interacciones entre los diferentes

agentes del sistema. En primer lugar, se resume los contratos

(interacciones) entre los agentes descritos en la parte anterior, en segundo

lugar, se hacen explícitas las relaciones entre las variables de decisión de

cada uno de éstos, en tercer lugar, se asignan pesos referentes a la

relevancia de cada relación específica y al nivel de intensidad de los

incentivos existentes en la actualidad, medidos en una escala de 0 a 3

(orden ascendente).

“En esta parte se busca establecer las posibles desviaciones del sistema

con relación a lo que debería ser de acuerdo a la normatividad vigente así

como a lo que potencialmente podría alcanzar.” (Beltrán et al., 2000, p. 38)

Posteriormente a la construcción del mapa de incentivos, se procede a

realizar el análisis tanto horizontal como verticalmente. En este proceso se

deben identificar las relaciones más importantes teniendo en cuenta la

variable de decisión que afecta en mayor grado cada interacción; asimismo

se pueden identificar las oportunidades y los vacíos que existen en cuanto a


19

incentivos se refiere. La clave está en identificar las oportunidades latentes

en el sistema para cada agente del mismo,. En esta etapa también se

definen las variables críticas.

6. Oportunidades de Mejora al Sistema: Se identifican las oportunidades de

incentivar a los agentes y sus interacciones, orientados a que trabajen en la

misma dirección. La idea es hacer que las variables vayan encaminadas

hacia un mismo fin, que en este caso es la consistencia del sistema para su

funcionamiento equilibrado. Esto se traduce en un óptimo nivel de inversión,

garantizando el abastecimiento de petróleo, la rentabilidad para las

empresas involucradas, y un adecuado nivel de ingresos al Estado por la

propiedad del recurso no renovable que son utilizados en pro del desarrollo

del país.


20

3. Marco Conceptual

El desarrollo de este proyecto se basa en la utilización de diversas disciplinas

concernientes a la toma de decisiones y al análisis tanto de las organizaciones

como de los contratos que se suscriben entre ellas. Básicamente, el proyecto se

enmarca en conceptos de economía institucional, teoría de contratos y análisis de

decisiones. Esto con el fin de adoptar enfoques conceptuales y herramientas que

resulten apropiadas para analizar y resolver este tipo de problemas.

De hecho las oportunidades de incentivos identificadas están orientadas hacia el

aumento de la inversión extranjera en proyectos de exploración, logrando un

equilibrio en las negociaciones, enmarcada en relaciones más eficientes. Pero

para poder formular estos cambios, en primer lugar, se debe tener un diagnóstico

general del sistema, ya que actualmente no se cuenta con una visión global, con

suficiente detalle de los agentes, sus variables de decisión, sus interacciones y la

forma como se puede hacer más eficientes estas relaciones.

En resumen, lo que se busca con este proyecto de grado, es lograr una definición

de la situación del sistema petrolero en Colombia con base en la teoría de

incentivos, políticas y variables, para desencadenar posibles procesos de cambio


21

encaminados hacia el cumplimiento de los objetivos globales del sistema11. Esos

cambios buscados deben estar acompañados de políticas y mecanismos que le

garanticen sostenibilidad al sistema. Cabe anotar, que para que esos cambios

sugeridos sean fructíferos, estos deben estar soportados por la maximización de

los objetivos individuales de los agentes en pro de la satisfacción de los objetivos

globales.

Desde el enfoque adoptado, el sistema puede ser visto como un conjunto de

agentes (ya sean instituciones o entes sociales), cuyas relaciones entre sí se

representan a través de contratos.

Se entiende contrato como “…la caracterización de una transacción entre agentes

económicos, es decir, la definición de las reglas de juego que van a regir el

intercambio de bienes, servicios, información y responsabilidades entre éstos”.

(Beltrán et al., 2000, p.5)

En este punto el contrato de asociación es el de mayor relevancia puesto que es el

trámite vigente12 que siguen los procesos de exploración y sobre el que se hará

énfasis a través del documento. A través de la investigación realizada, se intentará

definir si se debe cambiar el actual modelo de contratación; sin embargo esos 11 Ver Descripción del Modelo. 12 El Contrato de Asociación estará vigente hasta el 2004, como consecuencia de la creación de la ANH. Sin embargo, sea cual sea el tipo contrato que lo sustituya, será el contrato de mayor relevancia porque los cambios que se generen sobre éste repercutirán directamente en el fomento de la inversión de las compañías exploradoras y productoras en Colombia.


22

cambios específicos del contrato no son materia del proyecto de grado. Aunque se

diga que el contrato entre Ecopetrol y las compañías exploradoras y productoras

sea el de mayor relevancia, no por eso se discriminan los contratos entre los otros

agentes porque todos resultan importantes en alguna proporción.

Por lo anterior, es fundamental el entendimiento de las relaciones entre los

agentes, caracterizar y describir claramente los contratos entre ellos, partiendo del

hecho de que todos y cada uno de ellos busca satisfacer sus propios objetivos.

Para este fin es necesario conocer en cada caso: en qué consiste el intercambio,

cuáles son las reglas de juego que rigen el intercambio, cómo garantizar que cada

agente cumpla a cabalidad con sus funciones y compromisos para con los demás.


23

4. Historia y Evolución del Sistema Petrolero Colombiano13.

Es importante tener conocimiento de la historia del sector petrolero en Colombia,

con miras a entender su funcionamiento a través de los años, los inconvenientes

que han surgido, los aciertos y, en especial, la razón de ser de los cambios en las

políticas junto con sus consecuencias.

La evolución del Sistema Petrolero en Colombia se puede dividir en cinco grandes

etapas que han marcado cambios importantes en su estructura (Ver Figura 1).

Una primera etapa de descubrimiento y reconocimiento del recurso petrolífero,

donde tuvo lugar la suscripción del primer contrato de explotación de carbón e

hidrocarburos y en consecuencia, las primeras perforaciones. Una segunda etapa,

reconocida por la participación de empresas multinacionales dando comienzo a la

producción en gran escala. Posteriormente, con la creación de la empresa estatal

se da inicio a la tercera etapa. En este momento, se cambia el sistema

concesiones al de asociación con Ecopetrol; como resultado de esta política se

recupera la posición exportadora del país, perdida en 1970 por declinación de los

campos productores.

13 Basado en: Vásquez, Hernán (1994). Reportaje sobre La historia del petróleo en Colombia.


24

En los años 80s comienza la cuarta etapa, periodo caracterizado por los grandes

descubrimientos como Caño Limón en Arauca, en el año 1983 y Cusiana-

Cupiagua en el piedemonte llanero en 1989. En 1995 se crea el Fondo de Ahorro

y Estabilización Petrolera (FAEP) como instrumento de estabilización para

enfrentar los efectos de la volatilidad en los precios externos del petróleo.

Por último, la quinta etapa, a la que hoy Colombia se enfrenta: la transformación

de Ecopetrol en una empresa dedicada únicamente a operaciones industriales y

comerciales y la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, que se

encargará de administrar los recursos petroleros de propiedad de la nación. Esta

reestructuración busca incentivar y hacer más eficiente el funcionamiento del

sistema. El ministro de Minas y Energía, Luis Ernesto Mejía afirmó en un artículo

para la revista Carta Petrolera que “Ecopetrol S.A. tiene hoy la gran oportunidad,

como la tuvo Petrobras en su momento, de convertirse en una gran petrolera”

(Santamaría, A., 2003, p. 9).

Nuevos descubrimientos

Marca el desarrollo de la industria pet rolera.

1949

1945

Prim

era

Eta

pa S

iglo

XIX

-pr

inci

pios

S. X

X

1877• Se descubren manifestaciones petrolíferas. • Suscrpción del primer contrato de explotación de carbón e hidrocarburos.

• Se otorgan dos concesionesConcesión de Mares = hallazgos en Barrancabermeja.

Concesión Barco = hallazgos en Tibú (Nte. de Santander).

1905

1907• Primeras perforaciones• El Gobierno suscribe + contratos con particulares. El Estado recibía entre un 7% y 14% de regalías.

1911• Se perforan 11 pozos secos.}

1918• Se perforan el primer pozo productor (Infantas No. 1)• La Concesión de Mares es cedida a Tropical Oil Company.

Nace la primera participación de empresas multinacionales en el

desarrollo del sector.1921

1931 • Ley 3712 (Ley que inicia el otorgamiento de concesiones en el país).

• Se inician exportaciones de crudo.

• Colombia ocupa el noveno puesto de la producción mundial (30,448 bpd).

Seg

unda

E

tapa

19691968

1951

1970

1961

Terc

era

Eta

pa

• Nace Ecopetrol = Reversión de la Concesión de Mares.

• Primer pozo descubierto y explotado con capital netamente nacional.1955

• Ecopetrol asume manejo de la refinería de Barrancabermeja

• Ecopetrol ingresa a la distribución minorista de combustibles.

• Se facultó al gobierno para declarar reserva nacional cualquier área petrolera y cederla a Ecopetrol.

• Cambio del Sistema de Concesiones al de Asociación.

1974 • Ecopetrol compra la Refinería de Cartagena.

Cua

rta

Etap

a

2003

1983

1995

1989

• Caño Limón.

• Cusiana – Cupiagua.

• Se crea el FAEP (instrumento de estabilización para enfrentar los efectos de la volatilidad en los precios externos del petróleo).

Grandes descubrimientos

• Transformación de Ecopet rol en Ecopetrol S.A. Operaciones industriales y comerciales.• Creación de la ANH Administración del recurso pet rolero - Agente regulador y generador de políticas.

Qui

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Et

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Nuevos descubrimientos

Marca el desarrollo de la industria pet rolera.

1949

1945

Prim

era

Eta

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XIX

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inci

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S. X

X

1877• Se descubren manifestaciones petrolíferas. • Suscrpción del primer contrato de explotación de carbón e hidrocarburos.

• Se otorgan dos concesionesConcesión de Mares = hallazgos en Barrancabermeja.

Concesión Barco = hallazgos en Tibú (Nte. de Santander).

1905

1907• Primeras perforaciones• El Gobierno suscribe + contratos con particulares. El Estado recibía entre un 7% y 14% de regalías.

1911• Se perforan 11 pozos secos.}

1918• Se perforan el primer pozo productor (Infantas No. 1)• La Concesión de Mares es cedida a Tropical Oil Company.

Nace la primera participación de empresas multinacionales en el

desarrollo del sector.1921

1931 • Ley 3712 (Ley que inicia el otorgamiento de concesiones en el país).

• Se inician exportaciones de crudo.

• Colombia ocupa el noveno puesto de la producción mundial (30,448 bpd).

Seg

unda

E

tapa

19691968

1951

1970

1961

Terc

era

Eta

pa

• Nace Ecopetrol = Reversión de la Concesión de Mares.

• Primer pozo descubierto y explotado con capital netamente nacional.1955

• Ecopetrol asume manejo de la refinería de Barrancabermeja

• Ecopetrol ingresa a la distribución minorista de combustibles.

• Se facultó al gobierno para declarar reserva nacional cualquier área petrolera y cederla a Ecopetrol.

• Cambio del Sistema de Concesiones al de Asociación.

1974 • Ecopetrol compra la Refinería de Cartagena.

Cua

rta

Etap

a

2003

1983

1995

1989

• Caño Limón.

• Cusiana – Cupiagua.

• Se crea el FAEP (instrumento de estabilización para enfrentar los efectos de la volatilidad en los precios externos del petróleo).

Grandes descubrimientos

• Transformación de Ecopet rol en Ecopetrol S.A. Operaciones industriales y comerciales.• Creación de la ANH Administración del recurso pet rolero - Agente regulador y generador de políticas.

Qui

nta

Et

apa

Figura 4

4.1. Exploración14

La asignación de áreas de exploración la realiza Ecopetrol a través de un

sistema que combina la contratación directa y un método de licitaciones o

concursos. Bajo el sistema de licitaciones, la negociación está sujeta a los

términos y condiciones de cada procedimiento.

A lo largo de la historia petrolera del país, las actividades de exploración y

producción se han desarrollado en su mayoría sobre áreas en las cuales existe

buena información técnica y, que a través del tiempo, han generado economías

de escala e infraestructura disponible y, por consiguiente, madurez del

mercado para los hidrocarburos descubiertos. Estas áreas, denominadas

activas, ofrecen a las compañías una relación riesgo-rentabilidad competitiva.

Por su parte, las áreas inactivas se caracterizan por su bajo nivel de

información geológica, su complejidad técnica y operacional, y su localización

en zonas geográficas alejadas de la infraestructura existente. Estos factores

hacen necesario otorgar un mayor tiempo de exploración y mayores beneficios

para el descubrimiento y explotación de un campo petrolero.

14 Basado en: Ecopetrol. (1998). Sistemas de Contratación Petrolera en Colombia. Bogotá,

Colombia.


27

Para explorar el potencial petrolífero colombiano, es indispensable la

participación de capital privado, tanto nacional como extranjero. Para tal efecto,

Ecopetrol tenía el compromiso de continuar incrementando el portafolio de

compañías (en adelante esta función estará a cargo de la ANH),

promocionando su modelo de contratación. Las estrategias utilizadas en pro de

esta causa, están dirigidas a flexibilizar los términos de los negocios en función

de las características propias de cada área.

A continuación se puede observar la tendencia que ha presentado la actividad

sísmica15 en Colombia durante los últimos años:

172114186197334

20001124

8483

545 1302 977

01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,000

10,000

1998 1999 2000 2001 2002 Meta2003

Km d

e Sí

smic

a 2D

Ecopetrol Asociación

Histórico Actividad SísmicaHistórico Actividad Sísmica

Fuente: Ecopetrol

172114186197334

20001124

8483

545 1302 977

01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,000

10,000

1998 1999 2000 2001 2002 Meta2003

Km d

e Sí

smic

a 2D

Ecopetrol Asociación

Histórico Actividad SísmicaHistórico Actividad Sísmica

Fuente: Ecopetrol

Figura 5

15 La actividad sísmica consiste en hacer explosiones sobre la superficie, las cuales mandan unas ondas hacia dentro de la tierra que son reflejadas por las distintas capas de nuevo hacia la superficie. Este reflejo es captado por un sismógrafo, que de acuerdo al tiempo de reflexión, determina las características de las distintas capas.


28

Los trabajos sísmicos y la perforación de pozos exploratorios16 (A3), principales

indicadores de la actividad exploratoria, repuntaron en el primer semestre de

2003. Según los registros oficiales, la sísmica de dos dimensiones se

incrementó 91%, al pasar de 430,6 km en el primer semestre de 2002 a 824

km en el mismo periodo de 2003; asimismo respecto a la sísmica de tres

dimensiones se obtuvo un aumento del 136% totalizando 489,5 km2.

Según se observa, los niveles de sísmica mostraron una caída dramática de

1999 al año 2000, mostrando unos niveles bastante bajos aunque con

tendencia alcista. Para el 2003 se propuso una meta de 2.000 km, por lo que

es necesario atraer inversionistas. El mayor inconveniente radica en que,

aunque existe un gran potencial y falta descubrir mucho sobre posibles

formaciones productoras17, la probabilidad de encontrar campos con grandes

potenciales ha venido disminuyendo; factor que obstaculiza la decisión de

invertir en Colombia.

16 Los pozos exploratorios son de diferente clase. La nomenclatura utilizada en el país los diferencia entre A1, A2 y A3. Esta última categoría hace referencia al primer pozo que se perfora en un área. Las otras dos categorías se refieren a los pozos que permiten dimensionar el tamaño de las reservas encontradas con el pozo A3. 17 Actualmente el total de cuencas suman 800.000 km2.


29

Este aspecto toma más relevancia por su relación directa con las reservas de

petróleo del país, permitiendo así asegurar o no autosuficiencia. El nivel de

reservas sólo se puede determinar mediante la perforación exploratoria18.

10 1525

12 17 14 17 14

05

1015202530

1997 1998 1999 2000 2001 2002 Jul-03 Meta2003

N° d

e Po

zos

A3 P

erfo

rado

s

Fuente: Ecopetrol

Perforación ExploratoriaPerforación Exploratoria

10 1525

12 17 14 17 14

05

1015202530

1997 1998 1999 2000 2001 2002 Jul-03 Meta2003

N° d

e Po

zos

A3 P

erfo

rado

s

Fuente: Ecopetrol

Perforación ExploratoriaPerforación Exploratoria

Figura 6

Mientras que en el primer semestre de 2002 se perforaron seis pozos A3, para

el mismo semestre del 2003 se realizaron 14. Lo anterior significa que en seis

meses igualó la cifra alcanzada en todo el año 1999 y se superaron los

registros de 2001 y 2002.

Actualmente, se pueden destacar 16 proyectos de alto impacto, de los cuales

siete están perforados o en proceso, dentro de estos sobresale el reciente

descubrimiento de Gibraltar, próximo a iniciar su segundo pozo.

18 La perforación exploratoria consiste en llegar hasta el nivel bajo tierra, que según los estudios de sísmica se puede encontrar el yacimiento, y comprobar el tamaño y la factibilidad para extraer el hidrocarburo encontrado. Se mide por el número de pozos perforados anualmente.


30

INVERSIONES EXPLORATORIAS

0

50

100

150

200

250

300

350

400

MU

S$

(Cor

rien

tes)

Geofísica ECP Proy. y plan estrat. ECP Perforación ECP

Perforación Exploratoria ASOC. Exploración Superficie ASOC.

Inversiones ExploratoriasInversiones Exploratorias

Fuente: Ecopetrol

INVERSIONES EXPLORATORIAS

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200

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300

350

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Geofísica ECP Proy. y plan estrat. ECP Perforación ECP

Perforación Exploratoria ASOC. Exploración Superficie ASOC.

Inversiones ExploratoriasInversiones Exploratorias

Fuente: Ecopetrol

Figura 7

4.2. Explotación.

Las actividades tanto de exploración como de producción de hidrocarburos en

Colombia enfrentan una serie de desafíos, dentro de los cuales está poder

satisfacer la demanda doméstica de hidrocarburos y sostener excedentes

exportables durante los próximos años, para contribuir sustancialmente con el

futuro desarrollo del país.


31

Fuente: Estadísticas de la Industria Petrolera 2002 – www.ecopetrol.com.co

Historia de Reservas y Producción Nacional AcumuladaHistoria de Reservas y Producción Nacional Acumulada

Fuente: Estadísticas de la Industria Petrolera 2002 – www.ecopetrol.com.co

Historia de Reservas y Producción Nacional AcumuladaHistoria de Reservas y Producción Nacional Acumulada

Figura 8

4.3. Contratos.

El complejo régimen contractual del sector petrolero se ha ido modificando en

la medida en que el sector se ha ido desarrollando, por lo que la participación

en los costos, la repartición de la producción y el régimen tributario se

conviertan en temas importantes, tanto sobre las decisiones de inversión,

exploración y producción, como sobre las finanzas públicas de los gobiernos

locales. Bajo tales circunstancias, es de vital importancia que la adjudicación

de contratos sea transparente, que éstos sean flexibles y que haya acceso

amplio a la información técnica del país para incentivar la inversión extranjera

en el sector.

A lo largo del tiempo se ha visto que la evolución del sistema de contratación

petrolera ha estado ligada al desarrollo y crecimiento del sector. Los esquemas


32

de contratación que han operado en Colombia son el de concesión, operación

directa y asociación. Esta última es la figura más usada en los últimos años,

que en este momento está próxima a cambiar.

En el mundo hay muchos modelos, según la situación específica de cada país,

que se ajustan a los atractivos locales para atraer inversión privada. Los

modelos que se utilizan más frecuentemente en la actualidad son las

concesiones y los contratos de producción compartida. Las concesiones

modernas han evolucionado y hoy en día representan una relación madura

entre dos partes, en la cual los mayores riesgos son asumidos por la empresa

concesionaria.

Los contratos de producción compartida son contratos de servicios mediante

los cuales la empresa inversionista asume el riesgo de exploración y de

inversión. Se mantiene la propiedad de las reservas y de la producción por

parte del Estado. El Estado paga los costos de producción en especie, con

parte de la producción. La producción resultante, después de cubrir costos se

reparte entre las dos partes de una forma equitativa, que ofrezca una

rentabilidad razonable para el inversionista y le deje al Estado la rentabilidad

que le corresponde como propietaria del recurso.


33

A continuación se describe cada uno de los tipos de contratos que han estado

vigentes en alguna época de la historia petrolera en Colombia.19

4.3.1. Operación Directa

Desde el año de 1951, Ecopetrol ha venido realizado actividades de

exploración directas, pero sólo hasta 1974 ésta empezó a realizar operaciones

de exploración y explotación directamente.

4.3.2. Contratos de Concesión

El modelo de concesión, que se mantuvo desde principios del siglo XX hasta

1974, consistía en que el Estado cedía a compañías extranjeras un área

determinada para adelantar operaciones de exploración y explotación por un

período de tiempo limitado que oscilaba entre 23 y 50 años, un área

determinada para adelantar trabajos de exploración y explotación de petróleo.

Bajo este sistema Colombia perdió importantes recursos de inversión. Las

compañías extranjeras pagaban muy poco en regalías (oscilaban entre el 6% y

15% de la producción de acuerdo con cada contrato), e impuestos sobre

exportaciones, pero exportaban casi todo el crudo y relegaban el suministro de

gasolina a un plano secundario, además de hacerlo a precios muy elevados. 19 Basado en: Ecopetrol. (1998). Sistemas de Contratación Petrolera en Colombia. Bogotá,

Colombia.


34

Los contratos de concesión más importantes que se firmaron en Colombia,

durante la primera mitad del siglo XX, fueron la Concesión de Mares sobre

Barrancabermeja y la Concesión Barco cerca de Cúcuta. Actualmente quedan

sólo dos contratos bajo esta modalidad.

4.3.3. Contratos de Asociación

Desde la Ley 20 de 196920, Ecopetrol comenzó a trabajar bajo la forma de

contrato por asociación, en el que se establece que las prácticas de

exploración y explotación se realizan junto con la empresa asociada; el periodo

de exploración era de tres años pero se podía prorrogar a seis y el de

explotación era de 22; en general los costos asociados han sido modificados

varias veces desde su creación. La Ley 20 no inventó el contrato de asociación

como se ha afirmado algunas veces. Este había sido diseñado por Ecopetrol

15 años antes.

Según José Armando Zamora, nuevo director de la ANH, el contrato de

asociación “…tiene dos elementos clave: la obligación de invertir en proporción

al riesgo que la empresa del Estado asuma y la distribución misma de los

20 Los Artículos 12 y 13 son los únicos concernientes al tema de hidrocarburos (Ver Anexo No. 1).


35

riesgos y ganancias que dejaron de ser atractivas para los socios en las

condiciones actuales”.

Los términos de los contratos empezaron a ser bastante desiguales para las

empresas que se asociaban ya que solamente hasta que se iniciaba la

explotación Ecopetrol participaba con los costos, y desde 1986 Ecopetrol

comenzó a tener el 30% de los costos directos de exploración y de manejo del

campo. Estos costos eran reembolsados una vez el pozo era puesto a

producir. Si en algún caso Ecopetrol no participaba en el campo, la compañía

asociada recibía todas las regalías por la explotación y el 100% de los costos

volviendo el contrato de riesgo único. Este nuevo sistema de contratación

impulsó de manera notable la actividad exploratoria pasando de 62.2% del total

de contratos por asociación a 79.4% en 1994.

En 1997 vuelven a cambiar las reglas. A partir de este momento la contratación

se hizo por medio de subastas, buscando atraer inversionistas que se

enfocaran en campos pequeños y no activos. El modelo funcionaba de la

siguiente forma: la empresa asociada elige el valor de producción para

entregarle a Ecopetrol después de pagar las regalías. Adicionalmente, los

costos se pagaban con la producción que le correspondía a Ecopetrol y no con

la del asociado. Los plazos para explorar y explotar fueron ampliados.


36

A continuación se ilustra la evolución del contrato de asociación:

Fuente: Ecopetrol S.A.

Evolución del Contrato de AsociaciónEvolución del Contrato de Asociación

Fuente: Ecopetrol S.A.

Evolución del Contrato de AsociaciónEvolución del Contrato de Asociación

Figura 9

El resumen de los esquemas de contrato actuales puede verse en la tabla

siguiente:


37

Características de los Esquemas Contractuales por AsociaciónCaracterísticas de los Esquemas Contractuales por Asociación

Fuente: Ecopetrol

Áreas InactivasHidrocarburo

Liquido (asociación)

Producción Incremental

Campos Pequeños

Hidrocarburos Líquidos

Criterio de Adjudicación Adhesión Subasta Subasta Subasta

Periodo de Explotación (Años) 63 (periodo de evaluación) 6 8

Periodo de Exploración (Años) 22 19 22 27% de Producción de Ecop. para Reembolsos de Ctos. 50 0 0 100Reembolso en Términos Reales Si No No Si

Áreas Activas

Características de los Esquemas Contractuales por AsociaciónCaracterísticas de los Esquemas Contractuales por Asociación

Fuente: Ecopetrol

Áreas InactivasHidrocarburo



Campos Pequeños





Áreas Activas Áreas InactivasHidrocarburo



Campos Pequeños





Áreas Activas

Tabla 1

Según las estadísticas de la industria petrolera publicado por Ecopetrol21 a

diciembre de 2002 había 114 contratos vigentes clasificados así:

Estado de Contratos de Asociación al 2002Estado de Contratos de Asociación al 2002Tipo N° KhaAsociación 110 8.069,45Participación en Riesgo 3 76,43Especial 1 17,42

Total 114 8.163,30Fuente: Ecopetrol

Estado de Contratos de Asociación al 2002Estado de Contratos de Asociación al 2002Tipo N° KhaAsociación 110 8.069,45Participación en Riesgo 3 76,43Especial 1 17,42

Total 114 8.163,30Fuente: Ecopetrol

Tabla 2

A su vez, la meta para el 2003 es contar con 20 contratos firmados. Cabe

anotar que respecto a la nueva estructura de Ecopetrol, en materia contractual

se determinó que los contratos de asociación vigentes y los que se suscriban

hasta diciembre de 2003 seguirán siendo manejados por Ecopetrol S.A., así 21 Estadísticas de la Industria Petrolera. Recuperado el 18 de septiembre de 2003 de Ecopetrol S.A. http://www.Ecopetrol.com.co/especiales/estadisticas_2002/index.html.


38

como los explotados directamente por Ecopetrol, con las mismas condiciones

pactados en ellos. Se mantendrá la actividad de exploración y producción

directa sobre los bloques que hoy tiene asignados.

“Algunos críticos como el ex-presidente de la República Alfonso López,

sugirieron volver a las concesiones para atraer capital privado, sin

embargo otros han señalado que lo más conveniente es mejorar las

condiciones del contrato de asociación, que en la actualidad tiene una

participación de 30% para la nación (Ecopetrol) y 70% para la asociada.”

(Santamaría, A. 2003, p.11).

114

97

142

2027

19

0

20

40

60

80

100

120

2002 Julio 17 de 2003 Meta 2003

Vigentes Firmados Renunciados

Actividad ContractualActividad Contractual

Fuente: Carta Petrolera N° 106 – Ecopetrol S.A.

Explotación: 44Exploración: 53

114

97

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2027

19

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40

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120

2002 Julio 17 de 2003 Meta 2003

Vigentes Firmados Renunciados

Actividad ContractualActividad Contractual

Fuente: Carta Petrolera N° 106 – Ecopetrol S.A.

Explotación: 44Exploración: 53

Figura 10


39

- Esquemas de Distribución de la Producción

A partir de 1969 debido a los contratos de asociación y la participación directa

por parte de Ecopetrol en las actividades de exploración, se ha empezado a

recibir mayor participación de las actividades petroleras, que anteriormente solo

dependían de lo que la empresa debiera pagar (que era mínimo) por concepto

de regalías, además que la porción de petróleo que quedaba en Colombia era

pequeña; este es el flujo físico que hay entre las compañías y Ecopetrol.

Ecopetrol recibe en primera instancia, las regalías que se tienen pactadas que

dependen del contrato establecido (oscilan entre 7% y el 14% para contratos de

concesión y 20% para asociación), después de esto las compañías en asocio o

por concesión deciden el porcentaje venden a las refinerías nacionales y que

exportan, a su vez Ecopetrol separa las cantidades que irán al mercado interno

y externo. Al final de la cadena Ecopetrol abastece la demanda de gasolina y

derivados del crudo, los distribuye para que los mayoristas lo lleven al

consumidor.

Repartición de la Producción en los Contratos de Asociación

En una primera instancia los contratos de repartición de la producción eran 50-

50, pero el gobierno considero que en un eventual auge petrolero, el gobierno

cambio los términos para mejorarlas a favor de las empresas nacionales para la


40

parte de producción. Así se produjo un escalonamiento para distribuir el

petróleo y que dependía del porcentaje de producción.

Producción Escalonada

Producción Escalonada (millones de Barriles)

Participación del Asociado

Entre 0 y 60 Millones de barriles 50%Entre 60 y 90 Millones de barriles 45%Entre 90 y 120 Millones de Barriles 40%Entre 120 y 150 Millones de Barriles 35%Mas de 150 Millones de Barriles 30%Fuente: Instituto Colombiano de Petróleo

Tabla 3

En 1994 se introdujo un nuevo esquema para la repartición del crudo, en ella

se hace referencia al factor R, este es la razón de sus ingreso por sus egresos

(en el caso de la empresa asociada). Este factor varia proporcionalmente con

la rentabilidad que tenga la compañía, a medida que el R va creciendo, su

participación va disminuyendo. Este sistema solo se usa para producción

mayor a 60 millones de barriles. Si el R de la empresa se mantiene entre

0<R<1 se mantiene en 50-50, de hay en adelante se disminuye su

participación hasta que se llega a 255 pero la compañía sigue haciéndose de

los costos (que son el 70% de los totales).

Para 1999 se cambiaron los términos para las empresas asociadas y en ves de

empezar con 50-50, para los contratos de adhesión, se empezará con 70-30

cargando mas Ecopetrol con los costos asociados, y el límite superior de R

paso a 1.5, con esto la tasa impositiva estaba atada a la producción.


41

5. Entorno Latinoamericano y Países Comparables.22

• Generalidades Entorno Latinoamericano

El entorno latinoamericano actualmente muestra una crisis de credibilidad, debido

a las situaciones políticas que se presentan en algunos países de la región, tal es

el caso de Venezuela donde desde los primeros meses del 2003 se reportan

informes contradictorios sobre los niveles de producción, dando la sensación de

estar a puertas de una crisis de suministro; además desde la subida del

Presidente Hugo Chávez, Venezuela está expuesta a un nivel de riesgo político

mayor. Se ha observado que las compañías multinacionales disminuyeron sus

inversiones en el país, dando pie a una fuga de capitales y desmotivación de las

mismas. Además de esto, últimamente se ha vivido un clima de tensión con los

Estados Unidos por la declaraciones del Departamento de Estado de E.U. donde

se expresaron “serias preocupaciones”23 por considerar que Venezuela ya no es

un proveedor confiable de petrolero a E.U.

Siguiendo con el panorama en Venezuela, internamente el gobierno mantiene una

lucha de tres bandos por el control de Pdvsa entre Ali Rodríguez y el partido PPT,

Adina Bastida (expresidente de Venezuela) y un bando Anárquico que condena a

los otros dos; dentro de este escenario de lucha por Pdvsa, el cual considera la

22 Oil & Gas Jornal (Mayo- Junio 2003) Vol. 9 No. 3 23 Oil & Gas Journal. (2003, mayo – junio) Vol. 9 No. 3 p. 29


42

oposición como el momento perfecto para que el Presidente Hugo Chávez

controle la empresa y de paso el dinero que ésta genera para financiar así la

“revolución”, todo indica que si son realizados los cambios constitucionalmente

propuestos por el esperado referéndum, se vería amenazado el futuro de la

empresa y con ello la estructura petrolera Venezolana.

Por otra parte en Brasil, se han presentado dos situaciones que han creado un

poco de desasosiego entre las organizaciones del Estado y el gobierno Central, ya

que la Agencia Nacional de Petróleos (ANP) anunció recientemente el

descubrimiento de un pozo de crudos livianos de alrededor de 1.900 mbp en el

estado de Sergipe, creando revuelo en la bolsa de valores, haciendo que la acción

de la estatal Petrolera Petrobras subiera casi un 6.5%; después de una

investigación realizada por el gran movimiento después del anuncio el presidente

de Petrobras, José Eduardo Dutra, quien informó que las reservas de pozo

ascienden solamente a 350 mbp, diciendo que la información con que se había

basado la ANP era confusa, incorrecta además de contar con insuficiencia de

datos. La segunda situación que se presenta en Brasil corresponde a la llegada de

Lula a la presidencia del país, creando incertidumbre frente al manejo de las

políticas de inversión extranjera, debido a que Lula pertenece a corrientes de

izquierda.


43

Al poco tiempo de que llegara al poder, Lula aseguró a los inversionistas

extranjeros que el sector petrolero seguiría manteniendo las puertas abiertas a su

llegada; esto contrasta con las acciones que tiempo más tarde se empezaron a

realizar, un ejemplo claro es la creación de cuotas de contenido local para los

contratistas de los gasoductos que se construyen actualmente en el oriente, en las

plataformas para Petróleo Brasilero S.A. que se piensan construir y lo más

importante, en las nuevas rondas de licencias para exploración, todo esto

contrasta con los lineamientos planteados inicialmente.

En Ecuador las reformas propuestas en la Ley de Hidrocarburos, el cambio de

régimen fiscal debido a que el impuesto del valor añadido (IVA) que se cobra no

será reembolsable afectando las exportaciones, y el impuesto adicional sobre el

uso del Oleoducto de Crudos Pesado (ODC) han comenzado a deteriorar el auge

exploratorio creado por la terminación de dicho ducto.

Al finalizar la realización del ODC, se esperaba una inminente expansión de la

producción por la movilización que tendrían los crudos pesado por éste, dejando

libre al SOTE para que éste sólo llevara los livianos, todas estas nuevas trabas

han creado un paro a nuevas inversiones de capital, inclusive de las

multinacionales que participaron en la realización de este proyecto; si sumamos

además la crisis que tuvo Petroecuador de crédito y el retraso en la apertura de


44

las licencias de exploración no indican tampoco una mejora en las señales a los

actores externos a corto plazo.

En general Latinoamérica presenta pequeñas crisis a nivel a nivel político y de

manejo de los recursos existentes, mientras que en términos de reservas

descubiertas y producción están relativamente bien (solamente Venezuela es la

excepción); no más es ver el caso de Brasil, que aunque actualmente es un

importador neto, los descubrimientos realizados en ultramar lo han dejado a las

puertas de la autosuficiencia; solamente Colombia presenta una perspectiva un

poco cruda debido a su inminente reversión de su estado exportador a importador

neto, además de ser la excepción en toda América, al presentar una situación de

no incremento de sus reservas y disminución del nivel de producción, llevándolo a

bajar nivel de competitividad regional y mundial.

• Países Comparables24

Los países comparables con Colombia son aquellos que tienen petróleo para

satisfacer su demanda interna y tener excedentes para la exportación, pero que no

han sido calificados como potencias petroleras, entre ellos tenemos: Angola,

Argelia, Egipto, Gabón, Libia, Nigeria y Túnez en la región de África y Ecuador,

Indonesia, Malasia, Siria, y Yemen, en el resto del mundo. Cada uno de ellos

24 Sitio Web de la Asociación Nacional de Geólogos Egresados de la Universidad Nacional. http://agunal.com/documentos/TiposContratosA.htm


45

maneja diferentes políticas petroleras encaminadas al desarrollo del sector, en

conjunto con las multinacionales petroleras (en donde no han sido expropiadas) y

las empresas estatales.

Angola

El Decreto 13 de septiembre 28 de 1978 es la base de la legislación petrolera

angolesa, la cual otorga a la compañía estatal SONANGOL la administración del

sector de hidrocarburos.

Angola maneja el sistema de producción compartida que le da al estado entre el

70 y el 95% de las ganancias obtenidas por el petróleo, conforme se encuentre la

producción acumulada; además de esto maneja una cláusula de precio tope en la

cual las multinacionales que trabajen allí no pueden beneficiarse de los aumentos

en los precios del petróleo después de que el contrato haya sido firmado.

Egipto

La contratación petrolera egipcia es muy flexible, y se basa en negociaciones

directas entre la multinacional y la empresa del gobierno EGPC (Egiptian General

Petroleum Corporation).

Egipto tiene en si dos modelos de contratación, el primero el de producción

compartida en la que la participación gubernamental aumentando a medida que se


46

incrementa la producción, hasta un nivel del 90% cuando se extraen más de

100.000 barriles diarios del yacimientos objeto de contrato.

El otro modelo se basa en la rentabilidad, medida por un factor R que representa

la relación entre los ingresos y gastos acumulados del yacimiento. Cuando R es

inferior a uno, los gastos son mayores que los ingresos y la multinacional obtiene

la mitad de la producción; a medida que los ingresos de la multinacional

aumentan, se eleva el valor de R y disminuye su participación porcentual en la

extracción del yacimiento localizado y cuando R tiene un valor de tres, es decir,

cuando los ingresos triplican los gastos, las empresas multinacionales sólo

obtendrían alrededor del 10% de la producción.

Argelia y Libia

Argelia y Libia son países pertenecientes a la OPEP, lo que significa que el

manejo del petróleo está a manos del estado, desde inicios de la década de los

70’s cuando ocurrió su nacionalización.

La empresa que maneja la producción petrolera en Argelia es la SONATRANCH y

en Libia es LNOC, en conjunto, estos dos países albergan bajo su subsuelo más

del 64% del total de petróleo de toda África, produciendo alrededor del 41% de la

producción africana.


47

El sistema de contratos se basa para ambos en el de la producción compartida en

que el gobierno toma entre el 81% y el 90% de participación, con impuestos para

las multinacionales del 85%, esto con el fin, de obtener la tecnología necesaria de

ellas para realizar los procesos, y aunque estén presentes las transnacionales, el

gobierno monopoliza la actividad extractiva, ya que sus empresas estatales son

las operadoras de los yacimientos e imponen las condiciones contractuales a

través de los comités directivos, conformados por dos miembros de la estatal y

uno de la multinacional, tomándose las decisiones por mayoría simple.

Brunei

En Brunei prácticamente ha existido un monopolio integrado por la Brunei Shell

Company y Elf Aquitaine. Brunei negocia individualmente el nivel del gravamen

adicional a los productores de petróleo.

En los contratos del gobierno de Brunei con las multinacionales se han pactado

cláusulas que limitan la posibilidad de ganancias extremas, como ésta: "La

Compañía pagará un impuesto conforme al Estatuto de Rentas Petroleras,

vigentes en la fecha del convenio. Un `Porcentaje Adicional de los beneficios

Netos', será negociado"25.

25 Legislación Petrolera de Brunei.


48

China

China Monopoliza su sector petrolero a través de organismos estatales como

GNPC (China National Petroleum Corporation), MOG (Ministry of Geology) y

GNOOC (China National Offshore Oil Corporation).

China ha tenido desde los años 70 un increíble incremento de las reservas

petroleras y en niveles de producción, llegando a 30 billones y tres millones de

barriles diarios respectivamente, en este progreso las multinacionales no han

tenido nada de participación debido a las políticas que maneja el gobierno

comunista chino, aunque han colaborado en diferentes modalidades (derechos de

exploración, servicios de producción compartida, entre otros), pero siempre bajo la

dirección y monopolio de las empresas petroleras gubernamentales.

Ecuador

En Ecuador la legislación petrolera impide pagar con petróleo los servicios que las

multinacionales o empresas asociadas con los contratos realicen, por ende paga

con dinero los servicios tecnológicos, exploratorios y financieros que le son

prestados.


49

Para conocer la tarifa que debe ser pagada a las empresas que usen los

Contratos de Servicios se usa el siguiente modelo:

TS = PR * INA + R * Q * [P - C]

TS = Tarifa de Servicio Anual en dólares americanos.

PR = Prime Rate basada en bancos norteamericanos.

INA = Inversión efectuada por la transnacionales petroleras.

R = Factor que garantiza una utilidad a la transnacional y depende del nivel de

producción obtenido en el yacimiento a que se refiere la Tarifa de Servicio.

Q = Producción anual de petróleo del yacimiento.

P = Precio internacional del petróleo extraído del yacimiento contractual.

C = Costos de Producción Unitarios del yacimiento contractual.

El análisis de los Contratos de Servicios ecuatorianos es fundamental para el

entendimiento del "neocolonialismo" que encierra el arcaico modelo de asociación

colombiano, donde la multinacional extranjera aún es "dueña" de la mitad de la

producción ex-regalías, y dispone de "su crudo" a su antojo.

Ecuador paga por la actividad exploratoria, tecnológica y financiera, suministrada

por las transnacionales, mediante una Tarifa de Servicio, en dinero efectivo, sin

involucrar en ningún caso propiedad sobre el petróleo, la cual continúa siendo de


50

Ecuador, como en todos los países petroleros subdesarrollados, con la excepción

de Colombia. Ecuador, al pagar en dinero efectivo los servicios prestados por las

transnacionales petroleras, eliminando la posibilidad de que ellas obtengan

grandes ganancias por grandes aumentos en el precio petrolero o descubrimientos

de grandes.

Gabón

Gabón maneja su política petrolera por medio de contratos de producción

compartida con las multinacionales en las cuales le estado recibe alrededor del

85% y la contraparte el restante 15%, además las compañías tiene que suministrar

la cantidad necesaria del petróleo para satisfacer las necesidades intensas del

país.

Lo realmente novedoso en el contrato de producción compartida en Gabón es su

duración, que tiene un máximo de diez años, y puede prorrogarse por período de

cinco años bajo la condición de renegociar los términos económicos del contrato.

Indonesia

En Indonesia se utiliza el contrato de Producción Compartida manejado por la

empresa estatal Pertamina. El modelo indonesio presenta unas cláusulas muy


51

interesantes para limitar los beneficios de las multinacionales, en los que se

presenta un precio confiscatorio para que el petróleo que decida sacar la empresa

multinacional pague un impuesto y reducir el margen de ganancia.

Malasia

La producción petrolera comercial de Malasia sólo presenta un historial de 25 años

para ello estableció la fórmula de precio-tope para evitar que los espectaculares

aumentos en los precios internacionales de los combustibles no favorecieran las

finanzas del gobierno.

Malasia extrae actualmente más de 600.000 barriles diarios de petróleo,

producción sustentada en unas reservas probadas de 3,6 billones de barriles y sus

exportaciones se dirigen principalmente a sus vecinos asiáticos. Al terminar la

vigencia del sistema de concesiones, la empresa estatal Petronas, tomo la

exclusividad de los contratos de producción compartida, siguiendo los

lineamientos relevantes, y desde luego, la distribución de la producción variando

con el nivel de extracción.

Nigeria

Desde 1972 la NNPC (Nigerian National Petroleum Company), fecha de su

creación, se adoptó el contrato de producción compartida, éste contiene cláusulas


52

normales como distribución de la producción directamente proporcional el tamaño

del yacimiento, participación mayoritaria de NNPC en la asociación, e impuestos

que varían según la rentabilidad del campo e incluyen el impuesto a las ganancias

petroleras, el sobreimpuesto y el impuesto a las ganancias de capital.

Los impuestos nigerianos a las ganancias de capital eran del 65,75% mientras

amortizan los costos exploratorios y de allí en adelante aumentaban al 85%.

En Nigeria existe el denominado "Margen de Ganancias Oficial Permitido sobre la

Participación de la Producción Propia de las Compañías", el cual se fijó desde

principios de 1983 en dos dólares por barril, cuando el precio internacional

estuviera en 23 dólares por barril, margen que se incrementa a 3 dólares por barril

al elevarse al precio internacional a 30 dólares el barril.

Este procedimiento nigeriano prácticamente equivale a periódicas

mininacionalizaciones, dejando un margen de ganancias a las multinacionales en

un máximo cercano al 10% de los precios internacionales.

Siria

La empresa del gobierno SPC (Syrian Petroleum Company) monopolizó todas las

operaciones petroleras desde su creación en 1965, en el se estableció la


53

Producción Compartida como modelo a seguir y hasta 1983, que se descubrió el

yacimiento Thayyem mediante dicho contrato con Shell, hallazgo al cual se han

sumado otros dos, se logró duplicar la producción compartida que se tenía hasta

el momento.

Siria se inicia con un 79% para el gobierno y 21% para la multinacional,

aumentando gradualmente hasta los 200.000 barriles diarios, con el 85%

correspondiente al gobierno y 15% a la multinacional.

Túnez

Las concesiones, los permisos, las licencias y los contratos de producción

compartida son modelos utilizados en Túnez bajo la administración de la

compañía gubernamental ETAP (Entreprise Tunisienne d'Activités Pétrolierés).

La rentabilidad de las inversiones es el aspecto fundamental de todos los

acuerdos petroleros en Túnez conforme a lo establecido en el Decreto-Ley 85-9 de

septiembre de 1985.

Para medir la rentabilidad se estableció un factor R igual a los ingresos netos

sobre los gastos totales del yacimiento descubierto. A este factor R de rentabilidad

están ligados los impuestos, las regalías y la distribución de la producción. Por


54

ejemplo, para un valor R de uno, es decir, cuando los ingresos y los gastos son

iguales los impuestos son del 50%, y al aumentar los ingresos de las

Multinacionales se incrementa al valor de R y suben los impuestos, hasta 75%

para un valor R de tres.

Yemen

Yemen unificado es uno de los territorios que comparativamente presenta mayor

actividad exploratoria en el mundo; sólo se producen alrededor de 200.000 barriles

diarios provenientes en su totalidad del yacimiento de Azal.

La contratación petrolera del Yemen Unificado se basa en negociaciones

individuales que se inician con una participación para las Multinacionales del 15%.


55

6. Modelo General

El modelo propuesto del Sistema Petrolero en Colombia se puede observar en la

Figura 11. Esta representación gráfica comprende tanto los actores, como sus

interacciones, sean directas o indirectas. Estas interacciones se ilustran por medio

de flechas bidireccionales, las cuales indican que la relación entre los agentes va

en ambos sentidos. Esta idea está basada en el concepto de que existen contratos

entre los agentes, es decir, intercambio de bienes, servicios, información y

responsabilidades. En este modelo hay dos tipos de agentes: unos primarios o

activos, que son fundamentales porque tienen la facultad de tomar las decisiones

principales del sistema, entre los que se clasifican el Gobierno, Ecopetrol S.A., la

ANH y las empresas exploradoras y productoras; y otros secundarios, quienes de

una u otra forma influyen (afectan o se ven afectados) por las decisiones tomadas

por los agentes primarios, y que en realidad no tienen el poder de cambiar las

políticas que rigen el sistema, tales como las comunidades, las entidades

territoriales, los grupos al margen de la Ley, los países competidores y la USO.

El funcionamiento del sistema se puede resumir de la siguiente forma: El país

mediante el Gobierno Central y específicamente el Ministerio de Minas y Energía

en conjunto con la empresa estatal formulan ciertas políticas que regulan el

comportamiento de los procesos concernientes a la actividad petrolera; en otras


56

palabras, establecen las reglas de juego para con las empresas interesadas en

este proceso. Asimismo, el Gobierno también se compone de otros agentes

institucionales que están encargados de regular ciertas partes del proceso llevado

a cabo dentro del sistema. El agente generador de políticas es la ANH, que

iniciará sus operaciones a partir de enero de 2004, éste será el encargado de

regular y generar políticas que busquen mantener la autosuficiencia petrolera. El

primer paso es la definición de la política para la exploración del territorio, con la

cual se busca tanto satisfacer las necesidades y requerimientos del país de una

forma rentable, como incentivar la inversión de empresas multinacionales de

amplia trayectoria en el negocio, ya que sin su participación el negocio del petróleo

en Colombia resultaría imposible. Ecopetrol S.A. trabaja con socios de operación

con los que establece contratos de diferente índole.

En este mismo orden de ideas, se tienen las compañías exploradoras y

productoras porque son con quienes se hacen los contratos directamente.

Adicionalmente, el sindicato de Ecopetrol se clasifica como un agente generador

de tensión en el sistema, que de una u otra manera interviene en las

negociaciones que se lleven a cabo. Por otro lado, está el agente retardante de las

operaciones constituido por los grupos al margen de la Ley.

Otro grupo de agentes tiene que ver con la comunidad y las entidades territoriales.

En esta parte los segundos reciben recursos provenientes del negocio del

petróleo, conocidos como regalías, que posteriormente serán utilizados en pro de


57

la comunidad. Existen muchos organismos, que aunque no gozan de un papel

protagónico en el sistema, son importantes y se contemplan dentro del agente

Comunidad. Por ejemplo, las ONGs, quienes buscan colaborar continuamente a

las comunidades aledañas a las zonas de actividad petrolera, e inciden también en

las decisiones de las compañías exploradoras y productoras referentes a

adelantar o suspender proyectos en sus zonas de influencia.

También se debe tener en cuenta lo que la competencia significa, por esta razón

se debe incluir en el modelaje del sistema los países competidores, como un

agente externo; ya que las compañías multinacionales pueden escoger cualquier

otro territorio para desarrollar sus operaciones. En el caso de que haya un país

con similares posibilidades de recursos que ofrezca unas mejores condiciones.

Para cada uno de los agentes existen muchas relaciones con su entorno y con el

resto de agentes, que serán descritas con más detalle posteriormente. El objetivo

del sistema se puede expresar como la utilización óptima del recurso hidrocarburo,

con el fin de que genere los suficientes ingresos a la nación. Los recursos deben

ser utilizados de manera eficiente. A continuación se ilustra el modelo

esquemáticamente, para así describir cada agente, identificando su rol, sus

objetivos y sus variables de decisión. Al finalizar las descripciones, se presenta un

cuadro en el que se puntualizan las variables de decisión definidas en el paso

anterior; éstas serán utilizadas posteriormente en la construcción del mapa de

incentivos.


58

Gobierno Central

MinMinasMin.

Hacienda Min. Medio Ambiente

DNPMin.

Defensa

ECOPETROL S.A.

ANH

USO

Grupos al Margen de La

Ley

Empresas Exploradoras y Productoras

Países Competidores

Entidades Territoriales

Comunidad

Figura 11

Gobierno Central

MinMinasMin.

Hacienda Min. Medio Ambiente

DNPMin.

Defensa

ECOPETROL S.A.

ANH

USO

Grupos al Margen de La

Ley

Empresas Exploradoras y Productoras

Países Competidores

Entidades Territoriales

Comunidad

Figura 11


59

6.1. Descripción de los Agentes.

6.1.1. Gobierno Central (GC).

Identificación

El Gobierno Central está conformado por un grupo de entidades públicas

encargadas de la administración del Estado en temas sociales, políticos y

económicos; en el sector hidrocarburos existen varias entidades encargadas

de manejarlo de forma conjunta y de prestar servicios anexos. Dentro de los

ministerios encontramos el Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio de

Hacienda y Crédito Público, el Ministerio del Medio Ambiente, Vivienda y

Desarrollo Territorial y el Ministerio de Defensa; además de estos ministerios,

se encuentra el Departamento Nacional de Planeación (DNP), completando el

grupo.

Es de vital importancia aclarar que para efectos de este proyecto, dentro del

agente GC se contemplan dos dimensiones: la primera como agente legislativo

y la segunda como agente a cargo de las decisiones del ejecutivo.


60

Figura 12

El Ministerio de Minas y Energía está encargado de planear, regular y formular

las políticas dirigidas a la optimización de los recursos minero-energéticos.

Adscritas a éste se encuentran la Comisión Nacional de Regalías (CNR), la

Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y la Unidad de Planeación

Minero-Energética (UPME), unidades que ejercen roles de agentes

reguladores y orientadores.

El Ministerio de Hacienda y Crédito Público define, formula, regula y ejecuta la

política económica del país, administrando las finanzas públicas con el fin de

impulsar el desarrollo económico.

El Ministerio del Medio Ambiente está comisionado para garantizar el debido

ofrecimiento de bienes y servicios ambientales. Para ello expide políticas,


61

regula y promueve la participación, realizándolo en todos los niveles de la

participación regional y local del país; es uno de los ministerios más jóvenes

dentro de su grupo y fue creado en 1993.

El Ministerio de Defensa tiene como misión, proporcionar las condiciones de

seguridad, protección a las personas que pertenecen al país, velando por el

cumplimento de los derechos humanos y de los recursos de la nación,

desarrollando, promulgando y ejecutando políticas de defensa y seguridad.

El último del grupo, el DNP, es un departamento administrativo del estado

perteneciente a la rama ejecutiva al igual que los ministerios. Esta entidad

diseña y controla las políticas de desarrollo económico, social y ambiental del

país.26

Todas estas instituciones trabajan coordinadamente, de acuerdo con las

políticas de desarrollo que el gobierno, en cabeza del Presidente de la

República, promueva.

Objetivos

26 La definición de el Ministerio de Minas y Energía se puede ver en el Decreto 70 de Enero del 2001 en el articulo 3 junto con las del articulo 59 de la ley 489 de 1998; El Ministerio del Medio Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial tiene una definición en el Decreto 1868 del 94 donde se estructura el ministerio; para el de Hacienda y Crédito Público es el Decreto 1133 del 29 de Junio de 1999; la del DNP se encuentra en la pagina Web del mismo, www.dnp.gov.co; el Ministerio de Defensa tiene sus funciones en el Art 5. Decreto Número 1512. Agosto de 2000.


62

El objetivo del GC es el de garantizar el bienestar de todos aquellos agentes

que pertenecen y desempeñan un papel, ya sea económico, social o político,

dentro de la nación; esto lo logra a través de un portafolio de servicios,

dirigidos especialmente a satisfacer las necesidades básicas del individuo,

como salud, educación, seguridad entre otras.27

Específicamente en el marco del sector petrolero, el GC tiene como objetivos

generales mantener el control sobre el recurso, atraer inversión de riesgo,

asegurar una exploración y explotación rápida, satisfacer la demanda interna

de combustibles, maximizar los ingresos nacionales provenientes del petróleo,

desarrollar experiencia y tecnología local y promover el crecimiento económico

nacional28. Los objetivos focalizados dependen de cada una las divisiones del

GC, a saber:

El objetivo principal del Ministerio de Minas y Energía, referente

específicamente al sector petrolero, es el descubrimiento de nuevas reservas

de crudo que satisfagan, en primera instancia, la demanda interna. En la

medida de lo posible, generar excesos para exportación, que se traduzcan en

divisas adicionales para la Nación.

27 Basado en La Constitución Política de Colombia. 28 Basado en información del Simposio Colombiano de Contratación y Regulación Petrolera. (2003, noviembre).


63

Lo anterior, se enmarca en cuatro objetivos más específicos: a) establecer

políticas y reglamentar, b) controlar, c) promover la exploración y explotación

de los yacimientos de hidrocarburos y, d) expandir, distribuir y suministrar los

servicios de energía.

Por su parte, el Ministerio de Hacienda y Crédito Público establece y desarrolla

las políticas fiscales, tributarias y aduaneras, de crédito público, de ingresos y

gastos; de tesorería, monetaria y crediticia. Además de cuidar por el buen

manejo e inversión de los dineros captados al público.

El Ministerio del Medio Ambiente tiene varios objetivos, acordes con su misión.

Dentro de estos se encuentra principalmente, el logro de una distribución

equitativa de los beneficios derivados de la utilización de recursos naturales.

Su fin último es promover el desarrollo sostenible del territorio, considerando

diversos aspectos, tales como la población, el espacio construido y la región.

El Ministerio de Defensa tiene un objetivo principal: la formulación y adopción

de políticas, planes generales, programas y proyectos del Sector Administrativo

Defensa Nacional29. Dentro de éste, se contemplan tres objetivos estratégicos

definidos así: a) preservar y defender la soberanía, la independencia y la

29 Art 4. Decreto Número 1512. (2000, agosto).


64

integridad del territorio nacional. b) mantener el orden constitucional y la

estabilidad institucional y, c) garantizar la convivencia pacífica.30

Por último, el DNP tiene como objetivo principal la preparación, el seguimiento

y la evaluación de los resultados de políticas, planes generales, programas y

proyectos del sector público.

Variables de Decisión

Las variables de decisión del gobierno en torno a los ministerios y demás entes

que lo conforman, son principalmente la asignación de recursos y generación

de los mismos, con sus respectivas políticas de seguimiento y control. Por otro

lado, crea las regulaciones y estima el nivel vigilancia al cual deben someterse

los entes a su cargo.

Dentro de estos parámetros, el gobierno como actor principal, crea, elimina o

modifica las reglas de juego existentes con el fin de mejorar la situación actual

de los agentes, y de dar mejores posibilidades de desarrollo y avance en el

sector al cual se apliquen las leyes impulsadas.

Para el sector petrolero, el gobierno define en varios documentos y leyes las

políticas a su cargo, dentro de los cuales se encuentran:

30 Guía de Planeamiento Estratégico. (1997, octubre).


65

• Plan Nacional de Desarrollo: para el sector referente a los hidrocarburos.

• Ley de Distribución de Regalías: en la cual se calcula la base para la

liquidación de las regalías generadas por la explotación de petróleo según

su precio; esta ley se actualiza través de la regulación anual, expedida por

el ministerio.

• Legislaciones tributarias a empresas del sector petrolero o relacionadas con

el proceso.

Variables de Decisión GCVariables de Decisión GC1 Elaboración de planes para el sector.

* Planes en Seguridad.* Planes de Proyección.

2 Legislaciones referentes al sector (Regalías, tributación, políticas ambientales, entre otros).

3 Prioridades de acción.4 Nivel de vigilancia sobre entes a su cargo.

Variables de Decisión GCVariables de Decisión GC1 Elaboración de planes para el sector.

* Planes en Seguridad.* Planes de Proyección.

2 Legislaciones referentes al sector (Regalías, tributación, políticas ambientales, entre otros).

3 Prioridades de acción.4 Nivel de vigilancia sobre entes a su cargo.

Tabla 4


66

6.1.2. ECOPETROL S.A. (ECP)

Identificación

Ecopetrol S.A., (en adelante Ecopetrol)31 es uno de los actores más relevantes

del sistema por ser la empresa petrolera del Estado, cuenta con una trayectoria

de más de 52 años y sobre ella recaen un gran número de responsabilidades.

Actualmente la empresa se encuentra enfrentando un cambio en su estructura

organizacional y su objeto social, convirtiéndose única y exclusivamente en

una compañía dedicada a actividades de industriales y de comercialización del

crudo en Colombia; dejando atrás la concesión de áreas para exploración del

territorio colombiano. En otras palabras, todo lo correspondiente a política y

decisiones sobre administración del recurso petrolero en Colombia. La

empresa se transformó en una sociedad pública por acciones, 100 por ciento

estatal, dedicada a explorar, producir, refinar, transportar y comercializar

hidrocarburos, con autonomía financiera y administrativa, según afirmó Isaac

Yanovich, Presidente de Ecopetrol, en un reciente pronunciamiento.

“El Gobierno Nacional, en el marco del Programa de Renovación de la

Administración Pública Nacional, ha determinado separar las actividades de

31 Mediante las facultades especiales que le dio el Congreso de la República al Presidente Alvaro Uribe Vélez, el gobierno expidió el Decreto 1760 del 26 de junio de 2003 por medio del cual se escinde la Empresa Colombiana de Petróleos – Ecopetrol, se modifica su estructura orgánica y se crean la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Sociedad Promotora de Energía de Colombia.


67

naturaleza industrial y comercial de exploración, explotación, refinación,

transporte y comercialización de hidrocarburos, derivados y productos, de

las actividades de administración de las reservas de hidrocarburos de

propiedad de la Nación y de la administración de activos no estratégicos

representados en acciones y participaciones en diferentes sociedades y

negocios.”32

Esta medida busca convertir a Ecopetrol en una sólida empresa petrolera,

asimismo busca que participe no sólo a nivel nacional, sino internacionalmente

en los negocios de exploración, producción, refinación, transporte,

almacenamiento y comercialización de hidrocarburos.

Sus funciones33 básicamente se resumen de la siguiente forma: en primer lugar

Ecopetrol es la encargada de administrar y manejar todos los recursos que se

revirtieron al Estado cuando se terminó la concesión De Mares. En segundo

lugar, está a cargo de la exploración y explotación de hidrocarburos en áreas o

campos petroleros que se encontraban vinculadas a contratos ya suscritos o

estaban siendo operadas directamente por Ecopetrol antes del 1° de enero de

2004 y, asimismo, de las áreas o campos petroleros asignadas por la Agencia

Nacional de hidrocarburos.

32 Decreto de la Transformación de Ecopetrol. 33 Basado en la información recuperada el 5 de noviembre de 2003 de: http://www.Ecopetrol.com.co/paginas.asp?pub_id=36067&cat_id=1&idCategoriaprincipal=1&cat_tit=Conózcanos.


68

Ecopetrol está encargada de la construcción, operación, administración,

mantenimiento, disposición y manejo de sistemas de transporte, del

almacenamiento de hidrocarburos, sus derivados y productos; de las refinerías,

de las terminales, de las estaciones de bombeo, recolección, comprensión o

tratamiento y, de los planes de abastecimiento.

Por otro lado, es importante anotar que Ecopetrol cuenta con divisiones anexas

de soporte, las cuales están encargadas de contribuir a la viabilidad no sólo

operativa y técnica, sino a la viabilidad política, social e institucional de todo

proyecto. Estas son la Dirección de Relaciones Externas y la Dirección de

Seguridad; la primera se encarga de velar por el control y el seguimiento de los

recursos de inversión social de Ecopetrol, maneja las relaciones con la

comunidad y propicia el buen direccionamiento de los recursos de regalías e

impuesto de transporte generados por la industria energética. La segunda,

debe velar por la protección de la infraestructura y la seguridad de los

funcionarios y comunidades en zonas de influencia.


69

Figura 13

Para efectos del proyecto, el modelo del subsistema Ecopetrol se compone de

la Junta Directiva, de la cual depende la Presidencia quienes son los

principales tomadores de decisiones. En orden descendente se encuentran las

direcciones y vicepresidencias. Sólo se tienen en cuenta dos de las direcciones

porque son las realmente implicadas en la actividad operativa del negocio y

sobre las que recaen decisiones concernientes al problema planteado. Acerca

de los entes punteados, se refiere a las direcciones mencionadas

anteriormente que soportan la viabilidad del negocio en cuanto a seguridad,

relaciones con la comunidad, y otra división que se encarga de manejar las

relaciones laborales (es incluida en el modelo básicamente debido a la relación

que existe entre Ecopetrol y el sindicato).


70

Ecopetrol es el agente institucional involucrado en mayor grado con el acto

petrolífero en Colombia puesto que tiene a su cargo gran parte de la operación

del negocio. En él confluyen otros agentes cuyas relaciones y acciones

permiten que desarrolle sus objetivos. Este agente está compuesto por

individuos e instancias que intervienen en la administración de los procesos y

del recurso en el desarrollo, coordinación y supervisión de las actividades

propias de éste.

Objetivos

El objetivo primordial de la empresa está plasmado en su misión:

“Maximizar el valor de los recursos a su disposición con el fin de

garantizar el crecimiento de la empresa, como base para optimizar la

transferencia de recursos al estado en forma sostenible en el largo plazo,

a través de una gestión competitiva de la cadena productiva del petróleo,

gas y sus derivados”.34

Así las cosas, el principal objetivo de Ecopetrol es cumplir con la meta de

aportes directos acordada con el Gobierno Nacional cada año, así como con

las metas de generación de valor de la empresa, suministrando de manera

adecuada y oportuna los combustibles que requiere la sociedad colombiana.

34 Ecopetrol S.A. (2003). Estrategias y Políticas.


71

En este mismo orden de ideas, Ecopetrol busca incorporar la mayor cantidad

de reservas y maximizar la producción de petróleo y gas con el fin de

abastecer el mercado interno y generar excesos para exportar. Busca alcanzar

y mantener altos índices de competitividad de la cadena productiva del

“downstream”35 .

Además de esto, Ecopetrol también tiene dentro de sus propósitos promover y

participar en nuevos negocios de alto valor agregado y mejorar la viabilidad

operacional, la eficiencia administrativa y operativa de la empresa. 36


Para efectos de su rol como agente institucional en el modelo formulado, los

principales aspectos sobre los que Ecopetrol puede decidir sobre las

prioridades de acción en cuanto a sus diferentes áreas de negocio. Puede

tomar decisiones en cuanto al presupuesto que se tiene destinado a cada

actividad (actividades operativas y administrativas), sobre los proyectos de

búsqueda de reservas, sobre la cantidad que se carga a las refinerías, sobre

las inversiones en infraestructura y en adquisición de tecnologías, sobre la

35 Actividades que tienen lugar entre la carga del crudo en la terminal de transportación y la utilización del mismo por el usuario final. Esto comprende el transporte a través del océano, el abastecimiento y la comercialización, la refinación, la distribución y el mercadeo de los productos derivados del petróleo. 36 Ecopetrol S.A. (2003). Estrategias y Políticas.


72

cantidad de petróleo a exportar y a importar; puede elegir tanto sus socios de

operación como los proyectos en los que va a participar, y así mismo puede

decidir sobre el nivel de cumplimiento en cada uno de esos proyectos. Lo

anterior, lo puede realizar dentro del marco legal existente el cual promueve y

restringe a la vez, las acciones derivadas de las acciones que tome. En cuanto

a la política petrolera, Ecopetrol decide sobre la posición que va a tomar.

Igualmente, Ecopetrol está en la facultad de tomar decisiones de carácter

social, este punto se refiere a que puede llevar a cabo acciones de gestión

social entorno a la comunidad donde está activamente trabajando o gestión

social hacia el interior de la compañía. Es importante anotar que sus directivas

deciden sobre la prioridad y el nivel de esfuerzo que emplean para el

cumplimiento de cada uno de los aspectos mencionados anteriormente.

Finalmente sus decisiones se pueden expresar y ver reflejadas en el tipo de

interacciones con los demás agentes del sistema y en el impacto que tiene

sobre éstos.

Variables de Decisión ECPVariables de Decisión ECP1 Socios de operación.2 Prioridades de acción por área de negocio.3 Posición sobre la políticas petrolera.4 Nivel de riesgo a afrontar en proyectos petroleros.5 Acciones de gestión social.

Variables de Decisión ECPVariables de Decisión ECP1 Socios de operación.2 Prioridades de acción por área de negocio.3 Posición sobre la políticas petrolera.4 Nivel de riesgo a afrontar en proyectos petroleros.5 Acciones de gestión social.

Tabla 5


73

6.1.3. Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)

Identificación|

Dentro del modelo planteado del Sistema Petrolero en Colombia, la Agencia

Nacional de Hidrocarburos juega un destacado papel como agente activo

porque de ésta dependen todas las decisiones entorno a la administración del

recurso petrolero.

Aunque la ANH es una entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía,

creada por el Decreto 1760, anteriormente mencionado, se toma en el modelo

como un agente independiente del gobierno central debido a que sus funciones

y su rol generan un alto impacto en el sistema de hidrocarburos en Colombia y,

porque gracias a esta institución se lleva a cabo el acto petrolífero. Gracias a la

gestión de la ANH otros agentes del sistema pueden desarrollar sus objetivos

tanto individuales como colectivos.

Es importante anotar, que actualmente el agente encargado de definir las

políticas que rigen el sistema petrolero en Colombia en cuanto a administración

del recurso es Ecopetrol, pero gracias a la escisión Ecopetrol dejará de ser

“juez y parte” y no concederá áreas para la exploración que al mismo tiempo

explotará. La ANH será la encargada de administrar los recursos petroleros de


74

propiedad de la nación y, como consecuencia, de diseñar y manejar todos los

contratos para exploración y producción que se firmen para la búsqueda de

petróleo con agentes del mercado, incluyendo a Ecopetrol S.A.

Objetivos

El objetivo de la ANH es la administración integral de las reservas de

hidrocarburos de propiedad de la Nación37. La ANH actuará como reguladora y

generadora de las políticas que marcarán el futuro del sector de hidrocarburos

en Colombia y que buscan mantener autosuficiencia petrolera. Su propósito

principal es administrar las áreas en las que existen hidrocarburos, propiedad

de la Nación, asignarlas para la exploración y explotación, evaluar el potencial

petrolero del país y realizar la promoción para atraer inversión nacional e

internacional diseñando, promoviendo celebrando y haciéndole seguimiento a

los nuevos contratos. Además, debe adelantar acciones necesarias para

buscar el adecuado abastecimiento de la demanda nacional de hidrocarburos,

derivados y productos.

Por otro lado, la ANH también administrará la información técnica existente y la

que en el futuro se adquiera en el país y, se encargará de recaudar las regalías

37 Diario Oficial. (2003, 26 de junio). Sección Ministerio de Minas y Energía. (No. 45230, pp. 25-32).


75

y compensaciones monetarias que le corresponden al Estado por la

explotación de hidrocarburos.


Sus decisiones se enmarcan en la generación de políticas que buscan

mantener autosuficiencia petrolera, decisiones pertinentes a la administración

del recurso petrolero en Colombia, y las condiciones mínimas que deben

cumplir los contratos, entre otros.

Sobre las áreas de concesión, cuáles áreas y a qué operadores se les asigna

y, finalmente, puede decidir sobre el manejo de las regalías para nuevos

contratos o cambios específicos en la asignación de las mismas.

1 Políticas para el diseño y manejo de los contratos.2 Asignación de áreas.3 Nivel de monitoreo sobre los contratos existentes.

Variables de Decisión ANHVariables de Decisión ANH

1 Políticas para el diseño y manejo de los contratos.2 Asignación de áreas.3 Nivel de monitoreo sobre los contratos existentes.

Variables de Decisión ANHVariables de Decisión ANH

Tabla 6


76

6.1.4. Empresas Exploradoras y Productoras de Petróleo (EEP)

Identificación

Las empresas exploradoras y productoras de petróleo, son empresas

dedicadas al proceso de búsqueda, extracción, transporte, almacenamiento y

procesamiento de crudo o gas; éstas se pueden clasificar en dos grupos: las

empresas que pertenecen al Estado y las independientes (compañías privadas

colombianas o extranjeras); ambos tipos de empresa pueden mantener

actividades no sólo en el país de origen, sino entrar a otros mercados debido a

las características propias del negocio petrolero.

El portafolio de servicios que pueden prestar las empresas es muy variado,

llegando unas de ellas a tener todas las fases de negocio y otras enfocarse a

un sólo frente del proceso. Es relevante aclarar que para este estudio se

tendrán en cuenta las empresas que realicen el llamado “upstream”38

solamente, ya que la crítica situación de Colombia se debe al disminuido nivel

de inversiones en esta etapa.

En este momento, en Colombia están presentes 13 multinacionales petroleras

trabajando en exploración y explotación del crudo, bajo los distintos contratos

38 Procesos que se dan antes del transporte del crudo, como son la investigación geológica, sísmica, perforación de pozos y extracción del crudo, entre otros.


77

que se tienen. Entre ellas están Oxxy, Shell, BP y, últimamente, Petrobras de

Brasil. Tal es su importancia en el sector petrolero que el 84% del petróleo que

actualmente se obtiene es proveniente de los procesos de extracción operados

por dichas compañías.

Objetivos

Los objetivos de las empresas petroleras, se basan en encontrar pozos de

petróleo comercializables, tales que los rendimientos generados de los

procesos superen la inversión realizada. Es decir, se busca obtener una buena

tasa de retorno, que es el objetivo primordial, ya que todas sus operaciones

derivadas o anexas se centran en lo que puedan hacer con el crudo que hayan

encontrado. Asimismo, las EEP buscan mantener el control y la flexibilidad de

la operación tanto como les sea posible.

Dentro de los objetivos empresariales, se presentan unos muy específicos,

enfocados al desarrollo social que se tienen con las comunidades, aunque

cada una de las empresas es independiente en el enfoque y desarrollo de los

mismos; éstos se pueden resumir de la siguiente manera:

• Minimizar el impacto ambiental causado por la exploración y explotación en

el área de influencia.


78

• Promover el desarrollo de las comunidades que se encuentran en contacto

mejorando la calidad de vida de las mismas, apoyándolas en proyectos

sociales y de infraestructura.

• Identificar iniciativas sostenibles en salud, educación y desarrollo de

microempresas que puedan mejorar el estándar de vida.

• Fortalecer las instituciones locales (especialmente las del gobierno) y

mejoramiento de su capacidad para solucionar las necesidades de la

comunidad.

• El desarrollo de una economía local que no dependa de la industria

petrolera, creando autosuficiencia, mediante programas de capacitación en

planeamiento y manejo de programas comunitarios.39


Dentro de las variables de decisión que tienen las compañías, podemos

dividirlas en dos partes; la primera trata sobre las decisiones que son tomadas

antes de que la empresa encuentre petróleo, es decir, las que se realizan para

maximizar las posibilidad de encontrar crudo; la segunda parte se da, cuando

éste ya se ha encontrado, y son decisiones a nivel operativo de la compañía,

para sacar el mejor provecho del recurso.

39Community Relations. Recuperado de Occidental Oil & Gas Corporation (OXY) el 25 de

noviembre de 2003. http://www.oxy.com/HTML/New%20Comm%20Rel/index.htm.


79

Para la primera parte, las empresas deciden geopolíticamente el país en el

cual desean buscar petróleo, y dentro de él, cuál sitio específicamente quieren

explorar; para ello cada país maneja una legislación petrolera diferente; según

sea su situación las EEP, entran a regirse bajo dichas normas y a competir con

las demás (ya sea el caso), para lograr los lugares con mejores perspectivas;

según esto las empresas deciden estratégicamente. En el caso de Colombia,

deciden si participan o no en las licitaciones disponibles.

Se puede decir entonces, que las empresas deciden sobre el nivel de riesgo

que están dispuestas a afrontar en un proceso de exploración y hasta dónde

deciden llegar, dependiendo del tipo y las características de los contratos que

sean firmados en dicho proceso, así como sus socios de operación. Asimismo,

las EEP pueden decidir sobre el nivel de cumplimiento de los contratos

firmados, dependiendo de la viabilidad del proyecto y las condiciones en que

se encuentren. También pueden adoptar una posición frente a la política

petrolera del país.

Para la segunda parte del proceso, cuando ya se ha encontrado petróleo, ellas

deciden a nivel del proceso operativo, sobre asuntos como la tecnología a

utilizar, el nivel de producción de petróleo, el capital a invertir en las

instalaciones y el mejoramiento de ellas, y el destino del crudo (si va a ser


80

procesado), entre otros. Para efectos del modelaje del sistema, estas variables

no resultan ser relevantes.

1 Participación en licitaciones.2 Nivel de cumplimiento de contratos.3 Nivel de riesgo dispuesto a afrontar en proyectos petroleros.4 Socios de operación.5 Posición sobre la política petrolera.

Variables de Decisión EEPVariables de Decisión EEP1 Participación en licitaciones.2 Nivel de cumplimiento de contratos.3 Nivel de riesgo dispuesto a afrontar en proyectos petroleros.4 Socios de operación.5 Posición sobre la política petrolera.

Variables de Decisión EEPVariables de Decisión EEP

Tabla 7

6.1.5. USO

Identificación

USO (Unión Sindical Obrera) es una organización sindical conformada por los

trabajadores petroleros de Colombia. Esta organización sindical tiene domicilio

en la ciudad de Bogotá y fue creada el 12 de febrero de 192340.

En el contexto de este proyecto la USO debe ser vista y analizada como un

interlocutor reconocido en la discusión de temas relacionados con el sistema

petrolero en Colombia, específicamente por su preocupación por defender los

recursos provenientes del petróleo y la intención de que se queden en la

40 El 12 de febrero de 1923 Raúl Eduardo Mahecha funda en Barrancabermeja la Unión Obrera, que más adelante cambia su razón social a Unión Sindical Obrera, Sindicato de Trabajadores de la Industria Petrolera.


81

nación, así como sobre el manejo de Ecopetrol con sus trabajadores y la

influencia en la orientación de la política petrolera. Igualmente, se debe

analizar esta organización como un actor importante del movimiento sindical y

del ambiente político-social que contextualiza el panorama, especialmente de

las decisiones que tome Ecopetrol.

Objetivos

Según la Conferencia sobre Inducción Sindical (1990), la USO “nació para bien

del movimiento petrolero en particular y del movimiento obrero en general”.

Este grupo sindical tiene como objetivo principal trabajar por la defensa de la

riqueza petrolífera colombiana defendiendo la soberanía económica de este

recurso estratégico, así como trabajar por la estabilidad de Ecopetrol.

Asimismo, vela por la defensa de los intereses de los trabajadores y los

derechos de los mismos. Esto se refleja claramente en su lema: “Luchamos por

la nacionalización sin indemnización de nuestro petróleo y recursos naturales y

por la unidad de la clase obrera”.

Este agente institucional se ha consolidado desde sus inicios cuando se iban

presentando las reversiones de las concesiones dadas por el Estado41, y juega

41 Razón por la cual el Estado se vio en la necesidad de crear una empresa estatal que manejara la Concesión de Mares proveniente de la Troco. En la Conferencia sobre Inducción Sindical se dice que la USO es la mamá de Ecopetrol porque gracias a la USO nació la alternativa de crear una empresa estatal que se hiciera cargo de la reversión.


82

un papel muy importante en la discusión de temas relacionados con el sistema

petrolero colombiano y sus procesos.


Para efectos de su rol como agente institucional en el modelo que se ha

formulado, los principales aspectos sobre los que la USO puede decidir son los

siguientes: sus prioridades de acción, su visión sobre el negocio y su posición

al respecto, así como iniciativas y posiciones sobre política petrolera y

regímenes prestacionales y beneficios laborales para empleados de Ecopetrol;

también puede interferir o decidir sobre el cumplimiento de convenios pactados

con Ecopetrol y con el Gobierno.

Sus acciones se manifiestan igualmente en posiciones de negociación en los

ámbitos relevantes por medio del pliego de peticiones y en acciones de presión

para el logro de sus objetivos como lo son las huelgas, que tienen como

finalidad exigir a Ecopetrol, a las compañías extranjeras y al gobierno a pactar

convenciones que beneficien los trabajadores, o a que cumplan las mismas.

El siguiente párrafo hace referencia a una de las negociaciones más exitosas

entre Ecopetrol y la USO y es relevante porque de cierta forma deja ver cuáles

son los intereses y sobre qué aspectos se tiene nivel de decisión:


83

“Los acuerdos logrados también actualizan los beneficios en vivienda,

salud, educación, transporte, bienestar social y salud ocupacional, entre

otros. La Convención ratifica como nuevo capítulo el tema de los derechos

humanos, en el que se definen compromisos mutuos para trabajar por la

preservación de la vida de los empleados, la aplicación de garantías para el

ejercicio de la actividad sindical, la solución pacífica de los conflictos y la

búsqueda de la paz.”42

1 Posición sobre la política petrolera.2 Cumplimiento de convenios.3 Prioridades de negociación.

Variables de Decisión USOVariables de Decisión USO1 Posición sobre la política petrolera.2 Cumplimiento de convenios.3 Prioridades de negociación.

Variables de Decisión USOVariables de Decisión USO

Tabla 8

6.1.6. Entidades Territoriales (ET)

Identificación

En Colombia los entes territoriales se clasifican dependiendo de su extensión

territorial y de su cubrimiento en departamentos y municipios. El territorio

42Ecopetrol. (2001, 4 de junio). Histórico Acuerdo Laboral en Ecopetrol. Recuperado el 13 de

noviembre de 2003. http://www.ecopetrol.com.co/paginas2.asp?pub_id=35411&cat_id=153&idCategoriaprincipal=153&cattit=ESTA%20MADRUGADA%20SE%20PACTO%20CONVENCION%20COLECTIVA%20DE%20TRABAJO%202001-2002%20 (Ingles).


84

nacional se divide en 32 departamentos, dentro de los cuales existen 1078

municipios43. Para los departamentos las entidades más importantes que son

relevantes al sector petrolero son el Departamento Administrativo de

Planeación, La Secretaría de Hacienda y la Asamblea Departamental; en el

caso de los municipios las entidades a cargo son los Alcaldes y el Concejo

Municipal.

Objetivos

El objetivo de los entes territoriales es similar al del GC, ya que es, por así

decirlo un “gobierno central”, pero en pequeña escala. Sus objetivos van

encaminados hacia el mejoramiento de la calidad de vida de su población, en

áreas básicas como educación, salud e infraestructura.


Las variables más relevantes de los entes territoriales se refieren a la

destinación de los recursos, que por conceptos fiscales les son dados y, a la

administración de ingresos tales como impuestos y regalías, provenientes de la

explotación de los recursos naturales del departamento.

43 Se toman además de los 32 departamentos los cuatro distritos, además de los 602 resguardos indígenas que reciben recursos de las transferencias nacionales.


85

Las decisiones de inversión que realizan, se contextualizan en el Plan de

Desarrollo Departamental, donde se especifica el destino que el departamento

dará a sus recursos; este plan es elaborado por el gobernador a cargo.

Además de esto existe la aprobación del presupuesto por parte de la Asamblea

Departamental.

Según la normatividad (Ley 619 de 2000) las regalías son dispuestas para que

el departamento use el 90% de ellas en planes acordes con el Plan de

Desarrollo Departamental o de los municipios, en obras de impacto social

(salud, educación, agua potable y alcantarillado) en por lo menos un 50% de

los mismos, el 10% restante se usan para la interventora y puesta en marcha

de dichos proyectos.

A nivel municipal, las decisiones son en gran medida semejantes a las

departamentales, ya que se enmarcan en la búsqueda y asignación de

recursos. Estos provienen de las regalías (si en el municipio se realiza la

explotación de algún recurso no renovable) o por concepto de pagos

tributarios. Los municipios que cuentan con certificación del Estado gozan de

autonomía para realizar inversiones, según los planes de desarrollo que el

alcalde y sus secretarias presenten; los que no están autorizados deben hacer

sus inversiones bajo la supervisión de la gobernación.


86

Las decisiones de inversión son articuladas por las secretarías y el concejo

municipal (encargado de aprobar el presupuesto anual).

Para los municipios, se aplica la misma ley que para los departamentos sobre

la regalías (Ley 619 de 2000), invirtiendo dicha renta en proyectos de

desarrollo municipal con prioridad para aquellos dirigidos al saneamiento

ambiental, construcción y ampliación de la estructura para los servicios de

salud, educación, electricidad, agua potable, alcantarillado y demás servicios

públicos básicos esenciales.44

1 Destinación de recursos provenientes del sector.2 Calidad en la ejecución de recursos provenientes del sector.

Variables de Decisión ETVariables de Decisión ET1 Destinación de recursos provenientes del sector.2 Calidad en la ejecución de recursos provenientes del sector.

Variables de Decisión ETVariables de Decisión ET

Tabla 9

6.1.7. Comunidades (CM)

Identificación

La comunidad en el ámbito petrolero, se podría definir como asociaciones de

personas que habitan en áreas de influencia de las operaciones petroleras,

como lo son las organizaciones comunitarias y las minorías étnicas, así como

44 Recuperado de: http://www.cnr.gov.co/contenid/nstitucional/circulares/aspcregdir.htm


87

las instituciones o entes creados para fomentar el desarrollo de las mismas,

como es el caso de algunas Organizaciones No Gubernamentales45.

Debido a la gran cantidad de recursos que genera la actividad petrolera,

principalmente en sitios donde se realizan inversiones en infraestructura,

donde existen campos, subestaciones, refinerías y puerto; se han observado

una serie de impactos a diferentes niveles. En primer lugar, se tienen los

impactos demográficos en los que se observan procesos migratorios en busca

de mejores condiciones de vida; en segunda instancia a nivel socio-político se

da una resistencia de la comunidad al desarrollo de actividades de la industria

(inquietudes, reclamos, conflictos y crisis), que en ocasiones acarrea pérdidas

económicas y, en tercer lugar, se generan expectativas alrededor de las EEP

respecto a solución de necesidades básicas de la comunidad correspondiente.

En resumen, existe afluencia de individuos hacia las zonas donde se supone

hay recursos y oportunidades; se crean grupos de individuos o entes en razón

a las oportunidades económicas que se generan alrededor del petróleo; este

tipo de agrupaciones son afectadas o beneficiadas debido a que dependen

directamente del funcionamiento del sector.

45 Actualmente en Colombia existe la Asociación de Fundaciones Petroleras, organismo que participa activamente en los espacios públicos donde se definen las políticas sociales de carácter nacional y el fortalecimiento de las fundaciones miembros. Son siete fundaciones distribuidas a lo largo del territorio nacional que buscan promover y contribuir al desarrollo socio-económico de las comunidades ubicadas en el área de influencia de cada fundación con el fin de alcanzar sostenibilidad y equilibrio entre lo productivo, social y ambiental.


88

La comunidad ejerce presión hacia la empresa estatal y las compañías

multinacionales proveniente de líderes, entidades gubernamentales,

organizaciones, movimientos sociales y grupos con intereses particulares en

demanda de inversión social. En el diagrama aparecen los componentes del

agente comunidad; los entes punteados toman el papel de apoyo a la

comunidad.

Figura 14

Objetivos

Los objetivos fundamentales de una comunidad van encaminados a la mejora

de calidad de vida de sus integrantes para todos sus aspectos, en este sentido,


89

el petróleo brinda una oportunidad para esas comunidades de desarrollarse, a

través de obras de infraestructura y sociales, realizadas dentro de los planes

locales de las empresas para la región.

Estos objetivos de desarrollo no siempre están de acuerdo con la comunidad,

ello depende en su mayoría de los ideales que ésta tenga; los resguardos

indígenas, por ejemplo, tienen como objetivo primordial, continuar su estilo de

vida tradicional, sin la intromisión por parte de las multinacionales en aspectos

que para ellos son de gran importancia como lo es el ecosistema.

Para las comunidades que no están en contra del normal desarrollo del

proceso petrolero, sus objetivos se enfocan en captar los mayores beneficios

para sus integrantes, orientados a elevar su nivel de vida. En el desarrollo de

los proyectos y solicitudes expuestos por la comunidad se identifica la

demanda de empleo directo, de capacitación, de programas de asistencia

social y desarrollo comunitario de interés local, regional y nacional

(contratación de bienes, servicios y obras, exigencia de reconocimientos por

daños y perjuicios), solicitud de apoyo interinstitucional para la realización de

convenios que involucren programas de desarrollo empresarial y de la

vocación productiva de las regiones.


90


En general las comunidades pueden tomar decisiones en lo que afecte su

desarrollo. Las decisiones de la comunidad se pueden dividir en varios niveles.

En primer lugar éstas se expresan en la elección de sus gobernantes desde el

Presidente, pasando por Gobernadores, Alcaldes hasta Concejales.

Basándose la Constitución Política que otorga a las comunidades el derecho

(y deber) de elegir a sus representantes, como medio para comunicar las

necesidades, reclamos o proyectos que referentes al sector se propongan. Sin

embargo, estas decisiones no son tan relevantes para el sistema petrolero.

En segundo lugar, la comunidad y cada una de las agrupaciones que la

conforman tienen la capacidad de decidir el nivel de participación a adoptar, es

decir decide sobre su capacidad para formular y promulgar proyectos de

inversión -en su mayoría orientados al mejoramiento de la calidad de vida-.

Esta capacidad de organización le permite ejercer un papel de monitoreo y

control de los recursos provenientes de la actividad petrolera que son

asignados a proyectos específicos en las diferentes regiones, particularmente a

nivel de las comunidades municipales.


91

A un nivel más específico, las decisiones de la comunidad se plasman en la

prioridad de proyectos de inversión presentados a Ecopetrol46, al Gobierno y a

las empresas exploradoras y productoras de petróleo. Sin embargo, éstas

están sujetas a un número importante de restricciones impuestas por los entes

anteriormente mencionados. Existen convenios de cooperación entre dichos

entes que se rigen por la Ley 80. En la medida en que los proyectos para el

desarrollo regional y local de las comunidades sean exitosos, la comunidad

desarrolla un sentido de apoyo hacia el sector.47

1 Nivel de participación en proyectos provenientes del sector.2 Nivel de apoyo al sector.3 Nivel de seguimiento de planes y proyectos.

Variables de Decisión CMVariables de Decisión CM1 Nivel de participación en proyectos provenientes del sector.2 Nivel de apoyo al sector.3 Nivel de seguimiento de planes y proyectos.

Variables de Decisión CMVariables de Decisión CM

Tabla 10

6.1.8. Grupos al Margen de la Ley (GML)

Identificación

Los grupos al margen de la Ley constituyen los actores armados del sistema,

es decir los grupos guerrilleros (FARC y ELN) y los paramilitares, quienes

46 Para el caso específico de Ecopetrol, el 95% se hace por medio de planes de inversión para cada año, por lo que la comunidad debe pasar las propuestas que espere obtener para todo el año siguiente. 47 Para tener claridad en este punto, remitirse a la interrelación entre la CM y ECP o entre la CM y las EEP.


92

desempeñan un papel crucial en la estabilidad del país ya que conocen los

puntos neurálgicos con los cuales éste se podría paralizar. Específicamente

respecto al desenvolvimiento del sector petrolero, los GML son un agente

perturbador que incide en el sistema, convirtiéndose en un elemento causante

de inestabilidad y de generación de riesgo. Esto hace que sea tan importante el

análisis de la incidencia que estos tienen sobre el funcionamiento del sector.

Es importante anotar, que aunque los tres actores que constituyen los grupos

al margen de la Ley tienen objetivos similares (más adelante descritos), estos

sostienen una guerra entre sí, debido no sólo a la búsqueda del control político

de las regiones sino a la búsqueda de recursos para garantizar su

supervivencia como ejércitos.

La historia se remonta a la década de los 60 y 7048, cuando comenzaron a

formarse estos grupos guerrilleros, los cuales se consolidaron en zonas de

colonización como los llanos orientales y en regiones aisladas y sin presencia

estatal (República Independiente de Marquetalia). Actualmente, el conflicto se

ha trasladado a zonas urbanas (periferia de ciudades capitales) y

principalmente a zonas de alta actividad económica como zonas de cultivo y

zonas de explotación de carbón, banano, oro o petróleo. Se puede afirmar que,

existen dos líneas de acción: la narcoguerrilla y la petroguerrilla, dedicada

48 Vélez, M.A. FARC – ELN Evolución y Expansión.


93

específicamente a boleteos, extorsión y secuestros a compañías petroleras y a

realizar atentados a los oleoductos.

• FARC (Fuerzas Armadas Revolucionarias de Colombia)

Las FARC, grupo fundado hace más de 35 años, hoy es el principal grupo

insurgente de Colombia. Actualmente, es identificado como una fuerza

combatiente conocida por sus tácticas terroristas más que por su programa

político con influencia marxista-leninista49; adicionalmente a esto, la

organización cuenta con unos importantes ingresos, bastante superiores con

relación a los de los demás grupos guerrilleros en el continente, provenientes

de la participación en el comercio de la droga, de las extorsiones y secuestros.

Al pasar de los años ha llevado a cabo una estrategia de crecimiento la cual ha

garantizado su presencia en todos los departamentos del país, especialmente

alrededor de los centros de poder e industrialización más importantes, zonas

de alta actividad agrícola y los principales ejes viales. En 15 años lograron

crear frentes suficientes para ejercer control sobre los principales sectores

productivos del centro del país.

49 Según reporte de la Embajada de Estados Unidos de América. Worldwide Threat 2001: National Security in a Changing World. George J. Tenet, Director,Agencia Central de Inteligencia. Tomado de: http://usembassy.state.gov/colombia/ wwwsgt02.shtml. Washington D.C. Febrero 7 de 2001.


94

• ELN (Ejército de Liberación Nacional)

El ELN es el otro grupo insurgente importante del país, que también contribuye

a aumentar la inestabilidad. Fue reactivado en 198350 afianzándose en algunas

de las regiones más ricas y productivas del país. El ELN se concentró en los

780 kilómetros del oleoducto Caño Limón-Coveñas. Datos del Ministerio de

Defensa de finales de la década pasada, calculaban en más de 50 millones de

dólares, los fondos recaudados por el ELN como resultado del boleteo a firmas

contratistas que participaron en la construcción del oleoducto. Esa fue la

principal fuente de recursos del ELN, además de los que obtuvo del secuestro

y la extorsión a la industria aurífera en el nororiente de Antioquia. En 1997

comenzó la lucha entre el ELN y las FARC cuando éstas ingresaron a Arauca

para disputar los enormes ingresos que recibía el ELN por las regalías

petroleras y empezaron a conquistar militarmente la región.

``Apenas llegaron las FARC a Arauca -donde se localiza Caño Limón, el

principal yacimiento petrolero colombiano- intentaron negociar con el ELN el

reparto de la torta, pero como éste se resistió al pacto, comenzó una oleada de

ataques contra el oleoducto que conduce el crudo de Caño Limón al puerto de

Coveñas [norte], el más importante del país'', reveló un experto petrolero.

Hasta el ingreso de las FARC, la estrategia del ELN era volar el oleoducto de

manera periódica para que no se interrumpiera del todo el bombeo y las

50 La reactivación tuvo lugar en la cumbre de Héroes y Mártires de Anorí en la que el ELN trazó su plan de expansión.


95

regalías llegarán fluidamente al departamento, a los municipios y, por supuesto

al ELN51.

Según un informe de un equipo de analistas del proyecto Paz Pública de la

Universidad de los Andes, el ELN depende para su operación, mucho más que

las Farc, del apoyo de la población civil; se dice que muchos de sus hombres

son miembros activos de las comunidades donde el grupo ejerce influencia.

• PARAMILITARES

Los grupos paramilitares o autodefensas fueron creados hace más de 17 años

por los hermanos Carlos y Fidel Castaño en venganza a las FARC. Al igual que

los anteriores se han expandido dramáticamente; hoy día están presentes en

25 departamentos del país y cuentan con una fuerza de 5,000 hombres.52

Compiten cada vez más con las FARC y el ELN por el control de las zonas de

cultivo de drogas y otras áreas estratégicas de la zona rural de Colombia.

Desde sus orígenes, estos grupos han sido relacionados con el narcotráfico53.

Las principales áreas de avance paramilitar son Urabá, el Atrato, Mapiripán en

el Meta, la serranía de San Lucas en el sur del Bolívar y, de modo más

reciente, el Putumayo, que coinciden con las de narcoproducción, tránsito de

drogas y armas. 51 Tomado de: http://www.rose-hulman.edu/~delacova/farc/ejecutados.htm 52 Según reporte del Centro de Investigación de Información e Investigación para la Paz. Naciones Unidas – Universidad para La Paz. 53 Pablo Escobar y Gonzalo Rodríguez Gacha fueron algunos de sus principales patrocinadores a comienzos de los ochenta.


96

Objetivos

En realidad los objetivos de este conjunto de actores son difíciles de identificar

porque aunque es sabido que en su origen luchaban por una justicia social, sus

actos no son consecuentes con sus ideales. Para efectos del proyecto, no se

estableció un contacto directo con este agente, pero a partir de investigaciones

ya realizadas se pueden identificar los siguientes objetivos:

Como objetivo general buscan el control político de las regiones, así como la

financiación de la guerra. En cuanto a los objetivos específicos concernientes

al sistema petrolero afirman que “quieren evitar que las compañías extranjeras

saqueen al país de sus recursos naturales soberanos y que las ganancias del

negocio se queden en Colombia”54. Su principal objetivo militar es la voladura

de oleoductos. Finalmente, los GML lo que hacen es chantajear y sabotear a

las compañías para evitar que les dañen su negocio.

54 Farc, Eln y autodefensas ilegales: Vampiros de los poliductos. Revista Policía Nacional de Colombia. ed.252. p.2. [Versión Electrónica] Recuperado el 29 de octubre de 2003. http://www.policia.gov.co/inicio/portal/revista.nsf/PaginasNumero/252-4-2


97


Las decisiones de los GML se enmarcan en interferir o no en el libre desarrollo

del proceso petrolero en Colombia y en las acciones de presión que ejercen en

contra de las compañías operadoras (sean multinacionales o Ecopetrol) o en

contra del gobierno nacional. Pueden decidir sobre el tipo de acciones de

sabotaje -contra la infraestructura o el personal- que van a implementar con el

fin de obtener ya sea ingresos o de infundir el desorden y la inestabilidad de las

operaciones petroleras.

1 Nivel de intromisión en el sector.

Variable de Decisión GMLVariable de Decisión GML

1 Nivel de intromisión en el sector.

Variable de Decisión GMLVariable de Decisión GML

Tabla 11

6.1.9. Países Competidores (PC)

Identificación

Es necesario aclarar que los PC no se toman como una agente propio del

sistema, sino como un agente externo que puede incidir sobre éste. Dentro de

los PC se considera cualquier país que lleve a cabo operaciones petroleras. La

competencia se mide en la medida en que el país ofrezca alguna oportunidad a


98

las compañías multinacionales ya sea de búsqueda o de explotación de

petróleo dentro de su territorio.

Se puede afirmar que los PC constituyen un agente externo porque no hace

parte del sistema petrolero colombiano y no se pueden tomar decisiones sobre

éste para incidir en el funcionamiento del sistema. Los PC influyen de manera

notable y sus decisiones pueden generar efectos extremos, sean benéficos o

contraproducentes, para Colombia. Puede tomar dos roles en el sistema: de

amenaza o de ejemplo a seguir.

Para efectos del proyecto, se hará énfasis en los países comparables más que

los competidores, entendiendo comparables como: en un primer enfoque,

todos aquellos países que en términos de potencial petrolero son semejantes a

Colombia, es decir, que cuentan con prospectividad y volúmenes de reservas

similares. En segundo lugar, se deben tener en cuenta los países comparables

en término de manejo de política petrolera, sea porque ésta es similar o

porque recientemente han efectuado cambios con buenos resultados.55

55 Ver Sección 6.1.9


99

A continuación se muestra un gráfico donde se compara la posición de

Colombia respecto a algunos países en términos de rentabilidad para el

inversionista y de State Take56.

Fuente: DNP

Colombia frente a Países CompetidoresColombia frente a Países Competidores

Fuente: DNP

Colombia frente a Países CompetidoresColombia frente a Países Competidores

Figura 15

La rentabilidad de los proyectos en Colombia es del 17% aproximadamente,

mientras que la TIR promedio de los demás países es del 30%, para proyectos

con éxito (no se tiene en cuenta la inversión en exploración no exitosa). Por su

lado, el state take es uno de los más altos, corresponde a un 80%; ubicando a

Colombia en una posición poco competitiva frente a la competencia.

56 Ver descripción en la sección de Indicadores del Buen Funcionamiento del Sistema.


100

Objetivos

El objetivo de todo país competidor es desarrollar actividades en pro del

mejoramiento de su sector, llevando a cabo eficientemente las etapas

fundamentales del negocio con miras a maximizar la rentabilidad y los ingresos

tanto para su compañía petrolera estatal y por ende para la Nación.

Las estrategias de cada país difieren sustancialmente unas de otras, pero

esencialmente todos buscan tener una política petrolera atractiva, en el caso

de que estén interesados en atraer inversión extranjera que colabore en la

búsqueda de reservas. O por el contrario, si buscan nacionalizar su petróleo

restringiendo la entrada a las multinacionales, en cuyo caso se enfocan en

fortalecer su empresa estatal.


Los países competidores se pueden tomar como sistemas, por lo que tienen en

su poder un número considerable de decisiones. La principal decisión está a

cargo de los gobiernos centrales en la formulación de la política petrolera que

su país adoptará, que puede ser proteccionista o con miras a una apertura en

la que se debe tener en cuenta variables tales como el porcentaje y manejo de

regalías, la carga impositiva, el factor de participación, los términos de los


101

contratos, entre otros. Esto viene encadenado con los incentivos que se les da

a las compañías interesadas en explorar o explotar su petróleo.

1 Políticas de contratación.2 Estabilidad reglas de juego.

Variables de Decisión PCVariables de Decisión PC1 Políticas de contratación.2 Estabilidad reglas de juego.

Variables de Decisión PCVariables de Decisión PC

Tabla 12

Por otro lado, los países competidores deben decidir sobre qué mercados

quieren abarcar, cómo va a ser el proceso de penetración de su empresa

estatal, si es el caso. O en otras ocasiones con qué otros países o empresas

establecerán alianzas estratégicas.

En la tabla a continuación se enumeran las variables de decisión para cada

agente descrito anteriormente. Es importante aclarar que los PC, al ser un

agente externo, no se incluirá en el mapa de incentivos, en razón a que su

efecto en el sistema es de impacto y no es posible diseñar acciones que

afecten sus variables de decisión para desencadenar mejoramiento en los

Indicadores del Buen Funcionamiento del Sistema.


102

Agentes y Variables de DecisiónAgentes y Variables de DecisiónAgentes

1 Elaboración de planes para el sector. * Planes en Seguridad.* Planes de Proyección.

2 Legislaciones referentes al sector (regalías, tributación, políticas ambientales, entre otros).

3 Prioridades de acción.4 Nivel de vigilancia sobre entes a su cargo.5 Políticas para el diseño y manejo de los contratos.6 Asignación de áreas.7 Nivel de monitoreo sobre los contratos existentes. 8 Socios de operación.9 Prioridades de acción por área de negocio.

10 Posición sobre las políticas petroleras.11 Nivel de riesgo a afrontar en proyectos petroleros.12 Acciones de gestión social.13 Participación en licitaciones.14 Nivel de cumplimiento de contratos.

15 Nivel de riesgo dispuesto a afrontar en proyectos petroleros.

16 Socios de operación.17 Posición sobre la política petrolera.18 Destinación de recursos provenientes del sector.

19 Calidad en la ejecución de recursos provenientes del sector.


23 Nivel de participación en proyectos provenientes del sector.

24 Nivel de apoyo al sector.25 Nivel de seguimiento de planes y proyectos.

Grupos al Margen de la Ley 26 Nivel de intromisión en el sector.


Gobierno Central


Paises Competidores

Comunidades

USO

Entidadades Territoriales

Empresas Exploradoras y

Productoras

ECOPETROL S.A

ANH

Agentes y Variables de DecisiónAgentes y Variables de DecisiónAgentes

1 Elaboración de planes para el sector. * Planes en Seguridad.* Planes de Proyección.

2 Legislaciones referentes al sector (regalías, tributación, políticas ambientales, entre otros).

3 Prioridades de acción.4 Nivel de vigilancia sobre entes a su cargo.5 Políticas para el diseño y manejo de los contratos.6 Asignación de áreas.7 Nivel de monitoreo sobre los contratos existentes. 8 Socios de operación.9 Prioridades de acción por área de negocio.

10 Posición sobre las políticas petroleras.11 Nivel de riesgo a afrontar en proyectos petroleros.12 Acciones de gestión social.13 Participación en licitaciones.14 Nivel de cumplimiento de contratos.

15 Nivel de riesgo dispuesto a afrontar en proyectos petroleros.

16 Socios de operación.17 Posición sobre la política petrolera.18 Destinación de recursos provenientes del sector.

19 Calidad en la ejecución de recursos provenientes del sector.


23 Nivel de participación en proyectos provenientes del sector.

24 Nivel de apoyo al sector.25 Nivel de seguimiento de planes y proyectos.

Grupos al Margen de la Ley 26 Nivel de intromisión en el sector.


Gobierno Central


Paises Competidores

Comunidades

USO

Entidadades Territoriales

Empresas Exploradoras y

Productoras

ECOPETROL S.A

ANH

Tabla 13


103

6.2. Descripción de las Interacciones entre los Agentes

6.2.1. Relaciones

• Gobierno Central – ECOPETROL S.A.

Antes de la reestructuración y creación de la ANH, Ecopetrol S.A. era un doble

actor al ser regulador del sector y a su vez una empresa con operaciones

comerciales e industriales. Actualmente, no hace parte integral del Estado,

pasando a ser una sociedad pública por acciones; la relación se da al ser el

Gobierno quien posee la totalidad de éstas. Con ello, como empresa partícipe

del sector, tendrá que guiarse por las mismas legislaciones y seguir con los

mismos procesos que tienen las demás empresas exploradoras y productoras

(explicadas más adelante en la relación GC - EEP).

Aún no es claro lo que pasará con la forma de financiar los procesos de

Ecopetrol:

“El gobierno deberá darle autonomía financiera para que la empresa

(Ecopetrol S.A.) tenga poder decisorio sobre sus inversiones y aislarla de

las finanzas del gobierno central, lo que le permitirá por ejemplo hacer uso

de su capacidad de endeudamiento.


104

Se espera entonces que por medio de un proyecto de ley que surtirá

trámite en el Congreso, Ecopetrol S.A., no siga amarrada al presupuesto

de la nación, y en consecuencia pueda actuar como cualquier petrolera.”57

El gobierno central como dueño de la empresa será el encargado de la toma

de las decisiones necesarias para el manejo estratégico, operacional y

comercial que Ecopetrol S.A requiera, así como el destino de las ganancias

que puedan ser percibidas.

57 Carta Petrolera (2003, agosto-octubre) No. 106, p. 9.

En síntesis: La relación GC – ECP es muy relevante porque se da entre dos agentes principales del sistema. Se basa en:

• La transferencia de recursos de ECP hacia el estado. (ECP actúa como una herramienta del GC para generar recursos)

• El GC tiene influencia sobre las decisiones a nivel estratégico, operativo y comercial de ECP.

• Existe una tensión entre ellos, en la decisión sobre el nivel de recursos autorizados a ECP, por parte del GC, para sus operaciones. El GC tiene otras prioridades con el país.

• Los incentivos residen en el grado de motivación del GC hacia la destinación de recursos para el desarrollo del sector petrolero.


105

• Gobierno Central – ANH

Estos dos agentes se relacionan en la medida en que la ANH está adscrita al

Ministerio de Minas y Energía, y por tanto hace parte del gobierno central, que

por el decreto 1760 de junio del 2003 se le encargó la administración del

recurso energético más importante de la nación.

Junto con el Ministerio de Minas, la ANH debe apoyar la creación de políticas

que en torno al petróleo sean tomadas y elaborar los planes para cada uno de

los sectores del mismo.

• Gobierno Central – Empresas Exploradoras y Productoras

Las EEP se relacionan con el Gobierno Central (a través de la entidad adscrita

al Ministerio de Hacienda, Dian58) al pagar los impuestos que se generan por la

58 Dirección Nacional de Impuestos y Aduanas.

En síntesis: La relación GC – ANH se basa en:

• La delegación de funciones por parte del GC a la ANH concernientes a la administración del recurso petrolero en el país a cambio de mantener una política petrolera acorde con las necesidades del país.


106

extracción de petróleo, con ello la entidad adquiere recursos fiscales por el

pago tributario.

Con el Ministerio del Medio Ambiente la relación se basa en la adjudicación de

licencias ambientales para la exploración o explotación de las zonas en las que

las empresas pretenden iniciar sus investigaciones, este trámite es

fundamental debido a los requerimientos que deben ser ejecutados. Estos se

encuentran estipulados en el decreto 1753 de 1994 y en la resolución 655 de

1996 del Ministerio.

Con el Ministerio de Minas y Energía, se da una relación de control de las

disposiciones legales, que se hayan generado con las empresas, cobijadas

bajo las normas que el Ministerio haya estipulado, debido a las funciones que

el ministerio realiza, según el articulo 3 del decreto 70 de enero 17 de 2001:

“4) Adoptar los reglamentos y hacer cumplir las disposiciones

constitucionales, legales y reglamentarias relacionadas con la exploración,

explotación, transporte, refinación, distribución, procesamiento, beneficio,

comercialización y exportación de recursos naturales no renovables...en los

términos previstos en las normas legales vigentes”.

Existe una relación adicional con el gobierno, en la cual el Ministerio de

Defensa, hace uso de las fuerzas armadas, para cumplir no sólo con los


107

objetivos que ella tiene en la ley59, el MinDefensa se relaciona con las

compañías, al prestarle el servicio de seguridad a las instalaciones,

infraestructura y personal que son usadas por las compañías durante todo el

proceso.60

Finalmente, existe una relación menos evidente en cuanto a las regulaciones

de las operaciones de petróleo en el tema social y ambiental, en la que es

preciso que consulte con la industria y las comunidades locales para

formularlas y mejorarlas.

59 Art 5. Decreto Número 1512. Agosto de 2000. 60 La relación también se da en el sentido contrario, por ejemplo: la BP ha estado involucrada en proyectos de entrenamiento de las fuerzas armadas.

En síntesis: La interacción que se da entre estos agentes principales (GC – EEP) se basa en:

• El GC por medio del manejo de políticas (tributaria, seguridad, ambiente, entre otras.) brinda las condiciones necesarias para que las empresas desarrollen sus actividades petroleras normalmente a cambio de que hagan presencia en el sector activamente.

• Los incentivos existentes que el GC brinda van encaminados al mejoramiento de las condiciones anteriormente descritas, para que las EEP tengan un mayor grado de operatividad con menores costos aumentando su rentabilidad.


108

• Gobierno Central – Entidades Territoriales

La relación entre estos dos actores se basa en la transferencia de recursos por

parte del gobierno central a los entes, lo que se establece en los artículos

pertinentes de la constitución61, en los cuales se especifica la cantidad o

porcentaje del situado fiscal correspondiente.

Se define también en la constitución, con el articulo 360, el derecho que los

departamentos o municipios obtendrán si en su jurisdicción se explota un

recurso natural no renovable, en nuestro caso el petróleo, por el cual se darán

las regalías como contraprestación económica por dicha actividad;

encaminados a “... la promoción de la minería, a la preservación del medio

ambiente y a financiar proyectos regionales de inversión definidos como

prioritarios en los planes de desarrollo de las respectivas entidades

territoriales.”62

• Gobierno Central – Grupos al Margen de la Ley

En esta relación, las partes del gobierno central que se involucra directamente,

son el Ministerio de Defensa y las Fuerzas Armadas de Colombia.

61 Artículos 356 al 364. 62 Articulo 361 de la Constitución Política de Colombia.


109

Entre los actores no existen contratos definidos como tales, pero se presume

que hay o ha habido tácitos entre ellos, como de no agresión entre las partes o

treguas, pero que no son definitivos sino temporales.

Debido a la inclinación política que manejan las guerrillas (izquierda), el sector

petrolero es un blanco constante de sus ataques, debido a la existencia de

empresas extranjeras en el negocio, ejerciendo “teóricamente” una amenaza al

Estado para que sea él quien extraiga el petróleo; dichos ataques son tomados

también como una forma de presión, para sacar adelante las exigencias que

las guerrillas requieran, debido al alto costo que significa para el Estado el

derrame de crudo o la paralización de las facilidades.

“En septiembre de 2000 subió la cotización internacional del precio del

petróleo y le llegaron al departamento de Arauca 50.000 millones de

pesos adicionales en regalías. Las Farc presionaron a los gobernantes

locales para que les dieran la mitad de esos ingresos, de lo contrario

volarían el tubo y ninguno obtendría las regalías. Ese es el modo

intimidatorio e ilegal utilizado por los terroristas para obtener dinero en

efectivo, cuyo destino si llega a las arcas del departamento sería la

realización de obras sociales para los campesinos y para el pueblo por el

que en forma mentirosa las Farc dicen luchar. Ante la desfachatada

“exigencia” de las Farc, la gobernación del departamento decidió no dar el


110

dinero pedido por esa agrupación criminal. El 31 de enero de 2001 el

oleoducto fue dinamitado 10 veces en el mismo día. Por primera vez en la

historia Caño Limón-Coveñas duró parado 201 días, con graves

repercusiones para toda la región. El país dejó de percibir cerca de 500

millones de dólares por el crudo que no se vendió y se dejaron de generar

81,4 millones de dólares en regalías. Así las demenciales acciones

terroristas de las Farc, perjudicaron nuevamente al país entero“.63

63 Farc, Eln y autodefensas ilegales: Vampiros de los poliductos. Revista Policía Nacional de Colombia. ed.252. p.2. [Versión Electrónica] Recuperado el 29 de octubre de 2003. http://www.policia.gov.co/inicio/portal/revista.nsf/PaginasNumero/252-4-2

En síntesis:

• No existe un contrato como tal entre el GC y los GML, debido a la ausencia de un intercambio tangible de bienes, servicios o información.

• Los GML son un agente perturbador que incide negativamente en el sistema, por lo que su impacto no se medirá por la forma en que estén concebidos los contratos con otros agentes, sino por el impacto específico que tienen sobre la operación de las compañías.

• Debido a la naturaleza del conflicto entre estas dos partes, es sabido que el GC realiza un constante esfuerzo por alcanzar la paz, mediante negociaciones, diálogos, entre otros mecanismos, con los GML. Sin embargo, para efectos del cumplimiento de este proyecto de grado, este tema no será profundizado, debido a su complejidad.


111

• ECOPETROL S.A. – ANH

La principal relación se da en la ejecución de los nuevos contratos que se

celebrarán para la exploración y/o explotación del recurso petrolero en

Colombia. Existe una primera fase de transición para la consolidación de esta

interacción que se refiere a la cesión de funciones de Ecopetrol hacia la ANH,

en la que se convierte en el único ente encargado de la administración del

recurso petrolero. Esto se plasma en el Decreto 1760 de junio de 2003.

Sin embargo, la legislación que enmarca la interacción es extensa, se

mencionan tres documentos relevantes, como lo son: el Decreto Ley 3211 de

1959 que establece la calidad de empresa industrial y comercial del Estado de

Ecopetrol, el Decreto Legislativo 2310 de 1974 que determina que la

exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad nacional quedan

exclusivamente a cargo de la Ecopetrol, para lo que se deben llevar a cabo

dichas actividades directamente o por medio de contratos de cualquier

naturaleza, distintos de los de concesión. Y por último, la Ley 489 de 1998 que

dispone que la administración del recurso petrolero nacional debe estar a cargo

de una entidad de naturaleza administrativa no comercial ni industrial.

La etapa del contrato explícito entre las dos partes se articula en donde,

gracias a la definición de las nuevas reglas en materia contractual por parte de

la ANH quien actúa como representante de la Nación ante las compañías

petroleras y otros grupos interesados en la actividad petrolera en Colombia,


112

Ecopetrol pueda ejercer su función dedicándose de manera a la exploración y

explotación de hidrocarburos de manera autónoma o en asocio con otras

compañías.

• ECOPETROL S.A. – Empresas Exploradoras y Productoras

Antes del 2004 Ecopetrol sostenía con las empresas exploradoras y

productoras de petróleo un contrato muy especifico, al que se le llamaba de

Asociación por medio del cual el asociado participaba junto a Ecopetrol en la

búsqueda de crudo en las áreas que hubieran sido ganadas por licitación

En síntesis: Esta interacción se da entre dos actores principales (ECP – ANH).

• La relación parte de que algunas de las funciones llevadas a cabo por Ecopetrol hasta el 31 de diciembre de 2003, la ANH las hereda debido a la escisión.

• La relación se basará en los nuevos tipos de contratación, en los que la ANH plasmará las condiciones, los derechos y deberes para la exploración y explotación en Colombia. A su vez, Ecopetrol ejercerá sus operaciones bajo dichas condiciones.

• Ecopetrol transfiere recursos a la ANH por concepto de regalías, cuotas de mantenimiento y por ganancia extraordinaria.


113

pública -realizada por el gobierno-, repartiendo gastos y ganancias, si las

habían, de manera ya establecida64.

Esta era la relación que sostenían las dos partes. Ahora con el cambio,

Ecopetrol tiene total independencia para realizar las asociaciones que crea

convenientes según el proyecto a realizar, en el cual, los términos entre las

partes serán convenidos por ellas.

En estos contratos se especificaran el nivel de participación de cada uno en las

áreas del proceso petrolero, siendo la exploración inicialmente el más

importante, ya que es el primer paso en la cadena petrolera; ante esto

Ecopetrol es la empresa con mayor prelación:

“Tendrá, además la ventaja de ser el mejor socio para orientar la

exploración hacia la apertura de nuevos plays, es decir, bloques con gran

potencial en áreas en que se ha comprobado la presencia de

hidrocarburos como piedemontes”. 65

Este tipo de contrato no será el único que se tenga entre las dos actores ya

que debido a la diversidad colombiana en su subsuelo, se podrán manejar

otros tipos de asociaciones con el fin de obtener los mayores beneficios y

diversificar el portafolio de actividades.

64 Ver detalles del Contrato de Asociación. 65 Santamaría, A. (2003, Agosto - Octubre). Ecopetrol S.A. El Desafío. Carta Petrolera. (No. 106, p.10).


114

“En su condición de conoce dor de áreas podrá establecer contratos de

servicios de perforación de riesgo, farm out con otras empresas para

reducir riesgo y consolidar gestión así como llevar a cabo outsourcing,

esto es, contratos de prestación de servicios con terceros, en actividades

criticas.”66

67

66 Santamaría, A. (2003, Agosto - Octubre). Ecopetrol S.A. El Desafío. Carta Petrolera. (No. 106, p.10). 67 Algunos de los planes han sido: Plan Quincenal (1965), Plan Decenal (1970), Plan Decenal Exploratorio (1977), Plan 35 Años (1984), Plan 2000 (1987), Plan de Ajuste Dinámico (1990), Segundo Plan de Ajuste Dinámico (1991), Plan Energético Nacional (1993), entre otros.

En síntesis: Esta interacción se da entre dos actores principales (ECP – EEP).

• La relación entre EC y las EEP, se basa en las asociaciones realizadas por ellas, fundamentadas en los contratos preestablecidos con la ANH. En donde intercambiaran tecnología, conocimientos geológicos entre otras, repartiendo gastos y utilidades generadas de los procesos que sean efectuados, durante la duración de su asociación.

• Con esta interacción se busca atraer capitales a riesgo por parte de las EEP.

• Constantemente el GC se ha preocupado por generar incentivos que hagan de Colombia un país atractivo a los inversionistas extranjeros. Esto lo hacen mediante el cambio en las condiciones de los contratos y promulgación de nuevos planes de hidrocarburos.


115

• ECOPETROL S.A. – USO

Por tratarse de una organización sindical legalmente reconocida sus relaciones

están regidas por la constitución nacional y por las leyes laborales vigentes. La

USO introduce al sistema una tensión cuyas características deben ser

analizadas para avanzar en el conocimiento del mismo. Por esto, es necesario

analizar la forma como esta interacción se ha dado en los últimos años, sus

aspectos positivos y negativos, así como el impacto sobre el funcionamiento

del sistema.

Esta relación está enmarcada en las normas que la Constitución Política

establece acerca del derecho de asociación. Ecopetrol está obligado a respetar

los derechos de esta organización sindical y a cumplir con las condiciones

pactadas en la convención colectiva. Asimismo la USO está obligada a

respetar las normas que rigen su actividad gremial y a expresar sus opiniones,

iniciativas y protestas en el marco establecido por la ley. Los convenios

realizados con la Empresa se plasman mediante acuerdos después de llevar a

cabo procesos de negociación de los pliegos de peticiones, que en algunas

ocasiones presentan contenido político, y de superar eventualidades

inherentes al ejercicio de la actividad sindical como los son la declaración y

ejecución de huelgas y la promoción de paros cívicos.


116

“Desde el momento la creación del sindicato, las relaciones obrero-patronales

en Ecopetrol han pasado por diferentes etapas debido a que no siempre el

sindicato ha tenido un perfil homogéneo”68. Por otro lado, en cuanto a las

consecuencias de la reestructuración de Ecopetrol respecto a este tema, es

importante anotar que la escisión no influye en el curso de los acuerdos ni tiene

efectos sobre la Convención Colectiva69, ni sobre la existencia y garantías del

sindicato.

• ECOPETROL S.A. – Comunidad

La relación entre Ecopetrol y la comunidad se articula por medio de la

Dirección de Relaciones Externas de Ecopetrol, división creada en 1987, en 68 Carta Petrolera - Especial 50 años. Cinco décadas de relaciones laborales. p. 75. 69 Inicialmente se conoce como El Pacto Colectivo, en el que se plasman las peticiones del sindicato.

En síntesis: La USO al ser un agente generador de tensión, puede generar inestabilidad.

• ECP está en la obligación de respetar los derechos de la organización sindical y cumplir con las condiciones pactadas en la convención colectiva.

• La USO, por su lado debe expresar sus opiniones e iniciativas por medio del pliego de peticiones.

• El intercambio radica en las peticiones por parte de la organización sindical y la aceptación y cumplimiento por parte de ECP.


117

pro de su responsabilidad social70. Esta relación es de tipo sinérgico en la que

los dos agentes se benefician mutuamente en la medida en que cada uno de

ellos cumpla a cabalidad con el papel que le corresponde en la interacción.

Ecopetrol y específicamente la Dirección de Relaciones Externas debe estar

comprometida con el manejo de los riesgos y oportunidades presentes en el

entorno y de los impactos sociales ocasionados por la operación, debe diseñar

e implementar estrategias orientadas al logro de mayores indicadores de

desarrollo humano, de mejores condiciones de bienestar y de progreso

económico y social.71

La interacción entre Ecopetrol y las comunidades se enmarca en lo siguiente:

- La Resolución Nº 1211 del Ministerio de Minas (Mayo / 87) que autoriza a

Ecopetrol para realizar aportes o contribuciones que se destinen a

programas de desarrollo social, cultural, educativo y de salud, en las áreas

de influencia de la empresa.

- Y el Artículo Nº 355 de la Constitución Política de Colombia que dispone:

“El Gobierno, en los niveles nacional, departamental, distrital y municipal

70 Para mayor detalle remitirse a los Estatutos de Ecopetrol S.A. - Parágrafo del Artículo No. 34.

71 Dentro de los proyectos financiables se encuentran proyectos para infraestructura básica comunitaria, servicios básicos esenciales (agua, alcantarillado, basuras, energía, comunicaciones), protección y recuperación del medio ambiente, generación de Ingresos y proyectos productivos, infraestructura vial, fortalecimiento comunitario e institucional, cultura y recreación, campañas educativas.


118

podrá, con recursos de los respectivos presupuestos, celebrar contratos

con entidades privadas sin ánimo de lucro y de reconocida idoneidad con el

fin de impulsar programas y actividades de interés público acordes con el

plan nacional y los planes seccionales de desarrollo”.

Ecopetrol debe correr varios riesgos, entre los cuales está el inconformismo de

las comunidades debido a que los beneficios económicos que genera el sector

petrolero no se traducen en inversión social y desarrollo. A su vez, se generan

conflictos por el impacto socio-ambiental de la operación, en particular por el

acceso de proyectos a territorios de minorías étnicas, entre otros.

Los mecanismos presentes en la interacción que se utilizan para llevar a cabo

su objetivo son:

- Alianzas interinstitucionales con petroleras para cofinanciar programas de

inversión social.

- Convenios de cooperación con ONG’s, entidades gubernamentales y

agrupaciones comunitarias.

- Conciliación por medio del diálogo con las minorías étnicas o con los

organismos nacionales o internaciones que están en defensa de estas.


119

• ECOPETROL S.A. / ANH – Entidades Territoriales

La relación entre Ecopetrol y las entidades territoriales se limita básicamente a

la transferencia de recursos. Estas transferencias constituyen un alto

porcentaje de las administraciones de los territorios petroleros y en una menor

instancia al resto de entidades territoriales.

Dichas transferencias se originan por diferentes conceptos como lo son las

regalías y participaciones del Estado en la explotación de hidrocarburos, los

impuestos directos e indirectos, los subsidios y la sobretasa a la gasolina.

Estos recursos, según la Ley de Regalías72 se deben disponer para inversión

social. Asimismo, Ecopetrol independientemente también hace aportes

72 Artículos 14 y 15 de la Ley 141.

En síntesis:

• La relación entre ECP y la comunidad es de tipo sinérgico puesto que los dos agentes se benefician mutuamente.

• El intercambio se da en la medida en que ECP realice aportes o contribuciones que se destinen a programas de desarrollo regional y local por medio de proyectos de inversión y planes de ejecución. Por su parte, la comunidad le permite operar en la zona de influencia y se ve recompensada por el mejoramiento en su calidad de vida impulsado por ECP.

• La clave de la interacción es el manejo de riesgos y oportunidades presentes en el entorno y, de los impactos sociales ocasionados por la operación.


120

voluntarios para financiar proyectos de desarrollo, mencionados anteriormente

en la relación Ecopetrol – Comunidad.

Es importante anotar, que a partir de la puesta en marcha de la ANH, ésta

pasará a ser el ente recaudador y girador de las regalías y las compensaciones

monetarias, por lo que la interacción pasaría a ser entre la ANH y las entidades

territoriales para los contratos vigentes a partir de enero de 2004. Dentro de

este mismo orden de ideas, la ANH recaudará las retenciones, hará giros y

reintegros con destino al Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera (FAEP)73

que correspondan a las entidades partícipes. Los recursos concernientes al

FAEP son los que posteriormente se reparten entre las entidades territoriales

en las que no existe actividad petrolera.

73 Decreto 1939 de 2001.

En síntesis:

• La relación se basa en la transferencia de recursos por parte de la Ecopetrol / ANH a los entes territoriales, por concepto de regalías, impuestos indirectos, subsidios y sobretasa a la gasolina, para inversión en el sector social -salud, educación e infraestructura-, según disponga más conveniente y necesario, los entes territoriales.


121

• ANH - Empresas Exploradoras y Productoras

Para esta relación, se tiene estipulado en la ley 1760 las acciones entre estos

dos agentes, ubicados en los puntos 5.3, 5.7, 5.10 y 5.13 .

5.3 Diseñar, promover, negociar, celebrar, hacer seguimiento, y

administrar los nuevos contratos de exploración y explotación de

hidrocarburos de propiedad de la Nación, en los términos del artículo 76

de la Ley 80 de 1993 y las normas que la sustituyan, modifiquen o

adicionen.

5.7 Convenir en los contratos de exploración y explotación los términos y

condiciones con sujeción a los cuales las compañías contratistas , como

parte de su responsabilidad social, adelantarán programas en beneficio de

las comunidades ubicadas en las áreas de influencia de los

correspondientes contratos.

5.10 Recaudar las regalías y compensaciones monetarias que

correspondan al Estado por la explotación de hidrocarburos, y girar a las

entidades con derecho a ellas tales recursos.


122

Como se puede entender la ANH será la administradora de todo lo que tenga

que ver con el recurso y de los ingresos generados de éste, que le serán dados

por las empresas partícipes de los contratos celebrados con la misma, y

destinados a los entidades territoriales o comunidades.

La parte más fuerte en esta relación se da en el nuevo tipo de contrato que

creará la entidad para la exploración y explotación y la cual deberán acogerse

todas las empresas del sector (incluyendo Ecopetrol).

• Empresas Exploradoras y Productoras – Comunidad

La naturaleza de esta relación es similar a la que se gesta entre Ecopetrol y las

comunidades puesto que representa una sinergia, los agentes involucrados

En síntesis: Esta interacción se da entre dos actores principales (EPP – ANH).

• Al igual que la ANH con ECP, esta relación se basará en los nuevos tipos de contratación, en los que la ANH plasmará las condiciones, los derechos y deberes para la exploración y explotación en Colombia. A su vez, las EEP ejercerán sus operaciones bajo dichas condiciones.

• Las EEP transfieren recursos a la ANH por concepto de regalías, cuotas de mantenimiento y por ganancia extraordinaria.

• Como actualmente la ANH no ha comenzado a operar, no existen incentivos como tales hacia las EPP, estos estarían plasmados en las ventajas ofrecidas en los contratos, que se firmen entre las partes.


123

deben salir beneficiados de la interacción. Los contratos son explícitos entre

las partes.

El rol que asumen las EEP es de patrocinador y/o gestor de proyectos de

desarrollo local, por ende su relación no se limita a la comunidad sino también

debe establecer relaciones con el gobierno. En un reportaje sobre

responsabilidad social a la BBC, la BP sostiene que en algunas zonas la

comunidad busca que las compañías reemplacen al Estado en este tipo de

responsabilidades, y ese no es el objetivo, lo máximo que puede llegar a hacer

es tomar un rol de interlocutores y facilitadores74.

Se rigen por acuerdos que firman entre estas que pueden ser del tipo

voluntario75 o en orden a acatar las leyes correspondientes a su cuota mínima

de inversión social para poder llevar a cabo operaciones en ciertas zonas del

país. Absolutamente todas las compañías cuentan con una división dedicada al

manejo de relaciones con el entorno que se rigen por los estatutos de cada

una. A su vez, se enmarca por la adopción de leyes que obligan a

evaluaciones de impacto social y ambiental en especial en ambientes naturales

y/o humanos particularmente sensibles.

74 Recuperado de: http://news.bbc.co.uk/hi/spanish/specials/2003/responsabilidad_social/newsid_3152000/3152284.stm 75 Como es el caso de los Principios Voluntarios sobre Seguridad y Derechos Humanos, documento publicado en el año 2000 por el CICR y varias empresas multinacionales (British Petroleum (BP), Amoco, Chevron y Shell).


124

Dentro de esta interacción se maneja la modalidad de asociaciones o alianzas

entre las empresas, se hacen consorcios entre ellas o en compañía de

Ecopetrol; todas tienen unificadas las políticas de apoyo a la comunidad. Se

manejan asociaciones con otras organizaciones gubernamentales y no

gubernamentales con base comunal, las cuales tienen experiencia en contribuir

a procesos de evaluación o programas de mitigación del impacto, además que

tienen con objetivos comunes y que reconocen que pueden lograr más a través

del trabajo conjunto que en forma individual.76

76 Banco Mundial - Inversión Social del Sector Privado. (2002). Mejores Prácticas para hacer frente a los Impactos Sociales de las Operaciones de Petróleo y Gas. Trabajo en colaboración en marcha. Recuperado el 10 de enero de 2003. http://www.worldbank.org/ogsimpact/pssioverviewsp.htm

En síntesis:

• La relación entre las EPP y la comunidad es semejante a la que se da entre ECP y la comunidad.

• El intercambio se da en la medida en que las EPP cumplan con su responsabilidad social, financiando programas de desarrollo regional y local. Por su parte, la comunidad le permite operar en la zona de influencia, contribuyendo a la viabilidad de los proyectos.

• La clave de la interacción es el manejo de riesgos y oportunidades presentes en el entorno y, de los impactos sociales ocasionados por la operación.

• En esta interacción se destaca el hecho de que las compañías establezcan alianzas o asociaciones entre ellas o con las ONGs.

• La relación se puede volver más productiva si los objetivos de la comunidad se encausan hacia el apoyo y la solidaridad con las EEP.


125

• Entidades Territoriales – Comunidad

Las relaciones entre estos dos agentes se encuentran enmarcadas en base a

la Constitución Nacional, en donde se estipulan los derechos y deberes de

cada uno.

En la medida en que los ciudadanos pertenecientes a una comunidad elijan por

voto popular a sus representantes, estos se comprometen para que a través de

ellos, sean cumplidas las necesidades básicas de salud, educación,

infraestructura, etc., por medio de los recursos que le son destinados a cada de

dichas áreas, que en nuestro caso, provengan del sector petrolero, de tal

manera que cumplan las expectativas por las cuales el pueblo los eligió;

además las entidades territoriales deben de cumplir lo que esta estipulado en

el marco regulatorio de la constitución77.

También se debe tener en cuenta la relación entre las comunidades y las

entidades territoriales en cuanto a la promulgación de proyectos de inversión

que hacen conjuntamente para presentar a las compañías petroleras o para

hacer uso de los recursos transferidos a las ET. A su vez la comunidad se

77 Para las entidades territoriales véase Titulo XI Capítulos 1 y 2 de la Constitución.


126

compromete a pagar los impuestos a los que se les obliga por ley y participar

en el desarrollo de los proyectos que sean puestos en marcha.

• Comunidad – Grupos al Margen de la Ley

Un país con ciertas deficiencias, en el que el Estado no ha estado presente en

muchas ocasiones tiene una gran deuda con las poblaciones, hoy los grupos al

margen de la ley se lo están cobrando a los privados, desde el campesino

común y corriente, el finquero hasta las compañías, y si hay una industria

consolidada con mayor razón, como es el caso de la industria petrolera.

Gracias a la experiencia de las compañías que operan en zonas de influencia

guerrillera se ha podido percibir un comportamiento de las comunidades frente

a estos grupos. El primer caso es cuando la comunidad (o algunos de sus

miembros) actúa(n) por miedo o por temor a las represalias, o el caso

En síntesis:

• La relación que se da entre estos dos agentes del sistema se basa en la satisfacción de las necesidades básicas de la comunidad por parte de las entidades territoriales, a través de planes y proyectos, financiados con dineros provenientes de la actividad petrolera, asignados a los ET y, repartidos por la ANH.

• La promulgación de proyectos de inversión que realizan la Comunidad con los ET en conjunto, para presentar a las compañías petroleras o para hacer uso de los recursos transferidos a las ET.


127

contrario, en el que algunos actúan por simpatía. Pero en sí las comunidades

se manifiestan solidarias con la industria.

En ocasiones las comunidades actúan influenciadas por los actores armados

actuando como carteles consolidando un tipo de delincuencia común o

delincuencia organizada. Esta modalidad hace referencia a que utilizan a la

comunidad pobre para que venda el combustible que se roban, a estos se les

denomina “pinpineros”. Por otro lado, también se acostumbra a utilizar la

comunidad para que realice acciones de presión como el bloqueo de vías,

toma de las instalaciones o los equipos, etc. o en el peor de los casos para que

se unan a sus filas.

En general la relación entre la comunidad y estos actores armados es bastante

informal ya que los tratos o acuerdos que se hacen entre sí no quedan

evidenciados en ningún tipo de documento; en este tipo de relaciones la

palabra tiene un gran valor y si no se cumple cobran sentido los términos

chantaje, extorsión y venganza. La comunidad continuamente se ve afectada

por los actos subversivos de estos grupos ya que se vive una atmósfera donde

continuamente se violan sus derechos humanos.


128

6.2.2. Impactos

• ECOPETROL S.A. – Grupos al Margen de la Ley

Si bien es sabido, una variable crítica del sistema petrolero en Colombia es el

riesgo que deben afrontar las compañías, no sólo Ecopetrol sino las compañías

petroleras en general, al llevar a cabo sus proyectos y operaciones en el

territorio colombiano, en cuanto al tema de la seguridad. Este riesgo es

bastante fuerte causando vulnerabilidad de la actividad petrolera debido a

posibles alteraciones del orden público, ataques a la infraestructura, etc.

agudizando el conflicto. No se puede afirmar que exista una relación como tal

(basada en contratos) entre estos dos agentes, lo que se debe analizar es el

impacto de las acciones de los GML sobre la empresa estatal.

En síntesis:

• La relación que se da entre estos dos agentes del sistema se basa en la satisfacción de las necesidades básicas de la comunidad por parte de las entidades territoriales, a través de planes y proyectos, financiados con dineros provenientes de la actividad petrolera, asignados a los ET y, repartidos por la ANH.

• La promulgación de proyectos de inversión que realizan la Comunidad con los ET en conjunto, para presentar a las compañías petroleras o para hacer uso de los recursos transferidos a las ET.


129

Por principio ético, Ecopetrol no sostiene relaciones directas con actores

armados, el único manejo que Ecopetrol da indirectamente hacia éstos es por

medio de la asistencia social a las gentes del campo, la generación de empleo

y de oportunidades para las gentes de las zonas de influencia de los proyectos

y no para foráneos.

Los acuerdos nunca se hacen con los grupos al margen de la ley, siempre se

hacen con la comunidad. En ese orden de ideas la estrategia de Ecopetrol es

crear una comunidad solidaria que ayude a defender los intereses de la

empresa frente a este agente.

En Síntesis: Esta interacción es más de impacto perturbador que la relación representada propiamente por un contrato.

• El impacto de los GML sobre ECP, corresponde a las tensiones que se producen por sus acciones generando condiciones riesgosas en el tema de la seguridad. Esto se traduce en costos de operación más elevados, disminuyendo así la rentabilidad de los proyectos.

• Se puede explorar este impacto, con el fin de generar mecanismos que ayuden a aminorar esta variable crítica. De esta forma se disminuye el riesgo de invertir en Colombia por concepto de inseguridad, obteniendo mayores retornos sobre los proyectos.


130

• Empresas Exploradoras y Productoras - Grupos al Margen de la Ley

Las empresas petroleras al igual que Ecopetrol no manejan relaciones directas

con los grupos al margen de la ley, el caso es semejante al de Ecopetrol y este

agente porque los principios son prácticamente los mismos. La interacción se

trazaría de una manera indirecta en dirección empresa –grupo armado porque

estas lo que hacen es crear un departamento encargado de la seguridad tanto

de la infraestructura como de su personal y hacer convenios con las

autoridades para protegerse de los ataques. Se maneja el mismo esquema de

construir una “comunidad solidaria”. En la dirección contraria la relación se da

ya que siempre están buscando perjudicar la operación de las compañías con

el fin último de erradicarlos o hacer que interrumpan los contratos y no

obtengan utilidades gracias a sus negocios en Colombia; el medio que utilizan

son los ataques y sabotaje en general.

Sin embargo, en contadas ocasiones se han hecho públicos algunos “pactos”

que realizan las EEP con los grupos al margen de la ley. El primer y más

conocido de los casos fue en el que una multinacional entregó cuantiosos

recursos:

“La relación del mal llamado Ejército de Liberación Nacional (Eln) con el

petróleo comenzó en los años 80, cuando la multinacional alemana

Manessman le entregó más de 10 millones de dólares a terroristas del


131

denominado “frente Domingo Laín” para que no dinamitara el oleoducto

Caño Limón-Coveñas que estaba construyendo.”78

• ANH – Países Competidores

Más que una relación, se refleja un impacto proveniente de las decisiones que

tomen los PC sobre el sistema petrolero colombiano. Los PC representan una

variables del entorno. 78 Revista Policía Nacional. Farc, Eln y autodefensas ilegales: Vampiros de los poliductos. ed.252. Recuperado de: http://www.policia.gov.co/inicio/portal/revista.nsf/PaginasNumero/252-4-2

En Síntesis: Esta interacción es más de impacto perturbador que la relación representada propiamente por un contrato.

• Las EEP y las GML no tiene un contrato en el cual se intercambien algún tipo de bien o servicio.

• El impacto de los GML sobre las EEP, corresponde a las tensiones que se producen por sus acciones generando condiciones riesgosas en el tema de la seguridad.

• Al ser los GML un agente perturbador, le introducen riesgo al sistema, que se traduce en mayores costos de operación para las EEP.

• El GC, junto con las Fuerzas Militares han tratado de menguar este impacto negativo sobre la operatividad de las EEP, realizando convenios como el Pacto de Reactivación del Petróleo.

• Se puede explorar este impacto, con el fin de generar mecanismos que ayuden a aminorar esta variable crítica. De esta forma se disminuye el riesgo de invertir en Colombia por concepto de inseguridad, obteniendo mayores retornos sobre los proyectos.


132

Es importante tener en cuenta esta variable exógena, puesto que es necesario

conocer los movimientos externos. La ANH debe estar constantemente

comparando los lineamientos del sistema del país con la de los otros con el fin

de identificar tanto las amenazas y oportunidades, como las fortalezas y

debilidades de la política petrolera colombiana. Se debe estar al tanto de las

condiciones, las reglas de juego que ofrece la competencia para así estar en

un proceso de mejoramiento continuo con miras a atraer cada vez más

inversionistas al país.

• Empresas Exploradoras y Productoras – Países Competidores

Esta interacción tiene un impacto fuerte sobre el sistema en Colombia al

representar oportunidades en otras partes. En la medida en que los EEP

concentren más recursos en una región determinada, disminuyen costos de

En síntesis: No existen obligaciones por parte de estos dos agentes con el otro, por lo que no hay una relación como tal. Lo importante es reconocer que la forma de operar y las condiciones de los PC impactan las decisiones que se tomen respecto a política petrolera. En pro de mantener la competitividad (equilibrio entre riesgo y rentabilidad).


133

operación, volviéndose más eficientes. Así, optarán por invertir recursos en

grupos de países cercanos unos de otros.

6.3. Aspectos Generales del Funcionamiento del Sistema

• Acerca de la transferencia de recursos (regalías)

Los recursos generados por el sector petrolero constituyen un alto porcentaje

de los ingresos del gobierno central y de las administraciones de los territorios

petroleros. Dichas transferencias se originan por diferentes conceptos entre los

que se incluyen:

• Las EEP están abiertas a conocer otras políticas, otros tipos de

negociación, y otros mercados. El impacto se refiere a que las EEP pueden preferir mover sus capitales hacia los PC al no encontrar condiciones favorables y acordes al riesgo en el que deben incurrir en Colombia.

• En la medida en que las EEP concentren recursos en una región, se hacen más eficientes.


134

Figura 16

La asignación de estas transferencias se basa en variables asociadas

directamente al desempeño del sistema, puesto que en la medida que éste

mejore, se generan mayores ingresos para las EEP, ECP y, por ende al GC.

Así sucesivamente se transfieren estos ingresos a las entidades territoriales

que, posteriormente se traducen en beneficios hacia la comunidad,

constituyéndose en un dinamizador de la economía y la inversión para el

desarrollo del país en general.

“Las regalías se constituyen en la contraprestación económica, en dinero o

en especie, que se causa a favor del Estado por la explotación de un


135

recurso natural no renovable. De igual manera se establece el derecho que

tienen sobre estos mismos recursos las entidades territoriales, en cuya

jurisdicción se adelanten explotaciones, así como los puertos marítimos y

fluviales por donde se transporten los mismos o sus derivados, en cuyo

caso reciben el nombre de participaciones.”79

Las entidades beneficiarias deben destinar el ciento por ciento de las

participaciones por regalías exclusivamente a gastos de inversión directamente

relacionados con proyectos prioritarios contemplados en los respectivos planes

de desarrollo, asegurando coberturas adecuadas en salud, educación y

servicios, defensa de los recursos y recuperación ecológica. Asimismo,

respecto a los recursos provenientes del impuesto del transporte80 se les debe

dar el mismo destino de inversión.

A nivel de entidades territoriales, resguardos indígenas, asociaciones y demás,

el procedimiento que se debe llevar a cabo para poder obtener los beneficios

de dichos recursos está dispuesto de la siguiente manera:

“Para que un proyecto regional de inversión sea elegible deberá ser

presentado por las entidades territoriales a través de los Consejos

Regionales de Planificación Económica y Social, CORPES para

79 Artículo 360 de la Constitución. 80 Se paga a cerca de 200 municipios por donde pasan los oleoductos y gasoductos.


136

presentarlo a la Comisión Nacional de Regalías. Estos proyectos

deberán estar definidos como prioritarios en el correspondiente Plan de

Desarrollo Territorial y venir acompañados de los Estudios de Factibilidad

o Preinversión, según el caso, que incluya el Impacto Social, Económico y

Ambiental.”81

La vigilancia sobre el cumplimiento del destino legal de las regalías e

impuestos cedidos está a cargo de la Comisión Nacional de Regalías. A su

vez, con la CNR se creó el Fondo Nacional de Regalías,82 el cual se ha

convertido en una importante fuente de financiación para proyectos de

desarrollo. Por otro lado, también existe el Fondo de Ahorro y Estabilización

Petrolera (FAEP)83, por medio del cual se creó un sistema de manejo de

cuentas en el exterior para efectuar traslados temporales de regalías y

compensaciones con fines de ahorro fiscal y de estabilización petrolera.

El Gobierno puede disponer de los recursos correspondientes al Fondo

Nacional de Regalías en el Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera (FAEP),

para asignarlos a los municipios y departamentos no productores de

hidrocarburos.

81 Según el Artículo No. 6 de la Ley 344 de 1996. 82 Ley 141 de 1994. 83 Ley 209 de 1995.


137

• Acerca de la asignación de contratos (nuevo esquema)

Con la creación del la ANH, la administración de los recursos petroleros pasan

a manos de ella y por ende, la creación de uno o más sistemas de

contratación, con el fin de mejorar la situación actual por la que pasa el país y

aumentar la competitividad de este a nivel mundial. Este nuevo contrato debe

estar en concordancia con el entorno global para tener la competencia

necesaria de posicionar a Colombia como un prospecto interesante para los

inversionistas extranjeros.

En el último Simposio Colombiano de Contratación y Regulación Petrolera,

José Zamora, presidente de la recién creada ANH, expuso de manera general

como serán los dos nuevos sistemas que entrarán a operar. Aunque no son

definitivos en términos de ley, el proceso de elaboración de estos contratos

está bastante adelantado y se presume que será tal cual fue expuesto, pero

En síntesis: La industria petrolera genera recursos provenientes de las regalías, participaciones, transferencias, impuestos y subsidios cobrados a las EEP. Estos recursos son asignados a las ET, para inversión en desarrollo local o regional. Existen entes encargados de liquidar, administrar, monitorear (CNR, ANH); el GC ha creado el FNR y el FAEP, fondos que se han convertido en importantes fuentes de financiación.


138

con algunas pequeñas modificaciones. Los modelos tienen cuatro bases

fundamentales:

- No tener inversión realizada por la ANH.

- Ser orientada a la inversión privada.

- Estar basada en esquemas contractuales probados y exitosos, como

son las nuevas concesiones y la Producción compartida.

- Orientada a la facilidad de los procesos, tanto previos como de control

(no intrusivo).

Se crearán dos tipos de contrato, debido a los actuales tipos de áreas que se

manejan en Colombia, y el nivel explorado de ellas, las llamadas cuencas

activas, son todas aquellas en la que se realicen operaciones o se tenga la

información geológica pertinente, como por ejemplo la del piedemonte llanero;

los otros tipos de áreas son las cuencas “frías”, que corresponden a las

inexploradas, inactivas y de frontera.

La razón de dividir por áreas radica en que el contrato de asociación pasado,

concentraba la inversión en las áreas activas y dejaba las inactivas olvidadas,

donde se sabia había potencial conocido.


139

Con las llamadas cuencas activas el gobierno dispondrá del contrato por

Producción Compartida, en el que el inversionista correrá con todos los riesgos

y gastos, y se comparten utilidades entre la empresa y la gente.84

El Nuevo Tipo de Contrato El Nuevo Tipo de Contrato

Fuente: ANH – Simposio Colombiano de Contratación y Regulación Petrolera

El Nuevo Tipo de Contrato El Nuevo Tipo de Contrato

Fuente: ANH – Simposio Colombiano de Contratación y Regulación Petrolera

Figura 17

El segundo contrato, enfocado a las áreas inactivas será de tipo concesional,

pero como el Ministro Luis Alberto Mejia dice: "Es un contrato de concesión,

pero no como en el pasado, en que el privado pagaba una contraprestación y

hacía lo que quería. No. Estas concesiones nuevas tienen una serie de

obligaciones y requerimientos que serán monitoreadas por la Agencia, y son

obligaciones de inversión, de cumplimento de cronogramas de trabajo"85

84 José Alberto Zamora, Director ANH. 85 Recuperado de: http://www.offnews.info/articulos/infraestructura/petroleo_colombia.htm


140

Los Contratistas tendrán obligaciones razonables

Fuente: ANH - Simposio Colombiano de Contratación y Regulación Petrolera

Figura 18

Para este tipo de contrato la ANH realizará unos procesos previos, como son los

de promocionar internacionalmente el cambio que se está realizando con los

nuevos contratos, mientras que en Colombia se realiza el llamado “calentamiento

de áreas”, en las cuales se comienza la recolección de datos sobre el terreno

deseado, consiguiendo pruebas sísmicas, etc.

Según resultados preliminares de la ANH, estos nuevos sistemas aumentarán

ligeramente la rentabilidad actual de las inversiones, pero significativamente el

valor presente neto del proyecto. El estado tomará participación sobre las áreas

activas en alrededor de un 60% a 70% y de las inactivas entre 50% y 60%;


141

sumado que las empresas tendrán mayor libertad y flexibilidad a la hora de la

inversión, al tener sus decisiones independientes de las de Ecopetrol.

Existen críticas con respecto a los contratos, por parte de personajes importantes

en el ámbito del sector, como lo es el Senador Hugo Serrano, comentando en el

simposio sobre la nueva política petrolera: "El Gobierno pondrá a Ecopetrol a jugar

en un mundo muy difícil, como es el mundo del petróleo, sin la autonomía

financiera, lo que quiere decir que sus días están contados, porque no tiene

dineros necesarios, no explora, no busca petróleo y en unos años desaparecerá”.

• Acerca de los riesgos inherentes al sistema

Se pueden definir riesgos para cada tipo de actor, dependiendo de los intereses

que cada uno de ellos maneje, en este caso se eligen los riesgos que afectan a las

EEP, con el fin de entender qué aspectos tienen en cuenta a la hora de decidir

invertir en un proyecto. Según un estudio realizado durante el Seminario de

Petróleo y Desarrollo de la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad

Nacional, se concluyó que los precios internacionales del crudo y las tasas de

interés son los primeros determinantes de la inversión en exploración a nivel


142

mundial, pero que para Colombia no está determinada solamente por ello sino por

muchos otros factores sociales y políticos en mayor grado que las anteriores86.

Los inversionistas no están viniendo a Colombia por la conjunción de los

siguientes riesgos:

Riesgo Geológico.

El primer y principal riesgo está relacionado con el costo de perder la inversión

realizada para encontrar o no petróleo, ya que la ubicación de éste no está fijada

por ninguna fórmula matemática, sino que depende en gran medida de la

capacidad de análisis científico, de los procesos técnicos y del esfuerzo realizado

en pro de aumentar las probabilidades de encontrar petróleo. La prospectividad de

los países se mide en términos de factor de éxito, potencial petrolífero y eficiencia

exploratoria. En Colombia, la prospectividad está por debajo de Venezuela87 o

Nigeria, pero las condiciones económicas que ofrece el país sólo son comparables

con las de estos países.88 Por otra parte, la economía de los proyectos en

Colombia está por debajo de la ofrecida por otros países con condiciones

geológicas similares a las colombianas, como Argentina, Perú o Chile.

86 Boletín del Observatorio Colombiano de Energía (2003, julio-septiembre). Algunos Determinantes de la Inversión en Exploración en Colombia. (No.11,p. 19). 87 El factor de éxito se acerca al 15%, en comparación a Venezuela que es del 75%. 88 Departamento Nacional de Planeación [DNP] – Unidad de Infraestructura y Energía. (2000, mayo). El Sector de los Hidrocarburos en Colombia – Documento Sectorial [Versión Electrónica]. Recuperado el 16 de enero de http://www.dnp.gov.co/02_SEC/MINAS/MINAS.HTM#2.


143

Este es uno de los mayores factores que se debe tener en cuenta cuando se trata

de invertir dinero en exploración, pero si este riesgo no se corre, el petróleo nunca

se encontrará; mas o menos se deben perforar ocho pozos en nuestro territorio

para encontrar uno que contenga petróleo, pero más allá de eso, puede que éste

no sea comercializable y aún así se pierda el dinero invertido.

En resumen, Colombia está catalogada dentro de los países con buenas

condiciones geológicas, medidas en términos de potencial petrolífero, factor de

éxito y tamaño promedio de campo. Según un informe Sectorial del DNP, el

tamaño del campo promedio en Colombia es de 50 millones de barriles, que

supera los 40 millones de barriles, promedio de una muestra de países89. Sin

embargo, el potencial petrolífero de Colombia (37.000 Mbls) está por debajo del

66% de los países evaluados.

Riesgo por inestabilidad en las reglas de juego.

Este tipo de riesgo no es intrínseco al proceso petrolero, sino debido a los cambios

en las reglas que dictadas por cada país donde se explota el recurso.

En cuanto al aspecto político, Colombia es considerada por la industria petrolera

como un país políticamente estable, no se han presentado golpes de Estado y se

89 Turquía, Chile, Bolivia, Ecuador, Perú, Egipto, Argentina, Brasil Argelia, Libia, Indonesia, Nigeria, México, Venezuela e Irán.


144

mantiene la democracia. Sin embargo, en promedio cada año y medio se ha

presentado una reforma tributaria, las reglas de juego no son claras para los

inversionistas.

En este mismo orden de ideas, en Colombia se han cambiado seis veces los

criterios entre el Estado y las transnacionales desde 1974 al 200490, siendo el

mayor en todo Suramérica:

- Contrato de Asociación 50-50 (1974).

- Contrato de riesgo compartido o de participación de riesgo (1987).

- Contrato de la distribución de la producción escalonada (1989).

- Contrato de Asociación con Factor R (1994).

- Contrato de producción Incremental (1997).

- Contrato de Asociación con clausura de Favorabilidad (2003)

Conociendo que el negocio petrolero requiere de inversiones a largo plazo, se

requiere de certeza en los términos financieros que se manejen; pero no es

solamente distribución de crudo, sino más allá, sobre repartición de regalías,

impuestos, y cambios legislativos, entre otros.

En el siguiente gráfico se muestra el impacto que han tenido las decisiones

tomadas por el GC sobre el comportamiento que han tenido las inversiones en

90 Fuente: Vicepresidencia de Exploración y Producción. Ecopetrol.


145

exploración (pozos A3). Se observa que cada vez que ocurre un cambio en las

reglas de juego el nivel de inversión disminuye. Por ejemplo, al introducir el

modelo de producción escalonada se observa una tendencia decreciente, que se

incentiva con la imposición de impuestos y el sistema de regalías variables. Claro

está, que sumado a esto, se debe al impacto de la competencia mundial.

Efecto de las decisiones del Gobierno sobre la InversiónEfecto de las decisiones del Gobierno sobre la Inversión

Fuente: ACP, DOE.Tomado de: Simposio Colombiano de Contratación y Regulación Petrolera.

Efecto de las decisiones del Gobierno sobre la InversiónEfecto de las decisiones del Gobierno sobre la Inversión

Fuente: ACP, DOE.Tomado de: Simposio Colombiano de Contratación y Regulación Petrolera.

Figura 19

Es conocido que Colombia es estable políticamente hablando, pero con respecto

a una política petrolera clara, nunca lo ha sido.


146

Riesgo de Seguridad

La seguridad en Colombia es un tema principal al hablar de riesgos que se corren

al explorar, explotar o transportar el crudo debido a que las guerrillas y sus actos

de sabotaje que han impedido el correcto desarrollo del sector.

En la siguiente tabla se resume el impacto que tiene la guerrilla sobre las

multinacionales en cuanto a voladura de oleoductos, uno de los mayores gastos

en los que incurren las empresas del sector.

Voladuras de Oleoductos por parte de la Guerrilla 1998 1999 2000 2001 2002 Ataques a Oleoductos 77 79 96 170 20Pérdidas de Producción (Mbls) 6,4 2,2 8,4 24 N/D

Barriles Derramados 251.000 211.000 284.000 206.000 N/DCostos de Reparación (USD MM ) 3.9 4.1 4 4.1 N/D

Fuente: Ministerio de Minas y Energía Tabla 14

Debido a esto muchas compañías prefieren mirar otros países con similares

prospectos y que el factor seguridad está garantizado. Según Ecopetrol, Colombia

ha perdido más de 1’600.000 barriles de petróleo91, por los ataques de la guerrilla

contra el oleoducto.

91 Datos de la Asociación Colombiana de Petróleo, entre 1986 y el 2003


147

Los oleoductos no son los únicos afectados por el sabotaje, las guerrillas también

hacen volar los mismos pozos, aunque esto solamente se ve en regiones un poco

apartadas, como putumayo, que tiene participación de carácter marginal en la

producción colombiana, no deja de presentar daños ambiéntales y costos

innecesarios.

Existen otras maneras en las que los agentes armados impiden el desarrollo del

sector, al no dejar desarrollar normalmente actividades en fases iniciales del

proceso, como las de exploración; al evitar que el personal técnico de las

compañías entren en el territorio de influencia o en el peor de los casos

secuestrándolos.

• Acerca del proceso de gestión social

El sistema cuenta con un componente referente a la gestión social, el cual se ha

convertido a través del tiempo en un aspecto esencial. Este proceso está

encaminado hacia la comunicación e integración con las comunidades por parte

del Gobierno, Ecopetrol, las EEP y las Entidades Territoriales; convirtiéndose en

una consecuencia directa de la renta del petróleo. La gestión social no sólo es

resultado de la utilización de los recursos que se le transfieren al gobierno, sino de

la misión social de todas las empresas comprometidas en el sector. Estas


148

acciones hacen que se fortalezca la imagen del petróleo como generador de

desarrollo.

Según las EEP, es vital para la promoción y desarrollo de nuevos proyectos

hidrocarburiferos contar con condiciones favorables de entorno que permitan la

sostenibilidad de la industria, las cuales sólo se logran a través de un

acercamiento e involucarmiento con la comunidad. A saber, BP sostiene que

“…desde una perspectiva corporativa, las inversiones sociales son un

importante componente de la "licencia para operar" y pueden también traer el

beneficio de una buena reputación.”

“Las organizaciones gubernamentales, organizaciones de desarrollo, y

ONGs están también activamente involucradas en desarrollar guías para

ayudar a identificar, mejorar, y evaluar las mejores prácticas industriales en

está área. Los gobiernos tienen un rol particularmente importante. Ese rol

es formular y reforzar las justas "reglas del juego" que definen

responsabilidades precisas para todos los involucrados en la mitigación de

los impactos ambientales y sociales y que establecerán un punto común de

partida para inversiones competitivas.” 92

92 Recuperado de: http://www.worldbank.org/ogsimpact/esimoverviewsp.htm el 10 de enero de 2003.


149

En este orden de ideas, se apoyan especialmente los proyectos concertados

entre instituciones y comunidad: o entidades territoriales, entidades nacionales

e internacionales y organizaciones comunitarias. Hablando específicamente de

Ecopetrol93, éste juega un papel de sustituto del Estado fortaleciendo la

institucionalidad del mismo.

En cuanto a los proyectos manejados se prefieren los programas que

contribuyan a atenuar las pérdidas económicas de los negocios ocasionadas

por efectos derivados de factores críticos de entorno94, y los que se encuentren

incluidos en Planes de Desarrollo Municipal y/o Departamental, Planes

Sectoriales o iniciativas de desarrollo regional, los cuales deben obedecer a

una metodología y tener viabilidad institucional, técnica, ambiental, social y de

financiación.

Las inversiones sociales frecuentemente buscan incrementar los niveles de

capital productivo humano, social, y ambiental en las áreas de actividad de

petróleo y gas, entre estas:

93 Los aportes de la industria petrolera en el periodo de 1995 – 2000 superaron $113,210 millones de pesos. 94 Entre los factores críticos del entorno se cuentan hurto de gasolina, contrabando, bloqueos, paros, terrorismo, acciones subsidiadas, etc.


150

Inversiones SocialesInversiones Sociales

Programas que llevan a mejoras en los niveles de salud, educación, y subsistencia (micro-crédito y programas de desarrollo empresarial, programas de vacunación, programas de alfabetización).

Capital Humano:

Programas que crean capacidades en la comunidad, las ONGs, y refuerzan la capacidad gubernamental (entrenamiento en EIA/SIA, diagnósticos/trabajo de talleres, procesos de toma de decisiones, planificación regional)

Capital Social:

Programas que alienten la protección ambiental y su mejoramiento (protección de biodiversidad, protección de los usos tradicionales, la reforestación, protección contra la erosión, protección marina)

Capital Ambiental:

Programas que mejoran la infraestructura social de la región (carreteras, disponibilidad de energía, escuelas, hospitales, vivienda)

Capital Productivo

Fuente: Banco Mundial.

Inversiones SocialesInversiones Sociales

Programas que llevan a mejoras en los niveles de salud, educación, y subsistencia (micro-crédito y programas de desarrollo empresarial, programas de vacunación, programas de alfabetización).

Capital Humano:

Programas que crean capacidades en la comunidad, las ONGs, y refuerzan la capacidad gubernamental (entrenamiento en EIA/SIA, diagnósticos/trabajo de talleres, procesos de toma de decisiones, planificación regional)

Capital Social:

Programas que alienten la protección ambiental y su mejoramiento (protección de biodiversidad, protección de los usos tradicionales, la reforestación, protección contra la erosión, protección marina)

Capital Ambiental:

Programas que mejoran la infraestructura social de la región (carreteras, disponibilidad de energía, escuelas, hospitales, vivienda)

Capital Productivo

Fuente: Banco Mundial.

Tabla 15


151

7. Mapa de Incentivos

El mapa de incentivos resulta de las investigaciones preliminares y entrevistas

realizadas a representantes de los agentes institucionales, por medio de las

cuales se logra una detallada identificación de los agentes y sus interacciones.

Este mapa de incentivos constituye una herramienta de análisis que resume

dichas interacciones, y a través del cual se hacen explícitas las relaciones

entre las variables de decisión de cada uno de los agentes del sistema. Cada

variable de decisión tiene asignada una relevancia dependiendo del peso que

tenga en la relación correspondiente, y a su vez tiene asignada otra escala que

se refiere al nivel de incentivos que existen actualmente en el sistema petrolero

colombiano.

La razón de ser de la evaluación del mapa de incentivos es identificar las

posibles desviaciones del sistema respecto a lo esperado según la

normatividad existente, y asimismo encontrar puntos a mejorar para que el

sistema en su conjunto alcance un grado más alto de consistencia. Éste

permite reconocer importantes elementos que hacen explícitos los incentivos

del sistema actual, para definir los cambios y ajustes que sería conveniente


152

realizar en los contratos que rigen las interacciones entre los agentes del

sistema.

Al analizar conjuntamente las relaciones acá presentadas con las variables de

decisión de los agentes y los índices del buen funcionamiento del sistema (que

se presentan en el Capítulo No. 8), se puede identificar las oportunidades de

incentivos. El objetivo final es identificar en qué parte se podrían generar

cambios estructurales, orientados al logro de resultados.


153

AgentesVariables deDecisión R I R I R I R I R I R I R I R I

Gobieno CentralElaboración de planes para el sector 2 1 3 2 2 2 1 0 1 0* Planes en Seguridad 1 1 3 3 3 3 1 1 3 0* Planes de Proyección 2 2 3 1 1 1 1 0 1 0Legislaciones referentes al sector (Regalías, tributación, políticas ambientales, entre otros) 3 3 2 1 2 2 3 2 0 0Prioridades de acción 1 0 3 2 1 0 1 0 0 0

Nivel de vigilancia sobre entes a su cargo 1 1 2 0 1 0 1 1 0 0ANHPolíticas para el diseño y manejo de los contratos. 3 3 3 2 3 3 1 0Asignación de áreas. 1 1 3 2 3 2 1 1Nivel de monitoreo sobre los contratos existentes 1 1 2 1 2 1 1 0ECOPETROL S.ASocios de operación. 2 1 1 1 3 2 3 0 1 0 3 0Prioridades de acción por área. 1 1 2 3 2 1 3 2 1 0 0 0Posición sobre las políticas petroleras. 2 2 3 1 1 1 3 1 0 0 0 0Nivel de riesgo dispuestos a afrontar en proyectos petroleros. 3 1 1 0 3 2 1 0 1 0 3 0Acciones de gestión social. 1 3 2 0 1 1 2 1 2 1 3 1 1 0

Empresas Exploradoras y Productoras.

Participación en licitaciones. 1 2 3 3 3 3 1 0Nivel de cumplimiento de contratos. 3 1 3 3 3 2 1 0Nivel de riesgo dispuestos a afrontar en proyectos petroleros. 2 2 1 3 3 3 3 0Socios de operación. 1 1 2 1 3 3 0 0Posición sobre las políticas petroleras. 2 1 2 2 2 1 0 0Entidadades TerritorialesDestinación de recursos provenientes del sector. 3 2 1 0 3 1Calidad en el ejecución de recursos. 2 1 1 0 3 1USOPrioridades de Negociación. 3 1Cumplimiento de convenios 2 2Posición sobre la política petrolera. 1 1ComunidadesNivel de participación en proyectos provenientes del sector. 2 3 2 2 2 0Nivel de apoyo al sector. 3 2 3 2 1 0Nivel de seguimiento de planes. 1 1 1 1 1 0Grupos al Margen de la LeyNivel de intromisión en el sector. 3 0 3 0 3 0 3 0 2 0

Tensiones Principales ( R , I ) R = Relevancia 0 - Ninguna Relevancia o Ningun Incentivo 2 - Relevancia Media o Incentivo MedioI = Incentivo 1 - Relevancia debil o Incentivo Debil 3 - Muy Relevante o Altamente Incentivante.

GC ANH ECP EEP GMLET USO CM

Tabla 16


154

• Gobierno Central

La relación más importante que mantiene el GC, se da con la ANH, ECP y las

EEP; su principal tensión es con la ANH, resulta en la creación de legislaciones

para el sector que por ley deben ser realizadas en conjunto.

Con ECP, sus relaciones son estrechas, por ser el GC el propietario de el 100%

de las acciones, el GC define las prioridades de acción que la empresa debe

tener, en coordinación con los planes estipulados.

Las EEP, al igual que con ECP, son afectadas por las políticas que sean

desarrolladas y en gran medida muestran incentivos en el área de seguridad y en

legislaciones, por ser claves en la estabilidad de su desarrollo en el sector.

Actualmente, existen grandes posibilidades de aumentar los incentivos, en los

niveles de monitoreo que el GC realiza sobre sus entidades a cargo.

Por otra parte, los grupos al margen de la ley, hacen parte de las decisiones del

gobierno en sus políticas de seguridad, creando un nivel muy alto de tensión en

este, sin tener incentivos.


155

A partir del mapa puede observarse, que el GC no mantiene relaciones

importantes con los ET en el ámbito del sector petrolero y, no hay incentivos a que

estas participen en las decisiones que se hagan.

• Ecopetrol S.A.

Ecopetrol es un agente principal, razón por la que interactúa con la mayoría de

agentes del sistema.

En su relación con el GC es muy relevante el nivel de riesgo, puesto que éste

depende de la cantidad a invertir, que está condicionada por el presupuesto que le

asigne el GC a ECP. La tensión se da, porque el GC al ser propietario de ECP

interferir en las decisiones que la empresa tome. No existen mayores incentivos

por parte del GC para que ECP aumente su portafolio de inversiones debido al

cuidado que debe tener de los demás sectores del Estado.

En este momento, parece ser muy importante la posición que tenga ECP frente a

la política petrolera en la relación con la ANH, se infiere que esto se debe al

periodo de transición y de la cesión de funciones por parte de ECP hacia la ANH.

Lo mejor sería que se separara totalmente el rol de ECP con funciones

administrativas respecto al recurso.


156

En cuanto a la relación con las EEP, es decisivo el nivel de riesgo a asumir y la

escogencia de los socios de operación. La relación se basa en la transferencia y

diversificación del riesgo.

La relación con la USO resulta bastante relevante en el desempeño de ECP, dado

que éste es propiamente un agente generador de tensión, se han desarrollado

incentivos para neutralizar el efecto de sus acciones hacia la parte laboral, pero no

en cuanto a la posición que adopta respecto a la política petrolera colombiana. En

esta interacción se identifica una oportunidad para generar cambios en el sistema

desarrollando algún incentivo para que la USO dirija sus iniciativas hacia la

eficiencia del sistema y no sólo hacia la protección de la soberanía del recurso.

Por otro lado, las comunidades no cuentan con incentivos hacia ECP para llevar a

cabo procesos de inversión social, la relación se basa en una serie de peticiones.

La oportunidad latente consiste en generar o fortalecer la comunidad solidaria en

las zonas de influencia.

Finalmente, se observa que las operaciones de ECP dependen en un alto grado

del nivel de intromisión de los GML, en cuanto a decisiones de socios de

operación y de nivel de riesgo. Estos no tienen ningún incentivo puesto que son

agente perturbador. Para lograr una atenuación del impacto que éstos tienen


157

sobre el sistema, se requiere que el GC siga con su objetivo de logra la paz. Como

se menciona anteriormente, el conflicto armado no hace parte de este proyecto.

• ANH

Con respecto a la ANH, el nivel de relevancia que mantiene con el GC es bastante

alto, centradas en las políticas de diseño y manejo de contratos, debido al interés

que presenta esta variable en el manejo del sector; y que a su vez cuenta

actualmente con grandes incentivos para que sea reformada.

A nivel de EC y las EEP, su relación de tipo Agente-Principal es bastante

importante, debido a que las variables de decisión de la ANH, afectan

directamente a dichas empresas; es más, existe un nivel alto de incentivos por

parte de las EEP y EC, para que las decisiones sea realizadas en pro de ellas,

sólo la variable relacionada con el nivel de monitoreo es la excepción, en la que

con ninguno de los agentes es relevante.

La ANH mantiene una relación poco relevante con las entidades territoriales,

debido a que las decisiones de ésta, están enfocadas a la administración del

recurso. Aunque la ANH se encarga de los pagos y transferencias por concepto de

regalías, es solamente un agente de intermediación entre el GC y los ET; además

no existen incentivos para que aumente la importancia de éstas.


158

• Empresas Exploradoras y Productoras

Las EEP tienen una interacción muy importante con la ANH, más que con el

GC en cuanto a las licitaciones y el proceso de contratación. En este momento

la ANH está preocupada por dinamizar las inversiones en exploración, por

medio de los cambios que se le introducirán en un futuro inmediato a la forma

de contratación actual.

El nivel de cumplimiento de contratos depende en gran parte del GC en

términos de lo que el GC haga con las reglas de juego y de la estabilidad

política del país.

La interacción con ECP es fundamental para el funcionamiento del sistema por

ser entre agentes principales. Se debe tener en cuenta que muchos de los

proyectos se hacen en asocio con la empresa estatal y por eso es importante

incentivar la coordinación de intereses entre estos dos actores, en lo que se

refiere a actividades operativas. La oportunidad existente se debe a la

coyuntura actual, y se refiere a los mecanismos que ECP podría utilizar para

atraer EPP; lo importante es participar fuertemente en el mercado, lograr

alianzas estratégicas para desarrollar su potencial como empresa petrolera.


159

Por otro lado, existe una interacción con los GML, similar a la que existe entre

estos y ECP. La relevancia del efecto tiene que ver principalmente con la

inestabilidad que genera este agente aumentando el riesgo para las EEP.

Asimismo, impacta la decisión de participar en una licitación y la posibilidad de

incumplimiento de contratos por parte de las EEP. Acerca de esto, se podría

plantear alianzas con el GC para combatir la inseguridad con un alto nivel de

monitoreo.

• USO Mirando el mapa de incentivos, vemos que la USO tiene una única relación,

llevada a cabo con ECP. Las decisiones que realice ECP inciden directamente

en la posición política que tome la USO, que al ser su sindicato deberían estar

alineadas con las de la empresa; actualmente no existen mayores incentivos

que cambien o mejoren la posición USO.

La variable con mayor relevancia entre estos dos agentes tiene que ver con las

prioridades de acción que la USO tenga, cuando negocia el pliego de

peticiones con ECP; debido a que las acciones realizadas en el proceso,

podrían llegar a afectar las operaciones de la empresa. Hoy en día, ECP no

cuenta con incentivos necesarios para que la negociación sea llevada de la

mejor forma, dando lugar a tensiones importantes, que en algunas ocasiones

han culminado en huelgas y parálisis de plantas e instalaciones.


160

• Entidades Territoriales La principal interacción se da con la comunidad, puesto que ésta es la

directamente beneficiada por la buena gestión de las ET en cuanto a la

asignación de recursos provenientes del sector y la calidad de los proyectos en

que éstos e inviertan. Aunque esta relación es bastante fuerte, no tiene lugar

entre agentes principales del sistema-. Sin embargo, se debe considerar

porque refleja el efecto directo del apropiado funcionamiento del sistema. Se

observa, que los incentivos por parte de la comunidad hacia las ET son

débiles, por lo que existe una oportunidad para aumentar el nivel tanto de

participación como de monitoreo por parte de la comunidad en pro de su

desarrollo.

La relación con el GC, es de índole burocrático porque se basa en la

intermediación, por medio de la ejecución de planes planteados por el GC

hacia las CM. Se pueden generar cambios en el sistema en lo que se refiere a

las reglas para la elaboración de planes y de distribución de recursos.


161

• Comunidades El papel más importante de la comunidad hacia generación de cambios en el

sistema se identifica como el replanteamiento del rol de la comunidad, como

apoyo a las EEP y de ECP en temas de viabilidad operacional.

Se puede pensar en incentivar el rol de las EEP como patrocinadores de

inversión social, generando incentivos para fomentar alianzas con el gobierno

en pro de que sus acciones estén encaminadas en la misma dirección. A su

vez, se puede explorar la forma en que las ET incentiven a la comunidad en

todos los niveles de sus decisiones, ya actualmente no existen incentivos con

dicho fin.

• Grupos al Margen de la Ley

Los GML mantienen una relación directa e importante con el GC, las EEP y

Ecopetrol, y en menor grado con las comunidades del sector petrolero. Todas

estas tienen un alto nivel, debido a las repercusiones que tiene para éstas las

acciones cometidas por los actores armados, y como se ve en el mapa de

incentivos, ninguno de los agentes asociados presenta incentivos al respecto

para subsanar esta situación.


162

Cabe anotar que estas relaciones vienen del conflicto que los GML tiene con el

Estado de tiempo atrás, y son parte de las acciones de presión que realiza a fin

de desestabilizar al Gobierno en sectores claves de su economía. Es

importante saber, que el Gobierno como “administrador del estado”, es el

agente más influyente para disminuir la tensión creada por los GML.


163

8. Variables de Desempeño del Sistema

Como es sabido, el diagnóstico debe estar soportado por una serie de políticas

y mecanismos de incentivos, que desde la estructura de contratos entre los

diferentes agentes del sistema generen cambios deseables en las variables,

afectando los índices del buen funcionamiento del mismo. Solamente en la

medida en que los incentivos tengan un impacto final positivo, el diseño resulta

adecuado.

En primera instancia se definirá el conjunto de variables críticas, que estarán

asociadas a los Indices del Buen Desempeño del Sistema.

Variables CríticasV1 Existencia de una política petrolera atractiva.V2 Existencia de una política de seguridad.

V3Condiciones laborales estables y acordes con la situación del sector.

V4 Existencia y disponibilidad de información sobre el sector.

V5Existencia y pertinencia de índices y mecanismos de monitoreo de las actividades.

V6Calidad de la gestión de administración del recurso petrolero.

V7 Calidad de la gestión operativa de las empresas.V8 Contexto político y orden público.

V9Nivel de participación y capacidad de monitoreo de la comunidad.

V10Nivel de compromiso de las empresas con el sector social.

V11 Cumplimento de los contratos.

V12Capacidad del gobierno para articularse con las empresas del sector.

V13 Nivel de monitoreo a la transferencia de recursos a las ET.V14 Nivel de compromiso de los agentes al sistema.

Variables CríticasV1 Existencia de una política petrolera atractiva.V2 Existencia de una política de seguridad.

V3Condiciones laborales estables y acordes con la situación del sector.

V4 Existencia y disponibilidad de información sobre el sector.

V5Existencia y pertinencia de índices y mecanismos de monitoreo de las actividades.

V6Calidad de la gestión de administración del recurso petrolero.

V7 Calidad de la gestión operativa de las empresas.V8 Contexto político y orden público.

V9Nivel de participación y capacidad de monitoreo de la comunidad.

V10Nivel de compromiso de las empresas con el sector social.

V11 Cumplimento de los contratos.

V12Capacidad del gobierno para articularse con las empresas del sector.

V13 Nivel de monitoreo a la transferencia de recursos a las ET.V14 Nivel de compromiso de los agentes al sistema.

Tabla17


164

Los índices del buen desempeño del sistema son fruto de la revisión no sólo de

la literatura y el análisis de las entrevistas, sino de la síntesis de información

extractada del Simposio Colombiano de Contratación y Regulación Petrolera,

evento en el que grandes agentes del sistema a nivel nacional e internacional

expusieron su visión sobre la situación colombiana, sobre las tendencias

mundiales en cuanto a modelos de contratación y exploración, temas fiscales,

competitividad petrolera y relaciones entre agentes. Para su definición, se debe

hacer una aclaración respecto al supuesto sobre el que se construyen:

Colombia necesita los recursos que provienen de la actividad petrolera.95

Los índices se clasifican en grupos dependiendo del aspecto del sistema al que

pertenecen:

1. Rentabilidad: Se refiere al beneficio generado por el funcionamiento del

sistema, a la capacidad que debe tener el sistema para generar utilidades y

por ende de aportar ingresos al país.

Índices para su medición

- Tasa Interna de Retorno (TIR) de los inversionistas96.

- Tasa Interna de Retorno (TIR) del país: se mide como el promedio

ponderado de las TIR de los diferentes proyectos teniendo en cuenta

los tamaños de pozos. 95 Es importante anotar esta suposición porque se podría dar el caso de que aunque se tenga petróleo, no se explote. 96 Esta TIR se refiere a los proyectos exitosos únicamente.


165

2. Eficiencia: Se refiere a qué tan eficiente están siendo las operaciones

realizadas en el territorio colombiano en cuanto a consecución de reservas

y explotación de las mismas.


- Tasa de reposición de reservas.

- Razón de extraído acumulado / Reservas estimadas.

3. Estabilidad: Se refiere a la capacidad del sistema para mantenerse a

través del tiempo, en los diferentes ámbitos en los que los agentes se

desenvuelven. Existen diferentes tipos de estabilidad que sumados

constituyen la estabilidad y sostenibilidad del sistema. A decir, en el campo

administrativo, legal, de política y de seguridad debido que cada una de

ellas genera un ambiente especifico.


- Tiempo de permanencia promedio de las EEP en el sistema.

- Años de autosuficiencia petrolera.

- Costo anual por ataques a infraestructura, al capital humano, robo y

hurto.

- Reformas a contratos en los últimos X años.

- Paros laborales al año.


166

4. Prospectividad97: Se refiere a la visión y expectativas que se tiene el

sistema a mediano y largo plazo, especialmente al potencial petrolero del

país y al grado en el que se va aproximando a niveles deseables en

términos de reservas.


- Factor de éxito exploratorio.

- Kilómetros de sísmica 2D y 3D realizados por año.

- Número de pozos perforados al año.

5. Contribución al Estado: este aspecto se relaciona con la capacidad del

sistema para generar recursos en pro del desarrollo del país.


- State Take: es un indicador utilizado por consultores y analistas

internacionales para determinar la competitividad de los sistemas

contractuales y fiscales de los países productores. Este indicador

permite comparar la competitividad de Colombia en función de su

participación en la renta petrolera, entendiendo por participación la

suma de los ingresos que se reciben por actividad petrolera vía

impuestos, regalías y participación sobre la producción.

97 Existe una relación inversamente proporcional entre el nivel de prospectividad y las condiciones

fiscales y contractuales: a mayor riesgo geológico, menos impuestos, regalías, etc., y viceversa.


167

9. Oportunidades de Mejora al Sistema

Las oportunidades de generar incentivos en el sistema deben estar

fundamentadas en los impactos que generan sobre las variables de decisión de

uno o varios agentes, así como sobre las variables críticas. A través de éstas

últimas se busca mejorar en algún grado los Índices del buen desempeño del

sistema.

Los posibles cambios presentados a continuación se clasifican en grupos,

dependiendo de la parte del sistema que buscan mejorar. Sin embargo, no tienen

como objetivo llegar a un máximo de detalle, ya que se espera lograr un impacto

general, sin caer en las minucias de los procedimientos que se puedan realizar.

• Proyección de Ecopetrol como empresa líder en exploración en

Colombia.

a) Acerca de la política de financiamiento a Ecopetrol, independizándola de las

decisiones financieras del GC.

Esta propuesta busca independizar las decisiones que el GC realice hacia EC,

buscando lograr una mayor operatividad, a través de la separación entre el Estado


168

y sus inversiones. Las variables de decisión que se verían afectadas, tendrían que

ver con las prioridades de acción con respecto al gobierno y el nivel de riesgo a

afrontar por parte de ECP.

La propuesta supondría que el gobierno debería crear un capital de riesgo

dispuesto a invertir o a ser buscados en los mercados externos de deuda, para no

disponer de dineros dispuestos a otros sectores del país.

Además de esto, se deberían cambiar las legislaciones, ya que actualmente el

gobierno no puede disponer sólo de capitales de riesgo, mejorando los incentivos

que actualmente están propuestos por el GC hacia EC, impulsando su desarrollo y

proyección más allá del ámbito colombiano.

Los problemas que surgirían al realizar esta propuesta, se enmarcan, en la

probabilidad de que EC no pueda responder ante las obligaciones financieras, que

dado el caso, no sea posible pagar por medio de los retornos generados de los

proyectos, el gobierno se vería obligado a desembolsar dicho dinero.

b) Incentivos para que las empresas exploradoras y productoras busquen

asociarse con Ecopetrol para proyectos dentro del país.

En la medida en que ECP y las EEP coordinen sus intereses, las relaciones serán

más productivas. Esto se refiere a que Ecopetrol podría incentivar la conformación


169

de alianzas con otras EEP en la medida en que los términos no sean tan rígidos;

introducirle flexibilidad a las condiciones ayudaría a fomentar el interés. Es clave

en esta propuesta que el riesgo sea compartido. El objeto final de esta propuesta

es participar en el mayor número de proyectos posibles, debido a que resulta

menos arriesgado para la compañía trabajar con un socio, además de que tiene la

oportunidad de aprender y adquirir conocimientos tecnológicos que se convierten

en el valor agregado de la interacción. Hay que explotar la trayectoria que tiene

ECP en el país por el conocimiento geológico. Mediante este mecanismo, se ven

afectadas positivamente la calidad de la gestión operativa de las empresas, así

como el nivel de compromiso de estos dos agentes. El efecto que tendría sobre el

desempeño del sistema está relacionado con el desarrollo de la prospectividad y

los índices concernientes a la eficiencia.

c) Incentivar a la USO para que dirija sus iniciativas hacia la eficiencia del

sistema, no sólo hacia la protección de la soberanía del recurso

.

Esta propuesta buscar redireccionar las prioridades de acción de la USO,

específicamente en sus peticiones acerca de la política petrolera, entendiendo

que es necesario que ECP trabaje en conjunto con otras EEP, puesto que no se

tiene la capacidad tecnológica ni económica para operar individualmente.


170

Resaltar el hecho de que mediante dichas alianzas la empresa puede disminuir su

riesgo, bajando costos y generando una mayor rentabilidad. La USO es un agente,

que alineándolo un poco puede resultar en herramienta clave en pro de la

consolidación de ECP en la industria petrolera. Cabe anotar que la carga laboral

que afronta ECP, por parte de la USO es demasiado alta y limita los campos de

acción de la empresa.

Dentro de esta propuesta, las variables claves sobre las que se tendría incidencia

son, las condiciones laborales estables, acorde con la situación del sector, el nivel

de compromiso de la USO y de ECP y la capacidad del gobierno para articularse

con las entidades del sector.

Las condiciones adversas que se pueden generar con esta propuesta puede ser la

negativa por parte de la USO a cambiar su posición, a sabiendas que en un

escenario pesimista, ECP podría desaparecer, al operar ineficientemente y, por

ende ellos mismos.

• Sobre la estabilidad del sector.

a) Replanteamiento de la política petrolera para evitar el manejo coyuntural

del recurso.


171

Esta propuesta se basa en los cambios que realiza el gobierno en sus políticas y

formas de contratación, respondiendo a la situación por la que esté pasando en

ese momento (como es el caso hoy en día), sin mirar a un mediano-largo plazo.

Para cambiar esto, se requiere de la creación de un plan energético consistente y

no una recopilación de leyes, decretos y resoluciones98, con carácter más

operatorio que estratégico.

En el mapa de incentivos, se observa que muchos actores están interesados en

que esto se lleve a cabo, debido al impacto que tendría en el sistema, incidiendo

positivamente en el índice de estabilidad.

Los problemas relacionados con esta propuesta provienen de la capacidad del

Estado para gestionar y poner en práctica dicho cambio, ya que el proceso para su

realización requiere de la buena comunicación y coordinación que los entes

realicen.

b) Sobre la seguridad.

Esta propuesta tiene como fin fortalecer la política de seguridad entorno al sector,

dado que en el mapa de incentivos los actores relacionados directamente con la

98 Como lo es el código de petróleos hoy en día.


172

operación, se ven afectados por el conflicto que se vive con los GML. Para esto, el

GC como agente principal debe comprometerse con las EEP y ECP, más allá de

simples acuerdos, sino a nivel del contrato mismo para que éste ofrezca garantías

e incentive a las EEP a invertir. La solución pacífica no se puede descartar, pero

dada la situación actual se deben tomar acciones al respecto, en las que se

contemplan las alianzas entre las comunidades, las EEP, y el GC para minimizar

el efecto negativo. Es importante anotar, que el GC debe hacer presencia en las

áreas de tensión, para que asimismo las CM no se sientan abandonadas.

Las variables que influyen en este proceso son la elaboración de planes de

seguridad por parte del GC, las políticas para el diseño de contratos, el nivel de

riesgo que las empresas deben afrontar, el nivel de apoyo de la comunidad hacia

el sector y su participación. Todas en conjunto ayudan a disminuir el nivel de

intromisión de los GML en el sector. El impacto está directamente asociado a la

estabilidad y la rentabilidad que obtendrían los inversionistas debido a la baja que

se daría en sus costos de operación.

• Coordinación de las entidades hacia el sector.

Esta propuesta se incluye para mejorar la coordinación y armonización entre las

funciones y los planes que manejan las entidades involucradas en el sistema,

encaminados a mejorar la eficiencia del sector. Por ejemplo, tiempos de desarrollo


173

de licencias ambientales, ejecución de contratos, entre otros. Esto se podría

desarrollar a través de un sistema de información coordinado entre las entidades.

Tiene que ver principalmente con el nivel de monitoreo que tiene el GC a los entes

a su cargo y con la capacidad que tiene el GC para articularse con los demás

entes, que impacta la existencia y pertinencia de índices y mecanismos de

monitoreo de actividades, así como el nivel de compromiso de los agentes del

sistema. Esta propuesta se vería reflejada en la estabilidad y eficiencia del

sistema.

• Acerca del destino de los recursos generados por la industria.

a) Reinversión de un porcentaje de la renta petrolera para financiar

programas de exploración, investigación y desarrollo del sector por

parte del Gobierno.

Esta propuesta se genera para mantener un constante mejoramiento en las

condiciones de las operaciones y garantizar, en cierta medida, la continuidad de

los procesos. Se observa en el mapa de incentivos en cuanto a los planes de

proyección y las legislaciones referentes a destinación de recursos, en las que no

se ha alcanzado un nivel óptimo de incentivos. Con esto se busca ampliar la

calidad de la información geológica disponible y, por ende promover la actividad


174

exploratoria del país. El impacto directo se da sobre los índices referentes a la

prospectividad.

b) Creación de incentivos para activar la participación de la comunidad en

el desarrollo, calidad y monitoreo de los recursos trasferidos, por parte

de los entes territoriales desde el sector petrolero.

La propuesta se basa en el análisis del mapa de incentivos donde, ECP y las EEP

apoyan e incentivan a las comunidades para que participen y demuestren su

apoyo al sector, cosa que no sucede cuando se habla de los entes territoriales; a

excepción de los ET con alta dependencia como Arauca y Casanare; en donde las

comunidades ven el petróleo y sus beneficios tangibles. En los demás entes las

comunidades no prestan demasiada atención al mismo, perdiendo oportunidades

de inversión en su beneficio. Podría llegarse a coordinar las iniciativas de los ET

con las de las empresas, para resolver mutuamente las necesidades de las CM.


175

10. Conclusiones

El desarrollo de este trabajo se basó en una metodología, que fue modificada a

medida que se iba avanzando en la investigación, debido a la complejidad del

sistema analizado. La causa principal fue la dificultad para encontrar factores de

desempeño medibles, que reflejaran con certeza el desempeño del sistema

globalmente.

Por ello, se optó por generar un conjunto de índices que representaran el buen

desempeño del sistema en diferentes aspectos. Se identificaron las oportunidades

existentes en el sistema para hacerlo consistente, con base en el efecto que

tendrían en la mejora de dichos índices.

El sistema es bastante complejo, por lo que es necesario realizar cambios en

diferentes niveles. Se identificaron una serie de oportunidades para generar

incentivos en ciertas relaciones, básicamente entre agentes principales. Se

encontró que es necesario un alineamiento entre las instituciones del Estado y los

demás organismos involucrados en el sistema, para que la industria petrolera

crezca y siga siendo generadora de desarrollo para Colombia.


176

Los planes y proyectos deben ser estructurados de forma que el sistema sea

sostenible a mediano y largo plazo; independiente de las necesidades inmediatas

de los agentes, o del sistema como tal; razón por la cual se ha creado

inestabilidad y pérdida de competitividad.


177

Anexo No. 1 Ley 20 de 196999

Artículo 12: El Gobierno podrá declarar reserva nacional cualquier área petrolífera del país y aportarla, sin sujeción al régimen ordinario de contratación y licitación, a la Empresa Colombiana de Petróleos para que la explore, explote o administre directamente o en asociación con el capital público o privado, nacional o extranjero. (...) Lo dispuesto en el inciso primero de este artículo no afecta las expectativas de derecho creadas por propuestas formuladas con anterioridad a la providencia que declare la reserva de la zona respectiva. Artículo 13: Las normas contenidas en el artículo 1° de esta ley se aplicarán también a los yacimientos de hidrocarburos (Artículo 1°. Todas las minas pertenecen a la Nación, sin perjuicio de derechos constituidos a favor de terceros. Esta excepción, a partir de la presente ley, sólo comprenderá las situaciones jurídicas subjetivas y concretas debidamente perfeccionadas y vinculadas a yacimientos descubiertos).

99 Tomado de: Carta Petrolera Edición Especial 50 años, p. 26.


178

Anexo No. 2

Decreto 1760 de 2003100 26 de junio de 2003

Por el cual se escinde la Empresa Colombiana de Petróleos, Ecopetrol, se modifica su

estructura orgánica y se crean la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la sociedad Promotora de Energía de Colombia S. A.

EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA DE COLOMBIA,

en ejercicio de las facultades extraordinarias que le confieren los literales d), e) y f)

del artículo 16 de la Ley 790 de 2002, y

CONSIDERANDO:

Que la Ley 790 de 2002, en su artículo 16, literales d), e) y f), confirió facultades extraordinarias al Presidente de la República para escindir entidades u organismos administrativos del orden nacional, modificar la estructura orgánica y determinar losobjetivos de las entidades u organismos resultantes de las escisiones y crear las entidades u organismos que se requieran para desarrollar los objetivos que cumplían las entidades escindidas; Que el Programa de Renovación de la Administración Pública Nacional, tiene como propósito racionalizar la organización y funcionamiento de la administración pública o garantizar la sostenibilidad financiera de la Nación; Que el Gobierno Nacional, en el marco del Programa anteriormente citado, ha determinado de conformidad con el respectivo estudio técnico, la necesidad y conveniencia de separar las actividades de naturaleza industrial y comercial de exploración, explotación, refinación, transporte y comercialización de hidrocarburos, derivados y productos, de las actividades de administración de las reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación y de la administración de activos no estratégicos representados en acciones y participaciones en diferentes sociedades y negocios,

DECRETA:

T I T U L O I ESCISIÓN

Artículo 1°. Escisión. Escíndese de la Empresa Colombiana de Petróleos, Ecopetrol, empresa industrial y comercial del Estado del orden nacional, vinculada al Ministerio de Minas y Energía, la administración integral de las reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación y la administración de los activos no estratégicos representados en acciones y participaciones en sociedades, en los términos que se establecen en el presente decreto.

T I T U L O II

CREACIÓN DE LA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS, ANH Artículo 2°. Creación y naturaleza jurídica de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH. Créese la Unidad Administrativa Especial denominada Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía, con personería jurídica, patrimonio propio, autonomía administrativa y financiera, sometida al régimen jurídico contenido en el presente

100 Tomado de: Sitio Web Presidencia de la República – Decretos en Línea. http://www.presidencia.gov.co/decretoslinea/2003/junio/26/dec1760260603.pdf el 10 de enero de 2003


179

decreto y, en lo no previsto en él, al de los establecimientos públicos, de conformidad con lo dispuesto en la Ley 489 de 1998 y en las normas que la sustituyan, modifiquen o adicionen. (…) Artículo 4°. Objetivo. El objetivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, es la administración integral de las reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación. Artículo 5°. Funciones. Son funciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, las siguientes: 5.1 Administrar las áreas hidrocarburíferas de la Nación y asignarlas para su exploración y explotación. 5.2 Evaluar el potencial hidrocarburífero del país. 5.3 Diseñar, promover, negociar, celebrar, hacer seguimiento, y administrar los nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación, en los términos del artículo 76 de la Ley 80 de 1993 y las normas que la sustituyan, modifiquen o adicionen. 5.4 Diseñar, evaluar y realizar estrategias de promoción de la exploración y explotación de hidrocarburos y divulgarlas de acuerdo con las mejores prácticas internacionales. 5.5 Apoyar al Ministerio de Minas y Energía en la formulación de la política gubernamental en materia de hidrocarburos y en la elaboración de los planes sectoriales. 5.6 Administrar la información técnica existente y la que en el futuro se adquiera en el país y asegurar su preservación, integralidad y utilización como materia prima del proceso exploratorio de los hidrocarburos. 5.7 Convenir en los contratos de exploración y explotación los términos y condiciones con sujeción a los cuales las compañías contratistas, como parte de su responsabilidad social, adelantarán programas en beneficio de las comunidades ubicadas en las áreas de influencia de los correspondientes contratos. 5.8 Administrar la participación del Estado, en especie o en dinero, en los volúmenes de hidrocarburos que le correspondan en los nuevos contratos de exploración y explotación, en desarrollo de lo cual podrá disponer de dicha participación mediante la celebración de contratos u operaciones de cualquier naturaleza. 5.9 Administrar y disponer de los bienes muebles e inmuebles que pasen al Estado por finalización de los contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, o por reversión de concesiones vigentes. 5.10 Recaudar las regalías y compensaciones monetarias que correspondan al Estado por la explotación de hidrocarburos, y girar a las entidades con derecho a ellas tales recursos. 5.11 Efectuar las retenciones de las sumas que por concepto de participaciones y regalías correspondan a las entidades partícipes con destino al Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera, FAEP, hacer los giros y reintegros en los términos establecidos en la Ley 209 de 1995 o en las normas que la sustituyan, modifiquen o adicionen. 5.12 Adelantar las acciones necesarias para buscar el adecuado abastecimiento de la demanda nacional de hidrocarburos, derivados y productos, sin perjuicio de las atribuciones asignadas al Ministerio de Minas y Energía en esta materia. 5.13 Fijar los volúmenes de producción de petróleo de concesión que los explotadores deben vender para la refinación interna. 5.14 Fijar el precio al cual se debe vender el petróleo crudo de concesión destinado a la refinación interna para el procesamiento o utilización en el país, y el gas natural que se utilice efectivamente como materia prima en procesos industriales petroquímicos cuando sea del caso. 5.15 Ejercer las demás actividades relacionadas con la administración de los hidrocarburos de propiedad de la Nación y las que le sean asignadas por la ley o el reglamento y sean acordes con la naturaleza de la Agencia.(…)

T I T U L O III CREACIÓN DE LA SOCIEDAD PROMOTORA DE ENERGÍA DE COLOMBIA S. A.


180

Artículo 23. Naturaleza jurídica, denominación y sede. Créese la Sociedad Promotora de Energía de Colombia S. A., sociedad pública por acciones del orden nacional, vinculada al Ministerio de Minas y Energía, con personería jurídica, patrimonio propio, autonomía administrativa y financiera. Su domicilio y sede principal será la ciudad de Bogotá, D. C., y podrá establecer subsidiarias, sucursales y agencias en el territorio nacional y en el exterior. Artículo 24. Objetivos de la Sociedad Promotora de Energía de Colombia S. A. La Sociedad Promotora de Energía de Colombia S. A. tendrá como objetivo principal la participación e inversión en compañías cuyo objeto social se relacione con actividades del sector energético o con actividades similares, conexas o complementarias. (…)

T I T U L O IV MODIFICACIÓN DE LA ESTRUCTURA ORGÁNICA DE LA EMPRESA

COLOMBIANA DE PETRÓLEOS, ECOPETROL

Artículo 33. Naturaleza jurídica, denominación y sede. La Empresa Colombiana de Petróleos, empresa industrial y comercial del Estado del orden nacional creada por autorización de la Ley 165 de 1948, mediante el Decreto 0030 de 1951, y escindida mediante el presente decreto, quedará organizada como sociedad pública por acciones, vinculada al Ministerio de Minas y Energía, se denominará Ecopetrol S. A., su domicilio principal será la ciudad de Bogotá, D. C. y podrá establecer subsidiarias, sucursales y agencias en el territorio nacional y en el exterior. Artículo 34. Objetivos de Ecopetrol S. A. Serán objetivos de Ecopetrol S. A. los siguientes: 34.1 La exploración y explotación de las áreas vinculadas a todos los contratos celebrados hasta el 31 de diciembre de 2003, las que hasta esa fecha estén siendo operadas directamente y las que le sean asignadas por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH. 34.2 La exploración y explotación de hidrocarburos en el exterior, directamente o a través de contratos celebrados con terceros. 34.3 La refinación, el procesamiento y cualquier otro proceso industrial de los hidrocarburos y sus derivados, en instalaciones propias o de terceros, en el territorio nacional y en el exterior. 34.4 La distribución de hidrocarburos, derivados y productos en el territorio nacional y en el exterior. 34.5 El transporte y almacenamiento de hidrocarburos, derivados y productos, a través de los sistemas de transporte propios y de terceros, en el territorio nacional y en el exterior, con la única excepción del transporte comercial de gas natural en el territorio nacional. 34.6 La comercialización nacional e internacional de gas natural, de petróleo, sus derivados y productos. 34.7 La realización de cualesquiera actividades conexas, complementarias o útiles para el desarrollo de las anteriores.(…)


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Anexo No. 3

Cuestionario Con el objeto de conocer y plantear posiciones diferentes a las de los autores, se realizaron una serie de entrevistas a personas versadas en el tema petrolero, en representación de algunas entidades involucradas, para que manifestaran sus conocimientos, apreciaciones y opiniones acerca del sistema petrolero en general y, más específicamente de su rol dentro del mismo. Se diseñó un cuestionario general con el fin de obtener información para describir el estado actual del sistema petrolero colombiano, identificando sus agentes, las relaciones que existen entre ellos y las variables de decisión que afectan el desempeño del mismo; a fin de identificar incentivos que generen consistencia en el sistema. Adicionalmente, se formularon preguntas específicas referentes al rol del agente entrevistado. Es importante aclarar que las preguntas son generales debido a que no se quería sesgar ninguna de las respuestas. El modelo de cuestionario fue el siguiente: Generales: El Sistema ¿Desde su punto de vista, cuál(es) es(son) el(los) mayor(es) obstáculo(s) para el desarrollo del sector petrolero en el país? ¿Cuáles son los principales actores del Sector Petrolero Colombiano (SPC)? ¿Cuáles de esos actores obstaculizan el buen desempeño del sistema petrolero en Colombia o generan inestabilidad en el mismo? ¿Cómo cree usted que se puede medir el desempeño del sistema de manera integral, es decir qué factores de desempeño (grandes aspectos del sistema) identificaría para el sistema globalmente? Nota: Para enmarcar este concepto. Se cita el ejemplo del sistema educativo, en el que la calidad, cobertura y equidad constituyen sus factores de desempeño; aspectos que al ser mejorados o aumentados ayudan directamente a la consolidación y al mejor funcionamiento del sistema. ¿Desde su punto de vista cuál es el objetivo o los objetivos principales del sistema petrolero colombiano? ¿Cuáles son las variables de decisión más relevantes de los actores citados anteriormente? ¿Qué aspectos le hacen falta al sistema petrolero colombiano para que sea consistente y logre alcanzar sus objetivos? Usted como agente del sistema: ¿Qué papel (función) juega su entidad (grupo, asociación, empresa, etc.) dentro del SPC? ¿Cuáles son sus objetivos institucionales o individuales? ¿Qué decisiones tiene a cargo su entidad dentro del sector, en otras palabras cuáles on sus variables de decisión?


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A nivel de contratos: ¿cuáles son los actores con quienes interactúa, y cuál es la naturaleza de esta relación? (Entiéndase contrato como la caracterización de una transacción entre agentes económicos, es decir, la definición de las reglas de juego que van a regir el intercambio de bienes, servicios, información y responsabilidades entre éstos). ¿Con cuál de los actores ha tenido inconvenientes o se ha dificultado la relación, por qué? ¿Qué acciones incentivarían el mejoramiento de esas relaciones? ¿Conoce algún tipo de incentivo que se haya diseñado / utilizado previamente para mejorar la calidad de sus relaciones con los demás entes con los que interactúa? ¿Cuáles países considera que son comparables con Colombia en cuanto a política petrolera y modus operandi? ¿Cuáles son los pros y los contras de hacer una inversión en Colombia? ¿Qué oportunidades identifica en Colombia respecto a los otros países al momento de invertir? Otras (Estas preguntas no estaban incluidas en la totalidad de los cuestionarios, solo en los casos pertinentes) Respecto al tema de regalías, ¿cuál es la diferencia entre las funciones de la ANH y la CNR? ¿Cómo manejaría el trato con los grupos al margen de la ley para que no infieran en las operaciones petroleras? Tiene conocimiento de algún tipo de acuerdo/trato hecho con estos? Los resultados y la información recopilada en dichas entrevistas fueron captados a lo largo del proyecto y están implícitos en la definición de actores, variables, interacciones e incentivos. Nota: (Las entrevistas fueron grabadas como medio de validación).


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