GEOPOLITICA Y POLITICA PETROLERA AÑO 2013.pdf

EESSC DEE IIN DEE P PEETTRRO CU UEELLA A D NG GEEN NIIEERRIIA A D OLLEEO OSS U DEE S SA UN NIIV VEERRSSIID DA AD D IIN ND DU USSTTRRIIA ALL D AN NTTA AN ND DEERR

MODULO

G Y P PO PEETTRRO GEEO OPPO OLLÍ Í TTIIC CA A Y OLLIITTIIC CA A P OLLEERRA A

PROFESOR IIN OSSC VA AN NG G.. O CA ARR V AN NEEG GA ASS A NG GA ARRIITTA A Ingeniero de Petroleos

2013

OSCAR VANEGAS ANGARITA RESUMEN HOJA DE VIDA Ingeniero de petróleos egresado de la UIS en 1.990, vinculado a la misma Universidad desde 1.991, del cual es docente de planta de tiempo completo en la categoría de Asistente. Ha cursado estudios de especialización en Gerencia de Hidrocarburos, Docencia Universitaria, y Finanzas. Cursó 2 semestres de Maestría en Economía, y actualmente cursa la Maestría en Hidrocarburos. En la Docencia se ha destacado en las áreas de Preparación, Formulación y Evaluación de Proyectos; Estadística Aplicada a la Ingeniería de Petróleos; Evaluación de Incertidumbre y Riesgo en la Exploración Petrolera; Tópicos en Exploración y Producción Petrolera; Registro de Pozos, y en Geopolítica y Política Petrolera, área del cual es asesor de la comisión quinta del Congreso de la República. En la parte administrativa ha sido Director de la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la UIS, Director Ejecutivo de la Corporación Centro de Desarrollo Tecnológico del Gas, y Director de la UIS Sede Barrancabermeja, cargos en los que ha gestionado logros importantes para la UIS, como la creación de las especializaciones en Gerencia de Hidrocarburos y Producción de Hidrocarburos; al igual que la Maestría Maestría en Hidrocarburos. Igualmente, fue el pionero en la gestión que llevó a la consecución del actual Campo Escuela Colorado, y la creación de las revistas científicas Fuentes y Academia USB. De la misma manera logró la acreditación de la Escuela de Ingeniería de Petróleos y del Laboratorio de Gas del CDT de Gas. En la parte empresarial fue representante del Presidente de la República en la Junta Directiva de la Cámara de Comercio de Barrancabermeja, y fue miembro de las Juntas Directivas de Serpegas y Ferticol; y del Comité Técnico del Sena. Actualmente es miembro de la Comité de Vigilancia Ciudadana de Regalías Reg alías de la Contraloría General de la República, Capacitador de la Red de Vigilancia Ciudadana a la Gestión Pública de la Presidencia de la República, Director del Centro de Altos Estudios Minero energéticos de la UIS, investigador del Instituto de Ciencias Políticas de la UNAB, Coordinador Académico y de Investigación del Campo Escuela Colorado, y columnista del diario El Frente, Portafolio, avanzarcolombia.com, razonpublica.com y ecospoliticos.com.

OSCAR VANEGAS ANGARITA RESUMEN HOJA DE VIDA Ingeniero de petróleos egresado de la UIS en 1.990, vinculado a la misma Universidad desde 1.991, del cual es docente de planta de tiempo completo en la categoría de Asistente. Ha cursado estudios de especialización en Gerencia de Hidrocarburos, Docencia Universitaria, y Finanzas. Cursó 2 semestres de Maestría en Economía, y actualmente cursa la Maestría en Hidrocarburos. En la Docencia se ha destacado en las áreas de Preparación, Formulación y Evaluación de Proyectos; Estadística Aplicada a la Ingeniería de Petróleos; Evaluación de Incertidumbre y Riesgo en la Exploración Petrolera; Tópicos en Exploración y Producción Petrolera; Registro de Pozos, y en Geopolítica y Política Petrolera, área del cual es asesor de la comisión quinta del Congreso de la República. En la parte administrativa ha sido Director de la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la UIS, Director Ejecutivo de la Corporación Centro de Desarrollo Tecnológico del Gas, y Director de la UIS Sede Barrancabermeja, cargos en los que ha gestionado logros importantes para la UIS, como la creación de las especializaciones en Gerencia de Hidrocarburos y Producción de Hidrocarburos; al igual que la Maestría Maestría en Hidrocarburos. Igualmente, fue el pionero en la gestión que llevó a la consecución del actual Campo Escuela Colorado, y la creación de las revistas científicas Fuentes y Academia USB. De la misma manera logró la acreditación de la Escuela de Ingeniería de Petróleos y del Laboratorio de Gas del CDT de Gas. En la parte empresarial fue representante del Presidente de la República en la Junta Directiva de la Cámara de Comercio de Barrancabermeja, y fue miembro de las Juntas Directivas de Serpegas y Ferticol; y del Comité Técnico del Sena. Actualmente es miembro de la Comité de Vigilancia Ciudadana de Regalías Reg alías de la Contraloría General de la República, Capacitador de la Red de Vigilancia Ciudadana a la Gestión Pública de la Presidencia de la República, Director del Centro de Altos Estudios Minero energéticos de la UIS, investigador del Instituto de Ciencias Políticas de la UNAB, Coordinador Académico y de Investigación del Campo Escuela Colorado, y columnista del diario El Frente, Portafolio, avanzarcolombia.com, razonpublica.com y ecospoliticos.com.

Un i ve verr sidad I ndu str ial de Santander

Escuell a I ngeni er ía Pe Escue Petr tr óleos – UI S

TABLA DE CONTENIDO Pag.

1. GEOPOLITICA PETROLERA

4

1.1.

4

DE LA GEOPOLITICA A LA ECOPOLITICA

1.2. ANTECEDENTES HISTORICOS DE LA GEOPOLITICA

5

1.3. APLICACIONES MODERNAS Y SITUACION ACTUAL

7

1.4.

RESERVAS PROBADAS MUNDIALES DE PETROLEO

16

1.5.

ORGANIZACIÓN DE PAISES EXPORTADORES DE PETRÓLEO

18

1.6.

EL PETROLEO EN AMERICA LATINA

21

1.7.

LAS GUERRAS DEL PETROLEO

47

1.8.

NUEVO ORDEN MUNDIAL PETROLERO

58

1.9.

EN BÚSQUEDA DEL ORO NEGRO EN COLOMBIA

77 83

2. PROSPECTIVIDAD PETROLERA 2.1.

PROSPECTIVIDAD EN COLOMBIA

83

2.2.

EL FUTURO PRECIO DEL PETROLEO

95

2.3.

CURVA DE HUBBERT

103

2.4.

TEORIA DE OLDUVAI

107

3. CONTRATACION PETROLERA Y STATE TAKE TAKE

127

3.1.

129

SISTEMAS DE CONTRATACION MUNDIAL

3.1.1. Sistemas Concesionario.

129

3.1.2. Sistema Contractual.

130

3.2.

REGALIAS

137

3.3.

TENDENCIAS MUNDIALES DE CONTRATACION PETROLERA

139

3.4.

POLITICA DE CONTRATACION PETROLERA EN COLOMBIA

142

3.4.1. Concesiones

147

3.4.2. El Contrato de Asociación.

150

3.4.3. Otros Sistemas vigentes de Contratación Petrolera en Colombia

162

3.4.4. La Última Reforma del Contrato de Asociación

164

Política de Contratación Petrolera (ANH – (ANH – 2004) 3.4.5. La Nueva Política

174

4. CONCUSIONES

186 3

OSCAR VANEGA ANGARITA

GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA

Un iversidad I ndu str ial de Santander

Escuela I ngeni ería Petr óleos – UI S

1. GEOPOLITICA DEL PETROLEO. 1.1.

DE LA GEOPOLITICA A LA ECOPOLITICA.

La Geopolítica es la ciencia que estudia la influencia de los factores geográficos en la vida y evolución de los Estados, a fin de extraer conclusiones de carácter político. El término fue usado para designar la influencia determinante del medio ambiente (elementos tales como las características geográficas, las fuerzas sociales y culturales y los recursos económicos) en la política de una Nación. Ratzel, considerado el padre de la Geopolítica moderna, la definió como “el condicionamiento de las actividades humanas, respecto del medio físico, sentando las bases del determinismo geográfico”, definición que fue adoptada por Hitler para justificar la invasión a otros países, los cuales eran por él considerados “espacios vitales” para que Alemania lograra la autosuficiencia. Después de la segunda guerra mundial los Académicos de EE.UU vieron la geopolítica como "una forma de pensamiento espacial esencial y necesaria para un país si éste quiere convertirse en un poder global"... visión o filosofía que ha sido seguida al pie de la letra por los gobernantes gringos a posteriori, sólo basta con leer la historia reciente del mundo y en todas partes encontrarán metidas las narices de ellos, pues donde hay un problema, ellos siempre hace parte de éste. Durante el siglo XX la geopolítica petrolera y energética se caracterizó por el dominio de las grandes compañías petroleras privadas (conocidas como las siete hermanas) sobre los países donde se situaban los yacimientos petroleros, a través del complot con los países ricos, quienes siempre amenazaron con la invasión militar si no accedían a las pretensiones de las multinacionales. Actualmente, con el nuevo orden mundial sin fronteras, sin ideologías y con una devaluación de la importancia del espacio territorial, la Geopolítica está haciendo la transición hacia la Ecopolítica. En el nuevo orden petrolero mundial, después de la guerra del Golfo Pérsico, las compañías petroleras occidentales y los países 4 OSCAR VANEGA ANGARITA




productores (miembros y no miembros de la OPEP) han firmado una serie de acuerdos, que antes hubieran sido imposibles. Rusia, Irak, Irán, Venezuela, Libia y Argentina, que por largo tiempo estuvieron relativamente cerrados a los extranjeros ahora tienen vínculos estrechos con las compañías multinacionales. Las potencias mundiales, después del fracaso de las invasiones a Irak y Afganistán han entendido que en el siglo XXI los cambios en los países tercermundistas los tienen que emprender los mismos pueblos y no unos burócratas mal iluminados del Primer Mundo. Al respecto Geróid Tuathail dice: "... Los métodos comerciales y la electrónica han desplazado los métodos militaristas..." sólo observemos el cambio extremo que ha venido sucediendo en el norte de África y el Medio Oriente, producido por la influencia de la Internet. Aunque en esta región subsiste el eterno problema árabe – israelí, y Arabia Saudita comprometió 140 mil millones de dólares en inversión social, aun no podemos afirmar que ha evitado el contagio de este nuevo estilo de revolución. Hoy las marchas y protestas en todo el mundo son programadas y citadas por los modernos medios de comunicación, auspiciadas y replicadas por los jóvenes y los grupos sociales. La lógica del conflicto para los gobiernos está expresada por la gramática del comercio cuya impronta son los tratados de libre comercio, y el espacio ocupado por las potencias (recomendado por la geopolítica) está siendo remplazado por la electrónica y las telecomunicaciones. Ese parece ser que es y será el nuevo orden mundial. Mañana lo sabremos.

1.2.

ANTECEDENTES HISTÓRICOS DE LA GEOPOLÍTICA.

Los antecedentes de la geopolítica y el punto de partida de su evolución conceptual y teórica se remontan al siglo XIX cuando el geógrafo alemán Carl Ritter (1779-1859), como uno de los fundadores de los modernos estudios geográficos. Ritter recalcó la importancia de utilizar todas las ciencias en el estudio de la geografía. A partir de este momento la geografía comienza a importar de otras ramas del saber, métodos que la eleven al rango de conocimiento científico. 5 OSCAR VANEGA ANGARITA




De allí que escriba su obra más importante, " La geografía en relación con la naturaleza y la historia del hombre" (1817-1859), en la cual subraya la influencia del medio físico en la actividad humana. Posteriormente, es Friedrich Ratzel (1844-1904) un geógrafo alemán quien señala el condicionamiento de las actividades humanas, respecto del medio físico, sentando las bases del determinismo geográfico, que tuvo en Carl Ritter otro de sus más claros representantes. Así mismo, es necesario mencionar a Sir Halford Jhon (1861-1947), como otro de los geógrafos y, además político, de origen británico, quien contribuyó con los primeros pasos de la geopolítica con su célebre teoría del Hertland (región cardial), formulada por primera vez en 1904 y revisada en 1919 y 1943. Esta teoría plantea que la zona norte y central de Euroasia, debido a su aislamiento geográfico y a su riqueza en recursos naturales, será, finalmente, el centro de poder político que controle al mundo. El término geopolítica no estuvo muy difundido sino hasta la década de 1930 en manos de un grupo de geógrafos políticos germanos en el Departamento de Geografía de la Universidad de Munich en Alemania. Es a Karl Haushofer (1869-1946) a quien se le debe el desarrollo de la moderna geopolítica fundada por Ratzel. Siendo él, general del ejército alemán, geógrafo y destacado defensor de los principios geopolíticos del proyecto nazi para conquistar el mundo, planteó teorías que ejercieron una gran influencia sobre el ejército germano, pues proporcionaba una razón pseudocientífica para justificar la expansión territorial de ese país. Así, una faceta de la geopolítica alemana fue la teoría llamada Lebensraum (espacio vital) acuñada con este nombre por Ratzel y adoptada por Haushofer. De acuerdo con esta teoría, el "espacio vital" se define como todo el territorio que un país alega necesitar para lograr la autosuficiencia. Adolf Hitler y Rudolf Hess adoptarían y utilizarían esta teoría (espacio vital) para describir la necesidad que tenía el III Reich alemán de encontrar nuevos territorios hacia dónde expandirse, especialmente a costa de los pueblos eslavos del este 6 OSCAR VANEGA ANGARITA




de Europa. De esta manera esta teoría sirvió de argumento ideológico que sustenta y explica las invasiones a Checoslovaquia y a Polonia, provocando el estallido de la II Guerra Mundial. Durante las décadas de 1930 y 1940 no sólo Alemania prestó gran interés por la geopolítica. Rusia, China y Japón desarrollaron el interés por esta ciencia como una ciencia del Estado, debido a una supuesta significancia de los factores geográficos sobre la conducta de las relaciones internacionales. En ese entonces, grupos de académicos estadounidenses vieron a la geopolítica como una forma de pensamiento espacial que los EE.UU. debería promover y considerarla esencial si requería pensar y convertirse en un poder global.

1.3.

APLICACIONES MODERNAS Y SITUACIÓN ACTUAL

Las rupturas de la década del sesenta y el setenta enmarcan de manera general la política mundial de las últimas cuatro décadas. Mencionemos algunos sucesos que moldearon el panorama político de toda la segunda mitad del siglo pasado, que son verdaderos hitos históricos: La descolonización de Asia y África dibuja una nueva geografía para el accionar del capitalismo internacional. El acceso a una cierta madurez política en África con la retirada europea de sus colonias, indica que se establecerá un nuevo control de territorios y recursos. El nacionalismo se configura como una realidad conflictiva, pues en el caso de África, las fronteras y entidades nacionales que dejan los amos europeos, no siempre correspondieron a las evoluciones naturales del continente negro. Los actuales conflictos de tipo cultural y étnico se generaron en buena parte por la herencia colonial. La salida europea del sureste de Asia, mediada por la derrota militar francesa, abrió el camino al triunfo comunista en Vietnam y a la misma derrota norteamericana. El nacionalismo sale pues fortalecido con los procesos finales de descolonización de finales del siglo pasado. En circunstancias como las mencionadas, se presenta el control nacional de las reservas de petróleo occidentales y la consecuente pérdida de éste por las 7 OSCAR VANEGA ANGARITA




grandes compañías de hidrocarburos; esta pérdida culmina con la fundación de la OPEP en 1960 y con las nacionalizaciones de la década del setenta en los mismos países. El modelo de industrialización energívoro es la base material para el fortalecimiento y la efectividad de la OPEP como cartel. En este sentido la crisis petrolera de la década del setenta muestra la entrada en la escena política internacional de un grupo de países que, con excepción de Venezuela, habían logrado recientemente la independencia política. Paralelamente, la quiebra del sistema financiero de Bretton Woods en 1971 y su patrón oro preparan el camino para el conflictivo reinado del Capital Financiero Internacional con preeminencia del dólar como unidad de medida. Las políticas unilaterales de la Reserva Federal muestran otra cara de las relaciones internacionales a partir de la década del setenta. En el terreno del consumo petrolero, se debe recordar el quiebre en el incremento del consumo a partir de 1982 casi hasta 1995, con un punto más bajo de precios entre 1986 y 1987, punto que apenas se repetiría a finales de 1998. La transferencia de gigantescas rentas diferenciales en manos de los propietarios, sin duda tuvieron su punto culminante en los inicios de la década de referencia. El afianzamiento del Capital Financiero Internacional (CFI) se va perfilando en toda la década. La llegada de los petrodólares de la bonanza del setenta fortalece a Londres como la gran plaza financiera, a pesar de la debilidad evidente de su sistema productivo real. Con el derribamiento del Muro de Berlín, la debacle del comunismo y el fin de la Guerra Fría, no faltan autores que, no sin razones, se consideran testigos del fin o de la muerte de la geopolítica. No es propósito de este trabajo discernir sobre la veracidad o pertinencia de tales posiciones, sí el de abordarlas de manera que pueda orientarnos en torno a la situación actual de tales discusiones, interrogantes y cuestionamientos. Estos hechos son los eventos políticos de fin de siglo; en la 8 OSCAR VANEGA ANGARITA




práctica, pues, las políticas socialdemócratas, que se habían impuesto como remedio de contención política para los agudos problemas sociales del tercer mundo —e incluso para los sectores obreros de los países industrializados —, ya no son tan urgentes a los ojos de los sectores dominantes internacionales. El reinado de la dupla Tatcher-Reagan cambia la cara del panorama político de las dos últimas décadas y da rienda suelta a la acción del CFI. Desde este momento, se declara como sospechosa la acción del Estado en la sociedad y el liberalismo económico vuelve a la palestra como el centro de la política económica. El Consenso de Washington con sus postulados sobre la eficiencia en la asignación de los recursos por parte de un mercado sin trabas, se transforma en el nuevo credo de las instituciones internacionales y de buena parte incluso de la misma academia. La tesis de ‘menor Estado, mejor Estado’ se vuelve casi dogma de fe. Sus políticas otorgan patente de curso al CFI, que se transforma en el nuevo organizador de la sociedad con sus urgencias de maximizar las ganancias financieras de manera casi que instantánea, en desmedro de la economía real. La especulación financiera echa sus raíces por todas partes, en un mundo sin controles a los movimientos de capitales. Las crisis financieras de México (1994), sureste de Asia (1997), Rusia (1998), Brasil (1999), Colombia (1999), Ecuador (1999), que afectan a una octava parte de la población mundial con mayores niveles de pobreza, llaman la atención sobre el peligroso descontrol del CFI; el asunto es tan evidente que los mismos diagnósticos del FMI reconocen el peligro de la movilidad de los capitales sin ningún control. En correspondencia con el neoliberalismo, la teoría económica de la privatización de los activos públicos se pregona como condición de eficiencia y optimización. La concepción según la cual el poder de un Estado se encontraba estrechamente relacionado con los recursos físicos, económicos, ambientales y geográficos con los que contase, se presenta hoy urgido de revisiones. En un Nuevo Orden Mundial sin fronteras, sin ideologías y con una devaluación de la importancia del espacio territorial, ¿qué lugar ocupa la geopolítica? En torno a 9 OSCAR VANEGA ANGARITA




ello, Geróid Tuathail plantea algunas observaciones que pueden contextualizar esta interrogante "... los métodos comerciales han desplazado los métodos

militaristas... , ...la lógica del conflicto será expresada por la gramática del comercio... , ...la distribución del territorio se convierte en distribución de tiempo... , ... la pérdida del espacio territorial nos lleva al Nuevo Orden... , ...la transición será de geopolítica hacia ecopolítica... , ...el espacio no es más grande en geopolítica, lo es en electrónica..." En consonancia con la "sociedad postindustrial, el capitalismo informacional o con la sociedad del conocimiento de la tercera ola", el eje estratégico militar ha cedido terreno ante la valoración del eje económico, en torno al cual se entretejen las estrategias políticas, haciendo hoy más que nunca que "la política sea la continuación de la guerra por otros medios". Ello de inmediato nos puede conducir a la necesidad… no de re-conceptualizar, sino a decretar la muerte de la geopolítica. Ante el avance de las telecomunicaciones el espacio pareciera transmutarse en noción de tiempo. Ya el mercado no es el sitio o "plaza" en el que convergen oferentes y demandantes sino los momentos en los que se contactan. Ya la guerra no es cuerpo a cuerpo, face to face, "pareciera que la velocidad le está ganando la carrera al espacio, pareciera que el espacio ya no existe; entonces el espacio es una función de la velocidad". . Por ello, como afirma Arturo Cruz "... Con el fin de la Guerra Fría, somos

testigos del aparente fin del negocio de la geopolítica y del surgimiento de la nueva preocupación de los norteamericanos con los asuntos de la geoeconomía. En efecto, sus expertos en seguridad nacional -como Alan Tonelson o Edward Luttwak- han reorientado sus energías intelectuales y se han dedicado a escribir sobre la seguridad económica de los Estados Unidos. En sus ensayos más recientes, estos autores han destacado la amenaza comercial que, supuestamente, representan Japón y Alemania, los

10 OSCAR VANEGA ANGARITA




que todavía hace cinco años eran sus aliados geopolíticos en su rivalidad con la antigua Unión Soviética". Y de la misma manera que en décadas pasadas estos mismos expertos en seguridad nacional vivían obsesionados por determinar el número de misiles, tanques y aviones militares que formaban parte del arsenal del ejército Soviético, hoy viven preocupados por comparar los índices de productividad de su fuerza laboral, o el número de patentes que sus industrias registran cada año, o sus tasas de ahorro y de inversión, con las del Japón y Alemania. Si se quiere, han sustituido a los rivales, y la competencia militar, la han sustituido con la competencia económica. La velocidad de las acciones no sólo ha devaluado la importancia del espacio territorial per se, sino que, además, ha impactado en la rapidez y alcance de las telecomunicaciones. Por ello, como lo afirma Tuathail y Delby "...En un mundo

de movimiento y velocidad perpetua, convulsionado por la globalización, saturado por la información, la geopolítica parece decididamente anticuada y fuera de lugar... , ...las tecnologías informáticas son una estaca en el corazón de la geopolítica...". Así, asistimos en esta posmodernidad de los 90's a eventos políticos que evidencian la superación de la noción de poder geopolítico que se sustentaba en el espacio territorial como fuente principal del mismo. Al respecto Routledge examina el caso del ejército insurgente Zapatista (EZLN) en el sur de México observando que éste inició sus operaciones en enero de 1994 de una manera simbólica, sirviéndose intensamente de los medios de información. Así, el EZLN era un movimiento guerrillero diferente a los tradicionalmente conocidos, puesto que buscó usar los medios globales de información como vector, a través del cual avanzar en su causa, mediante la info-guerra, más que mediante la contienda verdadera. La claridad que sobre las nuevas estrategias de conflicto posee este movimiento es evidente, no es la conquista del espacio territorial su propósito, a la manera de la Revolución Cubana, es más bien la conquista de los "espacios 11 OSCAR VANEGA ANGARITA




virtuales" a través de las telecomunicaciones. Y bien que les ha resultado en su intento por granjearse simpatizantes a nivel mundial. Por último, es necesario citar a Timothy Lukés, quien parece recoger los nuevos supuestos de la geopolítica posmoderna "...el cambio en el poder desde un

mundo en que corrientes materiales han sido sustituidas, los linderos o las fronteras actuales son electrónicas y especialmente digitales en las comunicaciones del ciberespacio. Nos encontramos en medio de un neologismo que postula el reemplazó de las nociones tradicionales de la geopolítica por corrientes electrónicas. Los átomos así reemplazados han hecho añicos los linderos y/o fronteras políticas. La vida virtual reemplaza la vida verdadera. Pensar sobre "identidades políticas sustentadas" como noción cultural, sustentada en el átomo, se enfrenta al fracaso ante las contemporáneas aceleraciones e interconexiones en la vida virtual del ciberespacio donde la geografía es un flujo de láser con imágenes digitales..." La energía siempre ha sido un factor preponderante en el desarrollo de los pueblos. El petróleo, por los años de 1860 escasamente comenzaba a participar en la producción mundial de energía. Hoy día, 12 años después del inicio del siglo XXI, entre el petróleo y el gas se suministra alrededor del 60% del total de la energía consumida en el mundo. Hacia el futuro estas fuentes necesariamente van a pasar de moda, por su agotamiento. Igualmente, muchos elementos de competitividad con otras fuentes de energía pueden dar origen al desplazamiento de estos energéticos básicos de hoy. Los efectos de contaminación ambiental, serán seguramente otro de los factores que influyan para que estos elementos, petróleo y gas, nuestros hidrocarburos de hoy, en un plazo relativamente corto, seguramente dejen de ser utilizados con la misma intensidad. Tenemos pues que utilizar estos recursos ahora, en la mejor forma, y en el término más adecuado, para sacar de ellos el mejor provecho. La industria del petróleo internacional involucra abundante riqueza y poder. Pocas industrias de este tipo combinan un contraste dramático entre riesgo y remuneración. Los países con fuentes de petróleo cuidadosamente guardan esta 12 OSCAR VANEGA ANGARITA




riqueza. La fijación de impuestos petroleros es un aspecto vital de la industria. Absolutamente una de las primeras cosas que un geólogo, ingeniero, minero, abogado o economista encuentra en el sector internacional es la diversidad de sistemas fiscales. Países únicos en su género están en el camino de estructurar sus impuestos y buscando que las fuentes naturales reciban una atención especial. Los gobiernos no tienen control sobre los regalos de la naturaleza, pero controlan los impuestos. Muchos gobiernos son usualmente representados por una compañía petrolera nacional o un Ministerio de minas o ambos, como el caso de nuestro país. ¿Existen elementos políticos de significación cuando se analiza el problema de la distribución de los recursos energéticos y su relación con la economía mundial de la energía? Vamos a responder que sí. En efecto, en el problema de la economía de la energía, es decir en la descripción de las leyes que rigen la producción, la distribución y el consumo de materiales energéticos a nivel planetario, existen elementos políticos, es decir de decisión tomada por agentes de manera voluntaria, que afectan la producción y la fijación de los precios. Tal afectación es cambiante, pero con frecuencia esos elementos son capitales. Sin duda la energía se ha transformado en una mercancía absolutamente vital para la economía mundial. En general los sistemas energéticos nacionales para funcionar deben recurrir al mercado mundial para aprovisionarse. El sistema de aprovisionamiento es de una complejidad notable empezando por la diversidad de formas que tiene la energía acumulada en la tierra por procesos naturales por las caprichosas formaciones en las cuales se encuentra y las diversas concentraciones en las cuales se ha depositado. No hay por qué pensar que la caprichosa naturaleza iría a colocar los yacimientos cerca de los sitios de poblamiento humano, ni mucho menos cerca o al interior de las grandes aglomeraciones industriales modernas. Para aprovechar este conjunto de yacimientos se ha ido tejiendo una compleja red de sistemas de extracción, transporte, procesamiento industrial y consumo. Las organizaciones políticas y sociales de las naciones que ejercen la soberanía sobre territorios en los cuales se encuentran los yacimientos son por lo demás bastante diversas y con reglas sociales distintas. De este sistema (con elementos naturales, 13 OSCAR VANEGA ANGARITA




históricos y sociales) depende una parte de la salud económica de las modernas sociedades occidentales y recientemente también orientales. Ante tal complejidad, se han ido constituyendo además teorías y prácticas de acción política internacional por parte de las expresiones políticas de las diversas naciones, la política internacional, mediante las cuales se busca asegurar el aprovisionamiento y sin duda una ‘gestión’ de los mencionados recursos energéticos. Términos como ‘seguridad energética’, ‘independencia energética’, se han ido volviendo normales, en particular después de la década del setenta cuando se blandió el ‘arma del petróleo’ por parte de un grupo de países propietarios de reservas de crudo, en medio de una coyuntura peculiar de la economía: tendencia a un consumo desaforado de energías fósiles (en particular petróleo), para alimentar el crecimiento económico de comienzos de la década del setenta. Incluso se han ido constituyendo verdaderos ‘paradigmas’ teóricos de políticas públicas sobre el asunto: desde búsqueda de la ‘independencia nacional’ en abastecimiento, hasta la ‘seguridad’ del mercado mundial. Las palabras de Carter, en medio de la crisis de los rehenes en la embajada norteamericana en Teherán en 1979, son doctrina actual del Imperio: “…dejamos

nuestra postura absolutamente clara: Cualquier intento de alguna potencia extranjera por obtener el control de la región del Golfo Pérsico se considerará como un asalto de los intereses vitales de Estados Unidos de Norteamérica y tal asalto se repelerá del modo que creamos necesario incluyendo la fuerza militar ”.

Pero no solo es un asunto de elaboraciones teóricas y de política; instituciones internacionales se han establecido para participar en el conjunto de decisiones políticas que afectan el mercado mundial de la energía; de hecho la Agencia Internacional de la Energía (AIE), se instauró en 1974 en el seno de la OCED (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico, conformada por los 32 países más ricos del mundo, fundada en 1960), como respuesta institucional por parte de los grandes consumidores mundiales de energía primaria, ante la evidente fortaleza de la OPEP, organización también internacional creada como institución 14 OSCAR VANEGA ANGARITA




política internacional del principal grupo de países propietarios de reservas, para adoptar políticas con efectos sobre el sistema de precios del petróleo. El resultado evidente en la década del setenta para el grupo de propietarios fue un incremento en sus ingresos. Se puede afirmar que una parte también importante de la caída de precios a partir de 1986, obedeció al éxito de políticas coordinadas para mejorar la eficiencia del consumo, eficiencia en los procesos productivos y el establecimiento de inventarios, impulsados en parte por la institución de respuesta creada en 1974 como se indicó anteriormente. De manera general se puede afirmar que la eficiencia energética aumentó en un 25% hasta la mitad de la década del ochenta. Es decir, la misma producción de producto con el 75% de la energía primaria; en otras palabras un aumento del 25% en la producción en 1990 se podría hacer con la misma energía consumida en 1973, por ejemplo. Como se indicó anteriormente, la base material para el éxito de la OPEP como institución actuante en el mercado se explica porque, de hecho, en el pasado siglo se habían producido incrementos notables en el consumo energético y particularmente de petróleo y carbón. De una manera simple, sin tasas de crecimiento, en términos absolutos: los 20 millardos de toneladas (140 millardos de barriles) de producción acumulada en 1962, se transforman en casi 60 millardos acumulados en 1980. En otras palabras, en 18 años —cuando el precio del crudo iba a llegar a un precio récord, los US$ 36/b, desde algo más de un dólar —, la economía mundial consumió dos veces más que en los 60 primeros años del siglo. Ahora, ya para el siglo XXI, la cifra deja ver la naturaleza exponencial del consumo acumulado: en los últimos cuarenta años del pasado siglo, el gasto irreversible del inventario de crudo fue cinco veces el gasto del planeta en los primeros sesenta años. El consumo energético anual se multiplicó por casi nueve en todo el siglo pasado; pero visto el curso de la segunda mitad del mismo, es notable que en los veintitrés años entre 1950 y 1973 el gasto de energía anual se multiplicó por tres (pasa de 15 OSCAR VANEGA ANGARITA




unas 2.000 millones toneladas equivalentes de petróleo -Mtep- a 6.000 Mtep) y en los siguientes veintisiete años, hasta 2000, el consumo supera los 8.000 Mtep, es decir, un 25% de incremento. En sólo petróleo las cifras de producción tienen el mismo sentido; de una producción de 10.8 millones de barriles diarios (Mbd) en 1950, se pasa a 88 Mbd en 2010. En el 2025, se estima que superará los 120 Mbd si se mantienen las tasas de crecimiento del 3% como estima Shell. Tan es así que las grandes multinacionales del petróleo se están tornando en ‘energéticas’ y ya posicionan sus grandes divisiones de energías renovables. Es claro pues que hay importantes asuntos de política y de economía internacional asociados a la distribución geográfica y al consumo planetario de los combustibles líquidos, gaseosos y sólidos.

1.4.

RESERVAS PROBADAS MUNDIALES DE PETRÓLEO CONVENCIONAL REGIONES

RESERVAS (Gbbl) 2007

2008

2009

2010

2011

2012

MEDIO ORIENTE

656.6

652.6

648.8

646.9

646.3 650.6

MAR DEL NORTE

50.9

49.4

48.9

48.2

47.7

47.4

NORTE AMÉRICA

32.0

31.8

30.0

28.8

28.0

27.3

AMÉRICA LATINA

121.1

119.7

123.8

125.0

127.1

362.1

ÁFRICA

59.9

60.5

61.9

62.0

62.2

61.5

EUROPA (Sin Caspio)

14.5

14.0

13.3

12.6

11.6

11.1

LEJANO ORIENTE

50.2

49.1

48.6

48.0

47.4

47.0

TOTAL

985.2

977.1

975.3

971.5

970.3

1207

VARIACIÓN ANUAL %

-0.2

-0.8

-0.1

-0.4

-0.1

4.8

COLOMBIA

1.58

1.40

1.65

1.80

2.12

2.2

Tabla 1. Reservas Probadas Mundiales de Petróleo Convencional

1

Gbbl: Giga barriles (Miles de Millones) 2

Reservas remanentes mundiales a diciembre de 2012 16





En términos del cociente de esas reservas sobre la producción anual, podemos decir que el mundo tiene una relación reservas/producción de sólo 40 años. REGIONES MEDIO ORIENTE Europa Oriental y Comunidades Independientes (sin Mar Caspio) NORTE AMÉRICA AMÉRICA LATINA ÁFRICA EUROPA OCCIDENTAL LEJANO ORIENTE MUNDIAL COLOMBIA

de

Estados

PETR LEO3 (Años) 87 14 5 149 20 4 13 40 6

Tabla 2. Relación Reservas/Producción a nivel Mundial El petróleo tiene sí una característica muy importante: está muy mal distribuido en el mundo. En el Medio Oriente se encuentran más del 55% de estas reservas. Los grandes consumidores, como Norteamérica, Europa o algunos países del Oriente asiático, no son precisamente los que tienen las grandes reservas. Los Estados Unidos, con un 3.7% del total de las reservas, consumen cerca del 28% de la demanda diaria, Europa, con menos de un 2% del total de reservas, consume diariamente el 20% de la demanda. La ex-Unión Soviética tiene aproximadamente un 10% de las reservas y no hace mucho demandaba el 18% de la producción diaria; hoy sus condiciones económicas y políticas han llevado a reducir su consumo a un 8% del total mundial. Latinoamérica, con un 32% del total de reservas, consume diariamente un 8% y es así un exportador neto de energía en el panorama mundial. Del 32% de las reservas de petróleo en Latinoamérica, el 25% lo tiene Venezuela con 265.000 millones de barriles, el 3.5% lo tiene Brasil con 45.000 millones de barriles, y el 2.6% lo tiene México con 36.000 millones de barriles. Es conveniente aclarar que las reservas de petróleo y gas en el mundo son reservas estatales en un 95%. Es innegable que hay un consenso universal de que el petróleo es un elemento estratégico y fundamental, 3

Relación reservas probadas y producción a diciembre de 2011





y que los países tienen el pleno derecho a su dominio. Pero el sector privado ha entrado a participar en su explotación, y es así como en la producción de crudo las compañías privadas aportan cerca del 35% en la explotación de las reservas de petróleo. Dada la in-equitativa ubicación de las reservas de petróleo y gas, se originan inmensos flujos de petróleo a través del mundo, lógicamente saliendo de los sitios de reserva a los lugares de mayor consumo.

1.5.

ORGANIZACIÓN DE PAÍSES EXPORTADORES DE PETRÓLEO (OPEP)

Algunas de las causas que aceleraron la fundación de la OPEP fueron las reducciones unilaterales de los precios del crudo en 1959 y 1960. La primera reducción puso en estado de alerta a los países productores. Este problema fue discutido en el seno del Primer Congreso Árabe de Petróleo, celebrado en el Cairo en abril de 1959 al cual asistieron observadores de Venezuela e Irán. En agosto de 1960, las compañías transnacionales redujeron nuevamente los precios del crudo, lo cual provocó una reacción inmediata. El 14 de septiembre de 1960, por invitación del gobierno de Irak, se reunieron en Bagdad los representantes de Arabia Saudita, Irán, Irak, Kuwait y Venezuela y constituyeron la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), a cuyos cinco miembros fundadores se incorporaron Qatar en Diciembre de 1961, Libia en Diciembre de 1962, Indonesia en Diciembre de 1962 (se retiró a finales de 2008), Emiratos Árabes Unidos en noviembre de 1967, Argelia en Julio de 1969, Nigeria en Junio de 1971, Ecuador en noviembre de 1973 (se retiró en 1993 y regresó nuevamente en Noviembre de 2007), Gabón en Junio de 1975 (se retiró en 1996) y Angola en Enero de 2007. El principal objetivo de esta organización, como la de cualquier cartel, es la coordinación y unificación de las políticas petroleras de los países miembros y la determinación de los mejores medios para salvaguardar sus intereses, individual y colectivamente. A lo largo de su existencia la OPEP ha atravesado por varios y convulsionados períodos, siendo el más importante el comprendido entre octubre de 1973 y 1977, ya que este marca el fin de una era de energía barata y abundante. 18 OSCAR VANEGA ANGARITA




Por primera vez en la historia se fijan los precios del crudo por parte de los países productores, cuando cinco países, en Kuwait, deciden aumentar el precio del barril del petróleo en 70%. Esta primera alza marcó un cambio en la actitud de los inversionistas de todo el mundo, ya que los países sin reservas propias de combustibles (como en el caso de nuestro país) sufrieron enormes déficit en su balanza de pagos. Las alzas continuaron hasta 1982, año en el cual empezó la sobre producción y los gobiernos petroleros incrementaron su participación en el precio en forma de regalías, impuestos, etc., en más de un 140%. PAÍSES ARABIA SAUDITA IRÁN IRAK EMIRATOS-ÁRABES VENEZUELA NIGERIA KUWAIT ECUADOR LIBIA ARGELIA ZONA NEUTRAL QATAR ANGOLA5 TOTAL4 VARIACI N ANUAL %

2007 257.5 92.9 100.0 98.1 65.0 37.1 94.5

2008 254.0 91.8 99.0 97.0 64.1 35.9 93.0

22.8 9.2 5.0 4.5

21.8 8.7 4.6 3.7 11.1 784.7 0.3

782.1

2009 251.5 90.7 98.2 96.1 63.2 37.9 92.0 3.8 21.0 8.2 4.0 3.2 10.3 780.1 -0.6

2010 248.1 89.6 97.2 95.8 62.3 36.3 91.0 4.8 20.5 7.8 3.0 2.7 9.5 768.6 -1.5

2011 255.7 88.5 96.3 94.1 63.5 35.9 90.0 6.5 19.8 7.2 3.0 2.7 9.0 772.2 0.5

2012 264.7 87.3 95.4 93.1 264.8 34.7 89.0 7.2 18.8 6.8 2.8 2.3 8.8 975.7 25

Tabla 3. Reservas-Probadas-Estimadas-para-2012. Los países de la OPEP disponen de 975.700 millones de barriles, que representan el 87% de las reservas probadas mundiales de petróleo convencional, de los cuales 650.000 millones están en el Medio Oriente, originando el 55% de la oferta mundial. Incluyendo las reservas de crudo no convencional extra-pesado, la Opep calcula en 1,46 billones de barriles las reservas totales del planeta en 2012, de los que los 12 socios del grupo petrolero acumulan el 81,3 por ciento. Ese porcentaje ha crecido el 79,6 por ciento desde 2009, principalmente gracias a la aportación venezolana, el país del mundo en el que más han crecido las reservas probadas de “oro negro”. 4 5

Reservas reportadas como probadas recuperables con tecnología y precios presentes Miembro de la OPEP desde Enero de 2007.





La OPEP desde principios de los años 80’s, se ha visto afectada por gravísimas crisis internas, de las cuales sólo podrá salir a través de la concertación de sus miembros, algo difícil si se tiene en cuenta que dos de sus principales miembros, Irán e Irak, se enfrascaron en una absurda guerra que se prolongó por ocho años, y luego se produjo la invasión a Kuwait por parte de Irak con las ya conocidas consecuencias bélicas y políticas. Estos conflictos han evidenciado el enorme grado de la concentración de la producción petrolera en el medio Oriente; la sola Arabia Saudita ha contribuido desde 1974 con la tercera parte de los suministros de la OPEP. Tal concentración y su localización, al efectuarse un cambio en la producción de cualquiera de estos principales exportadores, afectan gravemente la oferta mundial, y en especial los precios, de manera considerable, como bien lo demostraron los conflictos antes mencionados.

PAÍSES

AÑOS

ARABIA SAUDITA

80.0

IRÁN

50.6

IRAK

140.9

EMIRATOS ÁRABES UNIDOS

98.5

VENEZUELA

265.4

NIGERIA

13.9

KUWAIT

105.4

ECUADOR

38.3

LIBIA

30.8

ALGERIA

18.8

ZONA NEUTRAL

*

QATAR

8.2

ANGOLA

12.6

PAÍSES OPEP

122.5

Tabla 4. Relación Reservas/Producción. Países OPEP




1.6.


EL PETRÓLEO EN AMÉRICA LATINA

Todas las tendencias apuntan a que la región se está convirtiendo en un escenario muy activo. Países como Chile, Brasil y México han adquirido un papel mayor en la economía mundial. Otros aspiran a seguirlos pronto, como Colombia. Brasil reclama también una función de primer orden en la política mundial, aunque lo hace entre sonoros desaciertos. Es claro que las circunstancias obligan a los países y sus gobernantes a madurar en materia de política exterior. Habrá muchas lecciones para aprender, pero tal vez la más importante sea esta: las relaciones entre países se desarrollan en múltiples niveles y por diversos canales. Al lado de las relaciones puramente políticas transcurren flujos de intercambio comercial, cultural, humano, académico, y de otras clases sin dejar de lado su influencia en el desarrollo del sector energético específicamente las inversiones Petroleras. Es crucial impedir que las crisis políticas interrumpan o perturben dichas inversiones y el desarrollo del sector energético. Latinoamérica está pasando por una revolución, la integración, la cual afectará completamente la estructura e influencia de la región durante los próximos años. La región ha experimentado un aceptable desarrollo de su potencialidad en la producción de petróleo y gas, aunque lógicamente es una incógnita pensar el nivel de crecimiento que podría haberse alcanzado en otro contexto político y económico. Ante esto, y en momentos en los cuales las reservas hidrocarburíferas y la producción petrolera y gasífera convencional descienden en todo el planeta, resulta vital que la economía latinoamericana logre un consenso energético. Dentro un contrato en el Upstream petróleo/gas se expresan negociaciones y acuerdos entre el Estado y los operadores (públicos y/o privados), en torno al manejo de un recurso natural (generalmente no renovable) que son de propiedad de la Nación. Generalmente estos contratos contienen todo el detalle sobre los derechos, deberes y obligaciones entre el Estado y los operadores del campo. La celebración de éstos se realiza a través de alguna representación pública.





Usualmente son refrendados por el Congreso y cuando sólo son aprobados por el Poder Ejecutivo, el Congreso se limita a aprobar un “modelo” de contrato. Colombia y su estabilidad política, legal, normativa y contractual hacen que incremente su atractivo y su potencial para inversiones de alto riesgo como las del sector Petrolero. Colombia ha presentado un gran cambio e incremento en el desarrollo de actividades exploratorias, además del mejoramiento de los términos fiscales y la seguridad democrática de gobiernos anteriores, todo esto ha hecho que se presente un gran flujo de capital de inversión en el sector de los Hidrocarburos. Las naciones de América Latina, excepto México, Venezuela, Ecuador, Perú, Colombia y ahora Brasil, dependen en alto grado del suministro de petróleo y de gas para satisfacer sus necesidades energéticas. El fenómeno ya se daba en 1950, pero entre ese año y los comienzos de este siglo se agudizó fuertemente esta condición. Parece que esta dependencia continuará siendo, en el corto plazo, el rasgo definitivo de la economía energética de América Latina, porque no es alcanzable ninguna fuente alterna que suministre energía a gran escala, ni lo será en la actualidad, si tenemos en cuenta que un sistema económico y social fundado sobre la base del consumo del petróleo y gas no puede adaptarse en breves plazos al consumo de otras fuentes de energía. Por ejemplo, muy pocos países del continente han entrado al exclusivo club de consumidores de energía nuclear o energía solar en forma intensiva. Los menos afectados por este hecho serán aquellos países que produzcan, por lo menos, el petróleo y el gas que consumen. La balanza petrolera de América Latina generalmente presenta un superávit sólo por el hecho de que Venezuela y México, efectúan la mayoría de las exportaciones. Para los demás países del continente, con la excepción de Colombia, Perú, Ecuador y últimamente Brasil, la situación no es alentadora, pues deben importar inmensos volúmenes de crudo para sostener precariamente sus economías.





El análisis, fruto de la investigación realizada por innumerables organizaciones internacionales, considera que América Latina por el momento es la región más estable y más atractiva del mundo pese a los problemas políticos, sociales y económicos que faltan por resolver. América Latina, está ricamente dotada de recursos naturales, un gran potencial de energías exportables de petróleo, gas y carbón, un mercado alrededor de 400 millones de consumidores, una producción actual exportable de petróleo; una tradición comercial cuasi-capitalista; una infraestructura educacional para absorber nuevas tecnologías; una adecuada infraestructura de telecomunicaciones, y una estabilidad político-económica en proceso de consolidación. Las seis compañías no estatales más grandes del mundo en la Industria Petrolera (Exxon, BP, Amoco, Chevron, Shell y OXY), concuerdan en que América Latina es la región del globo donde existen las mayores reservas inexploradas de crudo. Por estas razones y hechos, hay que aprovechar la oportunidad que tiene América Latina, ya que puede ser solamente de corto plazo; o que solamente perdure mientras no se presenten en el corto y mediano plazo las oportunidades en otras regiones, con mayores potenciales, mayores mercados y recursos energéticos como ya ocurrió en Rusia y en las otras Repúblicas de la antigua URSS, hoy Estados Independientes, después de la perestroika. Esa región puede ser China, el nuevo gigante de Asia. Por otra parte, dicen que todos los países de la zona ya tienen sistemas políticos democráticos estables y se están orientando hacia la liberación de los mercados abandonando las antiguas posiciones de monopolio, y que existen marcos legales transparentes y confiables. Además, mencionan que aunque el crecimiento económico no está aumentando en forma constante, que el potencial de crecimiento a largo plazo es muy grande, y concluyen como resultado final que América Latina se ha vuelto competitiva a nivel mundial en lo concerniente a las compañías petroleras y, dicen, que es la región en donde el negocio del petróleo es el más importante y en donde el negocio energético tiene más futuro.





Así, como Colombia hace parte de América Latina, estamos en la obligación de no perder el cuarto de hora que nos brinda la historia para consolidar y desarrollar el agresivo plan exploratorio que se inició con el nuevo contrato de la ANH, el cual debe contribuir en el incremento de las reservas de petróleo y gas para el futuro venidero de nuestro pueblo. El alto precio del petróleo de los últimos seis años disparó la actividad petrolera en la región. Sus más visibles manifestaciones son nuevos proyectos, mayores inversiones, renegociación de términos contractuales, y un marcado interés en aumentar las reservas y en fortalecer la refinación. El año de desarrollo de los proyectos que nacieron con el incesante impulso de los precios del crudo fue el 2008. Con la tendencia del crudo a estabilizarse sobre los 70 dólares, aunque con algunas caídas en los últimos meses, los países latinoamericanos se abocan a dar mayor protagonismo a los hidrocarburos, en algunos casos mediante las petroleras estatales (Petrobrás, Ecopetrol, Enap, Petroecuador, PDVSA, etc.) y en otro caso con la incursión de players chinos e indios o juniors canadienses. A las dudas políticas de las compañías se sumarán otros factores, como la constante campaña para subir los impuestos a las firmas que operan en estos países y para reformar los contratos energéticos, sobre todo en Perú y Colombia, que se suma a los cambios que hizo hace menos de 6 años Ecuador, Bolivia y Venezuela, donde los esfuerzos nacionalizadores han sido más agresivos. El sector privado no ha abandonado realmente Latinoamérica, pero no ha sido tan agresivo en buscar nuevas oportunidades de inversión en la región. Mientras, el creciente nacionalismo ha obligado a los consumidores a buscar en los mercados internacionales la respuesta a sus necesidades energéticas. Estado actual del tema en Brasil, Argentina, Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela se detalla a continuación: 24 OSCAR VANEGA ANGARITA


Un iversidad I ndu str ial de Santander 


Brasil

Un informe de la Conferencia de la ONU para el comercio y el desarrollo (Unctad) dio a conocer que en Suramérica la inversión extranjera directa (IED) llegó a 108.000 millones de dólares durante el 2011. La mayoría de estas inversiones fueron realizadas por multinacionales asiáticas, principalmente de China e India, dedicadas a la extracción de petróleo y gas. Brasil recibió 59.500 millones de dólares, de los cuales 18.000 millones fueron para la extracción de petróleo, donde solo la petrolera hispano-argentina RepsolYPF invirtió 14.000 millones. Por el lado de la empresa estatal Petrobrás, la inversión fue de 72.000 millones de dólares el año anterior, y para el 2012 se acaba de ajustar el presupuesto de inversión en 98.000 millones de dólares. José Sergio Gabrielli de Azevedo, presidente de Petrobrás, habló el pasado 4 de agosto de 2011 en el marco del Foro de Inversión Brasil – Colombia en Bogotá, sobre la continuidad de la demanda de producción de petróleo en América Latina y el mundo: “Tenemos la perspectiva del crecimiento del mercado y de producción, cambiando la posición geopolítica de América Latina. Nuestra presencia debe crecer en distribución, no solo en exploración”, concluyó el empresario. La estatal petrolera brasileña Petrobrás fijó su plan de inversiones para 2011-2015 en 224.700 millones de dólares. "El plan de negocios prevé la aplicación del 95% de las inversiones en las actividades desarrolladas en Brasil y del 5% en las actividades en el extranjero, contemplando un total de 688 proyectos", precisó. El plan de negocios mantiene la meta de producción de petróleo y gas para 2012 en 2,3 millones de barriles de crudo por día (32% es crudo pesado) y 434.000 barriles equivalentes de gas nacional, más importaciones de 180.000 barriles equivalentes desde Bolivia por Gasbol y 125.000 barriles equivalentes de gas natural licuado (GNL). En el exterior, la producción se mantiene en 237.000





barriles diarios. Petrobrás calcula así mismo un aumento en la producción para 2015 de hasta 3,07 millones de barriles diarios y de 4,91 millones para 2020. El Estado brasileño que recibirá la mayor parte de las inversiones será Río de Janeiro, donde según especialistas se invertirán cerca de 85% de los recursos previstos para la exploración y producción de petróleo. Río de Janeiro albergará, además, un nuevo polo petroquímico en la localidad de Itaboraí. La cuarta petrolera del mundo, la estadounidense Chevron, pretende invertir en Brasil unos US$3.000 millones y producir cerca de 110.000 barriles diarios de petróleo hasta 2015. Otra petrolera estadounidense, Devon, tiene a Brasil como uno de los destinos prioritarios de sus inversiones fuera de Estados Unidos. Devon Energy, dueña de un campo petrolero en la Cuenca de Campos, en Río de Janeiro, instaló una plataforma de perforación de pozos que produce 50.000 barriles de petróleo por día desde el 2008. Por su parte, empresarios y ejecutivos del sector prevén inversiones semejantes a las estimadas por el BNDES. Según datos del Instituto Brasileño de Petróleo (IBP) y de la Organización Nacional de las Industrias del Petróleo (Onip), entre 2007 y 2012 el volumen de inversiones en el país llegó a US$170.000 millones. Las inversiones extranjeras en el sector petrolero nacional comenzaron a crecer a partir de 1998, cuando se puso fin al monopolio estatal. Esto es consecuencia de la nueva etapa para la industria petrolera brasileña con el descubrimiento de crudo liviano costa afuera, que abre grandes perspectivas para un mayor desarrollo de las actividades de exploración y producción en ese país y la posibilidad del surgimiento de una nueva frontera exploratoria, que ampliará la longevidad de la autosuficiencia de Brasil en la producción de petróleo. Petrobras venció las barreras tecnológicas para llegar a esa nueva frontera geológica marcando un récord. El proyecto, localizado en la Cuenca de Santos, empezó a operar en 2010.





Venezuela

Las inversiones en Venezuela se incrementaron a finales de 2010 después que el gobierno de Chávez anunciara que tomará participaciones mayoritarias en cuatro proyectos mejoradores de crudo pesado en la Faja del Orinoco, con un valor estimado en US$33.000 millones. Para esto planea construir un mejorador de petróleo con capacidad para convertir 800.000 barriles por día de crudo extrapesado de la faja en convencional, que debería haber finalizado a finales de 2012. Parte del crudo mejorado de este complejo se suministrará a una refinería de 200.000 bpd que PDVSA planea construir en Brasil, conjuntamente con Petrobrás, mientras que la producción restante irá a otros mercados extranjeros. Petrobrás explota un gigantesco yacimiento en la faja, en el campo Carabobo I, con reservas comprobadas de 9.000 millones de barriles de crudo. Desde la huelga petrolera de 2002 Venezuela ha venido perdiendo producción de crudo, encontrándose en este momento en un promedió 2,37 millones de barriles por día (bpd). En tanto, las exportaciones se ubicaron en 1,8 millones de bpd. Por esta razón planea incrementar de forma masiva su producción de crudo impulsando la extracción en la faja del Orinoco. Este país busca reducir sus tradicionales lazos energéticos con Estados Unidos mediante nuevos mercados en Asia y Latinoamérica. Para esto PDVSA estableció asociaciones con compañías energéticas estatales de países como India, China, Brasil y Argentina para certificar las reservas de 27 bloques de esta zona. Las empresas que han participado desde 2010 fueron: la China National Petroleum Corporation-CNPC, la española Repsol-YPF, la rusa Gazprom, la iraní Petropars, la brasileña Petrobrás, la petrolera estatal malasia Petronas y la chilena Enap. En el último boletín de la OPEP, Venezuela aparece como el primer país en reservas de crudo con 297.000 millones de barriles, mientras que el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) ha cuantificado las reservas existentes en 27 OSCAR VANEGA ANGARITA




Venezuela, incluidas las de la faja, en unos 513.000 millones de barriles de crudo. El ministerio de energía y petróleo puntualizó que la mayor parte de las nuevas reservas provienen de la Faja Petrolífera del Orinoco, aunque las áreas tradicionales de explotación y las de costa afuera también contribuyeron al incremento. Con el Proyecto Magna Reserva, las petroleras asociadas a la faja de Orinoco, distribuidas en los 27 bloques, han incrementado las reservas en el último año en 87.000 millones de barriles. Hasta el año pasado Venezuela ocupó un importante papel como productor de petróleo, donde la longevidad y el tamaño de sus reservas eran de las mayores del mundo con 64.700 millones de barriles, sin incluir la faja del Orinoco; pero Arabia Saudí con 264.700 e Irak con 95.500 mantenían la supremacía. Motivado por estos hallazgos, el presidente Hugo Chávez pidió a la OPEP elevar la cuota de producción de crudo asignada a Venezuela por encima de los 3 millones de barriles diarios, con el fin de adaptarlas al nuevo nivel de reservas de la multimillonaria Faja Petrolífera del Orinoco. En orden de importancia, las cuencas petrolíferas venezolanas son: Lago de Maracaibo, Venezuela Oriental, Barinas y Falcón. Existen además dos cuencas sedimentarias conocidas como Golfo de Venezuela y Cariaco, así como numerosos prospectos situados en el margen continental. Es decir, en Venezuela hay petróleo por todas partes, un caso único en América del Sur. Sin embargo, expertos y consultores internacionales tienen dudas sobre el desarrollo de la Faja del Orinoco, de no producirse cambios en la política petrolera, que califican de errónea: “Lo que tendremos en el futuro serán ‘parques temáticos’, porque se perderá el tren de las oportunidades energéticas. Mientras Trinidad y Tobago, Brasil, Colombia y otros países hacen los términos de las licencias más atractivos para los inversionistas, en Venezuela, en la Faja del Orinoco y en las áreas costa afuera, el gobierno hace lo imposible para evitar que esas áreas se desarrollen, al pretender condiciones que ya no aplican en el mundo petrolero”. Entre las razones por las cuales, no se verá un barril nuevo de la faja ni un pie cúbico de gas natural nuevo, figuran las siguientes: PDVSA aspira a un mínimo de participación de 60% del negocio; a regalías de 20% y 30%; a bonos 28 OSCAR VANEGA ANGARITA




multimillonarios en dólares; además, el socio tiene que aportar la inversión que le corresponde a PDVSA y renunciar al pronto pago; PDVSA decide sobre los recursos humanos que trabajarán en las nuevas sociedades; se obliga a la formación de consorcios en el caso de la Faja del Orinoco; PDVSA decide sobre la planificación de las actividades, sobre las operaciones, con quién contratar, dónde mejorar los crudos, la comercialización, etc.; las empresas mixtas deben destinar recursos para actividades agrícolas y ganaderas, y finalmente, en los desarrollos de gas natural se contempla la obligación de atender el mercado interno a precios subsidiados. Aunque no es masiva la participación de nuevos inversionistas en la Faja del Orinoco ni en la plataforma continental, Venezuela necesita en el largo plazo desarrollar las reservas de su crudo más pesado y del gas natural no asociado, dado que la abundancia no se mide en iguales proporciones cuando se trata de condensados y crudo liviano y mediano. El Ministerio de Energía y Petróleo señala que las reservas de crudo liviano y mediano, por encima de 21 grados API (American Petroleum Institute), son de 24.036 millones de barriles, es decir, un poco más de 10% del total de las reservas. De esa cantidad, menos de la mitad corresponde a crudos livianos. El panorama se complica si se toma en cuenta que los esfuerzos exploratorios para encontrar reservas adicionales de este tipo de crudo, a través de sísmica bidimensional y tridimensional, se mantienen en los niveles de 2005, insuficientes para sumar nuevos barriles. En conclusión, las reservas de petróleo liviano y mediano se agotan aceleradamente, así que encontrar nuevas reservas de ese tipo de crudos es un asunto vital para el interés nacional. En el análisis hay que incluir el efecto de la declinación natural de los yacimientos que en Venezuela es de 25%, así que se requiere mucha inversión para mantener la producción. Las estadísticas que registra el Ministerio de Energía y Petróleo revelan que del total de pozos que existen en Venezuela, 18.555 están actualmente en producción, mientras unos 15.000 están cerrados, pero en capacidad de producir. 29 OSCAR VANEGA ANGARITA




Así mismo, existen unos 12.000 pozos abandonados y alrededor de 1.500 esperando abandono. Aunque en este momento esos pozos cerrados y abandonados no son prioridad para PDVSA, con inversión y tecnología pueden levantar rápidamente la producción, pero a un mayor costo. En cuanto a las reservas probadas de gas, éstas crecieron en Venezuela un 9,1 por ciento en el 2011 gracias a la incorporación de importantes yacimientos costa afuera explorados por firmas extranjeras. Con 195,1 Terapies Cúbicos (TCF – sigla en inglés), la nación sudamericana superó el año pasado a Nigeria y se sitúa octava en la lista de países con mayores existencias de gas, que lidera Rusia con unas reservas de 1.580 TCF, según el boletín estadístico de la petrolera británica BP. 

Bolivia

Bolivia ha reformado su Constitución nacionalizando y tomando el control estatal sobre sus prolíficos campos de gas; compañías como la brasileña Petrobras y la hispano-argentina Repsol YFP se mostraron reacias a asumir nuevos proyectos de relevancia en el país andino. La capacidad de producción de Bolivia está en torno a los 40 millones de metros cúbicos por día y tiene contratos de venta por 37 millones de metros cúbicos diarios, más 3 o 4 millones para el consumo interno, lo que da casi la capacidad de producción. La estatal boliviana YPFB tiene contrato de 27 millones con Argentina, pero va a necesitar más gas. La abrupta nacionalización del gas decretada por el gobierno boliviano supuso un duro golpe para la vecina Brasil, cuya economía depende fuertemente de los recursos de Bolivia. Los dos países llevan adelante desde hace meses arduas negociaciones sobre la propuesta boliviana de incrementar los precios del gas. El primer escenario importante de Petrobras en Bolivia es la explotación y producción, donde las autoridades llegaron a un acuerdo que permite la rentabilidad adecuada frente a las regulaciones del Estado boliviano. Desde el 30 OSCAR VANEGA ANGARITA




punto de vista de las inversiones realizadas por la estatal brasileña en Bolivia, la rentabilidad es la adecuada. Petrobrás amplió el gasoducto Brasil-Bolivia para atender las necesidades del mercado brasileño de gas en 2012. La estatal brasileña considera que las inversiones futuras en Bolivia precisan ser analizadas por separado. Otro de los temas pendientes para Petrobrás en Bolivia es el de las refinerías, que ese país pretende nacionalizar en 51%, y que dependerá de dos elementos fundamentales: el valor de indemnización de las refinerías y las condiciones de operación de las mismas. Petrobrás quiere recibir el valor justo de sus activos. 

Ecuador

Los objetivos desde el 2009 en Ecuador incluyen enfrentar la reestructuración de Petroecuador, determinar una nueva ley para la empresa estatal, convocar a nuevas licitaciones petroleras y continuar o no los concursos convocados (campos marginales, repotenciación de la refinería de Esmeraldas, que permitirá aumentar la producción de derivados y disminuir la importación de estos, y la construcción de plantas de almacenamiento de gas en tierra). Sin embargo, el mayor reto será el mantenimiento de la producción de los 175 mil barriles actuales en el caso de la producción directa de Petroproducción, y de los 100 mil barriles en el caso de bloque 15. En este dominio, 2010 y 2011 fueron los años de la estabilización de la producción, que está en franca caída, para luego elevar la producción. Ecuador, sexto productor petrolero del continente y miembro más pequeño de la OPEP, produce 450 mil barriles de petróleo por día. Cerca del 40% de este volumen es extraído por empresas extranjeras, como la hispano-argentina Repsol YPF, la china Andes Petroleum y la brasileña Petrobrás. Del total, exportó 336.700 b/d. Pero el futuro de Ecuador en la extracción de petróleo se concentra en la producción de reservas de semipesados y pesados. De los actuales remanentes (por extraer) del país, 44% es menor de 20 grados API. Y el horizonte de desarrollo y producción de los nuevos proyectos de hidrocarburos en los próximos 31 OSCAR VANEGA ANGARITA




20 años están en los campos Pungarayacu, Pañacocha e Ishpingo-TambocochaTiputiní (ITT). A esto se sumarán los siete campos margi nales en licitación. Varias empresas petroleras han visto reducidas sus áreas de explotación en Ecuador debido al establecimiento de zonas de reserva forestal. La mayor reducción, de 47%, corresponde al bloque 17 operado por la compañía china Andes Petroleum, cuya zona concesionada bajó de 119.817 a 56.312 hectáreas. Otras compañías afectadas fueron Repsol YPF, Petrobras y Petroecuador. Ecuador prevé un crecimiento de 5,2% en 2012 gracias a la inversión de 1.207 millones de dólares, en los próximos cuatro años, que comprometieron petroleras extranjeras al renegociar sus contratos. En noviembre del año pasado, el gobierno ecuatoriano logró acuerdos con: la estatal chilena ENAP, la hispano-argentina Repsol-YPF, las chinas Andes Petroleum y PetroOriental, y la italiana ENI, que firmaron un nuevo contrato bajo la modalidad de prestación de servicios en lugar del de participación. Las cinco multinacionales representan el 86% de la producción privada de crudo. Asimismo, el gobierno dio por terminados cinco convenios, incluidos dos de la estatal brasileña Petrobrás. Con el nuevo pacto, el Estado es dueño del crudo y el principal beneficiario de su comercialización al recibir el 80% de la renta. Además, las empresas garantizaron las inversiones por unos 1.207 millones de dólares, un 80% en mejoras en los campos en producción y el restante en exploración. El gobierno espera que con el nuevo plan de inversiones pública y privada la producción llegue a unos 600 000 barriles diarios (b/d) de petróleo en 2014. 

Perú

Perú vive tiempos prolíficos en cuanto a exploración petrolera. El desarrollo comercial del Lote 67, en la cuenca de Marañón, que es operado por la estadounidense Barrett Resources, permitirá a Perú convertirse en exportador neto de petróleo a finales de este año. La producción peruana de petróleo asciende a 150 mil barriles equivalentes por día (50% en gas natural) y la demanda interna llega hasta los 180 mil barriles diarios; sin embargo, con la 32 OSCAR VANEGA ANGARITA




explotación del Lote 67 (Loreto, cerca de la frontera con Ecuador) producirá hasta 220 mil barriles de petróleo. Para el desarrollo del Lote 67, la primera fase consistió en una extensa campaña de adquisición de sísmica 3D con el fin de ubicar la locación más ventajosa para la instalación de las plataformas de perforación. Con el fin de minimizar el impacto ambiental en la selva, se podrán perforar hasta cinco pozos, uno vertical y cuatro direccionales, desde cada plataforma de perforación. La construcción de un oleoducto de 16 pulgadas hacia el Lote 67, permitió aprovechar las reservas halladas el año 2006 por Repsol YPF en el Lote 39. Así mismo, abre la posibilidad de que yacimientos ecuatorianos como IshpingoTambococha-Tiputiní (ITT), ubicado cerca de la frontera con Perú, aprovechen esta infraestructura para sacar petróleo, también pesado, a la costa del Pacífico. Barrett Resources explorará y explotará con Perú-Petro en el Lote 125, entre los departamentos de San Martín y Amazonas en la selva norte, con una inversión estimada de US$45 millones. Además, la empresa peruana también suscribió un segundo contrato por el Lote 116, ubicado entre los departamentos de Loreto y Amazonas, con la empresa Hocol Perú donde se estima una inversión de US432 millones. Un tercer contrato fue suscrito con la canadiense Gran Tierra Energy por el Lote 128, que se encuentra en Loreto, con una inversión estimada de US$33 millones. Además, la petrolera estatal colombiana Ecopetrol ha invertido más de US$35 millones desde el 2007 para buscar crudo en Perú, en sociedad con una empresa que ya opera esa zona. Desde hace meses Ecopetrol evalúa las posibilidades de un lote, ubicado en la cuenca del Marañón, muy cercano a la frontera con Colombia; la petrolera colombiana invertió US$15 millones el año anterior. Por su parte, la argentina Pluspetrol ha invertido desde 2007 entre US$190 y US$200 millones en la selva norte de Perú, principalmente en un plan ambiental luego que nativos de la zona bloquearon en octubre por casi dos semanas sus 33 OSCAR VANEGA ANGARITA




pozos petroleros. Las empresas petroleras que ya operan en Perú han invertido US$5.300 millones en los últimos cinco años en actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. Se proyectan inversiones por un mínimo de US$700 millones y un máximo de US$1.500 millones para este 2011, y por US$9.000 millones en los próximos siete años. Las inversiones se realizarán en el marco de la fase exploratoria de los 14 lotes adjudicados a finales del año anterior para la exploración de hidrocarburos. on la adjudicación de estas áreas, Perú supera los 100 contratos vigentes, de los

C

cuales 89 serán para exploración, aumentando así las posibilidades de más descubrimientos de hidrocarburos en dicho país. Con la llegada a la presidencia de Ollanta Humala, Perú impulsará las inversiones en hidrocarburos con oficinas virtuales en sus embajadas para facilitar a los inversionistas

información

sobre

petróleo,

donde

los

inversionistas

en

hidrocarburos podrán además conversar en tiempo real con los técnicos en Lima. El nuevo gobierno considera que Perú es un país semi-explorado en el campo petrolero, que tiene un alto potencial petrolífero, pero no se encuentra mucho petróleo todavía porque no se perfora lo suficiente. 

Argentina

Los principales yacimientos petroleros de Argentina están maduros y es necesario invertir fuertes sumas de dinero para ampliar la producción. Se invirtieron US$4.600 millones durante el período 2007/2010 en exploración y producción. Las inversiones vinieron acompañadas de una ley –aprobada por el Congreso argentino a finales del año 2006 –, que premia a las empresas que exploren nuevas reservas de petróleo y gas, con una batería de incentivos que durarán de 10 a 15 años, e incluye la devolución anticipada del Impuesto al Valor Agregado (IVA), extensión de varios tributos e importación de maquinaria libre de impuestos. La hispano-argentina Repsol YPF, (51% expropiada recientemente por el Estado) con casi 40% de producción de crudo y 30% de gas, explora en Mendoza 34 OSCAR VANEGA ANGARITA




(US$910 millones), Neuquén (US$1.400 millones), Chubut (US$600 millones) y Santa Cruz (US$1.100 millones). El objetivo del plan es incorporar mayores reservas y aumentar la producción de hidrocarburos en la región. Este incremento se haría efectivo a partir de la reinterpretación de cuencas y la incorporación de nuevas áreas de exploración en frontera, tanto en costas como en aguas profundas. Uno de los objetivos de Repsol YPF es incrementar el recobro de las inversiones en recuperaciones secundarias, para aumentar las reservas recuperables de petróleo. Con una inversión global de US$2.500 millones para el próximo lustro, la brasileña Petrobrás, Repsol YPF y la uruguaya Petrouruguay, asociada con Enarsa, empezaron a explorar este año en el mar Argentino, en busca de reservas de hidrocarburos. Las exploraciones “de alto riesgo” se realizan en la cuenca Colorado Marina, ubicada a más de 200 kilómetros de las costas argentinas sobre el Atlántico sur, una zona en la que el mar alcanza una profundidad máxima de 1.500 metros. Otro participante en el mercado argentino es Enap Sipetrol, subsidiaria de la estatal chilena que actualmente concentra sus actividades off shore con Repsol YPF y en la exploración en tierra de dos yacimientos de petróleo en las cuencas Austral y San Jorge. De los 9 millones de barriles que Sipetrol espera producir este año, Argentina aportará cerca de 4 millones de barriles, representando cerca de 30% de los ingresos de la filial internacional. No obstante, esta relevancia ha ido decayendo en la medida en que en este país faltan los incentivos económicos para volver a invertir en exploración. 

Colombia

Colombia enfrenta una carrera contra el reloj para descubrir nuevas reservas de petróleo que permitan alejar el riesgo de perder la autosuficiencia energética. Para ello ha flexibilizado su régimen petrolero y aumentado la seguridad con el fin de atraer a las empresas multinacionales.





Ecopetrol, autorizada por el gobierno, vendió el 11,6% de sus acciones, dispuso en los cuatro últimos años de inversiones por US$25.000 millones. De esa cifra, US$16.300 millones fueron invertidos en infraestructura para producción, transporte y recobro mejorado en campos maduros y de crudo pesado; US$7.200 en refinación y únicamente US$1500 millones para la búsqueda de nuevas reservas de hidrocarburos. Para el año 2012 estimó una inversión de US$8.800 millones, que aún no se sabe si se invirtió. La inversión ha logrado incrementar en 60% su producción directa durante los últimos cuatro años, desde los 160.000 barriles por día, hasta 256.000 barriles por día a mediados de 2012. El proyecto de crudos pesados de Ecopetrol, junto con el desarrollo de Rubiales y Quifa, le apunta a que en el año 2012 la producción de este tipo de petróleo ascienda a 500.000 barriles por día. Con ello, la meta era alcanzar una producción total de un millón de barriles a finales de 2012, meta que se cumplió. La política de seguridad democrática implementada por el anterior gobierno tuvo por objeto, la recuperación de la soberanía del conjunto del territorio que está en disputa en muchas zonas del país con 20.000 guerrilleros y 15.000 paramilitares aproximadamente. Un segundo propósito fue el garantizar el ejercicio de los derechos y libertades democráticas. El presupuesto de seguridad de Colombia fue incrementado de modo notable, habiéndose fortalecido e incrementado a las fuerzas armadas a 180.000 efectivos. Por otro lado existen consideraciones desfavorables respecto a los resultados de la lucha contra la droga, ya que según últimos informes de organizaciones Internacionales han aumentado las zonas de cultivo, se ha incrementado el consumo y el precio al consumidor no ha subido. Para varios analistas internacionales, El conflicto colombiano estaría pasando de guerra de liberación nacional a ser una guerra de drogas que se originó en el contexto de la Guerra Fría, en un Estado que nunca tuvo el monopolio de la fuerza pero que tiene una larga tradición de: violencia, cultura política autoritaria, estructuras económica y política excluyentes y, por fortuna, solidez institucional. 36 OSCAR VANEGA ANGARITA




De igual manera se acepta que la política del ex presidente Uribe habría tenido algunos resultados positivos, pero ha llevado a la intensificación del conflicto (más de 6.000 combates). La lucha contra el narcotráfico, a pesar de los cuantiosos recurso invertidos (sólo para el Plan Colombia EEUU dio 4.000 millones de dólares) ofrece precarios resultados, pues tanto la extensión de cultivos como los volúmenes de droga y su precio se mantienen estables. Las negativas consecuencias que tiene el conflicto en la región andina: militarización de las fronteras; impulso a la carrera armamentista regional; freno a la integración económica y aporte a la inestabilidad política regional. Colombia enfrenta la más compleja situación de seguridad interna en el Hemisferio occidental. La interacción de un conjunto de amenazas, grupos insurgentes, autodefensas ilegales, narcotráfico y crimen organizado, representa un reto de proporciones incalculables para el Estado en Colombia. Está en juego la supervivencia misma del orden democrático por lo cual es fundamental que la sociedad colombiana no escatime recursos, esfuerzos y compromiso en la lucha por recuperar la seguridad interna del país. La recuperación de la seguridad interna tiene que emprenderse sin atentar contra la estabilidad macroeconómica de Colombia. La salud de la economía constituye, en sí misma, un elemento y una prioridad de la estrategia de seguridad nacional. En Colombia, la “guerra” es un enfrentamiento entre un Estado legítimo y fenómenos de subversión armada, terrorismo y acción de grupos de justicia privada o autodefensas. Es la confrontación de la comunidad con unos movimientos guerrilleros y de autodefensas que le han hecho un enorme daño a la sociedad y a la economía colombianas, que no tienen legitimidad alguna y que cada día cuentan con menos apoyo popular. En la actualidad, la mayoría de países de la región, la mayoría de los Organismos internacionales y la mayoría de los Inversionistas reconocen a Colombia y a su política de seguridad democrática dramáticos avances en seguridad y en mejoramiento de las condiciones para la inversión extranjera, fortalecimiento de la 37 OSCAR VANEGA ANGARITA




institucionalidad, gran estabilidad política, legislativa y democrática, y un panorama bastante atractivo para la mayoría de empresas multinacionales quienes están enfocando sus inversiones hacia este país. De hecho Colombia es uno de los mercados más competitivos a nivel regional y es una de las democracias más fuertes y estables de la región latinoamericana en estos tiempos. Colombia y su estabilidad política, legal, normativa y contractual hacen que incremente su atractivo y su potencial para inversiones de alto riesgo como las del sector Petrolero. Desde el nacimiento de la ANH en el 2003-2004 Colombia ha presentado un gran cambio e incremento en el desarrollo de actividades exploratorias, además del mejoramiento de los términos fiscales y la seguridad democrática de gobiernos anteriores, todo esto ha hecho que se presente un gran flujo de capital de inversión en el sector de los Hidrocarburos. Quizá el desarrollo de los proyectos petroleros y el incremento de la producción de los mismos no ha ido de la mano con el mejoramiento y la expansión de la infraestructura de transporte (oleoductos, gasoductos), punto en el cual Ecopetrol y ANH están enfocados actualmente. No ha habido grandes descubrimientos últimamente (21 años), sin embargo ha habido gran cantidad de pequeños desarrollos petroleros que sumados están aportando a la producción nacional considerablemente, otro punto relevante es el desarrollo de campos de crudos Pesados que hasta hace varios años no se consideraban atractivos, como es el caso de Rubiales, Castilla, Suria, Chichimene y Quifa, entre o tros. Entre las compañías de mayor relevancia en la industria petrolera Colombiana tenemos: Ecopetrol, Pacific Rubiales, Occidental, Chevron, Talisman, Gran Tierra, Petrominerales, Alange, C+C Energia, Lukoil (ha anunciado que se va en diciembre próximo), Sinochem, Hocol, Cepsa, Total, entre otras. La petrolera canadiense Pacific Rubiales aseguró que se alista para el descubrimiento de un nuevo gran hallazgo de petróleo en los Llanos Orientales, que tendrá el mismo tamaño del campo Rubiales, que a la fecha sustenta más del 38 OSCAR VANEGA ANGARITA




76 por ciento de su producción, que ya llegó a los 270.000 barriles por día. El presidente de la compañía, Ronald Pantin, aseguró que el pasado 2 de agosto se presentó a consideración del Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), una propuesta para cambiar el tipo de contrato del bloque CPE-6, pasándolo de la categoría de evaluación técnica (TEA) al rango de exploración y producción (E&P), lo cual permitirá iniciar en forma nuevas perforaciones para extraer el hidrocarburo. De acuerdo con el directivo, las expectativas de producción son bastante favorables, al punto que se estima que el tamaño del campo será similar al de Rubiales. "Fuimos a la zona norte y al sector sur y nos dio un área gigantesca. Ahora comenzamos la parte del centro a perforar, porque el área es muy grande", señaló. El campo CPE-6 está ubicado a 80 kilómetros al suroeste de los campos Rubiales y Quifa, también en el departamento del Meta, y se extiende sobre una zona de 750.000 hectáreas, en las cuales ya se han perforado seis pozos estratigráficos que han arrojado resultados positivos en el último año. En este bloque el Estado no tiene participación en la producción, mientras que Pacific Rubiales tiene una participación del 50 por ciento, y la otra mitad está en manos de la firma Talisman, a través de un contrato de concesión en donde el operador es Meta Petroleum, filial de Pacific Rubiales. Pacific Rubiales aspira a producir 500.000 barriles diarios (b/d) de crudo en Colombia en el 2015, casi el doble de su actual producción, que es de 270.000 b/d, dijo Ronald Pantin. "No veo trabas a nuestro crecimiento. Hace cuatro años producíamos 14.000 b/d, hoy estamos en 270.000 b/d y esperamos llegar a los 500.000 b/d en tres o cuatro años más", declaró Pantin en una conferencia de empresas y centros de estudio de petróleo y gas del área andina. "Tenemos un éxito del 83 por ciento en nuestras exploraciones petroleras. La producción de nuestros pozos en el campo de Rubiales (Meta, Llanos Orientales) está entre 1.500 b/d y 2.000 b/d cada uno. 39 OSCAR VANEGA ANGARITA




Colombia va a pasar a ser un gran productor petrolero", añadió el ejecutivo. Con una producción de 900.000 b/d de crudo el pasado mes de mayo, Colombia se ubica actualmente como el tercer productor petrolero de Suramérica, después de Venezuela y Brasil. Pacific Rubiales tiene hasta ahora en Colombia reservas netas de 316 millones de barriles de petróleo. La compañía recibió permisos ambientales para continuar perforaciones en los campos Quifa del sur y Quifa del norte (Meta), donde espera llegar a una producción de 60.000 b/d a fines de este año. Además, para este año, Pacific Rubiales planea la construcción de un terminal marítimo en Cartagena, al que llegará un oleoducto desde Coveñas (Sucre). Pacific Rubiales, asociada con la estatal Ecopetrol, forma parte de una decena de petroleras extranjeras que comenzaron a explotar crudos y gas en Colombia en los años recientes. 

Chile

En Chile, el protagonismo lo sigue asumiendo la Empresa Nacional de Petróleo (Enap), quien adelanta un ambicioso plan de negocios para el período 2007-2012, con inversiones por US$4.500 millones en conjunto con socios privados. La finalidad es mantener el liderazgo en el mercado chileno, alcanzando un crecimiento sostenido de reservas y producción de petróleo y gas y ganar sinergias mediante el desarrollo de alianzas. Entre los principales proyectos en Chile figuró la terminal de regasificación de GNL que la petrolera impulsó junto con Endesa y Metrogas en Quintero (V Región). En 2007 comenzó la construcción de la planta y a finales de 2008 estaba disponible el GNL, antes de lo previsto inicialmente. En el año 2008, el gobierno chileno, por medio del Ministerio de Minería y Energía lanzó el proceso de licitación internacional, con el cual entregó a petroleras extranjeras la exploración de gas y petróleo de 7 bloques identificados en 40 OSCAR VANEGA ANGARITA




Magallanes (XII Región). También informó sobre el nivel de reservas probadas y probables del hidrocarburo en la Región de Magallanes. Hasta el momento, doce empresas internacionales han suscrito Contratos Especiales de Operación (CEOP) con el Estado chileno para la exploración de gas y petróleo. 

Relaciones Colombo venezolanas.

Colombia y Venezuela en los últimos años no tuvieron una relación binacional muy estable debido a muchos factores. El factor principal definitivamente es Chávez, su mala relación con el ex presidente Uribe hizo que las relaciones entre los dos países decayeran tanto que se vieron afectados casi todos los campos económicos en los dos países, los cuales debido a su proximidad, siempre han sido dependientes el uno del otro. Uno de esos aspectos, sin duda, de los más importantes para los dos países es el gas. El gas que utilizan en Venezuela es colombiano. ¿Por qué? Que un exportador de hidrocarburos como Venezuela deba traer gas de Colombia se explica por la escasez del fluido en su región noroeste y la disponibilidad del recurso en la zona colombiana de Chuchupa, en la compartida península de la Guajira. Este contrato establecido en el 2007 por el entonces presidente Álvaro Uribe y Chávez dictaminó que el sentido del gasoducto se revertirá dentro de cuatro años y a partir de 2012 comenzará a llevar gas venezolano hacia Colombia y, desde allí, posiblemente con rumbo norte a Panamá y América Central y, hacia el sur, en dirección a Ecuador. Las exportaciones colombianas de gas natural a Venezuela, según el contrato, fueron de 50 millones de pies cúbicos por día (mpcd) en el primer año, de 150 millones en los dos siguientes y de 100 millones en el cuarto año. Al término de ese período se revertirá el sentido del gasoducto y Venezuela exportará a Colombia, durante 16 años, un promedio de 150 millones de pies cúbicos por día. El contrato establece que las exportaciones venezolanas a Colombia se harán a partir de 16





mpcd al comienzo y se incrementarán en función de las necesidades del mercado colombiano. Aun cuando se veía que el proyecto estaba muy bien organizado, no se analizaron algunos parámetros que harían que este contrato fuera difícil de cumplir; por ejemplo, las innumerables “pataletas” de Chávez, las cuales provocaron una disminución en el suministro de gas, ocasionándole a Venezuela un fuerte problema energético debido a que el gas que recibe de Colombia es utilizado principalmente para la generación de electricidad en las plantas Ramón Laguna y Rafael Urdaneta, en el occidental estado Zulia, así como para la reinyección en pozos petroleros y la operación de complejos petroquímicos. Otro de los parámetros que no se estudiaron bien fue el clima, debido al fenómeno del Niño que afectó a Colombia y Venezuela en el 2009, obligando desde enero de ese año al país miembro de la OPEP a racionar el suministro eléctrico. El mal estado de las plantas termoeléctricas que debían respaldar la generación cuando descendió el nivel de los embalses a mediados del 2009 desató una crisis y llevó a frecuentes apagones, racionamiento y medidas bastante estrictas de ahorro. Los estudios sobre la garantía de suministro no fueron muy buenos y ahora que ya casi vamos a cumplir la primera parte del contrato, la pregunta es, ¿quien asegura que los contratiempos que ya se presentaron no se presentarán de nuevo?. Será que esta vez será Colombia la afectada?. Es decir, ¿quien asegura que Chávez un día no se levantará con el pie izquierdo y decidirá que no cumplirá el contrato con Colombia? La verdad nadie puede asegurar eso, pues el bipolar de Chávez tiene un carácter tan impredecible que de él se puede esperar cualquier cosa, pero nosotros debemos estar preparados para cualquier decisión que tome, sin importar lo absurda que pueda ser.





Para saber el impacto que ocasionaría un incumplimiento en el contrato con Venezuela debemos analizar la perspectiva en Colombia y después concluir sobre lo que se podría esperar. Bucaramanga desde principios de 2012 tiene garantizado gas por más de 15 años, gracias al proyecto de construcción del gasoducto Gibraltar. Esta línea transporta 30 millones de pies cúbicos de gas al día, con los cuales se garantiza el abastecimiento para más de 200.000 usuarios de este servicio en el área metropolitana (que consumen 15 millones de pies cúbicos diarios) mientras que el restante es enviado al interior del país, especialmente a Bogotá. El gas que consumía Bucaramanga proveníe de los pozos de Ballenas, en la Guajira, y Payoa en Sabana de Torres. Por lo que como conclusión, en esta ciudad, sin importar si se importa o no gas, no se verá afectada, pues el gas que consumen es y seguirá siendo por más de 15 años, gas colombiano. Ahora, si analizamos Colombia, sin un solo hallazgo nuevo y sin contar con el gas metano asociado a las minas de carbón, la oferta nacional y las importaciones de gas provenientes de Venezuela, con las reservas actuales estarán en capacidad de atender la demanda nacional en un escenario pesimista hasta el año 2014 y en un escenario optimista hasta el año 2020. El país cuenta con buenas expectativas de involucrar nuevas reservas resultantes de la intensa actividad exploratoria, pero para que dichas expectativas se conviertan en realidad es fundamental incrementar de manera importante la capacidad de transporte de gas en el país. Juan Manuel Santos y Chávez a finales de 2010 reactivaron los proyectos de integración energética relativos a producción y transporte de hidrocarburos. Estos proyectos pretenden crear la interdependencia entre Ecopetrol y PDVSA, los cuales consisten en: revertir el flujo del gasoducto Ballena-Maracaibo para transportar gas desde Venezuela a Colombia, extendiéndolo hasta Panamá; construir un oleoducto desde la faja del Orinoco hasta la costa pacífica en Colombia para exportar a China;





dar participación a Ecopetrol en la exploración de la faja del Orinoco y en las cuencas de Apure y Barinas. Sin embargo, tenemos que preguntarnos: ¿Será posible que dos empresas petroleras estatales con regímenes de contratación diferentes son capaces de asociarse a largo plazo? ¿Será que Venezuela puede cumplir con el compromiso de vender gas a Colombia con las necesidades que tiene de mantener la presión de los yacimientos petroleros de crudo pesado mediante la inyección de gas y las necesidades de generación termoeléctrica? ¿Convendría a Colombia depender de futuros suministros venezolanos para cubrir un posible déficit entre su demanda y producción interna? ¿La capacidad de transporte del gasoducto BallenasBarrancabermeja será suficiente? ¿Cómo sería la actitud de Estados Unidos frente a un oleoducto hacia el Pacífico, cuya realización involucraría a Colombia en la competencia global chino-estadounidense por recursos naturales? Para responder estas preguntas debemos entender los regímenes petroleros de Venezuela y Colombia, los cuales son muy divergentes. Estos regímenes constituyen un dispositivo institucional que articula los derechos de propiedad sobre los recursos, los derechos de propiedad pública o privada sobre las empresas productoras y el monopolio sobre la producción versus apertura a la competencia. Por otro lado, Venezuela es un gran productor con enormes reservas, que tiene una economía petrolera, mientras que Colombia es un productor-exportador mediano; el sector petrolero es importante, pero no determinante en la economía colombiana. Además, Chávez sometió a PDVSA a su control absoluto y restringió la inversión extranjera en actividades primarias de participaciones minoritarias en empresas mixtas controladas por la CPE venezolana, desmantelando la “apertura petrolera” de los 90. La “antigua” PDVSA se convirtió en “un Estado dentro del Estado” con poder político propio. La CPE venezolana - que en los 80 ya se “internacionalizaba” adquiriendo refinerías en EE.UU y Alemania - mantenía parte de sus ganancias fuera del alcance del gobierno (despilfarrador), trasladando fondos a sus filiales en el exterior mediante 44 OSCAR VANEGA ANGARITA




precios de cesión interna. La apertura petrolera de los 90 estimuló la participación privada bajo tres figuras contractuales: convenios operativos de servicio, convenios de exploración a riesgo y ganancias compartidas, y contratos de asociación estratégica entre PDVSA y CPIs para la extracción de crudos pesados/extrapesados en la faja del Orinoco. Chávez, después de su investidura en 1999, adoptó un modelo petrolero estadocéntrico, nacionalista. En 2003 y 2004 tomó a PDVSA bajo su control directo, materializando su política petrolera a través de la compañía, y utilizándola como instrumento de su política social y exterior. El ministro de Energía y Petróleo asumió también la presidencia de PDVSA ejerciendo tres funciones en nombre del Estado: único accionista de la CPE, gerente de la CPE, gerente de la industria de hidrocarburos. La “nueva” PDVSA, que arrancó en 2004, ha financiado las “misiones bolivarianas” y otros programas públicos de desarrollo social-económico en educación, salud, agricultura, alimentación, infraestructura, electricidad, vivienda a través de subsidiarias y fondos específicos, facilitando una amplia redistribución de la renta petrolera en beneficio de la población desfavorecida. La CPE venezolana dejó de ser una empresa capitalista; más parecía una estatal de la era soviética, o un departamento ministerial encargado de la extracción de hidrocarburos con toda la incompetencia-ineficiencia-corrupción del caso. Venezuela puso en vigencia la Ley Orgánica de Hidrocarburos desde 2002, restringiendo la participación privada en nuevos proyectos de exploración y producción de hidrocarburos, a través de empresas de economía mixta donde el Estado (PDVSA) posee más del 50%. En 2006 otra ley terminó los convenios de operación, aunque permitió a los antiguos operadores privados permanecer en los proyectos como socios minoritarios de la Corporación Venezolana de Petróleo S.A CVP- (subsidiaria de PDVSA). En 2007, un decreto-ley hizo obligatoria la conversión de los convenios de asociación estratégica y de los contratos de

ganancias

compartidas en empresas de economía mixta controladas en el 60% por PDVSA. 45 OSCAR VANEGA ANGARITA




ExxonMobil y ConocoPhillips abandonaron sus operaciones en Venezuela, recurriendo a arbitraje internacional, mientras que otras compañías internacionales aceptaron la conversión para mantener su presencia en Venezuela y continuar participando en licitaciones sobre áreas de la Faja del Orinoco, única zona permitida para la inversión extranjera, donde compañías de “países amigos” - como Rusia, China, Vietnam - recibieron acceso privilegiado sobre la base de acuerdos intergubernamentales, pero han evidenciado carecer de la tecnología apropiada para explotar los crudos extrapesados. En Colombia, el gobierno Uribe en 2004 volvió a la concesión abolida en 1974, sacrificando participación estatal en la renta petrolera y mejorando la seguridad, con el fin de atraer inversión extranjera que reactivara la exploración y alejara el fantasma de la importación de petróleo que se evidenciaba para el año 2005, pues el interés de los inversionistas por Colombia se había disminuido desde la década de los años 90 por la apertura inversionista en regiones petroleras más promisorias como Venezuela, México, Medio Oriente y los antiguos países de la cortina de hierro. Los contratos de asociación, introducidos desde 1974, exigían que los inversionistas cubrieran el riesgo exploratorio, mientras que el Estado a través de Ecopetrol ingresaba en la fase de desarrollo de los proyectos exitosos. Además de la inseguridad (explosiones de oleoductos, extorsión, secuestros) que reinaba en nuestro país, otra razón que llevó al desinterés por la inversión extranjera durante esa década y el primer lustro de este siglo fue el continuo cambio del sistema contractual a favor del Estado, subiendo el State Take en cada reforma, desde el 60% al 80%. Esto fue considerado como una política petrolera “oportunista”: el gobierno cambiaba los términos contractuales a su favor, cuando las condiciones parecían propicias. El gobierno Uribe copió el modelo Brasilero, creando una agencia reguladora, responsable por la gestión de las reservas. La Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH- otorga licencias de exploración mediante rondas de licitación, y vende datos 46 OSCAR VANEGA ANGARITA




sísmicos a las operadoras concursantes. Las normas establecidas por la ANH se aplican por igual a todas las compañías, ya sean públicas o privadas, nacionales o extranjeras. Ecopetrol, por su parte, quedó liberada de su función reguladora y sujeta a las mismas condiciones impositivas que las compañías privadas. En 2007, se privatizó un 10% de sus acciones, para cotizar en la bolsa Colombia y el mercado-ADR de Nueva York. La asociación con Ecopetrol dejó de ser obligatoria y la participación del Estado en la renta petrolera (State Take) se redujo entre el 42% y el 55%. En cuanto a energía, Colombia a diferencia de Venezuela cuenta con una riqueza hídrica sin precedentes, y esto nos hace una potencia en energía hidráulica, es decir, no dependemos del gas para la electricidad en nuestro país. Por lo que nuestro país, si llegado el caso Venezuela no cumple su parte del trato, no quedaremos en crisis energética, pero tendremos que trabajar duro para seguir generando energía eléctrica a partir de nuestros ríos, y continuar explorando para encontrar más reservas de gas que hagan a nuestro país autosuficiente en este energético.

1.7. LAS GUERRAS DEL PETRÓLEO Para cualquier país del mundo, el pico petrolero deja la perspectiva de una disminución del mismo en el futuro, directamente impactando en su independencia energética. Esto subraya los temas siguientes: el acceso a los campos petrolíferos de Oriente Medio y la construcción de oleoductos y de gasoductos, el transporte petrolero. 

El Control de Yacimientos

El petróleo es un dato ampliamente tomado en consideración por los estrategas geopolíticos. En efecto, la dependencia de los países hacia este producto es tal que una dificultad de aprovisionamiento (costo, disminución de la producción) puede en sí justificar un conflicto. Por otra parte, una guerra que rompa el aprovisionamiento de petróleo puede forzar la implicación de potencias 47 OSCAR VANEGA ANGARITA




extranjeras, que habrían quedado en un papel neutro en un primer momento. Por otro lado, el aprovisionamiento de petróleo de los beligerantes está muchas veces influido en la variedad de las armas, como sucedió durante ambas guerras mundiales. Antes de analizar los conflictos, debe tenerse en cuenta los siguientes hechos: 

Las dificultades de transporte vinculadas al gas confinan este hidrocarburo a consideraciones de geostrategias locales.

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El aumento en el consumo de petróleo de China confirma la llegada del último actor entre los participantes ya conocidos por El Gran Juego reactivado sobre los conjuntos geográficos de Oriente Medio y Asia Central dónde se encuentra el yacimiento de Bakú.

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Los objetivos no se restringen únicamente a Oriente Medio, la península de Bakassi que ha sido cedida por Nigeria a Camerún al final de un fallo por un territorio disputado, es subrayada por la presencia de no menos de ocho compañías petroleras que ha asegurado la prospección mar adentro.

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El Control de Estrechos

La geoestrategia de estrechos por los cuales pasan los petroleros constituye el segundo objetivo, el del transporte petrolero.

Fig. 1. El Estrecho de Ormuz : punto geostratégico de tensión entre Irán, Omán (península de Musandam) y Emiratos Árabes Unidos. 48 OSCAR VANEGA ANGARITA




El estrecho de Ormuz (Fig. 1) está a la vez en la zona de influencia de Irán como en la de los países de la península árabe, para lo cual Estados Unidos delegó una flota que fondeó sin interrupción en el Golfo Pérsico (la 5ª de la Armada). La tensión es tan palpable que incluso los islotes que bordean el estrecho son objeto de conflictos de integridad territorial. Los suministros de Occidente dependen muy ampliamente del Canal de Suez; los de América del Canal de Panamá. Finalmente los de Japón y de China pasan por el Estrecho de Malaca, esa vía marítima es aún poco segura, ya que estas aguas están entre las últimas del globo donde se practica la piratería. Respondiendo a sus necesidades, China procuró (a finales de 2006) un contrato con el gobierno de Tailandia para hacer pasar su petróleo por vía terrestre y evitar el paso por el estrecho. Por otro lado, este estrecho desemboca en el mar de China meridional, y un conflicto territorial implicaría a seis vecinos para el acceso a los recursos naturales (el petróleo forma parte de estos intereses). 

La seguridad del suministro

La reseña histórica hasta los años 2000 corresponde a la primera mitad de la curva de Hubbert (Fig. 2): El petróleo es fácil de extraer, es poco caro y parece disponible de manera ilimitada (las alzas de precio del barril son un fenómeno nuevo, que aparece sólo en la cumbre de la curva y después de 1970): es una canasta financiera para todos los actores. Anterior a los conflictos del petróleo, el gran juego fue una característica estratégica de las luchas de influencias entre el Imperio ruso y el Imperio británico, desde 1813 hasta el convenio anglo-ruso de 1907.





Fig. 2. Curva de Hubbert consolidada en 2004: el pico es perceptible en 2001. (La curva no cubre ni a la OPEP ni a la CEI).

La zona de Asia Menor era entonces un vientre blando, todavía no destinado al principio del siglo XIX a una metrópoli colonial. El imperio ruso, el poder continental, procuraba tomar el control de un puerto de aguas calientes con el fin de liberar a su flota; su paso se asociaba con la estrategia de control de los estrechos. El imperio británico procuraba extender su joya, el subcontinente indio, y proteger allí sus intereses. La carrera por la supremacía de estas grandes naciones llamaba a un poder regional: Persia. Para la zona geográfica concernida, este contexto da el decorado de los objetivos petroleros que iban a comenzar inmediatamente. El descubrimiento de petróleo en Irán en 1908, en Masjed Soleyman, llevó en la fundación de la compañía AngloPersian Oil Company, que fue el comienzo de BP. Desde los finales del siglo XIX, el petróleo fue identificado como un recurso estratégico. La decisión del almirantazgo británico hacia 1910, de construir buques que consumirían combustibles derivados del petróleo, en lugar de carbón fue un momento importante: la nación más poderosa del mundo, con la flota más 50 OSCAR VANEGA ANGARITA




poderosa del mundo, tenía para esa época mucho carbón y ninguna gota de petróleo. Esta decisión sentó la problemática europea para el resto del siglo. Además, mientras que el gas formaba parte de las energías motores de la Revolución industrial en el siglo XIX, el petróleo no era objeto de un empleo generalizado hasta entonces.  Primera

Guerra Mundial

Las ofensivas británicas y francesas de la Primera Guerra Mundial en Iraq y la Campaña del Sinaí y Palestina pretendían ocupar territorios que se sospechaba, eran ricos en petróleo. La intervención de Lawrence de Arabia, quien participó como enlace británico en apoyo a la Rebelión Árabe de 1916 en contra del Imperio otomano, ilustra el otorgamiento regional de la tutela otomana al Imperio Británico. Terminada la Primera Guerra Mundial, los aliados decidieron repartirse territorios y colonias que eran propiedad de las Potencias Centrales, siendo el más afectado al final de la contienda, el Imperio Otomano, ya que con el reparto de su territorio, dejó de existir como tal. Ese reparto territorial fue avalado por la Sociedad de Naciones (por medio de mandatos), emanado del artículo 22 del Tratado de Versalles. Pero es también cierto que existió un acuerdo secreto previo anterior al final de la guerra sobre la repartición del Medio Oriente, entre Francia e Inglaterra. La pacificación francesa de Siria le aseguró a Francia un suministro regular de petróleo, así como los británicos tuvieron acceso al petróleo de Medio Oriente por medio de los mandatos de Mesopotamia y Palestina. 

Segunda Guerra Mundial

Después de la derrota francesa a manos del Tercer Reich, Siria fue defendida por las tropas de Vichy contra las de Francia Libre, porque la Alemania Nazi necesitaba su petróleo. Por su parte, Alemania lanzó una

ofensiva contra la

URRS, ya que también deseaba apoderarse del petróleo de los yacimientos rusos del Cáucaso en Bakú, y la constitución del Afrika Korps obedeció en parte a esta lógica de conquista de los recursos. Los aliados bombardearon muchas veces 51 OSCAR VANEGA ANGARITA




instalaciones petroleras en Besarabia, la región de Rumania que poseía los principales yacimientos de petróleo de las tierras ocupadas por el Eje. La falta de carburante fue un elemento importante en la derrota de las tropas nazis, sobre todo al fin de la guerra. Esta situación de amenaza del Eje lleva en 1941 a una operación conjunta entre el Ejército Rojo y el Ejército Británico para asegurar los campos petroleros de Irán: es la Operación Countenance (en), que le confiere a la URSS el suministro de petróleo vía el Corredor Persa (de Irán a Azerbaiyán) que le permite resistir a Barbarroja En 1941, el Imperio de Japón consideró que debía hacer la guerra contra Estados Unidos a pesar de la desproporción de fuerzas, luego llevó una ofensiva hacia Indonesia, porque necesitaba el petróleo que se encontraba allí (y qué nunca controló). Es notable que por otra parte, una de las etapas importantes de la escalada que acabó en la campaña del Océano Pacífico de 1937 a 1945 fue el momento en que los Estados Unidos prohibió la exportación de petróleo hacia Japón. 

Período de Postguerra

En la Postguerra, Estados Unidos emerge como el líder del "mundo libre" y definió cuales zonas del mundo debían formar parte de su zona de influencia; para entonces los planes de guerra estaban listos: Dentro de un marco de cooperación acordado entre Roosevelt en 1945 con Ibn Saud, las grandes estadounidenses explotarían los vastos campos petroleros de Arabia Saudita. Esta cooperación fue combinada con una protección militar; este pacto duró sesenta años sin interrupción, reforzado por los presidentes y príncipes sucesivos cada vez. Atestiguó ese vigor diplomático el logotipo de Aramco (Arabian-American Oil Company) adoptado desde 1944, así como el cuartel militar que pretendía estabilizar las regiones donde están situados los gigantescos yacimientos de Ghawar y Burgan. 52 OSCAR VANEGA ANGARITA




El presidente Truman, al principio de su segundo mandato, presentó en un discurso en enero de 1949 el credo del desarrollo para los países del mundo. Estudiado por Alfred Mahan, el Oriente Medio formó parte de esas prioridades y se celebró allí en los años 1950 el otorgamiento de las antiguas naciones coloniales europeas de una tutela económica en apoyo a movimientos de descolonización, y de cooperación económica. Las grandes compañías petroleras firman con petromonarquías contratos de explotación. En 1953, ambos aliados británicos y estadounidenses llevaron una operación conjunta, al pretender con la Operación Ajax, impedir la nacionalización de intereses petroleros británicos en Irán; se podría interpretar este acontecimiento como una bisagra después de la cual la hegemonía sobre la región cambia. Diez años más tarde el nuevo Sha lanza una política de reformas nombrada la Revolución Blanca, sobre la cual la interacción con la diplomacia americana es perceptible. La crisis del canal de Suez en 1956 manifestó la emergencia de una voluntad política en el Oriente Medio, la dependencia de Europa y su debilidad política, y consagró a ambos (Estados Unidos y Gran Bretaña) en plena cooperación como los dueños del juego. En 1960, Irán, Irak, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela formaron la Organización de Países Exportadores de Petróleo, con vistas de ganar poder frente a las compañías petroleras, las Siete Hermanas . A un lado , la Francia de De Gaulle explotó las redes Foccart para asegurar por la vía Françafrique el acceso al petróleo del Golfo de Guinea para las compañías Elf Aquitaine y Total-Fina. Mientras que la descolonización de Marruecos y de Túnez se celebró sin conflicto, la dureza de la guerra de Argelia es imputable en parte a los intereses petroleros de la metrópoli colonial, ya que los yacimientos del Sáhara acababan de ser descubiertos la década anterior. En 1962, Charles de Gaulle se aseguró en el momento de la firma de los Acuerdos de Evian de que los intereses franceses serían conservados, lo que incluía también la primacía industrial y





comercial sobre los yacimientos del Sahara que le garantizaron la independencia energética francesa. 

El Cartel de las Siete Hermanas

Otra manera de percibir el período precedente, en lugar de razonar en término de estados-naciones en competencia, hay que tomar el ángulo de las grandes compañías petroleras que, del 1913 al 1959, formaron a un cartel. Otra vez, la reputación hegemónica de tal acuerdo jugó probablemente mucho en los aspectos de teorías de complot asociadas con tal tema, por ejemplo cuando se imagina que un cartel era el amo sobre los gobiernos de los países donde se situaban los yacimientos; no obstante la armonía organizada, y no tácita, entre estas grandes compañías, fue un hecho comprobado, revelado por la fórmula introducida por un hombre de negocios italiano llamado Enrico Mattei, que por conveniencia para la compañía ENI, denunció la situación mantenida de oligopolio sobre el mercado petrolero en 1957. La estructura de concentración de estas multinacionales, atada a su integración vertical de los dominios de la industria petrolera, de la producción, al refinado hasta la distribución, ya constituía una forma de dominación. Tres de las Siete Hermanas son descendientes de las reestructuraciones efectuadas en el marco de las leyes anti-monopolio de Estados Unidos en 1911, después de un juicio de la Corte Suprema: la Standard Oil Company había sido separada en sectores geográficos. Podemos observar que la situación del mundo en la entrada del período a partir de 1913, estuvo vinculada muy ampliamente a los Imperios coloniales nacidos de metrópolis europeas, mientras que el proceso de descolonización es terminado plenamente en 1959; de modo que es difícil distinguir, si hubo abuso de poder, y si vino de Estados o de multinacionales citadas más abajo. Es posible, a la vista de esta primera globalización atada a la prospección petrolera sobre todos los continentes del planeta, considerar que si bien la ley antimonopolio impidió la formación de un monopolio sobre territorio estadounidense, 54 OSCAR VANEGA ANGARITA




no pudo oponerse a la formación de oligopolios sobre el mercado internacional (esa situación evolucionó sólo hacia el fin de los años 50's). Sin embargo, en un mercado en plena expansión les permitió sentar provechos considerables, lo que todavía hoy se designa bajo el nombre de renta petrolera. No obstante, el petróleo que quedó fácil de extraer ( petróleo convencional , correspondiente a la primera mitad de la curva de Hubbert), sus precios quedaron estables y baratos durante la época de las siete hermanas, aportando costumbres atadas al estilo de vida de la civilización del automóvil observables sobre el territorio norteamericano, por citar sólo a él. Las Siete Hermanas son las siguientes compañías: 

Standard Oil of New Jersey (Esso), que se fusionó con Mobil para formar

ExxonMobil.  









Royal Dutch Shell (Anglo-holandesa) Anglo-Persian Oil Company (APOC) (Británica). primero cambió su nombre

a la Anglo-Iranian Oil Company (AIOC), después a British Petroleum, entonces a BP Amoco después de la fusión con Amoco (la cual fue conocida como Standard Oil of Indiana). Ahora se le conoce por las iniciales BP. Standard Oil Co. of New York ("Socony") . Después se convirtió en Mobil, que se fusionó con Exxon para formar ExxonMobil. Standard Oil of California ("Socal") . Se convirtió en Chevron, entonces, con la fusión con Texaco, ChevronTexaco. Dejaron de utilizar el sufijo 'Texaco', regresando a Chevron. Gulf Oil . En 1985 la mayor parte de Gulf se convirtió en Chevron, con partes pequeñas convertidas en parte de BP y Cumberland Farms, la cual fue en ese momento la fusión más grande en la historia mundial. Una red de estaciones en la parte noreste de Estados Unidos aún lleva ese nombre. Texaco. Fusionada con Chevron en 2001. La compañía resultante fue conocida por algún tiempo como ChevronTexaco, pero en 2005 cambió su nombre de nuevo a Chevron. Texaco permanece como una marca de Chevron.

Al final de 2009, las compañías sobrevivientes son ExxonMobil, Chevron, Shell, and BP, las cuales son miembros del grupo de las "Grandes". 55 OSCAR VANEGA ANGARITA




Las "Nuevas Siete Hermanas"

El 11 de marzo de 2007, el Financial Times identificó a las "Nuevas Siete Hermanas": Las compañías petroleras paraestatales más influyentes fuera de la OCDE, son:       

Saudi Aramco (Arabia Saudita) JSC Gazprom (Rusia) CNPC (China) NIOC (Irán) PDVSA (Venezuela) Petrobras (Brasil) Petronas (Malasia)

(El artículo del FT hace notar que Pemex de México fue excluida de tal lista).

La fundación de la OPEP, ratificada el 14 de septiembre de 1960, constituye la reapropiación de las líneas de producción y decisión que se refieran al transporte del petróleo, lo cual puso fin al monopolio de las Siete Hermanas. En respuesta a fusiones y adquisiciones ulteriores, el nombramiento de estos actores evolucionó, y su número disminuyó (efecto de concentración). 

Conflictos por Petróleo después de 1973

La sobrevenida sucesiva de la primera y de la segunda crisis petrolera, respectivamente en 1973 y 1979, llegaron en un contexto donde la producción doméstica de petróleo en Estados Unidos alcanzó su pico petrolero, precisamente en 1970 (hecho que, de paso, aportó de valor a la teoría de King Hubbert). Las reservas estratégicas de petróleo son instauradas desde 1975. Los estrategas están al tanto pues, de los nuevos objetivos representados por estas tensiones, lo que

induce

una

reorganización

comprobada

de

las

intervenciones

estadounidenses alrededor del planeta a partir del comienzo de los años 70's. Al final de ambas crisis petroleras, la mayoría de los países de la OCDE instaurará reservas estratégicas de petróleo; bajo diversas formas, ellas representan 56 OSCAR VANEGA ANGARITA




frecuentemente 3 meses de consumo de un país. En los Estados Unidos, país siempre productor, esta noción es más vaga forzosamente; el presidente Bush decidió en 2007 de hacerlo más formal. La segunda crisis petrolera colocó bajo una gran tensión a las relaciones entre Estados Unidos e Irán, que efectuó una revolución islámica a consecuencia del viernes negro; mientras que la crisis de los rehenes terminó por cavar un foso entre ambos países, haciendo referencia a la venta de armamento en esa época, el escándalo Irán-Contras siempre figurará entre los escándalos de la presidencia Reagan. El "Contra-choque petrolero" de 1986, se explica en parte por la voluntad de Estados Unidos y sus aliados de Medio Oriente de poner a la Unión soviética en una posición de franca bancarrota: se libró una guerra económica y financiera empleando petrodólares y la diplomacia saudí. Las exportaciones petroleras eran vitales para la balanza de pagos soviética y para la diplomacia de Kremlin (la garantía a los países satélites de un suministro de petróleo seguro, era uno de los medios que tenía la URSS de tenerlos como cautivos políticos); los estadounidenses lograron convencer a los gobiernos saudíes (que ya eran sus aliados en la guerra en Afganistán), a los emiratos y al kuwaití en aumentar fuertemente su producción, con el fin de hacer fracasar a los rusos. El costo fue elevado para los países al principio de esta ofensiva económica. Numerosos pequeños productores americanos quebraron, mientras que el flujo de petrodivisas para los países del Golfo iba más despacio, causando una reducción severa en su "modo de vida". Estos "efectos secundarios" fueron perfectamente anticipados y aceptados por los gobiernos implicados, y esta política llevó sus frutos. La URSS extrajo tanto petróleo como pudo, pero en 1988 en su principal yacimiento, Samotlor, la producción cayó severamente, arrastrando la producción del país. La principal fuente de divisas de la URSS disminuyó, al mismo tiempo que las finanzas del país fueron socavadas de manera terrible (el conflicto afgano y los grandes proyectos militares que se añadían a los gastos normales). Aunque 57 OSCAR VANEGA ANGARITA




fue descuidado por numerosos análisis, este factor fue uno de los más importantes al hundimiento de la Unión soviética. Un efecto colateral de esta guerra fue el hundimiento económico de Irak, en plena guerra con su vecino; Saddam Hussein pidió que se pusiera fin a esta política, pero los Estados Unidos se negaron por razones más importantes, e Irak debió poner fin rápido a la guerra. Delante de la negativa de Occidente de ayudarle económicamente, Irak invadió a Kuwait, después de haber advertido de eso Estados Unidos. La La Guerra Irán-Irak Irán-Irak de la década de los 80 fue en parte debida a la voluntad de Irak de controlar los recursos fronterizos. Ambos beligerantes atacaron petroleros en el Golfo, el Golfo, y y la Armada de Estados Unidos debió intervenir, en el momento de la Operación Mantis Religiosa. La Religiosa. La invasión invasión iraquí a Kuwait al comienzo de la década la década de los 90's también fue el comienzo de una guerra en la cual los Estados Unidos intervinieron para asegurar sus suministros. En esa ocasión, el presidente Bush Padre proclamó la teoría geopolítica del Nuevo del Nuevo Orden Mundial en septiembre de 1989. Vencido, Irak fue sometido a duras sanciones económicas que fueron atenuadas sólo por el "Programa Petróleo por Alimentos." Alimentos." Los Estados Unidos después tuvieron una política de pre-posicionamiento. Los Los conflictos sucesivos en Chechenia y la tensión en el Kurdistán, Kurdistán, se inscriben parcialmente en el contexto de la reanudación del Gran Juego precitado que concierne al transporte de los hidrocarburos del Mar del Mar Caspio. Los Caspio. Los grupos petroleros rusos Rosneft y Lukoil tienen allí intereses, particularmente en el transporte del petróleo por oleoductos. oleoductos.

1.8.

NUEVO ORDEN MUNDIAL PETROLERO.

Después de la guerra del Golfo Pérsico las compañías petroleras occidentales y los países productores (miembros y no miembros de la OPEP) han firmado una serie de acuerdos, que antes hubieran sido imposibles. Venezuela, Libia y Argentina, Argentina, que por 58 OSCAR VANEGA ANGARITA




largo tiempo estuvieron relativamente cerrados a los extranjeros ahora tienen vínculos estrechos con las compañías multinacionales. Por sí sólo, el bajo precio del petróleo de finales del siglo XX, no fue suficiente para llevar la OPEP hacia las firmas occidentales. El acercamiento nació nació de un segundo impulso. El final de la guerra del Golfo señaló la intensificación de una lucha dentro de la OPEP. Esa lucha es la de de cómo se repartirán los países países con grandes reservas, el mercado adicional del cartel, cuando estos sean llamados a proveer cada vez más el petróleo del mundo. La participación de los productores en el nuevo mercado dependerá de su capacidad de producción de petróleo. Los que tengan tengan una gran capacidad tenderán a buscar que las cuotas de la OPEP se cumplan. ¿Cómo financiar todas las inversiones?

Muchos países países están produciendo la mayor

cantidad de petróleo posible. Cuando el precio se encontraba bajo, las sumas requeridas para desarrollar los nuevos pozos, no fueron logradas tan sólo con el flujo de caja. Conseguir dinero prestado era y es muy difícil, pues muchos países ya soportan una pesada carga de deuda. Adicionalmente, para desarrollar nuevos campos, campos, que serán menos accesibles que los actuales, se requerirá tener tecnología moderna. De acuerdo con Robin West, presidente de la compañía Petroleum Finance, con sede en Washington, “los hechos han llevado a un desarrollo desarrollo de la racionalidad. Occidente requiere los suministros de petróleo; los países productores necesitan la tecnología, el capital, el conocimiento gerencial y los mercados de Occidente”. La industria energética global deberá invertir un mínimo de 40 billones (millones de millones) de dólares para satisfacer la esperada alza en un 50% del consumo de energía para el año 2025, según el último informe presentado por el Consejo Mundial de Energía Energía (CME). El Secretario Secretario General del CME, CME, Lan Lindsay pronosticó un incremento del 60% en la demanda de petróleo para el año 2025. En materia de petróleo, tenemos hoy día unas reservas mundiales conocidas del orden de un billón de barriles (un millón de millones). El petróleo siempre ha sido un recurso 59 OSCAR VANEGA ANGARITA




importante para las economías de los diferentes países del mundo; su creciente escasez sólo podrá exacerbar las tensiones conocidas en el siglo XX, y particularmente en Oriente Medio, que en 2007 seguía poseyendo los más grandes recursos petrolíferos mundiales. Es probable que el gas y el carbón ocupen una parte importante del sitio dejado por el petróleo faltante. Los recursos carboníferos están repartidos de manera más uniforme por el mundo; las naciones que hagan una transición más rápida y sin caer en la trampa de utilizar petróleo barato (por ahora), ganarán en independencia futura. Es el caso de China, de China, ya ya que produce cerca del 70% de la energía eléctrica que necesita quemando carbón, procedente de las abundantes reservas que posee (China posee las terceras reservas mundiales). Esto lleva aparejadas consecuencias ambientales, ya que China es el segundo emisor mundial de dióxido de carbono. Finalmente, los grandes actores de la industria petrolera se revelan listos para comenzar el estudio la producción del petróleo más difícil de extraer: de aguas profundas , zonas inexplotadas hasta entonces; una nueva "fiebre del oro negro” se

espera en el Ártico. el Ártico. Una Una de las hipótesis estratégicas que permiten comprender el ataque a Irak por los Estados Unidos en 2003 concierne al aseguramiento de los suministros de petróleo para el futuro. Irak tiene en su suelo las segundas reservas más grandes de petróleo del mundo, que por además son relativamente fáciles de extraer y refinar. Una razón adicional es que 15 que 15 de los 19 terroristas que perpetraron los atentados del 11 de septiembre de 2001, así como su presunto instigador, eran ciudadanos saudíes; saudíes; por tanto, la permanencia de la presencia militar de los Estados Unidos en Arabia Saudita fue, evidentemente, puesta en duda. Esta estrategia fue elaborada por el llamado proyecto “ think tank” tank”, proyecto para el Nuevo Siglo Estadounidense, Estadounidense, en el que participaron Jeb Bush, Dick Cheney, Dan Cheney, Dan Quayle, Donald Quayle, Donald Rumsfeld y Paul Wolfowitz, entre Wolfowitz, entre otros. En esta región es observable una cierta continuidad de la política estadounidense desde la caída del Sha. Ésta condujo a la instauración de un régimen desfavorable a los Estados Unidos, que creció con Saddam Hussein, Hussein, a la época en buenos términos con Occidente, que Occidente, que ataca a su vecino. Este vecino. Este ataque fracasó, y llevó a la 60 OSCAR VANEGA ANGARITA




invasión de Kuwaït por Irak. Esto condujo a una nueva Guerra del Golfo, y al establecimiento de tropas estadounidenses en suelo de Arabia Saudita. Esto condujo a los atentados del 11 de septiembre de 2001, los mismos que sirvieron de pretexto para aplastar el régimen de Hussein. Esta derrota deja en claro la inquietud de sus vecinos, principalmente de Irán, que fija en 2006 su voluntad de disponer de una capacidad nuclear. En cambio, el desempeño de las Fuerzas Armadas de los Estados Unidos fuera del suelo de Arabia Saudita representa una discontinuidad, nunca observada desde 1945. Por un lado, el Informe Cheney de 2001 precisa que para 2020, la producción mundial de petróleo ser ía dependiente del 54 % al 67 % de los yacimientos situados en el llamado "Triángulo del Petróleo" (Mar Negro - Mar Caspio - Golfo Pérsico). Zona de manera asombrosamente sincronizada por el cuartel general avanzado del Comando Central de los Estados Unidos (USCENTCOM) que se mudó de Riad a Qatar, situándose en lo mejor de estas reservas (Fig. 3).

Fig. 3. Perímetro asignado al USCENTCOM. Por otra parte, esta decisión debe tener en cuenta la política interior enturbiada del reino de Arabia Saudita: Los objetivos unidos a la renta petrolera son el objeto de un posible conflicto de sucesión en curso, en la medida en que la familia 61 OSCAR VANEGA ANGARITA




principesca Saud, vio las consecuencias del 11 de septiembre dentro de su territorio por una rebelión, agudizada a partir de 2003, que ya eran perceptibles con la explosión de las Torres Khobar que se remonta a 1996. El cuadro de los dos anteriores siglos permite establecer una prospectiva geopolítica, una vez asimilada la teoría del pico de Hubbert, la cual deja una percepción de una futura depleción, seguida de una escasez ineludible del recurso estratégico. Hasta 2011, los tres principales importadores mundiales de petróleo son los Estados Unidos, China (importador neto desde 1996 y segundo consumidor mundial desde el segundo trimestre de 2003) y Japón (segundo consumidor hasta 2003). Las importaciones chinas, en particular, crecen un 9% por año, y consume ya un 20% de la energía de los países de la OCDE. Para estos países, es vital saber a qué precio y en qué cantidades pueden recibir petróleo. Puede ser también muy interesante poder distribuir algunas cantidades a aliados necesitados. Dos de los principales consumidores de petróleo del mundo efectúan una política de pre-posicionamiento en las zonas petroleras. Desde hace algunos años, los Estados Unidos llevan operaciones militares de manera a ocupar una posición favorable en estas zonas. Estas operaciones sustituyen a la "diplomacia activa" que llevaban antes. Asia Central, así como el Oriente Medio son las principales regiones en cuestión: El Oriente Medio ya que posee las más importantes reservas probadas, y Asia Central ya que se consideraba, hace algunos años, como la región más prometedora. Así pues, Afganistán está ocupado desde 2001. Varios países de Asia Central y el Cáucaso acogen tropas estadounidenses o firmaron acuerdos de cooperación. Pero las esperanzas son decepcionantes, puesto que en 2002, BP anunció que los yacimientos no explotados del Caspio no ocultaban 200 millardos de barriles como se espera, sino 39 millardos de un petróleo de mala calidad. 62 OSCAR VANEGA ANGARITA




En 2003, los Estados Unidos invadieron Irak, que posee las segundas reservas del mundo. Además, les da un derecho de fiscalización sobre todas las áreas circundantes: el Cáucaso (petróleo de Bakú y oleoductos de Asia Central hacia Europa), sobre Irán (vecino de Afganistán) y sobre los otros emiratos del Golfo Pérsico, en primer lugar de los cuales se encuentra Arabia Saudí. En 2007, el fracaso relativo de esta iniciativa, y la reacción negativa que causó en otros Países del Golfo, demuestran que esta política se volvió muy delicada a poner en práctica. En 2003 también, las islas de Santo Tomé y Príncipe firmaron un acuerdo que autorizaba a los Estados Unidos a establecer bases militares en su territorio. Estas islas ofrecen una ventaja estratégica en el Golfo de Guinea, cerca de los yacimientos de Nigeria y Angola, que sumaría cerca de 85 millardos de barriles de reservas, lo que representa satisfacer 3 a 4 años de la demanda mundial. Además, el Golfo de Guinea es cruzado por los petroleros que van del Golfo Pérsico hacia los Estados Unidos. El anuncio de la instauración para 2008 del USAFRICOM a nivel militar, cuya superficie de responsabilidad es el continente africano, responde probablemente a esta preocupación de la parte de los geoestrategas norteamericanos. China, pasó a ser desde 1996 importadora neta, y su consumo aumenta un 15% por año desde 2001. China es el segundo consumidor mundial, y tiene pues intereses vitales en las regiones productoras: así construyó un oleoducto que cruzaba su territorio hasta a las puertas del Asia Central, y ha invertido fuertes sumas en los nuevos yacimientos de Asia Central, Irán y África. Invierte también en América Latina y sobre todo en Venezuela. Los chinos invirtieron también en distintos países de África, zona que hasta entonces estaba en la zona de influencia occidental. Emplean los mismos argumentos de apoyo al desarrollo económico a cambio del acceso a los recursos petrolíferos que les permiten sostener un crecimiento económico de dos dígitos.





En Sudán, China invirtió mucho en la explotación de los campos petrolíferos próximos a Darfur. Participó incluso indirectamente en el conflicto de Darfur proporcionando material militar a las fuerzas gubernamentales, por despecho de un embargo de la ONU, contra las fuerzas rebeldes que reclaman una mejor distribución de los recursos petroleros actuales y de los aún no explotados. Hay que tomar en cuenta que el gobierno norteamericano recibió a uno de los principales jefes rebeldes en julio de 2006. China, finalmente lleva una campaña de intimidación frente a sus vecinos en el Mar de la China Meridional en observación de su soberanía sobre las Islas Spratly; este conflicto territorial disimula lo que está en juego a niveles petroleros, pero sirve también para satisfacer el orgullo nacional. Después de un año de la primavera árabe (con la salida sangrienta del Coronel Gadafi en Libia, el retiro de las tropas norteamericanas de Irak, las amenazas de bombardeo aéreo Israelí a Irán, el supuesto abatimiento de Osama Bin Laden, la guerra civil en Siria, el fallo de la justicia de EEUU responsabilizando a Irán y a los terroristas del Hezbollah de colaborar con Al Qaeda en los atentados del 11-S, el reciente rompimiento de las relaciones entre Turquía y Francia, la crisis económica de la Unión Europea, las sanciones unilaterales de EEUU y la Unión Europea contra más de un centenar de empresas extranjeras vinculadas a la producción de armas, incluida PDVSA, y el dominio Shiíta en los nuevos gobiernos emergentes de Yemen, Turquía, Egipto, Libia e Irak), las fichas del ajedrez petrolero se han movido colocándose en posición de “jaque contra Irán”, para encender el polvorín en el llamado triángulo del petróleo, en el medio oriente. Si contra Gadafi la cosa no fue fácil para las potencias occidentales, contra Irán será 666 veces más complicado, porque se usarán armas de destrucción masiva, misiles de gran alcance, torpedos, nuevos submarinos y posiblemente armas nucleares y la participación de otras potencias bélicas mundiales como China, Rusia y Corea. La Marina de Irán realizó maniobras militares navales en el Golfo Pérsico, operación identificada como “Velayat 90”, con la cual mostraron sus 64 OSCAR VANEGA ANGARITA




dientes a occidente y acelerarán las acciones militares de Israel y Estados Unidos contra Teherán, si Irán intenta colapsar el paso de 17 millones de barriles diarios de petróleo por el estrecho de Ormuz. Estados Unidos no está dispuesto a perder el control de unos recursos que requiere más que nunca y cuyo manejo ha logrado a un gran costo. En la visita de Obama al primer ministro inglés David Cameron en mayo pasado, acordaron el bombardeo a Libia por parte de la OTAN, la repartición del botín petrolero venezolano para EEUU y el libio para Francia, Inglaterra, Alemania e Italia, dejando por fuera a Rusia y China. Luego vinieron las sanciones gringas contra PDVSA que vislumbraban una posible intervención armada norteamericana en el país vecino, la cual se aplazó por la enfermedad de Chávez. Con la salida de Irak del último soldado norteamericano hacia Kuwait, se da fin a una fracasada invasión de casi nueve años que dejó más de doscientos mil iraquíes muertos y le costó a EEUU, en valores actuales, más del doble que su participación en la segunda guerra mundial. Hoy existe el riesgo de la reactivación de la guerra civil entre Suníes y Chiíes, quienes comparten el gobierno plurinacional con los Kurdos; pues esta semana el primer ministro Nuri al Maliki (Shií) ordenó la detención del vicepresidente Tariq al Hachemi (Suní) a quien acusa de terrorista, y amenazó con expulsar de su gobierno a los ministros Suníes. Todo indica que los chiíes (el 60% de la población; otro 20% son suníes y otro 20% son kurdos) quieren romper las reglas de juego impuestas por EEUU y controlar en forma absoluta el Estado. Este sería un triunfo Iraní, quien es el poder a la sombra en este juego de ajedrez, que EEUU no estaría dispuesto a permitir; pues las empresas petroleras de occidente, lideradas por la estadounidense Halliburton, se posesionaron en el manejo del petróleo iraquí, con alguna participación de empresas Rusas y Chinas; pero un gobierno absoluto Chií pondría en riesgo el control petrolero norteamericano. El petróleo seguirá siendo para las potencias el recurso de mayor valor estratégico, necesario para mantener su hegemonía, y vital para sobrevivir en 65 OSCAR VANEGA ANGARITA




tiempos de caos, como en la más probable crisis económica mundial que se avecina. La partida de este juego de ajedrez petrolero está en su punto crucial máximo, donde por un lado están los musulmanes sunitas (quienes tienen el poder concentrado en Arabia Saudita), por el otro los musulmanes chiítas (quienes lo tienen concentrado en Irán), y como espectadores los “buitres” que tienen sed de petróleo. 

La Geopolítica Petrolera de Obama

Desde hace décadas tanto en Inglaterra como en Estados Unidos se agotaron las reservas de carbón, litio, hierro, níquel, aluminio y demás minerales estratégicos e indispensables para sostener su crecimiento industrial y su hegemonía económica en el planeta. A Inglaterra se le agotó el petróleo y gas natural del mar del norte, mientras que a Estados Unidos le queda cada vez menos petróleo, y el 60% de su gas natural proviene de fuentes no convencionales cuya producción es costosa y de menor vida útil. Éstas y las otras potencias industriales, como ya no tienen territorio propio donde explorar, han venido incursionando en los países subdesarrollados en la búsqueda de estos recursos naturales, sin importar el costo ni los medios para lograrlo. Los acontecimientos mundiales de la última década corresponden a jugadas geopolíticas lideradas por las potencias occidentales, quienes ven su futuro comprometido por las cada vez más escasas fuentes energéticas naturales y minerales, no sólo en sus territorios sino también en la mayoría de los países “cándidos” tercermundistas que consideran sus aliados. Las intervenciones en Afganistán (segundas reservas mundiales de litio), Irak, Libia y, posiblemente muy pronto, en Irán y su aliada Siria, corresponden a operaciones militares encubiertas o “black ops”, rotulando a estos países “no cándidos” y débiles militarmente, como terroristas; donde el verdadero interés está oculto en las agendas y alianzas secretas de los gobiernos imperialistas invisibles, que buscan como fin último el control de las grandes reservas naturales energéticas y mineras que están depositadas en estos territorios. 66 OSCAR VANEGA ANGARITA




Según los cables de Wikileaks existen muchos planes de guerra para lograrlo, e incluso se sospecha que el ataque del 11 de septiembre correspondió a una operación encubierta de Estados Unidos, similar a la operación Northwoods (que afortunadamente no fue llevada a cabo), donde se planeaba realizar actos de terrorismo de Estado real en territorio norteamericano que se achacarían a Fidel Castro, con el propósito de generar el apoyo del pueblo estadounidense a una operación militar contra Cuba. No es extraño sospechar que la reciente sanción unilateral de Estados Unidos contra Pdvsa y seis empresas extranjeras más, para completar 16 (incluidas empresas de China, Belarús, Irán, Corea del Norte y Siria, vinculadas a la producción de armas de destrucción masiva o de misiles), en respuesta al controvertido programa nuclear de Irán (conocida como la ley CISADA de 1996), sea otra operación encubierta cuyo fin verdadero sea el control de las reservas petrolíferas de Venezuela, las cuales superan las de Arabia Saudita si se incluyen las de crudo bituminoso de la faja del Orinoco. Esta medida de Obama, tomada después de su visita a Inglaterra, crea un contexto que puede ser contraproducente para él y más favorable para Chávez, quien ya recibió el apoyo mayoritario de la Asamblea Nacional al aprobar un acuerdo de rechazo a las sanciones, y muy posiblemente del pueblo Venezolano, facilitándole su reelección el próximo año. Sin embargo, como la sanción sólo le prohíbe contratar con el Estado Norteamericano, y no afecta las exportaciones de los 1.2 millones de barriles diarios de petróleo que Pdvsa utiliza para cargar las 8 refinerías que posee en Estados Unidos (donde produce los combustibles para surtir más de 15.000 estaciones de su propiedad), ésta puede considerarse una “medida de aceite” a Chávez, para posteriormente tomar de cisiones más estratégicas y acertadas que lleven a su salida del gobierno, permitiéndole la llegada a gobernantes “cándidos” complacientes con sus políticas imperialistas y saqueadoras; como lo están pretendiendo hacer en el norte de África y el Medio





Oriente, aprovechando coyunturalmente las revoluciones dadas gracias al arma informática del internet que Estados Unidos le “regaló” al mundo. 

Posibles Efectos de las Sanciones contra PDVSA

Hoy Venezuela es el quinto mayor proveedor de petróleo a Estados Unidos después de Canadá, Arabia Saudita, México y Nigeria con cerca de un millón de barriles diarios; pero antes de la llegada de Chávez al poder en 1998, era de 1.8 millones. Aunque lo está haciendo gradualmente, Chávez no ha podido cortar de “ipso facto” el suministro por haber heredado 16 refinerías de propiedad de filiales de Pdvsa en territorio Estadounidense (hoy quedan 8), que deben ser cargadas diariamente con crudo para producir los combustibles que surten más de 15.000 estaciones de servicio, también de su propiedad, las cuales no han sido vendidas porque en la comercialización es donde está el desquite en el negocio para Venezuela, pues las refinerías son para crudo liviano que debe ser comprado en la costa del golfo a un mayor precio que el crudo pesado que Pdvsa vende. Chávez puso en venta las refinerías desde 2003, pero el proceso ha sido duro porque George W. Bush prohibió cualquier intento de compra. Las sanciones impuestas contra Pdvsa le prohíben que contrate con el gobierno de los Estados Unidos, impiden su financiamiento a través de la entidad de importación y exportación y le prohíben el uso de licencias para tecnologías controladas. Estas sanciones están dirigidas, supuestamente, a evitar que Irán y Venezuela desarrollen su sector energético nuclear, al cual “solamente” tiene derecho las grandes potencias y sus aliados. La Unión Europea ya impuso sus propias sanciones contra Irán, agregando la semana pasada más de 100 empresas a la ya larga lista negra de compañías afectadas por la congelación de sus activos. Si las relaciones de Venezuela con Irán no se amilanan con las actuales sanciones, el siguiente paso será la expulsión de la petrolera del sistema financiero de USA, luego vendrá la congelación de sus activos en ese país, y finalmente el rompimiento de relaciones diplomáticas y comerciales.





Estas sanciones tienen efectos operacionales y financieros contra Pdvsa, y un impacto político y psicológico a favor o en contra Chávez, dependiendo de la estrategia que éste utilice en política exterior y a nivel interno: uno, el efecto sobre las operaciones de Pdvsa es tenue, pues no involucra a sus filiales que realizan las operaciones de refinación y comercialización en Estados Unidos y la producción de petróleo en la Faja del Orinoco. Sin embargo, esto presionará a Chávez a acelerar la venta de sus activos en USA y a cambiarle el destino de ese millón de barriles hacia la China, favoreciendo proyectos de integración energética con Colombia como la construcción del oleoducto que conectará los llanos venezolanos con el Pacífico colombiano y la navegabilidad del río Meta conectándolo con el Orinoco. Ecopetrol se beneficiará enormemente en sus planes de buscarle salidas al crudo pesado hacia los mercados asiáticos. En este aspecto Estados Unidos saldrá perjudicado por el posible aumento del precio internacional del crudo al tener un menor suministro, a no ser que Colombia pueda suplir este faltante de crudo pesado por más de un lustro, lo cual pongo en duda. Dos, el efecto financiero será moderado ya que ocasionará bajas importantes en la cotización de los bonos emitidos por Pdvsa, obligándolo a ofrecer intereses más altos para lograr colocarlos en el mercado de capitales de los Estados Unidos, lo cual impactará las finanzas de la empresa; sin embargo, Chávez seguirá recurriendo a China como único prestamista disponible en reemplazo de la banca internacional, con quien ya está bastante endeudado. Tres, el mayor impacto será político y psicológico para Chávez, quien puede reaccionar gravemente ofuscado, generando un conflicto que no le convendrá de ningún modo, pues, aunque lo catapultará como el líder antiestadounidense, probablemente no durará más de seis meses en el poder. O puede actuar cautelosamente, sacándole una buena tajada de nacionalismo, soberanía y dignidad nacional que aumentará el fervor de sus seguidores reeligiéndolo nuevamente en el 2012.





Sin lugar a dudas, los líos de Chávez con USA beneficiarán el cumplimiento de los acuerdos suscritos con Colombia y fortalecerán las relaciones comerciales, científicas, tecnológicas y turísticas entre los dos países hermanos. 

Los conflictos futuros ¿Habrá tercera guerra mundial?

Ante la eventual crisis energética generada por la disminución en la producción mundial de petróleo no árabe, existe una alta posibilidad de una tercera guerra mundial que se desarrollaría en el Medio Oriente gracias a la lucha por el control de las mayores reservas petroleras del mundo, que involucraría a 8 países islámicos y a las potencias industriales encabezadas por Estados Unidos e Inglaterra, por un frente, y Rusia y China, por el otro, quienes entrarán a defender sus intereses en la única región que les garantiza suministro de hidrocarburos por los próximos 40 años. Por esta razón Estados Unidos, como se leyó antes, mantiene en el llamado triángulo del petróleo, desde el Mar Caspio, Afganistán, Palestina, hasta Yemen, Arabia Saudita, Israel y Egipto, cruceros gigantes de guerra, sistemas de misiles, aviones de combate y más de medio millón de hombres de su tropa. Como en la segunda guerra mundial, el petróleo se convierte en uno de los recursos de mayor valor, necesario y vital para sobrevivir en tiempo de caos. El despertar del pueblo Árabe del norte de África, que busca el cambio de los poderes autocráticos montados hace décadas por las potencias de occidente, provocó la renuncia de los líderes de Túnez y Egipto, el derrocamiento violento de Gadafi en Libia y posiblemente, muy pronto, ocurrirá lo mismo en Siria. Si los musulmanes radicales chiítas toman el poder en estos países, probablemente se reiniciará la guerra árabe israelí, e Israel posiblemente ataque las estaciones nucleares iraníes, dándose las condiciones para la intervención militar de Estados Unidos y la reacción de la China y Rusia, quienes entrarán a defender sus intereses energéticos. Sin embargo, si lo anterior no se llegare a dar, hay otras razones por las que se puede agudizar el conflicto a tal magnitud de desatarse la guerra y son las siguientes: hace 1.381 años (629 DC) la muerte por 70 OSCAR VANEGA ANGARITA




envenenamiento de Mahoma provocó una división amarga y mortal en el islamismo. Por un lado están los musulmanes SUNITAS, quienes tienen el poder en Arabia Saudita, Egipto, Jordania y en otros países islámicos. Por otro lado están los musulmanes CHIITAS, quienes tienen su poder concentrado en Irán, pero se están expandiendo rápidamente en regiones como el Líbano, Siria e Irak. Tanto los Sunitas como los Chiítas siempre se han odiado entre si y han mantenido una guerra en silencio. Irán, antigua Persia, tenía el poder desde Pakistán y Afganistán hasta Irak, Siria, Egipto e Israel, y ahora tiene el verdadero interés en poseer la bomba nuclear que le otorgue el poder para recuperar mediante la guerra estos territorios. El apoyo que da Irán a sus militantes chiítas en el sur de Irak, donde están 6 de los 8 campos petroleros súper gigantes de este país, es muy fuerte. Irán dona miles de millones de dólares al año a los terroristas del Hezbollah y al presidente de Siria, a cambio de que los terroristas del Hezbollah entrenen a los militantes chiítas y que Siria distribuya dinero y armas a los demás países que conforman esta amplia red, como por ejemplo Yemen, quien comparte frontera con el indiscutible enemigo mortal del Islam chiíta de Irán que es Arabia Saudita. Los iraníes no olvidan que en la década de 1980, Arabia Saudita donó a su aliado sunita Saddam Hussein más de 47 millones de dólares para disparar misiles y armas químicas contra Irán en una guerra de 8 años que dejó como saldo más de 500.000 iraníes muertos. Por esta razón y tenuemente, los rebeldes de Yemen ya han golpeado la frontera con Arabia y han provocado el cierre de 50 escuelas aledañas y el desalojo en 240 pueblos cercanos. El gobierno estadounidense describió a Yemen como el paraíso perfecto para los terroristas y es por eso que cautelosa y sigilosamente está enviando buques, tropas y armamentos a este país. Yemen posee el paso por el mar rojo hacia el canal del Suez, llamado el Puerto de Lágrimas, por donde diariamente circulan cerca de 3,3 millones de barriles de petróleo. Irán ya cuenta con el dominio sobre el Estrecho de Hormuz, en el golfo Pérsico, el cual amenaza bombardear si es atacado por Israel, por donde se transportan diariamente más de 17 millones de 71 OSCAR VANEGA ANGARITA




barriles, el 90 % del petróleo que se produce en el medio oriente. El cierre de cualquiera de estos pasos causaría un alza estrepitosa del petróleo. Los líderes sunitas advierten que el punto de rebose está en su máximo, y aunque no todos los chiítas quieren y piensan en revolución, si los suficientes como para crear un río profundo y ejecutar su venganza secreta. Es una generación que solo piensa en atacar. El abastecimiento de energía ha ubicando al Medio Oriente como el centro de gravedad del mapa geopolítico por tener un alto significado estratégico. Por un lado, en su territorio se encuentran las mayores reservas de petróleo del mundo y, por el otro, conecta la zona petrolera del Mar Caspio con el golfo Pérsico. Esta última variable es clave para los países de la zona Euro-Asiática, que han logrado la salida de su petróleo y gas a los mercados del mundo occidental y oriental a través del oleoducto Turkmenistán-Afganistán-Pakistán y del gasoducto IslamabdSukkar-Pakistán, sin depender de los tubos que pasan por Rusia y países políticamente inestables. Estos pasos a las costas de Pakistán y el mar de Arabia, han significado para las compañías petroleras estadounidense e inglesas, bajar el costo de transporte y reforzar la seguridad al evitar situaciones de boicot como el caso que ha tenido que afrontar Rusia con el oleoducto chechenio. Actualmente, otras infraestructuras pasan por las conflictivas regiones kurda y armenia, y otros por Irán, Estado con quien Estados Unidos no mantiene una relación estable desde la caída del Sha en 1979. La tensión actual entre Irán y Estados Unidos, quien ha promovido embargos profundos a partir de julio de este año, para frenar la carrera armamentista nuclear del primero, ha generado una serie de amenazas mutuas, entre las que se destaca el posible bloqueo del estrecho de Ormuz por parte de Irán. Antes de evaluar las posibilidades del eventual cierre del estrecho de Ormuz y sus consecuencias, revisemos los antecedentes de la situación que se vive en la zona: Estados Unidos “desembarcó” en el Medio Oriente durante la segunda guerra 72 OSCAR VANEGA ANGARITA




mundial expulsando las tropas alemanas del desierto, hecho que les permitió a los aliados ganar el conflicto, pues los nazis se quedaron sin combustible para mover sus tanques, aviones y barcos de guerra. Como premio, las empresas multinacionales gringas recibieron jugosos contratos petroleros en las nuevas repúblicas árabes –antes colonias europeas- y lograron la creación del Estado de Israel en 1947, a partir de una resolución de las Naciones Unidas. Las sucesivas administraciones que ocuparon la Casa Blanca continuaron actuando en forma decidida en todos los asuntos de la región, ya que instalaron gobiernos aliados sin importar su carácter antidemocrático o dictatorial. La decidida intervención de los Estados Unidos en el Medio Oriente alcanzó un alto nivel a partir de 1979, cuando ocurrieron tres hechos fundamentales: la invasión soviética a Afganistán, la caída del Sha de Irán por fuerzas opositoras lideradas por el ayatolá Ruhollah Khomeini y la revuelta que realizaran militantes islámicos en La Meca. En esos instantes Carter dejó claros los intereses norteamericanos en la región con la siguiente Doctrina: “Cualquier tentativa de un poder hostil encaminado a lograr el control sobre el Golfo Pérsico será considerado un ataque sobre los intereses vitales de los Estados Unidos y será repelido por todos los medios necesarios, incluido la acción militar”. La doctrina Carter se vio respaldada con la constitución de la RDF (Fuerza de Despliegue Rápido), que actualmente se denomina Comando Central de USA, por donde el Ministerio de Defensa y el Pentágono conducen todas las operaciones militares en Medio Oriente, teniendo bases áreas en Bahrein, archipiélago Diego García (que arrienda a Gran Bretaña en el Indico), en Omán y en Arabia Saudita. Es razonable que el análisis documentado de todos los acontecimientos que se viene sucediendo desde 1979, tienen un poderoso concurso geopolítico con fuerte olor a petróleo. A partir de 1980, Estados Unidos consideró que debía militarizar la zona, puesto que el fundamentalismo islámico, aprovechando el conflicto árabeisraelí, podría socavar a varios gobiernos pro-occidentales de Oriente Medio y llegar a amenazar los intereses regionales estadounidenses, especialmente en el golfo Pérsico. 73 OSCAR VANEGA ANGARITA




En 1983, Ronald Reagan incluyó un importante codicilo a la Doctrina Carter: “Estados Unidos no permitirá que el régimen saudita fuera derrocado por disidentes internos como ocurrió en Irán”. Cuando las fuerzas iraquíes invadieron Kuwait el 2 de agosto de 1990, la principal preocupación del entonces presidente George Bush se centró en la situación de Arabia Saudita, no tanto en el desarrollo del conflicto en tierras kuwaitíes. Dos días después de iniciada la invasión y ocupación militar de Irak -el 4 de agosto- el entonces presidente Bush envió a Arabia Saudita a su Secretario de Defensa, con el fin de convencer a la familia real a permitir que Estados Unidos construyese bases militares en ese territorio para poder realizar ataques aéreos sobre Irak y desde tierra firme -además de la VI Flota- controlar la zona. El acuerdo se concretó. Estados Unidos pudo así incrementar su presencia militar en Arabia Saudita (que en el lapso 1945-1972 había delegado a Gran Bretaña), fortaleciendo su constante geopolítica en el Medio Oriente, zona definida como zona de quiebre por sus más destacados geopolíticos. Israel, por su parte, desde su creación tiene la misión de “Estado gendarme”. Desde la guerra “tormenta del desierto”, tres hechos han puesto al Medio Oriente como epicentro mundial: primero, desde la implosión de la Unión Soviética en 1991, los Estados Unidos se posesionaron en la región y en el mundo como la única superpotencia global. Segundo, el mar Caspio no tiene delimitadas las áreas de los Estados que lo bordean (Rusia, Azebaiyán, Kazajstán, Turkmenistán e Irán). Tercero, la primavera árabe ha generado incertidumbre sobre la continuidad de Estados Unidos como “sombrilla” de paz en la región, dentro del conflicto Árabe-Israelí; pues la mayoría de los Estados árabes reconocen, y otros se disponen a reconocer, al Estado de Israel; situación que significará que la presencia de Estados Unidos como “pacificador” en la zona, se hará innecesaria. Otro punto álgido de la primavera árabe es el peligro que representa el ascenso al poder de los Shiítas (musulmanes radicales no aliados de Estados Unidos y Europa) en los nuevos gobiernos emergentes de Yemen, Turquía, Egipto, Libia e Irak, que pondrá en riesgo el suministro de petróleo para el mundo occidental.





Concluyendo, hoy existen pocas zonas en el mundo como el Medio Oriente, donde converjan tantos intereses importantes para Estados Unidos; por lo cual, las probabilidades de bloqueo del estrecho de Ormuz son muy altas, ya que Estados Unidos no desistirá del embargo económico hacia Irán para frenar su supuesta carrera armamentista de destrucción masiva, garantizando la seguridad y el bienestar de Israel; e Irán bloqueará el flujo de petróleo del golfo Pérsico, pues no permitirá que el embargo económico afecte el bienestar de su pueblo como ocurrió con el pueblo Iraquí. Y el bloqueo del estrecho de Ormuz llevará a un conflicto de carácter global, que involucrará a las grandes potencias del mundo en una guerra por los recursos energéticos, no solo del Medio Oriente, sino también por los del Mar Caspio; y esta guerra se desarrollará en los estrechos y mares por donde fluye el comercio mundial. Los estrategas europeos, rusos, chinos y japoneses afirman, como los estadounidenses, que “quien controle el Medio Oriente controla la línea de vida del petróleo que necesita el mundo industrializado”. Y agregan que “quien domine el mar domina el comercio mundial, y quien domine el comercio mundial domina el mundo”. Definitivamente el embargo económico, que busca ahogar a Irán, se dará a partir del primero de julio y, consecuentemente, el bloqueo del estrecho de Ormuz será una realidad, con lo cual se desatará una guerra; y será una guerra por recursos que se desarrollará en varios escenarios: militar, moral, económico, comercial, fiscal, tecnológico, de patentes, religioso, etc. En el escenario militar la guerra la ganará EE.UU. y sus aliados de occidente, quienes tienen soldados desplegados en más de 100 países. En la última década, a raíz de las guerras en Afganistán e Iraq, Estados Unidos incrementó su presupuesto militar y de seguridad nacional a más de un billón de dólares anuales. Presupuesto que supera la suma de los presupuestos de defensa de todas las otras naciones del mundo. Supera 10 veces los presupuestos individuales que China y Rusia destinan para su defensa. Es el mayor fabricante y comercializador 75 OSCAR VANEGA ANGARITA




de armas, pues sus ventas anuales superan a las de todas las otras naciones juntas. Estados Unidos acaba de reforzar el sistema de defensa de sus aliados sauditas suministrando una colección de nuevos F-15, Black Hawks, Apaches, bombas revienta-búnkeres, misiles Patriot-2 y barcos de guerra. Igualmente ha entregado a los Emiratos Árabes Unidos miles de bombas revienta-búnkeres y a Omán misiles Stinger, y ha reposicionado los soldados estadounidenses de Iraq en Kuwait. La guerra moral ya la tiene perdida Estados Unidos, pues arremete contra Irán, como lo hizo contra Iraq hace dos décadas, por presuntamente intentar fabricar una bomba nuclear, mientras mantiene una reserva de 8.500 ojivas nucleares. Denuncia a los tiranos, como Saddam Hussein, Gadafi y Bashar al-Assad (presidente de Siria), por el asesinato de civiles, y sin embargo sus operaciones militares en Afganistán, Iraq y otros lugares, ha generado la muerte de decenas de miles de personas inocentes. Lleva a cabo asesinatos con aviones no tripulados y comandos –fuerzas especiales- en el país que le viene en gana, desafiando las prohibiciones internacionales, y encarcela a perpetuidad y sin juicio a los “enemigos” sospechosos. Insta al presidente de Siria a detener la violencia contra los manifestantes opositores argumentando que las dinastías del mundo árabe han llegado a su fin, pero mantiene en el poder al club de monarcas acaudalados que conforman el Consejo de Cooperación del Golfo Pérsico –CCG- (Arabia Saudí, Qatar, Omán, Kuwait, Bahréin y los Emiratos Árabes Unidos), el patio trasero de los gringos que será primordial como base de operaciones para atacar a Irán (la Quinta Flota de EE.UU. está estacionada en Bahréin y la base de operaciones avanzada del Comando Central –CENTCOM- está en Qatar) Al lado de Irán está Rusia, país que ha advertido sobre el peligro que representa para su soberanía nacional un ataque estadounidense o israelí a Irán, y considera intolerable el cambio de régimen que solicita EE.UU. en Irán. Otros aliados de Irán son China (con quien Irán y Siria tienen una relación estratégica), Pakistán (país que está cansado de Washington), y numerosos países vinculados al Movimiento de Países No Alineados de 120 miembros (NAM). 76 OSCAR VANEGA ANGARITA




Quienes creen que Barack Obama no hará la guerra por ser el presidente de la paz, están profundamente equivocados, pues recuerden que al aceptar el Premio Nobel hace dos años (tan sólo 9 días después de que anunciara que iba a enviar 30.000 soldados más a Afganistán), afirmó que la guerra es una parte permanente de la condición humana. Más exactamente declaró que "la guerra, de una forma u otra, surgió con el primer hombre" y que "no vamos a erradicar los conflictos violentos en nuestras vidas".

1.9.

EN BÚSQUEDA DEL ORO NEGRO EN COLOMBIA

Desde el segundo periodo del gobierno anterior se viene hablando de cifras “descomunales” provenientes del exterior para inversión en el sector petrolero, dando a entender que esta “locomotora” anda sobrada de combustible. Vamos a medírselo: un informe de la Conferencia de la ONU para el comercio y el desarrollo (Unctad) dio a conocer que en Suramérica la inversión extranjera directa (IED) llegó a 106.000 millones de dólares durante el 2011. La mayoría de estas inversiones fueron realizadas por multinacionales asiáticas, principalmente de China e India, dedicadas a la extracción de petróleo y gas. Brasil recibió 68.000 millones de dólares, de los cuales 18.000 millones fueron para la extracción de petróleo, donde sólo la petrolera hispano-argentina Repsol-YPF invirtió 12.000 millones. Petrobrás por su parte invirtió 79.000 millones de dólares el año anterior y para el 2012 acaba de ajustar el presupuesto de inversión en 98.000 millones; y de aquí al 2015 sus inversiones sumarán 224.700 millones de dólares, donde el 95 por ciento serán aplicados a las actividades desarrolladas en Brasil y el 5% en las actividades en el extranjero, de los cuales hay una inversión prevista en Colombia de tan solo 420 millones de dólares durante el cuatrienio. PDVSA, la Estatal Venezolana, invirtió 13.307 millones de dólares en 2010 y anunció un plan extraordinario de inversiones por 142.300 millones de dólares entre 2011 y 2015. Comparativamente Colombia es actualmente el tercer país sudamericano en producción de petróleo, con 900.000 barriles diarios, pero aún está lejos de los dos países que nos superan, Brasil y Venezuela, quienes producen 2.3 y 2.4 millones de 77 OSCAR VANEGA ANGARITA




barriles diarios, respectivamente. Análogamente, en inversiones nuestro país está aún más lejos; pues aunque Ecopetrol invirtió cerca de 8.000 millones de dólares el año anterior, según el balance publicado por el Banco de la República, la IED en el sector petrolero alcanzó 5.000 millones de dólares; donde Pacific Rubiales Energy Corp -una empresa pequeña comparada con otras multinacionales petroleras- aportó cerca de 1.500 millones de dólares (cifra equivalente al 35% de los giros o remesas de colombianos en el exterior en el último año); y entre Petrominerales, Occidental y Chevron aportaron otros 2.000 millones. Según el gobierno en Colombia existen 140 compañías registradas en el sector de hidrocarburos, o sea que los otros 1.500 millones de dólares fueron invertidos entre 135 empresas, para un promedio de11.1 millones de dólares por firma. Quedando claro que a nuestra industria petrolera han arribado pequeñas empresas que están extrayendo hidrocarburos en los mismos sitios que las grandes compañías abandonaron en el pasado, por considerar que no eran rentables por las bajas reservas y los bajos precios; pues estas inversiones se destinaron en su mayoría al desarrollo e infraestructura de pequeños campos marginales ya descubiertos, y casi nada para la exploración. Se concluye que el 88% de la inversión petrolera en Colombia durante el 2011 fue hecha por solo 5 empresas, donde Ecopetrol fue el responsable del 60%; y únicamente el 38% de estas inversiones provino del exterior. Igualmente, solo el 5% de estas inversiones se destinó a la búsqueda de nuevas reservas. Entonces debemos preguntarnos: ¿dónde está el supuesto boom de inversión extranjera en el sector petrolero?, o ¿será que lo están midiendo con la producción incremental de campos maduros y la producción de crudo pesado de campos descubiertos hace décadas? Según las estadísticas, para realizar una exploración seria, en tierra firme, que incluya fotogeología, geología de superficie, paleontología, geoquímica, sísmica y la perforación de por lo menos tres pozos A3 (compromiso mínimo durante el periodo exploratorio según la Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH), se requieren alrededor de 200 millones de dólares. Pero si la exploración se hace en mar abierto, 78 OSCAR VANEGA ANGARITA




la inversión necesaria supera los 600 millones de dólares. Esto nos da una idea sobre el capital que debe tener disponible una empresa que le apueste a la aventura de buscar nuevas reservas petroleras. Para el 2012 Ecopetrol proyectó invertir 8.800 millones de dólares y hasta el 2016 un total de 36.000 millones, destinando supuestamente 9.500 millones para exploración durante este periodo; sin embargo, recordemos que el año 2011 presupuestó invertir 2.000 millones de dólares para esta actividad, pero se colgó, al invertir finalmente sólo 850 millones. En el año 2012 aún no se conoce la cifra exacta que destinó para la búsqueda de nuevas reservas. Pacific Rubiales (la segunda en inversión en el país) ha proyectado 1.200 millones de dólares anuales hasta el 2014, destinados principalmente al desarrollo de instalaciones para la producción, perforación de pozos de desarrollo y sistemas de transporte por tubería. Petrominerales, la cuarta productora de crudo en Colombia y una de las mayores inversionistas privadas que tiene el país, previó invertir en los últimos 12 meses 600 millones de dólares en la perforación de 36 pozos exploratorios, pero aún no se conoce el balance. Es obvio que cada pozo saldrá a 15 millones de dólares, lo que indica que serán perforados en áreas poco profundas y de bajo riesgo exploratorio. La ANH hace unos meses reconoció que los hallazgos no han incrementado en forma sustancial las reservas petroleras del país, porque los descubrimientos son relativamente modestos, por lo cual es necesario tener éxito en muchos pozos. Esto significa, repito, que en Colombia el sector petrolero está compuesto mayoritariamente por microempresas sin ningún respaldo económico, pues el 95% de las 73 compañías que han llegado al país desde que se volvió al contrato de concesión en 2004, no pertenecen al Top 100 de las grandes compañías petroleras mundiales; lo que explica la poca inversión en exploración propiamente dicha (pozos A3) y el bajo balance que tiene el país en el descubrimiento de nuevas reservas probadas: sin tener en cuenta los descubrimientos de Ecopetrol (50 millones de 79 OSCAR VANEGA ANGARITA




barriles en los últimos 7 años), las empresas que han firmado contratos con la ANH, en ocho años han descubierto únicamente 80 millones de barriles, reservas que escasamente alcanzan para 90 días a la tasa de producción actual. Como podemos ver, la actividad exploratoria para la reposición de las reservas que se están extrayendo aceleradamente –dañando de paso los yacimientos- depende en gran medida de Ecopetrol; empresa que el Estado debería fortalecer, en lugar de seguir privatizándola, creándole un fondo de exploración petrolera a partir de un porcentaje de sus utilidades, aprovechando el buen precio de petróleo; e incrementando la liquidación de regalías al 20 por ciento a través de la ley que se está discutiendo en el Congreso para reglamentar el nuevo Sistema General de Regalías; pues no se ven los frutos, en grandes inversiones exploratorias foráneas, del haber bajado el state take del 78 al 40 por ciento. Igualmente, la participación por precios altos, de los actuales contratos, que recauda la ANH, debería destinarse para madurar cuencas de uso exclusivo para la actividad exploratoria de Ecopetrol. Si no se recurre a estas u otras estrategias similares, la tan promocionada bonanza petrolera será efímera. El Ministro de Minas y Energía, en el Foro de Inversión Brasil-Colombia del pasado 4 de agosto en Bogotá, afirmó que serán suscritos 205 nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos de aquí al 2014 (49 bloques se adjudicaron en la ronda 2012). Se espera que la ANH exija y compruebe que los solicitantes no sólo tengan el derecho concesionario sobre los bloques que piden, sino que cuenten con la capacidad técnica y financiera suficiente para realizar una verdadera exploración, porque de no ser así, posiblemente a la locomotora petrolera se le acabará el combustible antes de convertirse en una bonanza cierta. El futuro del Grupo Empresarial Ecopetrol S.A hay que analizarlo bajo el parámetro más importante e incierto, sobre el cual se valoriza verdaderamente una empresa petrolera: sus reservas probadas de hidrocarburos (petróleo y gas). De los 2.000 millones de barriles equivalentes (BE), que reportan en los estados financieros a diciembre 31 de 2011, 1400 millones de barriles son de petróleo 80 OSCAR VANEGA ANGARITA




líquido; reservas para 5 años a la tasa de producción actual, pues ya ha producido 165 millones de barriles en lo corrido del año. Las reservas probadas de petróleo que el País tenía hace 11 años (2300 millones de barriles) fueron producidas durante este mismo periodo, a un promedio de 600 mil barriles diarios. Por lo cual, estos 1400 millones de barriles son reservas agregadas en los últimos años; pero de ellas, 860 millones corresponden al desarrollo de campos de petróleo pesado; 340 millones a la reevaluación de reservas por la implementación de nuevas tecnologías en los campos maduros (perforación de pozos intermedios para disminuir el área de drenaje y el aporte de proyectos de recobro mejorado), buscando incrementar el factor de recobro promedio (porcentaje extraído de los yacimientos) del 20% al 30%; otros 160 millones corresponden a campos comprados y a los aportes por extensión del tamaño de otros campos maduros existentes; y 50 millones corresponden realmente a descubrimientos por exploración en nuevas áreas, tanto de sus bloques en Colombia como en el exterior. O sea que reservas nuevas, verdaderamente nuevas, prácticamente no existen debido a la baja inversión en exploración, pues a esta actividad Ecopetrol le destina muy escasos recursos; por ejemplo, el año anterior solamente le destinó el 10% de lo invertido. Es decir, se invirtieron en exploración US$900 millones de los US$8.300 millones invertidos por la empresa en su totalidad. Sin embargo, se había presupuestado invertir US$2.000 millones en exploración (el 24% del presupuesto – que sigue siendo bajo); lo cual indica una eficiencia en la gestión exploratoria planeada de sólo el 47% y explica los pobres resultados en adición de reservas por nuevos descubrimientos. Dice el adagio popular: “el que no busca no encuentra”. De otro lado, los descubrimientos por campo de Ecopetrol y sus asociados en los últimos 10 años, poseen reservas originales (OOIP) menores a 5 millones de barriles, indicando que no se aporta mucho a la reposición de las reservas que se están gastando con la actual producción (950.000 barriles por día), ya que el factor de recobro promedio en Colombia es del 20%; lo que significa que cada descubrimiento realmente le suma al País menos de un millón de barriles, qué es lo que se está produciendo por día. Aunque últimamente oímos de un descubrimiento 81 OSCAR VANEGA ANGARITA




mensual, en promedio, para no dejar caer las reservas debería descubrirse un campo diario, de este tamaño. Con estos resultados Ecopetrol y la ANH afirman que en Colombia actualmente existe una probabilidad de éxito en la exploración petrolera del 66%. Pero según las estadísticas de Ecopetrol S.A, en Colombia existen 304 campos, de los cuales 8 fueron descubiertos con reservas originales de petróleo (OOIP) superiores a 1.000 millones de barriles (2,6%), 11 entre 500 y 1.000 millones (3,6%), 35 entre 100 y 500 millones (11,5%), y 250 campos con menos de 100 millones de barriles de petróleo (82,3%). O sea que para descubrir un yacimiento con reservas superiores a 500 millones de barriles originales (cosa que sirva) existe solamente un 2,23% de probabilidad (0.36 x (2,6% + 3,6%)). El 90% de la producción actual de País de 900 mil barriles por día -BPD- proviene de campos que fueron descubiertos hace más de 20 años, y el aumento en la producción en los últimos cinco años, obedece a la producción incremental de estos campos y al desarrollo de campos marginales y campos de crudo pesado, que no hubiera sido posible si el precio del petróleo no estuviera sobre los 50 dólares el barril. 415 mil barriles, de la producción diaria, corresponden a crudo pesado producido en los campos de Castilla-Chichimene (meta: 170 mil BPD y están en 160 mil BPD), y Rubiales-Quifa (meta: 265 mil BPD y están en 255 mil BPD). La producción incremental de campos maduros como La Cira-Infantas, Casabe, Lisama, Nutria, Llanito, entre otros, está llegando a su tope; los demás campos importantes como Cusiana, Cupiagua y Caño Limón, otrora responsables del 75% de la producción del País, están desde hace más de 10 años en declinación; lo que indica que la producción del País y obviamente la de Ecopetrol llegará al final de este año a su punto máximo (cerca al millón de barriles diarios), para luego empezar a disminuir aceleradamente, pronosticando que a 2015 escasamente produciremos para cubrir la demanda interna, a no ser que de aquí a allá ocurra un gran descubrimiento tipo Cusiana o Caño Limón.





2. PROSPECTIVIDAD PETROLERA 2.1.

PROSPECTIVIDAD EN COLOMBIA

En esta sección se resumen las conclusiones a las que llegaron los expertos nacionales de la industria del petróleo y el gas natural, que acudieron el pasado primero de noviembre al taller que se llevó a cabo en Bucaramanga, convocado por el grupo de investigación “Instituciones Políticas y Opinión Pública” del Instituto de Estudios Políticos de la UNAB, para tratar los proyectos Colombo Venezolanos de Hidrocarburos y evaluar la confiabilidad para Colombia en estos dos energéticos. 

¿Cuál es el panorama gasífero Colombiano?

Reservas: el País cuenta con 5 Terapies cúbicos (TPC) de reservas probadas (42% en Cusiana-Cupiagua, 41% en Chuchupa-Ballenas, 10% en La Creciente, 4% en Gibraltar y 3% en otros campos menores), y otros 3 TPC de reservas probables en los mismos campos, las cuales se pueden desarrollar mediante proyectos de compresión e implementación de nuevas tecnologías como la sísmica 3D, perforación horizontal y recobro mejorado. Nuevos descubrimientos no hay a la vista y, al igual que lo que acontece con el petróleo crudo, la probabilidad de un descubrimiento gigante es muy baja, debido al alto riesgo geológico y la baja inversión en este tipo de proyectos a pesar de los incentivos que se ofrecen a través del Decreto 2100 de 2011.

Pronósticos de demanda: el autoabastecimiento futuro del País depende de la demanda, la cual es incierta, pues está condicionada a los fenómenos del niño. Si hay fenómenos del niño prolongados o seguidos, tendremos que importar gas. Sin fenómenos del niño, el aumento significativo en la demanda de gas natural estará en la industria petroquímica, a partir de 2013, liderada por la ampliación de la refinería de Cartagena; sin embargo, el Decreto 880 de 2007 restringe la 83 OSCAR VANEGA ANGARITA




demanda de gas natural para el sector industrial en caso de escasez. Los expertos concluyeron que el aumento del parque automotor a Gas Natural Vehicular (GNV) no se refleja en un aumento importante en el consumo de este combustible, pues el transporte masivo (excepto Medellín) y de carga, está direccionado a Diesel hasta el 2018 y aún no hay tecnología para realizar la conversión de los motores Diesel a Gas Natural. Igualmente, aunque la fase III de Transmilenio está proyectada a GNV, aún no hay oferta de vehículos por parte de las ensambladoras, y el Diesel seguirá siendo la mejor opción a raíz de la buena calidad del importado y del mejoramiento del que se está produciendo en la refinería de Barrancabermeja.

Factor reservas/producción: Las reservas existentes se agotarán totalmente en 15 años de acuerdo a la tasa de producción actual y a la declinación natural de los yacimientos; sin embargo, si hay fenómenos del niño, como se prevé para el 2012 y 2013, tendremos que importar gas por unos meses, sobre todo en el 2013, cuando las represas estén bajas, ya que se requerirán cantidades significativas de gas para autogeneración y cogeneración de energía eléctrica. Si no hay fenómenos del niño, el interior del País necesitará gas importado desde 2016 y la Costa Atlántica desde 2019. Por otro lado, gracias al desarrollo del campo Gibraltar, Bucaramanga y su área metropolitana será la única región del País que tiene garantizado el suministro de gas natural hasta el 2024, haya o no fenómenos del niño. La proyección de la producción por campo y empresa operadora ha sido declarada por el MME mediante la Resolución 122_01 del 14 de octubre de 2011.

Nuevos Proyectos: no hubo discusión sobre los contratos convencionales actuales para exploración y producción (E&P), por la ausencia de voceros o representantes de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía (MME). Se desconocen los avances y resultados de la exploración en el bloque Tayrona, pero se presume que no han sido exitosos. Sobre el Gas Natural No Convencional existe mucho escepticismo en los expertos, a raíz de la pobre experiencia que se ha tenido con 84 OSCAR VANEGA ANGARITA




la E&P del Gas Metano Asociado a los Mantos de Carbón (con un potencial de 17.8 TPC in situ); pues los Contratos Río Ranchería y La Loma, firmados con la empresa Drummond en los años 2000 y 2004 respectivamente, no han arrojado los resultados esperados, debido a la prioridad que ha tenido la explotación minera del carbón, a pesar de existir reglamentación técnica desde el Documento Conpes 3517 de 2008 y de haberse promovido su extracción y comercialización desde el MME y la ANH. Son aún más remotas las esperanzas en el Shale Gas (31.7 TPC) y el Tight Gas Sand (1.2 TPC), pues aunque se acaban de crear incentivos a través del Decreto 2100, y la ANH firmó en 2009 cuatro contratos para estudios técnicos en áreas de Boyacá y Cundinamarca con la empresa Nexen, aún no hay reglamentación para contratar la E&P y convertir dicho potencial de recursos en reservas. Sobre los Hidratos de Metano (434.2 TPC) no hay esperanzas, pues la tecnología para explotarlos aún no se ha desarrollado. 

¿Habrá importación de gas natural?

Desde Venezuela: los expertos concluyeron que aunque ya existe conectividad con la zona nororiental de Venezuela (Proyecto Mariscal Sucre en la costa de la plataforma continental caribeña, Estado Sucre, donde se encuentran grandes yacimientos de gas natural libre), a través del Gasoducto Transguajiro (Ballenas – Maracaibo) que se empalma con el Gasoducto del Litoral (Maracaibo - Punto Fijo – Caracas – Puerto La Cruz), estas reservas no están disponibles porque aún no se han desarrollado; y cuando se desarrollen, serán destinadas para su consumo interno en la generación de energía eléctrica, pues se están quemando 200 mil barriles diarios de combustible líquido con este fin, que en tres años deben ser sustituidos por gas natural. El 90% del gas natural producido en Venezuela es asociado a yacimientos de petróleo, pero el 70% es reinyectado prioritariamente como energía para la producción de petróleo, por ser éste más rentable que el gas.





De la producción gasífera Venezolana de 6.900 millones de pies cúbicos por día (mmpcd), unos 250 mmpcd se destinan al sector siderúrgico y aluminio, otros 567 mmpcd a la generación termoeléctrica; cerca de 390 mmpcd para las plantas petroquímicas, y unos 408 mmpcd al mercado interno residencial. Los 5.300 mmpcd restantes se están empleando en la reinyección de pozos petroleros y refinación. Venezuela tiene actualmente un déficit de 1.500 mmpcd, por lo cual también está desarrollando el Proyecto Rafael Urdaneta en el Estado Falcón, con lo cual estima cubrir el déficit de la zona occidental del País, sobre todo los requerimientos de gas para la nueva refinería de Punto Fijo, una de las más grandes del mundo. Colombia actualmente exporta al Estado Zulia 200 mmpcd, cuyo contrato termina este año y existe el compromiso firmado de Venezuela de revertir el flujo a partir del próximo año, con la venta de 150 mmpcd por cuatro años; pero debido a la reciente suspensión del proyecto de Gas Natural Licuado (GNL), por la baja en el precio internacional del GNL, que paraliza el desarrollo de los campos de gas de la plataforma Deltaica del Orinoco, y el retraso en las obras del Proyecto Mariscal Sucre (se estima que estará para el 2016), Venezuela ha solicitado a Colombia extender la venta de gas al Estado Zulia por 2 o 3 años más. Sin embargo, existe la remota posibilidad de que Colombia no extienda el contrato y exija el cumplimiento de venta a nuestro País de los 150 mmpcd comprometidos so pena del pago de las penalizaciones.

Gas Natural Licuado: desde el año 2010 Estados Unidos ha venido exportado excedentes de GNL a mercados europeos y asiáticos debido a incrementos de la producción interna de gas natural por la incorporación del Shale Gas (Gas de Lutitas) en su matriz energética. El precio del Gas Natural Licuado vendido en Europa es aproximadamente 6 o 7 dólares por millón de BTU, superior al vendido en Norte América y las empresas energéticas de Estados Unidos han sabido aprovechar esta oportunidad de negocio. Este exceso en la oferta mundial de GNL ha hecho bajar su precio. En Mayo de este año la empresa Colombo-Canadiense Pacific Rubiales y la empresa Belga Exmar, han anunciado la construcción de una planta de GNL de pequeña escala que operará al norte de Colombia para exportar 86 OSCAR VANEGA ANGARITA




el gas de La Creciente y surtir los mercados de Centro América y el Caribe a través de barcazas regasificadoras. En su comunicado anuncian que estiman el inicio de operaciones para el año 2013. Sin embargo, llegado el caso de que Colombia tenga que importar GNL, tendrá prioridad el mercado nacional y ese gas no podrá destinarse a la exportación. En todo caso, si llegase a presentar déficit interno, y no existiese la posibilidad de importar desde Venezuela, nuestro proveedor inmediato desde el punto de vista geográfico es Trinidad y Tobago, quien desde el año 1999 produce GNL destinado principalmente, mediante contratos de suministro de largo plazo, a la costa Este y Sur de Estados Unidos, y coloca excedentes en el mercado spot asiático y europeo. Por otra parte Perú inauguró su planta de GNL en Junio de 2010 y sus principales clientes en el primer año contractual son los productores eléctricos de la Costa Oeste y Sur de Estados Unidos, Corea del Sur, España, China, México y Bélgica. Actualmente nuestro País no tiene la infraestructura para importar GNL, pues no hay plantas de regasificación, y su construcción requiere de inversiones superiores a 2.000 millones de dólares. Si existe la necesidad de importar GNL, será para la generación eléctrica, y la planta deberá ser construida en la Costa Atlántica, importándolo desde Trinidad y Tobago; pues una planta en el pacífico para importarlo desde Perú, como lo sugiere la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), no será rentable para las Térmicas de la Costa Norte por el costo de transporte, pues requerirá de la construcción de un nuevo gasoducto para interconectar la planta de regasificación con la red nacional, la cual debería ampliar su capacidad en el tramo Mariquita – Cali o Mariquita - Cartago (si el GNL entra por Quibdó). Los expertos además piensan que el transporte del GNL desde el Perú pasándolo por el canal de Panamá, hará inviable económicamente su importación. La única opción que tiene el montaje de una planta de regasificación en el pacífico y su importación desde Perú, aunque es poco probable, es que se requiera para la generación eléctrica si entran en funcionamiento Termo Valle, Termo Emcali, Termo Dorada y Termo Centro, las cuales requerirían 240 mmpcd.





El escollo más grande que tiene la importación de GNL es la confiabilidad para el inversionista privado, pues deberá dársele prioridad y sostenibilidad a la oferta de GNL, ya que una inversión tan alta no puede quedar enterada para usarse durante los fenómenos del niño cada 4 o 5 años por dos o tres meses al año, a no ser que se cree un impuesto a toda la demanda para pagar la disponibilidad de las unidades de regasificación. Otros escollos que existe para la importación de GNL es la competencia, por precio, con el carbón mineral como energético para la generación termoeléctrica y con los combustible líquidos en el sector industrial (aunque se estima que el GNL seguirá bajando de precio aún con precios altos del petróleo crudo), y la inexistencia de un marco normativo y regulatorio para su importación y comercialización; sin embargo, este último obstáculo es superable, pues se podría aplicar la normatividad existente para el gas natural. 

¿Hay capacidad de transporte para el gas natural?

Gasoducto Transguajiro: este gasoducto tiene una capacidad de 450 mmpcd, por lo cual no presentará ningún problema de transporte si se requiere la importación desde Venezuela y si existiere la disponibilidad. Lo que no es factible es su extensión a Centroamérica; pues la inversión no será rentable por el bajo consumo de la región, que es de solo 100 mmpcd. Igualmente, la interconexión eléctrica que está proyectada le quitará mercado al gas natural.

Ballenas – Barrancabermeja: su capacidad es de 260 mmpcd, la cual es suficiente sin o con fenómenos del niño, pues actualmente está subutilizado en un 50%. El posible cuello de botella está entre Barrancabermeja y Sebastopol, pero es poco probable que se requiere ampliar su capacidad. Cusiana – Interior: actualmente tiene una capacidad de 270 mmpcd y se está ampliando a 340 mmpcd, la cual será suficiente, incluso si hay necesidad de abastecer a la Costa Atlántica.





Otros gasoductos: si se importa GNL por el pacífico (poco probable), será necesario ampliar el Gasoducto Mariquita – Calí o Mariquita – Cartago; y posiblemente Mariquita – Vasconia si se llegare a requerir gas para Bogotá, lo cual es muy remoto, ya que la oferta desde Cusiana será suficiente, pues incluso Ecopetrol ha proyectado un nuevo gasoducto desde dicho yacimiento para surtir a Termo Suria y Termo Ocoa en el Meta. En términos generales, la capacidad de transporte del País es suficiente para todos los escenarios futuros que se contemplaron. 

¿Cuál es el futuro del petróleo en Colombia?

Reservas, exploración: Colombia tiene unos 2000 millones de barriles (Mb) de reservas de petróleo. Éstas han aumentado más bien por recuperación secundaria de campos descubiertos hace muchos años (campos no comerciales antes del alza de precios en 2003, como Rubiales, y campos maduros) y muy poco por nuevos descubrimientos: el último campo importante, Guandó (50 Mb) fue encontrado por Petrobras en 1999; desde entonces sólo se han encontrado reservas menores. En los últimos dos años se han perforado más de 100 pozos anuales, un número ya significativo, pero no suficiente. La exploración directa – que antes era bajísima con 8-10 pozos anuales - subió a unos 30 pozos. Como la mayoría de los campos en Colombia (salvo Arauca, Casanare) son pequeños, hay que perforar muchos pozos exploratorios. La tasa de éxito (58% en 2010, según la ANH) debería referirse a un período histórico más largo (lo que la bajaría bastante).

Estrategias de Ecopetrol: Ecopetrol necesita un gran hallazgo. Su grupo de exploración no ha descubierto campo importante en 20 años. Ecopetrol (como las multinacionales) combina exploración y compra de reservas en su portafolio de inversiones, buscando petróleo en Colombia y en el extranjero (recientemente encontró en el Golfo de México); afuera siempre va asociada. Como Colombia ya 89 OSCAR VANEGA ANGARITA




tiene muy poco crudo liviano, la modernización en Ecopetrol está enfocada en el tratamiento de crudos pesados: los proyectos en ambas refinerías están centrados en eso (en Barrancabermeja en el manejo del coque). Además, hay un alto enfoque en el recobro mejorado de campos antiguos: un 5% adicional (sobre el factor de recobro histórico inferior al 20%) significa potenciar la producción. En reservas se han visto estrategias de compras y alianzas; pero Ecopetrol aún no ha potenciado esta parte a nivel deseable. - El recobro mejorado es una estrategia válida, pero (por sí sola) no es sostenible en el tiempo: ha de ser complementaria a la búsqueda de reservas en áreas de alto riesgo geológico (pero con mayor probabilidad de gran hallazgo). Ecopetrol (que no ha dejado de ser una compañía de Estado) debería explorar más en Colombia. Si bien no hay seguridad de lograr resultado por poner más dinero, a medida que se hagan más intentos y mayores inversiones, hay más probabilidad de descubrir reservas.

Lógica extractiva: La política petrolera colombiana tiene una lógica extractiva, la cual consiste en extraer para exportar (sacar para vender) y mantener unos ingresos por el recurso. La meta semioficial es llegar al millón y medio de barriles por día (b/d) para 2015, tras alcanzar 950 mil b/d en 2011. ¿Cómo sostener esta política, siendo el petróleo un recurso agotable? Con sólo un millón b/d de producción, se gastarían 3650 Mb de reservas hasta 2020: o sea, faltarían 1650 Mb sobre las 2000 Mb actuales. Por tanto, habría que descubrir 2600 Mb más en 10 años para mantener por lo menos 1000 Mb de reservas. ¿Es eso factible? Las reservas de 2000 Mb alcanzarían para 6 años y medio, tomando una producción de 820.000 b/d (por la duda de que las cifras en torno a los 950.000 b/d incluyan gas). Un cálculo súper-optimista con 5000 Mb de reservas (suponiendo que se cuenta con el doble y se descubren 1000 Mb más en 5 años) daría 17 años. La meta de 1.5 millones b/d rebajaría la relación reservas-producción casi a la mitad (9 años): el interés del gobierno está más en la producción.

Pico de petróleo: El mundo consume 88 M b/d y tenemos un billón de barriles de reservas: eso daría para 32 años. El pico ya se alcanzó, pero la misma base 90 OSCAR VANEGA ANGARITA




puede ser consumida en más tiempo. La curva va cayendo obligatoriamente, pero puede ser más suave: (a) si el recobro mundial aumenta (agregando reservas); (b) si la eficiencia mejora (ahorrando petróleo); (c) si se encuentran fuentes alternas (que lo reemplazan). Todo esto podría dar 100 años más. ¿Cuánto petróleo existe todavía para recoger en Colombia? ¿13.000 Mb? En realidad, no sabemos hasta cuándo tendremos petróleo, ni hasta cuándo la gente lo demandará. Los jóvenes se preocupan mucho más por otras fuentes de energía, más amigables al ambiente, renovables. Para los colombianos resulta muy difícil pensar a largo plazo. ¿Seguimos pensando que vamos a depender del petróleo siempre? ¿O llega el momento de despertarse y mirar esas otras fuentes? Mientras el mundo tiene 32 años, Colombia tiene 6 años. Si Colombia volviera a convertirse en importador neto, podría comprar petróleo a Venezuela o en el mercado global: la cuestión sería el precio a pagar (en medio de relativa escasez mundial).

Política energética integral : Colombia debería repensar el rol del petróleo en su canasta energética y en su economía en general. Tiene alto potencial en hidroelectricidad (de 93 gigas se han explotado 10) y gas de lutitas (hay 7 teras y expectativas de 24 más). Tiene también importantes reservas de carbón y arenas bituminosas. Colombia necesita una política energética integral que combine el petrolero con otros sectores (transporte público eléctrico, petroquímica, energía hidráulica, solar). Ecopetrol debe transformarse en una empresa energética con portafolio amplio, donde las reservas agotables de crudo fueran sustituidas por fuentes

alternas. Las regalías en su esencia hacen alusión al pago por el

agotamiento. En el contexto actual, este pago es la inversión en investigacióninnovación que permita reemplazar una unidad energética de recurso agotable por otra de recurso renovable. Es positivo que la ley presentada por el gobierno destina el 10% de las regalías a investigación-desarrollo. Ecopetrol aplica varias estrategias de inversión en desarrollo tecnológico que es clave para avanzar en exploración-producción (E&P). Una consiste en los esfuerzos del Instituto Colombiano del Petróleo (para crear tecnologías nuevas); otra es incorporar





tecnología ya probada. Ecopetrol también colabora con diferentes universidades nacionales y extranjeras (últimamente en la recuperación de pozos). 

Proyectos Ecopetrol-PDVSA

Integración espontánea: Cuando se viene desde Venezuela a Colombia, el primer departamento organizado que se ve es a Santander, dando una oportunidad clave para tener contacto regular, desarrollar redes entre universidades e institutos de investigación, buscar proyectos conjuntos y estructurar negocios regionales (transfronterizos). Cantidad de venezolanos, veteranos de PDVSA están en diferentes empresas de Colombia. La gente que Chávez despidió tiene muy alto nivel de formación y mucha visión para negocios. Ellos sabían manejar el negocio de petróleo en Venezuela. Están llegando a Barrancabermeja, Bogotá y al (Departamento del) Meta. Los ejecutivos de Pacific Rubiales son venezolanos, de los que hicieron el sabotaje (huelga, lockout) en PDVSA en 2002/2003. Las condiciones de los trabajadores en Puerto Gaitán son deprimentes. No por ser venezolanos, pero ellos no reconocen los derechos laborales, ni sindicales de Colombia; impiden la entrada (de los sindicalistas) al campo de producción; hay 17 retenes. Por desconocimiento de la cultura colombiana del manejo de relaciones petroleras con la red de trabajadores, ocurren problemas como en Puerto Gaitán; las relaciones USO-Ecopetrol han avanzado de manera sinérgica al calor de los tiempos.

Estrategias para conectar modelos distintos: El Consenso de Washington (CW) tuvo efectos distintos en Colombia y en Venezuela. En Venezuela, el CW (después de la apertura de PDVSA a la inversión privada extranjera en los 90) empujó hacia la revolución de Hugo Chávez, que reforzó el concepto nacionalista de la propiedad del recurso. En Colombia, el CW motivó apertura comercial, estrategia de desindustrialización y más liberalismo económico: en el sector petrolero se escogió el modelo brasilero, más liberal y mercado-céntrico, frente al modelo venezolano-mexicano que es Estado-céntrico. Colombia hoy está 92 OSCAR VANEGA ANGARITA




matizando la política liberal; si bien el escenario es de liberalización, competitividad y TLC, hay elementos utilizables incluso para recuperar un poco de industrialización (investigaciones de tecnología como una de las locomotoras de Santos). Eso podría jugar a favor de la relación con Venezuela, por ejemplo, en sintonizar proyectos de refinación. En la relación, los colombianos ven el negocio, los venezolanos no tanto el negocio (como el interés geopolítico). Dos estrategias para construir la relación: (a) Desde arriba hacia abajo: desde los Estados se acuerda una serie de proyectos de común interés (como lo está tratando el gobierno Santos); (b) Desde abajo hacia arriba que podría ser más efectivo: Ecopetrol debería promover redes con universidades venezolanas y colombianas (creando sinergia entre proyectos específicos); en esta dinámica de trabajo lo tecnológico y lo económico podrían, en un momento dado, supeditar lo político. Entre Colombia y Venezuela habría que crear una dinámica económica, con buen fundamento técnico, capaz de supeditar la política personalista. La administración conjunta de un oleoducto Orinoco-Pacífico podría ser un comienzo. Santos ha sido muy pragmático. Chávez podría cambiar, dada la importancia geopolítica de la salida venezolana al Pacífico a través de Colombia. Chávez ya no es tan gritón y peleador, como antes. La visión podría ser la Comunidad Europea del Carbón y del Acero (1951), en la cual Francia y Alemania Federal subordinaron estos sectores de su economía a una Autoridad supranacional (como para prevenir otra guerra).

Oleoducto binacional: Proyectos como marco de acción de técnicos o E&P conjunta, incluso en la FPO, podrían ser realizados sin mayor problema. En todo proyecto de E&P en territorio venezolano PDVSA tendrá control mayoritario de 60%. En cambio el proyecto del oleoducto Orinoco-Pacífico tiene importancia geopolítica. Entra en la competencia EEUU-China: haría mucho más barato para PDVSA exportar a China (que ahora es bien costoso por el Canal de Panamá). EEUU dejará que se hagan estudios de factibilidad, que se demorará 2-3 años; pero cuando se decida la construcción (inversión), Washington interferirá, y más si 93 OSCAR VANEGA ANGARITA




el presidente es republicano. El escenario mundial es favorable al proyecto: EEUU va perdiendo peso, y China va ganando. Rusia, China y otros (IBSA) están haciendo contrapeso a EEUU. El oleoducto llegaría a la refinería proyectada en Tumaco. Colombia percibiría derechos de tránsito. EEUU posiblemente se oponga al oleoducto incluso con un gobierno venezolano que no sea de Chávez. En Venezuela con el tiempo gobernaría la derecha y en Colombia la izquierda: sería el juego normal de la política. El gasoducto Transguajiro fue financiado completamente por Venezuela, por lo cual el corto tramo colombiano también está en propiedad venezolana. El oleoducto sería de 3000 kilómetros (un 30% en Colombia), y Venezuela difícilmente podría financiarlo sola. Colombia tendría que entrar como participante, y convendría una participación privada. Chávez insistiría en una sociedad conjunta PDVSA-Ecopetrol; no toleraría mucha participación privada. Si hubiera participación privada (por el lado colombiano), se necesitarían garantías contractuales para evitar que el Estado del otro lado nacionalizara

esa

participación (o que el socio privado vendiera su paquete a PDVSA).

Viabilidad: Aunque el oleoducto sea estratégico, también importa su viabilidad económica. En la evaluación de la inversión se considera el riesgo, que aumenta con la inestabilidad política, las dudas respecto

a lo que podría pasar; los

derechos de propiedad definidos son importantes también en caso de una infraestructura binacional; otro problema es tener los volúmenes comprometidos para el oleoducto: si los hubiera por parte colombiana, darían cierta rentabilidad, aún antes de manejar los volúmenes venezolanos. Los volúmenes colombianos están enfocados al proyecto del Oleoducto Bicentenario (terminal Coveñas). El oleoducto binacional se alimentaría primordialmente de la FPO cuya producción crecería formidablemente de corto a mediano plazo; demanda sobra en China.




2.2.


EL FUTURO PRECIO DEL PETROLEO

De acuerdo a los acontecimientos de los últimos días con la amenaza de una nueva gran recesión económica mundial y el análisis de ocho parámetros macroeconómicos y técnicos, aunque el precio de petróleo tiene más a la baja que al alza, a raíz de los nuevos grandes descubrimientos de petróleo convencional en Irán, Brasil y Angola, y no convencional (esquistos, arcillas y otras rocas compactas) en Australia, Canadá, Polonia, Francia, Ucrania, Rusia, Argentina, África del Norte y Oriente Medio, que están cambiando el panorama petrolero mundial con un posible disparo en las reservas. Igualmente, otras razones para la baja es la liberación de cuotas en la OPEP y la división de sus miembros, donde Arabia propende por un aumento en la producción; la liberación de las reservas estratégicas de los países miembros de la AIE; la disminución en la demanda de petróleo en los países miembros de la OCED a raíz de la crisis económica; la muy posible solución negociada al conflicto en Libia; y la enfermedad de Chávez que lo puede llevar fuera del escenario donde éste pregona por los altos precios, pronostico que hacia el futuro los precios del petróleo no bajarán de 50 dólares/barril. Las civilizaciones industrializadas, tal como les ocurre hoy, parecieron estar en grave peligro hace un cuarto de siglo, cuando las naciones árabes suspendieron sus embarques de petróleo en 1973; el precio de la gasolina subió bruscamente y lo que siguió fue el pánico. Los automotores hacían largas filas en las gasolineras, mientras la creciente tensión desencadenaba peleas, hasta ocasionales ataques con armas de fuego. Los fabricantes de automóviles se esforzaban por reestructurar sus cadenas de ensamblaje para construir autos compactos que reemplazaran a los monstruos devoradores de gasolina. Los empresarios invirtieron millones de dólares en nacientes compañías de energía alterna.





Los políticos pontificaron sobre la necesidad de un apretón al cinturón colectivo y ofrecieron créditos fiscales a los propietarios de casas por introducir material aislante para ahorrar energía. Mientras tanto, escenarios apocalípticos predecían una escasez mayor de combustibles fósiles y precios de 100 dólares por barril para el año 2000. Sin embargo, en 1998 y 1999, el petróleo se vendió entre 10 y 15 dólares el barril, no 100, lo cual solamente se vino a presentar 7 años después. Hoy, con precios que bordean los 100 dólares, considerando el ajuste por la inflación de Estados Unidos, el petróleo y la gasolina son igual de costosos que antes del embargo petrolero árabe (Fig. 4). El precio del barril de petróleo debería estar a 100 dólares.

Fig. 4. Gráfica del precio del barril de petróleo WTI comparativo con el ajustado por inflación

Los parámetros que analizo, independientes de la crisis económica mundial, para predecir los precios altos, son los siguientes: 

Las relaciones Reservas, producción, demanda, descubrimiento:

Desde la entrada en funcionamiento del primer pozo petrolero, en 1859, hasta nuestros días, se han consumido 945.000 millones de barriles de oro negro (cada 96 OSCAR VANEGA ANGARITA




barril equivale a 159 litros) o, lo que es lo mismo, 5.260 trillones de julios (unidad de medida de la energía). Actualmente, más del 80% de la producción mundial procede de los yacimientos hallados antes de 1973. De hecho, los descubrimientos son cada vez más raros y los yacimientos existentes se encuentran sobre todo en el fondo de los océanos y en las regiones donde las condiciones climáticas son especialmente hostiles. A finales de 2010, el millón de pozos en funcionamiento generaba una producción total de 32.000 millones de barriles al año. Si nos limitamos a considerar los yacimientos comerciales, las grandes compañías petroleras estiman que las reservas mundiales van de un billón a un billón ochocientos mil millones de barriles. Con el actual ritmo de consumo, las reservas se agotarían totalmente en 40 años, según la hipótesis más pesimista, o en 80 años, según la más optimista, pero el punto de equilibrio entre la capacidad de producción y la demanda, ocurrirá dentro de pocos años, considerando un crecimiento en la demanda mundial del 3% anual. Este año, los pozos, desde Arabia Saudita hasta la profunda cuenca marina cerca de las costas de Brasil, bombean 88 millones de barriles diarios para satisfacer la demanda. Pero, excepto Arabia, Irak y Kuwait, los demás miembros de la OPEP, no están en capacidad de incrementar su producción. La producción Saudita alcanza los 9,5 millones de barriles diarios. El segundo gran productor, Irán, llega a niveles de no más de 3,8 millones de barriles de crudo por día, mientras que la cifra para Venezuela es de poco menos de 2.8 millones. Estados Unidos, con 5,3 millones de barriles, también es un gran productor, pero hay que considerar que asimismo es uno de los mayores consumidores. La Administración de Información Energética de Estados Unidos calcula que, a menos que haya una recesión mundial, se estarán quemando 120 millones de barriles por día para el 2020. Las Naciones consumidoras de petróleo están pues abocadas a una enorme crisis, a menos que se avance no sólo en nuevas tecnologías para incrementar las





reservas, sino en la búsqueda, a corto plazo, de un energético que sustituya el petróleo. Entre los que dudan se encuentra en geólogo petrolero Colin Campbell, consultor de Petroconsultant, con sede en Ginebra, y autor de The coming oil crisis (La próxima crisis del petróleo), quien afirmó en 2001 que se pueden concebir nuevas formas de extraer petróleo, pero poner en explotación esas tecnologías tardará mucho. Además dijo: “He viajado por el mundo para estudiar los yacimientos y dondequiera golpea el problema del límite. En cada yacimiento se repite la misma historia una y otra vez. El petróleo se agota”. Los pozos producen el petróleo siguiendo una curva en forma de campana sesgada, con un incremento durante los primeros cinco años y una declinación que termina a los 30 años de vida activa. Los vastos yacimientos descubiertos en los años 70, desde Alaska al Mar del Norte, ya han alcanzado la cima de su producción. Lo que es peor, el hallazgo de yacimientos gigantes no ha vuelto a ocurrir desde el decenio de los 60. Hoy, la proporción entre barriles descubiertos y producidos es de uno por cada cuatro. El mundo ha sido minuciosamente explorado y ha quedado claro que no queda ninguna nueva región petrolera por descubrir comparable a Alaska o el Mar del Norte, excepto quizás el Mar Caspio. Dentro de cuatro años la producción mundial llegará a su límite máximo y comenzará a declinar, resultando en escasez a nivel mundial. Llegado ese momento, incrementar la producción entre los países del Medio Oriente podría cubrir la brecha y dejar al mundo vulnerable a un embargo petrolero. 

El control de la producción:

Durante el 98, a raíz del derrumbe de los precios por el excedente de crudo en el mercado, Arabia Saudita, Irán, México, Argelia, Venezuela y Noruega se asociaron para forzar un aumento en los precios mediante una leve reducción de sus exportaciones. Recortaron su producción en marzo (1.3 millones de barriles diarios) y junio (1.5 millones). Los estrategas de la OPEP, temiendo que la 98 OSCAR VANEGA ANGARITA




especulación sobre los catastróficos problemas que se pronosticaban con las computadoras en el pasaje al nuevo milenio, alentase otra caída de los precios, redujeron la producción en marzo del 99 en 1.7 millones, y la mantuvieron más allá de marzo del año 2000. Durante la presente década el escenario ha sido el mismo, con el aporte significativo de presión que le ha dado Chávez a la OPEP. Esto, junto con el incremento abrupto de la demanda en la China y la jugada maestra de compras a futuro de los bancos anglosajones en el 2005, montó la escena para una escalada que llevó los precios del crudo por encima de 140 dólares el barril e inició para OPEP una nueva etapa en que sus decisiones comenzaron a marchar a la zaga de los acontecimientos. El impacto fue tan fuerte, que llevó al mundo a una crisis financiera y

en consecuencia, a la crisis

económica que actualmente vive el mundo. Campbell recientemente señaló que podrían llegar a tener mayor control del mercado e imponer el precio que les venga en gana. Ya en el 99 había dicho: “Anticipo un problema con los precios del petróleo dentro de uno o dos años; puede sonar caprichoso, ahora que se encuentran en su nivel más bajo. Pero fácilmente se podrían duplicar”. Quizás sus pronósticos eran los más sombríos, pero hasta aquellos convencidos de que habrá combustible en abundancia largo rato, afirmaban que debiera manejarse este recurso con cautela. Venezuela es uno de los países que se opone al incremento en la producción de crudo. Antes del 11 de septiembre de 2001 Arabia Saudita se oponía, hoy las cosas son diferentes. Los sauditas dicen que ya están en niveles de producción máxima y que para incrementar su producción deben perforar nuevos pozos. El control de la producción ha dado los resultados que la OPEP esperaba, lo que demuestra que, al aliviarse levemente la crisis económica y así llegasen a aparecer nuevas reservas, el control seguirá presentándose para lograr mantener el precio sobre los 50 dólares.





Costos de producción:

Un parámetro de la exploración petrolera que ha dado pasos de gigante en los últimos 25 años son los yacimientos submarinos de petróleo que se encuentran muchas veces en ambientes naturales hostiles, como las costas de Noruega y Brasil, con perforaciones de hasta 3000 metros; pero en el próximo decenio se bajará mucho más. En la actualidad el 25% del petróleo se extrae de las profundidades marinas. Algunos estudios consideran que el 90% de los yacimientos aún por descubrir se encuentra por debajo de esa profundidad. Por tanto, se tendrán que desarrollar tecnologías avanzadas que permitan descender a esas profundidades. Hacia el 2020 el 80% del petróleo producido se extraerá de cuencas submarinas. Otra alternativa de futuro son las llamadas arenas petrolíferas. A diferencia del petróleo crudo (y del gas), por lo general atrapados en formaciones rocosas porosas y liberadas por la perforación, las arenas petrolíferas están formadas por betún, arena, agua y arcilla. En este caso el reto consiste en aislar el betún y transformarlo en petróleo bruto sintético. La arena es extraída por palas mecánicas y transportada en grandes camiones para su proceso. El potencial de sus reservas es enorme. La compañía canadiense Syncrude ha producido así 1.800 millones de barriles desde que iniciara sus actividades en 1980. Hasta ahora se han descubierto 16 depósitos de arena petrolífera en todo el mundo. Los más importantes se encuentran en el norte de Canadá, y en el río Orinoco, en Venezuela. Estas alternativas imponen un piso de 50 dólares por barril, ya que es una tecnología muy costosa; por ejemplo, el costo de producción de un barril en el mar del norte es de 30 dólares. En muchas partes del mundo, incluido el Caribe Colombiano, el lecho marino contiene gas natural atrapado dentro de los cristales helados llamados hidratos ó catratos. Se les extrae introduciendo un tubo en el subsuelo para sacar un núcleo de lodo y cristales. El problema es que a menos que ese núcleo esté debidamente protegido, el cambio de presión y temperatura hacia la superficie, puede hacerlo 100 OSCAR VANEGA ANGARITA




explotar. Eso no ha disuadido a los Estadounidenses y Japoneses, que han aprobado millonarias sumas de dinero para investigar y crear la tecnología con la que se proponen perforar, para ver si es factible extraer ese combustible. Los ingenieros químicos también encontraron una forma de convertir el gas natural en combustible líquido, pero el proceso es costoso. “Los nazis lo hicieron en los días finales de la Segunda Guerra Mundial, por necesidad”, dice Anderson. Les siguieron los sudafricanos durante el boicot internacional de los años del apartheid. “Nadie les vendía petróleo”, señala. “Tenían que buscar la forma de fabricarlo ellos mismos”. Pero costaba caro. Hace 25 años hubiera costado 100.000 millones de dólares construir una planta con capacidad para producir 100.000 barriles diarios de combustible líquido a partir del gas natural. Aunque ahora las compañías lo hacen a gran escala con tecnología mejorada, y el costo se ha reducido, este sigue estando cercano a los 50 dólares/barril. 

El crecimiento económico de los “tigres” Asiáticos:

La crisis económica actual que llevó el precio por debajo de los 50 dólares a principios de 2009, así como la depresión económica de hace diez años de las vibrantes economías asiáticas, generó una acumulación de existencias de crudo que hundió su precio a alrededor de 10 dólares el barril. Pero la recuperación de la región influyó en el aumento de los precios por encima de los 100 dólares el barril a finales del año 2007, lo cual se repetirá una vez superada la actual crisis. A medida que avanza en su industrialización, Asia está desarrollando una monumental sed de petróleo. Actualmente consume 20 millones de barriles – 22 por ciento – de los 88 millones de barriles que el mundo consume cada día. Asia consume ahora más o menos el mismo volumen de petróleo que Estados Unidos, pero los países de esa región cuentan con 3.000 millones de habitantes, en tanto que los Estados Unidos solo tienen 300 millones. El consumo anual per cápita en los Estados Unidos es de 24 barriles, en Asia es solo de tres barriles y en América Latina de cuatro. ¿Qué se puede esperar cuando modestas mejorías en el nivel de vida en esas regiones – más automóviles, más refrigeradoras, más 101 OSCAR VANEGA ANGARITA




lavadoras y secadores, más hogares con aire acondicionado – – resulten en mayores aumentos en la demanda global de petróleo?. Miremos unos ejemplos: Corea del Sur, que tiene que importar hasta la última gota del petróleo que consume, ya ocupa el sexto lugar entre los mayores compradores mundiales de crudo. China solo está a la zaga de Estados Unidos; si bien puede atender parte de sus necesidades de energía de fuentes internas, éstas están lejos de producir lo que hace falta para las necesidades de la rápidamente creciente economía. Y Japón siempre ha estado en un consumo total de petróleo. En 1999, China importó uno por cada cinco barriles que consumió, hoy la relación es de dos por cada cuatro, y se pronosticaba, antes de la crisis económica, una proporción de tres por cada cuatro, para el fin de ésta década. “La demanda de China es por sí una importante razón para el aumento de los precios del petróleo”, aseveró Tim Condon, un economista de ING Barings Securities en Hong Kong, en el año 2008. 

Refinerías saturadas:

Los oleoductos están atorados de crudo, la demanda sobre buques cisterna es altísima, y en mercados claves como el de Estados Unidos las refinerías están operando a su máxima capacidad, con el riesgo de sufrir catástrofes operacionales al no darse tiempo para un adecuado mantenimiento. La industria no ha construido en Estados Unidos una nueva refinería en diez años y el número de ellas ha caído desde 1990 de 205 a 159. 

La infraestructura del aparato industrial productivo:

Desde 1860 el mundo industrial se construyó en torno al petróleo. Por eso las fuentes alternas de Energía, en su mayoría renovables, como la solar, la eólica y la geotérmica, no han podido desplazar al petróleo. La solución perfecta ya está aquí: una celda que extrae hidrógeno combustible de las moléculas de agua o alcohol, el cual no produce carbono al quemarse, sino agua. Pero en un mundo fabricado con petróleo, son pocos los gobiernos y las compañías que se molestan en invertir en el desarrollo de tecnologías alternativas. Aun si lo hicieran, es 102 OSCAR VANEGA ANGARITA




probable que persista el uso del petróleo. “El cambio de combustible podría ser fácil, pero no así el de infraestructura”, dice Edwards. El problema es que el mundo está equipado para el petróleo. “Tenemos “ Tenemos cientos de miles de gasolineras. Cuando llegue el cambio, será lento. Y de seguro que no será voluntario”, agrega.

2.3.

CURVA DE HUBBERT

El extraordinario aumento del precio del barril de petróleo, que a finales del año 2007 llegó a superar los 100 dólares para el tipo West Texas Intermediate, es originado por la escasez de este recurso en el mercado mundial. El problema en este momento no se encuentra por el lado de la capacidad de la oferta, sino oferta, sino por el lado de la fuerte demanda en el mundo. Técnicamente una escasez se define cuando un producto no alcanza a satisfacer la demanda, y eso es lo que está ocurriendo en el mercado mundial de petróleo, aunque esta escasez no se debe a problemas críticos en la producción (oferta) de petróleo en el mundo, pues la capacidad de extracción continúa creciendo, "hasta ahora," pero a un ritmo mucho más pausado que el de la demanda. Los proyectos petroleros de extracción, tienen obstáculos físicos, que provocan que su implementación sea más lenta de lo que las economías desearían. La causa actual de la debilidad del mercado petrolero mundial fue el continuo incremento de la demanda de las economías en expansión, que a estas fechas ha alcanzado ya los 88 millones de barriles de petróleo al día, según la "Agencia Internacional de la Energía." Algunos países ya están quedándose sin petróleo y las filas de espera para adquirir los suministros de este recurso, son ahora organizadas por el precio. La cotización del crudo se ha convertido en el instrumento natural de discriminación en la distribución de tan necesario recurso. Las naciones que tengan para pagar un barril por encima de los 50 dólares podrán continuar con sus programas de crecimiento económico, los económico, los que no, sencillamente se tendrán que esperar a que el precio baje para poder para poder comprarlo. 103 OSCAR VANEGA ANGARITA




En Centroamérica ya se resiente el enorme incremento en el precio del crudo y el sector más vulnerado es el de la generación eléctrica debido a que su funcionamiento depende del combustóleo y del gas. del gas. La demanda de las principales economías del mundo, al parecer no cederá para lo que resta del año. Estados año. Estados Unidos, con Unidos, con un crecimiento de 3.5% anual, China anual, China con un crecimiento cerca del 9% anual y la India con un 6% anual de crecimiento en promedio, desde hace 5 años, son elementos que indican que la demanda de petróleo continuará incrementándose, por lo que se espera que el precio siga su vertiginoso ascenso. Recientemente, la Organización de Países Productores de Petróleo, la OPEP, la OPEP, ha incorporado a la producción mundial, un millón de barriles para tratar de contener el alza de los precios del crudo. Sin embargo esta medida, que en otros tiempos frenaba de inmediato los aumentos del precio, hoy no ha podido siquiera contener temporalmente la carrera de la cotización del petróleo. La AIE continúa recomendando a la OPEP, que aumente su producción de petróleo para controlar el mercado, pero, según los expertos, los países miembros se mantienen produciendo a pleno rendimiento desde hace varios meses, y la producción fuera de la OPEP también se encuentra bombeando a tope, por lo que no hay al parecer en el corto plazo la capacidad de incorporar más barriles de petróleo. El mayor productor del mundo es Arabia saudita con alrededor de 9.5 millones de barriles producidos en tan solo un día. A este país se le ha considerado siempre el colchón de amortiguamiento para incrementar la producción de petróleo cuando han ocurrido interrupciones en los suministros o en los periodos en que el precio se ha elevado de manera importante por cuestiones políticas, políticas, pero en estos momentos, se empieza a dudar seriamente, si es real esa capacidad. Matt Simmons, especialista en financiamiento en financiamiento y desarrollo de proyectos petroleros, ha cuestionado severamente la capacidad restante de producción de esta nación árabe y sobre todo el volumen el volumen de sus reservas. Una prueba clara de que no existe 104 OSCAR VANEGA ANGARITA




capacidad excedente en estos momentos, que pudiera ser incorporada para tratar de frenar el alza de los precios, es que ningún país productor desaprovecharía la oportunidad que representa el rally de los altos precios, para incrementar sus ingresos, aumentando su producción y obtener mayores ganancias. Si nadie lo está haciendo es, sencillamente, porque no existe más capacidad de producción. Los nuevos proyectos de infraestructura petrolera de extracción de crudo considerados como "grandes," aquellos de más de 500 millones de barriles, son contados y muy pocos. Para el año 2006 iniciaron la operación alrededor de 16 proyectos de este tipo, para el año 2007 fueron 10. A partir del 2008 son un poco más críticas pues solo se pusieron en marcha 3 proyectos de esta dimensión. Para el 2009 también 3 y finalmente, para el 2010 ninguno. Según los expertos en materia de exploración y producción de petróleo, el tiempo necesario para poner en marcha a pleno rendimiento un yacimiento desde el momento en que se anuncia su existencia, es de alrededor de 6 años, por lo que el seguimiento del incremento en la capacidad de producción mundial es más o menos sencilla de predecir. Cualquier descubrimiento que se halla anunciado en fechas recientes, no podrá entrar en operación hasta después del 2010. La exploración de petróleo está llegando cada vez a regiones más remotas, donde el crudo es más costoso de extraer, normalmente es de menor calidad y además se encuentra en yacimientos mucho más pequeños a los encontrados en décadas pasadas. La producción actual de petróleo, proviene, en más de un 70% de campos maduros, que tienen más de 25 años de ser explotados de manera intensiva, donde ya se han aplicado métodos de extracción por medio de inyección de agua, de gas y de nitrógeno. El consumo mundial le lleva una enorme ventaja a lo que cada año se descubre. La proporción es abismal, se consumen todos los días 5 barriles de petróleo por cada uno que se descubre. Si actualmente el precio del barril de petróleo se ha situado en niveles alcanzados durante el periodo del embargo petróleo de los años 70, que origino una severa crisis económica en el mundo, solo porque la demanda le ha tomado una ligera 105 OSCAR VANEGA ANGARITA




ventaja a la oferta, las complicaciones serán mucho más graves cuando la producción mundial de petróleo llegue a su máxima capacidad o pico de producción, se estanque, "no continué creciendo," finalmente ceda y empiece su declinación como estiman los especialistas de la Asociación para el Estudio del Petróleo y el Gas, "ASPO", por sus siglas en ingles. Según la ASPO, la producción mundial de petróleo iniciará su declinación entre el año 2007 y el 2010, lo que supondrá una escasez todavía mas severa a la que hoy está llevando a los precios del petróleo a nuevos máximos históricos cada semana. Una vez que la producción mundial de petróleo inicie su declinación no habrá poder humano que la detenga y el proceso continuará deteriorándose con los años. Este fenómeno de declinación de la producción mundial se explica por medio de los métodos de análisis que hiciera en la década de los años cincuenta, el geólogo King Hubbert sobre la producción de petróleo de los Estados Unidos. Hubbert, calculó con 14 años de anticipación, en 1956, con extraordinaria precisión, la fecha en que los Estados Unidos no podrían producir más petróleo aunque se perforarán más pozos. En un principio nadie podía comprobar esa teoría, por lo que fue subestimada e ignorada. Pero en el año de 1970, para sorpresa de todos, la producción de petróleo Estadounidense, dejo de aumentar, se estancó y finalmente inicio su declinación, como lo pronostico el análisis de Hubbert. Este proceso de disminución, continúa hasta ahora y provoca que Estados Unidos requiera importar cada año más petróleo. El método de análisis de Hubbert, conocido como la "curva de Hubbert" (Fig. 5), fue reconocido y desde entonces, se aplica tanto para pronosticar el periodo de agotamiento de un pozo, como para el de un campo, el de un yacimiento, el de un país entero o el de todo el mundo.





Fig. 5. Curva de la declinación de la producción mundial de petróleo según la ASPO. www.peakoil.net. Fuente: Boletín de la ASPO en español www.crisisenergetica.org

2.4.

TEORIA DE OLDUVAI.

La Teoría de Olduvai fue formula por Richard Dunkan y se basa en un esquema de datos que establece que la esperanza de vida de la Civilización Industrial es menor o igual a 100 años. Desarrollaremos la teoría desde sus raíces primitivas en la civilización griega hasta la de reputados científicos del siglo XX. Esta visión resulta útil porque aunque la teoría es fácil de entender, resulta muy difícil (esto es, angustiosa) de aceptar para la mayoría de la gente, lo mismo que lo fue para Dunkan. La Teoría de Olduvai no tiene nada que ver con la geología ni con la paleontología de la Garganta de Olduvai. Ni ha sido sancionada por la experiencia. Es más bien una teoría sencilla que trata de demostrar la relación entre la producción (y el uso) de la energía mundial y la población humana en términos de exceso y colapso. Dunkan eligió el nombre de “Olduvai”, porque 1) es un nombre famoso, 2) He estado allí, 3) es un sonido sordo, profundo, horripilante y ominoso y 4) es una buena metáfora para el modo de vida de la “Edad de Piedra”. De hecho, las formas de vida que existieron en la Garganta de Olduvai fueron (y todavía lo son) 107 OSCAR VANEGA ANGARITA




una forma de vida sostenible –local, tribal y solar- y, para bien o para mal, nuestros antecesores la practicaron durante millones de años. No hay duda de que el cenit y el declive de la Civilización Industrial debería ocurrir como una compleja combinación de factores, tales como la sobrepoblación, el agotamiento de los recursos no renovables, los daños ambientales, la contaminación y la erosión del suelo, el calentamiento global, los nuevos virus emergentes y los recursos destinados a las guerras. Dicho esto, la Teoría de Olduvai utiliza una única métrica simple, definida como la “Ley de White”, pe ro ahora trae un nuevo elemento: la electricidad. La mayor parte de la experiencia de Dunkan ha sido en redes de suministro eléctrico de alto voltaje y en los sistemas de Gestión de Energía (en inglés Energy Management Systems o EMS) que los controlan. La electricidad no es una fuente de energía primaria, sino más bien un “transportador de energía”: sin masa, viaja a una velocidad cercana a la de la luz y a efectos prácticos, no puede ser almacenada. Además, los sistemas eléctricos de potencia son costosos, complejos, voraces en cuanto a consumo de combustibles, contaminantes y requieren una operación y un mantenimiento de 24*7*365 días. Otro problema es que la electricidad se da por supuesta. Simplemente se da al conmutador y las cosas suceden.

En resumen: la electricidad es la quinta esencia de la vida moderna, pero los sistemas de suministro eléctrico son, en sí mismos, exigentes, peligrosos y delicados. Todo esto apunta a que los cortes permanentes estarán estrechamente relacionados con el colapso de la Civilización Industrial, el que se denominará más adelante el “precipicio de Olduvai”.

Definiciones: “Petróleo” (O, de oil, en inglés) Significa el crudo y los líquidos de gas natural. “Energía” (E) significa las fuentes primarias de energía, en concreto, petróleo, gas, carbón, energía nuclear e hidroeléctrica. “Pop”, significa población; “ô” significa producción de petróleo per capita “ê” significa producción de energía per capita. “G” significa millardos (giga, en inglés, ó 109). “b” significa barriles de 108 OSCAR VANEGA ANGARITA




petróleo. “boe” significa barriles de petróleo equivalente (“barrels of Oil Equivalent, en inglés, en contenido energético, no en calidad). “J” significa Julios. “Civilización Industrial” y “Civilización Eléctrica”, como veremos, significan lo mismo. La Civilización Industrial aparece como una curva en forma de pulso de la energía per capita “ê” consumida en promedio. La “esperanza de vida” (esto es, la duración) de la Civilización Industrial, se define como el tiempo –en años- entre el punto de arranque de la subida, en el que “ê” alcanza el 30% de su valor máximo o cenit y el punto correspondiente en el que ê vuelve a alcanzar el mismo valor en el declive. El nuevo elemento es que la Teoría de Olduvai ahora se enfoca sobre los problemas asociados a las redes de suministro eléctrico de alto voltaje en todo el mundo.

Civilización y Kilovatio Disponible : Aunque los combustibles fósiles son todavía muy importantes, la electricidad tiene un valor indispensable como energía de uso final en la Civilización Industrial. Para determinar su importancia, es imprescindible distinguir entre la energía primaria consumida para generar electricidad, respecto de la energía primaria consumida en todos los demás usos no eléctricos, tales como los que realizan un trabajo o generan calor. Considérese lo siguiente. Se estima que el 42% de la energía primaria mundial utilizada en 1999 lo fue para generar electricidad. Esto debe compararse con la contribución del petróleo para todos los usos finales no eléctricos, que fue del 39%; o de la contribución del gas de un 18% o de la simple contribución del carbón de un 1%. Esto es, cuando lo que cuenta es la calidad energética, entonces la importancia de la electricidad queda muy, pero que muy evidenciada. Por ejemplo, si se desea calentar una habitación, entonces un julio (J) de electricidad “equivale” a 1 J de electricidad. Pero si lo que se desea es alimentar la televisión, entonces, un julio de electricidad “equivale” a 3 J de carbón. Así que si alguien se debe preocupar por la energía, no hay que perder tiempo con el petróleo, el gas o el carbón. ¡Hay que pre-ocuparse del conmutador que hay en la pared! 109 OSCAR VANEGA ANGARITA




ENERGÍA Y CIVILIZACIÓN

“Con otros factores considerados constantes, la cultura evoluciona en función de la cantidad de energía que cada año se incrementa, o en función de cómo se incrementa la eficacia de los medios e instrumentos que transforman dicha energía…No debemos desgajar la historia del desarrollo cultural de este punto de vista”. Leslie White, 1949. La 2ª Ley de White” El petróleo es líquido, almacenable y transportable. Es la mayor fuente de energía primaria de la Civilización Industrial (¡Pero no la mayor fuente e nergética de “uso final”!). Se ha desarrollado un nuevo método para modelar y simular, y se ha realizado una serie de cinco predicciones para la producción mundial de petróleo; una nueva predicción cada año. La figura 6 muestra los principales resultados de dicha

previsión

más

reciente. Fig. 6. Producción Mundial OPEP y No OPEP de Petróleo Notas: (1) Se prevé que la producción mundial de petróleo llegue a su cenit el año 2006. (2) El momento de cruce entre la producción OPEP y No OPEP ocurrirá en el año 2008. (3) La tasa de producción de petróleo de las naciones de la OPEP entre 1985 y 1999 respecto de las naciones No OPEP, se incrementó 9,33 veces.





La Figura 6 muestra los datos de la producción mundial de petróleo desde 1960 a 1999 y nuestras previsiones para el periodo 2000 al 2040. Nótese que la tasa de crecimiento general de la producción de petróleo se deceleró entre 1960 y 1999 (Curva 1). En detalle: la tasa promedio de crecimiento entre 1960 y 1973 fue de un brutal 6,65% anual. Después, de 1973 a 1979, el crecimiento se frenó a un 1,49% anual. Con posterioridad, de 1979 a 1999, se deceleró a un glaciar 0,75% por año. Cuando nos movemos más allá del periodo histórico, la previsión #5 calcula que la producción mundial de petróleo alcanzará su cenit histórico el año 2006. Después de ese pico y hasta el año 2040, la producción de petróleo caerá un 58,8%, con un promedio de decrecimiento anual del 2,45% por año durante 34 años. Se prevé que el momento en que los países de la OPEP comienzan a producir más petróleo que el resto No OPEP, sucede en el año 2008 (curvas 2 y 3). Este hecho dividirá el mundo en dos campos: uno con excedentes de petróleo y el otro con ninguno. La predicción #5 presenta el siguiente escenario: (1) Al comienzo del 2008, los 11 países de la OPEP producirán más del 50% del petróleo mundial. (2) A continuación, la OPEP controlará cerca del 100% de las exportaciones mundiales. (3) BP Amoco (2000) coloca las “reservas probadas” de la OPEP en el 77,6% del total mundial. (4) La producción de la OPEP de 1985 a 1999 creció a un fuerte promedio de un 3,46% por año. En contraste, la producción de los países No OPEP creció a un perezoso 0,37% por año en el mismo periodo de 14 años. Los modelos de predicción del petróleo, los programas de aplicación para hacerlos funcionar y la Guía de Usuario, se encuentran todos disponibles en: http://www.halcyon.com/duncanrc (Duncan, 2000 a). El cenit de la producción mundial de petróleo (2006) y el momento de cruce de las producciones OPEP y No OPEP son importantes en el esquema de Olduvai, que se discutirá más adelante. Pero antes, veamos la relación entre la producción mundial de petróleo y la población mundial. La Figura 7 muestra los datos históricos:





Fig. 7. Producción mundial de petróleo per capita 1920-1999

Notas: (1) La producción anual promedio per capita (ô) creció exponencialmente entre 1920 y 1973. (2) Después, la tasa de crecimiento anual quedó en prácticamente cero, entre el periodo 1973 y el pico o cenit mundial de producción per capita, en 1979. (3) Posteriormente, entre 1979 y 1999 ô decreció fuertemente e n un promedio de un 1,20% por año. (4) Respuesta típica “¡no lo sabía!” (5) Los pequeños dibujos hacen énfasis en que el petróleo es, de lejos, la mayor fuente primaria de energía para el transporte (por ejemplo, aproximadamente un 95% del petróleo producido en 1999 se dedicó al transporte)

La Figura 7 muestra la producción mundial de petróleo per capita entre 1920 1920 y 1999. La curva representa la relación entre la producción mundial de petróleo (O) y la población mundial (Pop). Por ejemplo, ô = O/Pop in barriles per capita por año (esto es, en b/c/año). Nótese que ô creció exponencialmente entre 1920 y 1973. Después creció de forma poco significativa entre 1973 y 1979, que fue el año del cenit de la producción mundial per capita. Finalmente, decreció entre 1979 y 1999 al ritmo de un 1,20% anual; esto es, de 5,50b/c en 1979 a 4,32 b/c en 1999. (”¡debes estar bromeando!”)





El pico o cenit de 1979 y el posterior declive de la producción mundial de petróleo per

capita

se

muestran

en

la

página

11

de

BP-Amoco

(2000),

http://www.bp.com/centres/energy/. Para no perdérselo.

Conclusión: Aunque la producción mundial de petróleo (O) se incrementó entre 1979 y 1999 un promedio de un 0,75% por año, la población mundial (Pop) creció aún más deprisa. Por ello, la producción mundial per capita (ô) cayó en un promedio de un 1,20 % por año entre 1979 y 1999. Como ya se ha mencionado, el principal objetivo de este estudio, es describir, discutir y probar la Teoría de Olduvai de la Civilización Industrial con los datos históricos. Aplicando la Ley de White, nuestra métrica o indicador es la relación entre la producción total de energía (E) y la población mundial (Pop); esto es, ê = E/Pop. La figura 8 muestra ê durante el periodo histórico.

Fig. 8. Producción de energía mundial per capita: 1920-1999.





Notas: (1) La producción promedio de energía mundial per capita (ê) creció de forma significativa entre 1920 y el año de cenit de la producción per capita mundial, en 1979. (2) Después del pico, entre 1979 y 19999 ê decreció a un promedio del 0,33% por año. Esta tendencia de caída es conocida como la “pendiente de Olduvai”, que se discutirá más adelante. (3) Los pequeños dibujos son para resaltar que la entrega de electricidad a los usuarios finales es la condición sine qua non del modo de vida moderno. No los hidrocarburos.

Obsérvese la variabilidad de ê en la figura 8. En detalle: entre 1920 y 1945 ê creció de forma moderada a un promedio de un 0,69% por año. Después, entre 1945 y 1973, creció a un vertiginoso ritmo de un 3,45% por año. Entre 1973 y el año del cenit del consumo per capita mundial, 1979, el crecimiento se frenó a un 0,64% por año. Pero después –y por primera vez en la Historia- ê comenzó un declive a largo plazo entre 1979 y 1999. Este periodo de 20 años se denomina la “pendiente de Olduvai”, el primero de tres intervalos decrecimiento del “esquema de Olduvai” Conclusión: Aunque la producción mundial de la energía (E) entre 1979 y 1999 creció a un promedio del 1,34% por año, la población mundial (Pop) creció más deprisa. Por ello, la producción mundial per capita (ê) descendió a un promedio del 0,33% por año durante esos 20 años. Véase la Ley de White al principio de esta sección. Reconocimientos: Por lo que se, el reconocimiento debe ser para Robert Romer (1985), por ser el primero en publicar los datos del periodo del cenit de la producción mundial de energía per capita (ê) entre 1900 y 1983. El colocó el cenit o pico (¡de forma correcta!) en 1979, seguido de un fuerte descenso hasta 1983, el último año de sus datos. El reconocimiento va también para Gibbons, et. al (1989) por publicar un gráfico de ê entre 1950 y 1985. Gibbons, et al. puso el pico en 1973. Pero curiosamente, ninguno de los estudios mencionados hizo mención alguna de la importancia del cenit o pico y el subsiguiente declive de la producción de energía per capita.





El pico o cenit de 1979 y el descenso de la producción de energía per capita mundial (ê) se pueden observar en http://www.bp.com/centres/energy. Echen una ojeada. 

LA EVOLUCIÓN DE UNA IDEA

El alumno árabe Ibn Khaldun (en español Ibn Jaldún) (1332-1406), creía que la “solidaridad de grupo” era el requisito previo de toda civilización. “La civilización necesita los valores tribales para sobrevivir, pero esos mismos valores son destruidos por la civilización. En concreto, la civilización urbana destruye los valores tribales con lujos que debilitan los lazos jerárquicos y de comunidad y con deseos artificiales de nuevos tipos de cocina, nuevas modas en el vestido, casas más grandes y otras novedades de la vida urbana” (Weatherford, 1994). Joseph Gravill observó en 1665 que, aunque el uso de máquinas hacía la vida más fácil, también la hacía más dependiente. “Por ejemplo, si se estimulan las demandas artificiales, los recursos se van consumiendo a un ritmo creciente” (Eiseley, 1970) Pero por lo que se, fue el escritor y aventurero Washington Irving (1783-1859) el que primero se dio cuenta de que la civilización podría colapsar rápidamente. Las naciones están perdiendo rápidamente su nacionalidad. El gran y creciente intercambio de modas y la uniformidad de opiniones mediante la difusión de la literatura, están destruyendo rápidamente aquellas peculiaridades que prevalecían con anterioridad. Dentro de poco nos haremos un solo pueblo, a menos que una vuelta a la barbarie nos arroje de nuevo en el caos. (Irving, 1822). El primer manifiesto que he encontrado de que la civilización Industrial está a punto de colapsar en una forma de vida primitiva, vino del biólogo y matemático Alfred Lotka.





La especie humana, vista desde una amplia perspectiva y como un ente que incluye sus aspectos económico e industrial ha cambiado firme y radicalmente su carácter, en el periodo en que vivimos. En este sentido nos hemos alejado del punto de equilibrio un hecho muy significativo, desde un punto de vista práctico, porque implica que tenemos un periodo de ajuste para volver a alcanzar el equilibrio y sería muy optimista el que creyese que esto se puede lograr sin esfuerzo ni trabajo....Mientras, ese repentino declive puede parecer simplemente una vuelta al equilibrio eterno, ya que las ganancias previas se compensarían con las pérdidas, pero dicho declive no dejaría de sentirse como una catástrofe superlativa. Nuestros descendientes, si es que ese es su destino, quedarían pobremente compensados y verían que, de hecho, nosotros vivimos en la abundancia y el lujo. (Lotka, 1925). El erudito Norbert Wiener (1894-1964) escribió en 1950 que lo mejor que podemos esperar del papel del progreso es que “nuestros intentos para progresar de respecto de nuestras necesidades abrumadoras, puedan llevar en sí el terror purgante de una tragedia griega” Los recursos de América parecían inagotables en 1500...Sin embargo, la existencia de nuevas tierras impulsó una actitud similar a la de la reunión del té maldito de Alicia. cuando el té y las pastas se acababan en un asiento, lo natural era cambiarse de lugar y ocupar un nuevo asiento...A medida que pasaba el tiempo, se vio la mesa de te americana no era inagotable....Lo que muchos no percibimos es que los últimos 400 años fueron un periodo especial en la historia del mundo....Esto es parcialmente el resultado de una comunicación creciente, pero también de un control mayor de la Naturaleza la que, en un planeta limitado como la Tierra, puede terminar siendo a largo plazo una esclavitud para la Naturaleza misma. (Wiener, 1950). Sir Charles Galton Darwin escribió en 1953: La quinta revolución vendrá cuando hayamos gastado los almacenes de carbón y petróleo que se han ido acumulando en la Tierra durante cientos de millones de años....Es de esperar que antes de ello 116 OSCAR VANEGA ANGARITA




se hayan desarrollado otras fuentes de energía...pero sin considerar el detalle, es obvio que habrá una gran diferencia en el modo de vida....tanto si se encuentra un sustituto conveniente o no de los fósiles actuales, no hay duda de que esto representará un gran impacto en las formas de vida. Este cambio puede ser justamente llamado una revolución, pero a diferencia de todos los precedentes, en este no hay forma de que conduzca a incrementos de población, sino quizás a justamente lo contrario. (Darwin, 1953). Sir Fred Hoyle lo dejó claro en 1964: A menudo se dice que si la especie humana no consigue una forma de vida estable aquí en la Tierra, otras especies tomarán el relevo. En el sentido de desarrollo de la inteligencia, esto no es correcto. Ya hemos, o pronto habremos agotado los prerrequisitos físicos necesarios en lo que concierne a este planeta. Con el carbón agotado, el petróleo agotado, los minerales metálicos de calidad agotados, no hay especies, por muy competentes que sean, que puedan dar el salto desde las condiciones de vida primitiva a la tecnología de alto nivel. Este es un asunto de un solo disparo. Si fallamos, este sistema planetario falla, en lo que respecta a la inteligencia. Lo mismo se verifica para otros sistemas planetarios. En cada uno de ellos habrá una posibilidad y una sola. (Hoyle, 1964). 

MODELOS MUNDIALES, ETC.

Quizá sea la visión occidental del hombre y la naturaleza la visión demoníaca más difundida. Entre nosotros, generalmente se cree que el hombre es algo aparte de la Naturaleza y superior a ella. De hecho, la evolución es un proceso para crear al hombre y sentarlo en el vértice de la pirámide de los monos. El hombre ve la Tierra como un tesoro que puede saquear a voluntad. Y desde luego, el comportamiento de los occidentales, especialmente desde el advenimiento de la Revolución Industrial, ofrece una evidencia incontrovertible que sustenta esta afirmación. Ian McHarg, 1971





Jay Forrester, del MIT construyó en 1970 un modelo mundial “para entender las opciones que le quedan a la Humanidad, según la sociedad entra en la transición del crecimiento al equilibrio”. ¿Qué sucede cuando el crecimiento se acerca a límites fijos y es forzada a dejar paso a algún tipo de equilibrio? ¿Existen posibilidades ante nosotros, que nos puedan llevar a mundos futuros alternativos?...El crecimiento exponencial no será eterno. El crecimiento de población y la industrialización pararán. Si el hombre no lleva a cabo acciones conscientes para limitar el crecimiento de población y las inversiones de capital, las fuerzas inherentes al sistema natural y social se encargarán de limitar el crecimiento. El asunto es solo cuestión de cuándo y cómo cesará el crecimiento, no de si cesará. (Forrester, 1971). El comportamiento básico del modelo mundial de Forrester, trataba del exceso y del colapso. Proyectó que el estándar de vida material (en inglés material standard of living, o MSL), llegaría a su cenit en 1990 y después decrecería hasta el año 2100. Además, medido por el MSL (esto es, los puntos de subida y bajada al 30% del total del cenit), la esperanza de vida de la Civilización Industrial era de unos 210 años. (Forrester, 1971, Figura 4-2). Utilizó un modelo mundial para investigar las políticas sociales (por ejemplo, la “acción consciente” cultural) para posibilitar la transición a la sostenibilidad. En nuestros sistemas sociales, no hay utopías. No hay formas de comportamiento sostenibles que estén libres de presiones y tensiones...Pero para desarrollar las formas más prometedoras, se necesitará una dedicación y una contención en un futuro a tan largo plazo que el hombre puede no ser capaz de mantener. nuestro mayor reto ahora es cómo manejar la transición del crecimiento al equilibrio. Las sociedades industriales tienen tras de sí unas tradiciones antiguas que han promovido y recompensado el crecimiento. El folclore y los cuentos sobre el éxito, alaban el crecimiento y la expansión. Pero ese no es el camino del futuro. (ibid., 1971).





Encontró que la sostenibilidad podría alcanzarse en el modelo del sistema mundial, si se aplicaban, en 1970, las siguientes cinco políticas sociales: 

Tasa de uso de los recursos naturales, reducida un 75%



La generación de contaminación, reducida un 50%



La generación de inversión de capital, reducida en un 40%



La producción de alimentos reducidos un 20%



La tasa de natalidad reducida un 30% (ibid., 1971)

Los críticos (la mayoría de ellos economistas) dijeron que esas políticas eran “inocentes” y “poco realistas”. Afortunadamente, el equipo del proyecto acababa de completar un estudio de dos años utilizando el modelo más comprensible “Mundo3”. También investigaron las políticas sociales que podían llevar a la sostenibilidad en el sistema. Sin embargo, el sistema de referencia del “Mundo3” (como el de Forrester, en 1971) también proyectaron el exceso y el colapso del sistema mundial. Este es el modelo “Mundo3” de referencia...tanto la población Pop, como la producción industrial per capita (en inglés Industrial Output Per Capita, o IOPC), crecían más allá de los niveles sostenibles y por tanto decrecían después. La causa de su declive se podía trazar hasta el agotamiento de los recursos no renovables (Meadows, et al., 1972, Figura 35). El modelo “Mundo3” de referencia (ver 1972 arriba) proyectaba que la producción industrial per capita (IOPC) alcanzaría su cenit o pico máximo en el 2013 y después caería de forma aguda hasta el 2100. Además, la duración de la Civilización Industrial (medida entre los puntos de subida y bajada al 30% del pico máximo) alcanzaba los 105 años. Presenté la primera Teoría de Olduvai al público en 1989. El transcurrir de la historia humana se puede dividir en tres fases.





La primera, o fase preindustrial fue un largo periodo de equilibrio cuando las herramientas simples y máquinas muy sencillas limitaban el crecimiento económico. La segunda, o fase industrial, es un periodo muy corto de no equilibrio, que arrancó con fuerza explosiva cuando nuevas y poderosas máquinas eliminaron temporalmente todos los límites del crecimiento. La tercera, o fase de desindustrialización, se sitúa inmediatamente después, durante el periodo en que las economías industriales se deslizarán hacia un nuevo periodo de equilibrio, limitado por el agotamiento de los recursos no renovables y el continuo deterioro del medio ambiente (Duncan, 1989) En 1992, veinte años después del primer estudio del “Mundo3”, los miembros del equipo recalibraron el modelo con los últimos datos disponibles y los utilizaron para “adivinar un futuro sostenible”. Pero: Todo lo que nos declaró Mundo 3 es que el modelo del sistema y por implicación, el sistema del “mundo real”, tiene una fuerte tendencia a e xcederse y colapsar. De hecho, en los miles de modelos sometidos a prueba que hemos intentado estos años, el exceso y el colapso han sido con mucho, los resultados más frecuentes (Meadows, et al., 1992). ¡El modelo de referencia Mundo 3 actualizado, de hecho dio casi exactamente los mismos resultados que surgieron del primer estudio en 1972! Por ejemplo: la producción industrial per capita (IOPC) alcanzó su cenit o pico máximo en 2014 (contra el 2013 en el modelo anterior) y la duración de la Civilización Industrial salió con 102 años (contra 104 años anteriormente). El escritor australiano Reg Morrison, también prevé que el exceso y el colapso es adonde se dirige la humanidad. En su escenario (no tiene modelo formal), la población mundial alcanza los 7.000 millones de personas en el 2036. Y de ahí decrece a 3.200 millones en el año 2090, con una pérdida promedio de 71,4 120 OSCAR VANEGA ANGARITA




millones de personas por año (esto es, más muertes menos nacimientos) a lo largo de 54 años. Dada la gráfica actual de la población humana, sus indicadores también dicen mucho de un mensaje mucho mayor y desde nuestro punto de vista, mucho más ominoso: el ciclo de la plaga humana está a punto de alcanzar un clímax demográfico para después colapsar. No solo nuestros genes han conseguido ocultar o disimular que somos mamíferos totalmente típicos y por tanto, vulnerables a todas las pruebas y equilibrios habituales de la evolución, sino que también han logrado cerrarnos en el ciclo de la plaga, que parecen haber diseñado a propósito. Gaia está corriendo con precisión de reloj suizo (Morrison, 1999). Las discusiones siguientes muestran que muchos profesionales respetados han alcanzado conclusiones que son consistentes con la Teoría de Olduvai, a la que ahora trataremos. 

LA TEORIA DE OLDUVAI: 1930-2030

El sistema inmune de la Tierra, por así llamarlo, ha reconocido la presencia de la especie humana y está comenzando a reaccionar. La Tierra está intentando sacudirse de la infección del parásito humano. Richard Preston, 1994. La Teoría de Olduvai, volviendo al asunto, establece que la esperanza de vida de la Civilización Industrial es menor o igual a cien años, medida como el promedio mundial de producción de energía por persona y año: ê = E/Pop. La Civilización Industrial, según aquí se define, comenzó en 1930 y se prevé que acabe sobre el año 2030 o incluso antes. Nuestros principales objetivos para esta sección tienen tres vertientes: (1) discutir la Teoría de Olduvai entre 1930 y 2030, (2) identificar los eventos energéticos importantes durante este periodo y (3) enfatizar que Civilización Industrial = Civilización Eléctrica = al “modo de vida moderno”. La figura siguiente muestra la teoría de Olduvai.





Fig. 9. La Teoría de Olduvai: 1930-2030 Notas: (1) 1930 Þ La Civilización Industrial comenzó cuando (ê) alcanzó el 30% del valor pico máximo o cenit. (2) 1979 Þ ê alcanza el pico máximo de 11,15 boe/c. (3) 1999 Þ El fin del petróleo barato. (4) 2000 Þ Comienzo de la “Jihad de Jerusalén”. (5) 2006 Þ Cenit predicho en la producción mundial de petróleo. (6) 2008 Þ El punto de cruce OPEP con países No OPEP. (7) 2012 Þ cortes eléctricos permanentes ocurren a nivel mundial. (8) 2030 Þ La Civilización Industrial acaba cuando ê cae a niveles de 1930. (9) Obsérvese que hay tres intervalos de declive en el esquema de Olduvai: la pendiente, el declive y el barranco o acantilado, cada uno de los cuales es más agudo que el anterior (10) los pequeños dibujos hacen hincapié en que la electricidad es la energía de uso final esencial para la Civilización Industrial.

La Figura 9 muestra la curva completa de Olduvai entre 1930 y el año 2030. Los datos históricos aparecen de 1930 a 1999 y los valores hipotéticos del 2000 al 2030. Estos 100 años se denominan “Civilización Industrial”. La curva y los sucesos constituyen ambos el “esquema de Olduvai”. Obsérvese que la curva general tiene una forma de onda como un pulso, que se denomina exceso y colapso. Ocho grandes sucesos definen el esquema de Olduvai. Los Ocho Sucesos: El primero, en 1930 (ver nota 1 de la Figura 9) marca el comienzo de la Civilización Industrial, cuando ê alcanzó los 3,32 boe/c. Este es el 122 OSCAR VANEGA ANGARITA




“punto de arranque del 30%”, una forma estándar de definir la duración de un pulso. El segundo suceso, en 1979 (Nota 2) marca el pico máximo o cenit de producción mundial de energía per capita, cuando ê alcanzó los 11,15 boe/c. el tercer suceso, en 1999 (nota 3) marca el fin del petróleo barato. El cuarto suceso de 28 de septiembre de 2000 (nota 4) marca la erupción de la violencia en el Medio Oriente; esto es, la Jihad de J erusalén. Además el “JJ” señala el final de la “pendiente” de Olduvai, en el que ê decrece a un 0,33% por año, entre 1979 y 1999. En la Figura 9 se aprecian los siguientes intervalos en el esquema de Olduvai. El “declive” de Olduvai, el primero de los intervalos futuros, comienza en el año 2000 con una escalada de la guerra en el Medio Oriente. El quinto suceso de Olduvai en el 2006 (Nota 5) señala el pico máximo o cenit de la producción mundial de petróleo. El sexto suceso en el 2008 (Nota 6) marca el momento en que la OPEP supera la producción de los países No OPEP, producen el 51% del petróleo mundial y controlan cerca del 100% de las exportaciones mundiales de petróleo. El año 2011 señala el final del “declive” de Olduvai, en el que ê decrece un 0,67% por año entre el 2000 y el 2011. El “precipicio” es el último intervalo del esquema de Olduvai. Comienza con el séptimo suceso en el 2012 (Nota 7) cuando empiezan a suceder una serie de cortes eléctricos permanentes de carácter epidémico y finalmente, las redes eléctricas de potencia, finalmente expiran. El octavo suceso en 2030 (Nota 8) señala la caída de la producción (o uso) de energía mundial per capita al nivel de 1930. Este es el punto de descenso del 30% respecto del pico, cuando la Civilización Industrial se convierte en historia. La tasa de decrecimiento de ê es del 5,44% por año entre el 2012 y el 2030. “La mano escribe y después se mueve”. La decreciente fiabilidad del suministro eléctrico ya ha comenzado. Los cortes eléctricos en California y en otras partes, son el resultado de un largo proceso de desarrollo económico, del incremento incesante de dispositivos 123 OSCAR VANEGA ANGARITA




informáticos engullidores de energía, del aumento de la población y de un parón en la construcción de nuevas plantas de energía, en medio de la desregulación del mercado energético. Como los cortes amenazan con expandirse hacia el este en los próximos años, los ciudadanos norteamericanos se pueden ver en la tesitura de tener que optar por la energía o el medio ambiente; entre construir más plantas de energía o convivir con los dolores de cabeza económicos y las inconveniencias de suministros eléctricos inadecuados. (Carlton, 2000) El negocio de la electricidad ha llegado al límite de su capacidad de generación, sea ésta basada en las plantas de carbón, en las nucleares o en saltos hidroeléctricos. El negocio eléctrico ya ha respondido a esta escasez. Se han pasado pedidos para instalar un gran número de plantas generadoras de electricidad basadas en gas natural. Pero esas plantas de energía requieren una ingente cantidad de gas natural. El incremento dramático del consumo de gas que esto exige, simplemente no se puede abordar, porque el gas no está ahí (Simmons, 2000). Como ya hemos subrayado, la Civilización Industrial está atada a la electricidad. Por decirlo de alguna forma, en 1999 la electricidad suministró el 42% de la energía de uso final en todo el mundo, contra el 39% del petróleo (el combustible fósil líder). Aun así, esa pequeña diferencia del 3% empaña la magnitud real del problema, porque omite la diferente calidad de las diferentes formas del uso final de la energía. Pidiendo disculpas a George Orwell y a la Segunda Ley de la Termodinámica “Todos los julios (J) de energía son iguales, pero unos son más iguales que otros”. Esto es, si uno calienta su café, entonces un julio de energía funciona igual que un julio de energía eléctrica. Sin embargo, si uno desea conectar su ordenador, entonces 1 julio de energía representa 3 julios de petróleo. Por tanto, la relación entre la importancia de la electricidad, frente al petróleo en la Civilización Industrial, nos es de 42:39, sino algo más parecido a 99:1. cocientes similares se pueden hacer extensivos a la electricidad frente al gas y al carbón.





Pregunta: ¿Dónde ocurrirá la mortandad masiva de Olduvai? Respuesta: En todas partes. Pero las grandes ciudades serán, desde luego, los lugares más peligrosos para vivir cuando las redes eléctricas mueran. Allí quedarán millones de personas densamente empaquetadas en edificios altos, rodeados por hectáreas y hectáreas de asfalto y cemento: no habrá electricidad, no habrá trabajo y no habrá alimento. Las áreas urbanas se despoblarán rápidamente cuando las redes eléctricas dejen de existir. De hecho, ya hemos trazado las zonas peligrosas (ver, por ejemplo La Tierra Viviente – Viviente –en en inglés Living Earth-, 1966). En concreto, las grandes ciudades aparecen como puntos brillantes de color amarillo anaranjado en los mosaicos de los satélites de la NASA, cuando fotografían la Tierra de noche. Esas luminarias del planeta pl aneta están diciendo “atención”, “cuidado” y “peligro”. Los Ángeles y Nueva York, Londres y París, Bombay y Hong Kong son puntos calientes insostenibles. 

RESUMEN Y CONCLUSIONES

La teoría de la civilización se puede retrotraer desde la filosofía griega, hacia el 500 a.d.C., hasta un grupo de respetados científicos del siglo XX. Por ejemplo: las referencias de dos modelos de simulación realizadas en los años 70, ponen la esperanza de vida de la civilización entre 100 y 200 años. La Teoría de Olduvai se define específicamente como la relación entre la producción mundial de energía y la población mundial. Establece que la esperanza de vida de la Civilización Industrial es igual o menor de 100 años: entre 1930 y 2030. La teoría se ha contrastado con datos históricos entre 1920 y 1999. Aunque todas las fuentes de energía son importantes, la Teoría de Olduvai establece que la electricidad es la quintaesencia de la Civilización Industrial. La producción de energía mundial per capita se incrementó enormemente entre 1945 y el la fecha del cenit o pico máximo, en 1979. Desde entonces hasta 1999, y por primera vez en la Historia, decreció entre 1979 y 1999 a un ritmo de un 0,33% anual (la “pendiente” de Olduvai, en la Figura). Después, entre 2000 y 2011, según el esquema de Olduvai, la producción de energía per capita, se reducirá en un 0,70% anual (el “declive” de Olduvai). Después, entre el 2012 habrá una serie de 125 OSCAR VANEGA ANGARITA




cortes eléctricos permanentes en todo el mundo. Esos cortes, junto con otros factores, provocarán una caída del consumo de energía per capita hasta el 2030 de un 3,32% anual, hasta alcanzar el mismo valor que en 1930 (el “precipicio” de Olduvai). Por definición, la duración de la Civilización Industrial es igual o menor de 100 años. El “declive” de Olduvai entre entre el el 2001 y el el 2011 puede parecerse a la Gran Depresión que tuvo lugar entre 1929 y 1939: desempleo, colas para las comidas de caridad y gentes sin hogar. En cuanto al “precipicio” de Olduvai, no conozco precedente en la historia humana. Los gobiernos han perdido todo respeto. Las organizaciones mundiales son ineficaces. El neotribalismo está rampante. La población supera los seis mil millones y sigue creciendo. El calentamiento global y los nuevos virus son portada todos los días. La fiabilidad de las redes eléctricas está cayendo. Y en el momento en que la energía desaparezca, estaremos de vuelta en la Edad de Piedra. En 1971 llegué a la siguiente conclusión: “Si Dios hizo la Tierra para ser habitada por seres humanos, desde luego la hizo para el modo de vida de la Edad de Piedra”. La Teoría de Olduvai debe someterse a juicio.




3.


CONTRATACION PETROLERA Y STATE TAKE

La política petrolera tiene que ver con la contratación para las fases de exploración, desarrollo y producción. La tabla 5 ilustra los parámetros que establecen la modalidad de contratación petrolera en el ámbito internacional. Todos son relativos.

ENFOQUE RIESGO BONOS

PARTICIPACIÓN DEL GOBIERNO REQUERIMIENTO S DE CAPITAL IMPORTANTE

COSTOS DE OPERACIÓN TAMAÑO DEL CAMPO INGRESO DEL CONTRATISTA REGALÍAS COSTOS LÍMITES DE RECOBRO VALORES DE RESERVAS

ECONOMÍA DE ECONOMÍA EXPLORACIÓN DESARROLLO Análisis de Riesgo Factiblemente oferta de entrar/ceder evaluación de por contrato. contrato. exploración Perforación/hallazgo Costos, oportunidad, precios. precios. Muy Alto Moderado Firma de Bonos Bonos al principio Usualmente no son sensitivos Muy Sensitivo Parte muy importante del riesgo de capital

ECONOMÍA PRODUCCIÓN Evaluación de adquisición En su mayor parte riesgo de Precios. Bajo Bonos de producción producción Usualmente no son sensitivos Usualmente no es aplicable

Enorme pero tan riesgoso como en la exploración Capital de Costos de desarrollo Costos de operación exploración en en perforación, sísmica, bonos, facilidades de geología y geofísica, superficie y perforación perforación transporte Economía no Moderadamente Muy sensitiva sensitiva sensitiva Enorme Moderado Límite económico 100 - 150+ MMbbls 5 – 50+ 50+ MMbbls Preocupación Preocupación Preocupación Crítica Importante importante Puede ser muy discutida en la exploración y desarrollo, y causa prematuro prematuro abandono. abandono. Preocupación Preocupación muy Aquí no importan Importante Importante Valor esperado Flujo efectivo Flujo efectivo Hipotético discutido discutido Bajo Alto

Tabla 5. Parámetros para la contratación. contratación.





Negociaciones.

Los gobiernos han trazado numerosas estructuras para la extracción de la renta económica en el sector petrolero. Algunos son bien balanceados, eficientes y claramente diseñados. El tema fundamental es de todos modos la exploración y/o desarrollo, factible bajo las condiciones subrayadas en el sistema fiscal. El propósito de la estructura fiscal y la fijación de impuestos es capturar toda la renta económica posible. Esto consiste en dar a la industria una parte razonable del beneficio, o ingreso. 

Objetivos Gubernamentales.

El objetivo de un gobierno es maximizar la riqueza a partir de sus fuentes naturales para fortalecer los niveles apropiados de la actividad exploratoria y de desarrollo. Además, para cumplir esto, el gobierno debe diseñar sistemas fiscales que: 

Suministren una justa reversión al estado y a la industria



Eviten especulaciones indebidas



Limiten una carga administrativa indebida



Suministren flexibilidad



Produzcan una competencia sana y una eficiencia en el mercado.

El diseño de un sistema fiscal eficiente debe tener consideraciones del riesgo geológico, de las reservas potenciales, de la seguridad económica y social, y del nivel de violencia. 

Objetivos de la Compañía Petrolera.

Los objetivos de las compañías petroleras son encontrar equidad y maximizar la riqueza descubriendo y produciendo reservas de petróleo y gas al menor costo posible y garantizar los más altos beneficios posibles. Además de esto, deben descubrir grandes campos. Infortunadamente, las regiones de grandes campos son pocamente encontradas y acompañadas por estrictos 128 OSCAR VANEGA ANGARITA




términos fiscales. La industria del petróleo es confortable con términos severos si ellos son justificados por un suficiente potencial geológico. El primer aspecto económico de negociaciones contrato/licencia, son el compromiso de trabajo y los términos fiscales. 

Compromiso de Trabajo.

Los compromisos de trabajo son generalmente medidos en kilómetros de datos sísmicos y en número de pozos. Hay algunas instancias donde el compromiso de trabajo puede consistir solamente de la adquisición de datos sísmicos con una opción para perforar. Otros contratos tienen fuertemente obligaciones agresivas de perforación. Los términos del compromiso de trabajo imponen penas por el no rendimiento. El compromiso de trabajo es un aspecto crítico de la exploración internacional. Esto incorpora la mayor parte del riesgo de la exploración petrolera.

3.1.

SISTEMAS DE CONTRATACIÓN MUNDIAL.

Los gobiernos y las compañías negocian su interés en uno de dos sistemas básicos: las concesiones y los contratos. La diferencia fundamental entre ellos es el resultado de diferentes actitudes hacia la propiedad de las fuentes minerales.

3.1.1. Sistema Concesionario. El sistema concesionario, como su término implica, permite la propiedad privada de las fuentes del mineral. Los Estados Unidos, de acuerdo, son el ejemplo extremo del sistema donde el individuo puede tener derecho propio sobre el mineral. En los demás países el gobierno se apropia de todas las fuentes minerales, pero bajo el sistema concesionario transferirá títulos a una compañía si ellos están produciendo. La compañía está sujeta entonces al pago de regalías e impuestos.





La concesión evolucionó en su carácter y filosofía, de tal manera que en la actualidad algunos países la utilizan con términos más favorables al anfitrión que aquellos que se establecían en los antiguos contratos. Esta segunda generación de Concesión tiene como principales características el reconocimiento de la propiedad del Estado sobre los recursos, la validez por tiempo limitado y programas de trabajo acordados. En algunos casos las regalías son variables y el riesgo exploratorio es asumido totalmente por la compañía. Una característica de la Concesión moderna es el reconocimiento por parte de las petroleras de la propiedad y soberanía del Estado sobre los recursos naturales contenidos en el territorio. Adicionalmente, le brinda al Estado un papel significativo tanto en la selección de la tecnología para el desarrollo de un campo, como en el control de la producción de los recursos naturales.

3.1.2. Sistema Contractual. Bajo el sistema contractual el gobierno retiene la propiedad de los minerales. Las compañías petroleras tienen derecho a recibir una parte de la producción o renta a partir de la venta de petróleo y gas de acuerdo con un contrato de producción compartida o un contrato de servicio. En la industria del petróleo, Indonesia es el pionero de los contratos de producción compartida, con el primer contrato firmado a principios de los años 60´s. Las medidas contractuales se dividen entre contratos de servicio y contratos de producción compartida. La diferencia entre ellos depende de todos modos de la compensación que recibe el contratista en efectivo o en especie (crudo). La diferencia entre contratos de servicio de riesgo y de servicio puro depende de los honorarios basados en los beneficios. Los contratos de servicio puro (no riesgo) son poco vendidos. En los contratos de servicio puro el contratista realiza el trabajo de exploración y/o desarrollo a nombre del país anfitrión a cambio de un honorario. Todo el riesgo es asumido por el estado. 130 OSCAR VANEGA ANGARITA




Contratos de Producción Compartida (PSC).

En este acuerdo, la compañía actúa como contratista del Gobierno anfitrión y como contraprestación toma un porcentaje de la producción para recuperar los costos. La producción restante se distribuye entre la compañía y el Estado con base en una proporción acordada. La evolución de este tipo de contratos dio lugar al modelo de “Ganancias Compartidas”. 

Elementos del Contrato de Producción Compartida

Recuperación de Costos (Cost Recovery) para la compañía petrolera, que asume totalmente los costos de exploración asociados con el descubrimiento. Distribución de la Producción. Después de deducir la cantidad de petróleo acordada entre el Estado y la compañía (Cost Oil), la producción restante (Profit Oil) es distribuida entre el Estado y la compañía, con base en una escala de producción (diaria o acumulada) de los campos descubiertos. Régimen Fiscal. Excluye regalías debido a que al ser éstas un impuesto basado en la producción, el Gobierno estaría penalizando a la compañía tanto en la producción como en las utilidades (impuesto de renta). 

Contrato de Ganancias Compartidas con base en la Rentabilidad.

Se originó en los años 80 como respuesta al deseo de un gran número de países de participar significativamente en los grandes hallazgos al tiempo que proporcionar un ambiente atractivo para las compañías en la exploración de áreas de alto riesgo, conocidas como áreas de frontera. El elemento clave de este contrato es que la petrolera dispone de una porción de los ingresos para recuperar los costos, así como de un retorno acordado de su inversión. Una vez el flujo de caja aumenta y el contratista ha recibido esas compensaciones, el Estado aumenta su participación en los dividendos por medio de mayores regalías o mediante impuestos de renta adicionales.





La rentabilidad, base para la distribución de las ganancias, puede ser medida en términos de la Tasa Interna de Retorno (TIR) o Factor R (Ingresos/Egresos) de cada campo o contrato. 

Contratos de Servicios.

Las principales características de este tipo de acuerdos son: El ciento por ciento de la producción pertenece al Gobierno al igual que las reservas. El Estado compensa a la compañía por el servicio prestado mediante el pago de una tarifa acordada. El atractivo de este contrato para las compañías es la expectativa de que pueden adquirir un porcentaje del crudo producido a un precio preferencial. Las regalías no son usadas en este tipo de acuerdos. Existen dos variedades de este tipo de contratos: 

Contratos de Servicio con Riesgo.

El contratista asume todos los costos de exploración. Si no hay un descubrimiento, el contrato termina y la compañía cesa de explorar. En caso contrario, el Estado es totalmente dueño del recurso y puede posteriormente contratar, con la compañía que realizó el descubrimiento o con cualquier otra, la ejecución del desarrollo del campo descubierto. Este tipo de contrato es sólo viable en aquellas áreas donde exista una buena probabilidad de encontrar fácilmente un campo comercialmente explotable. 

Contrato de Servicios sin Riesgo.

Son acuerdos en los cuales una compañía conduce las operaciones por cuenta del Estado o su empresa Estatal. Los riesgos y costos son asumidos en su totalidad por el Estado y por consiguiente cualquier descubrimiento es de su propiedad. La petrolera actúa como un contratista del Estado y como tal su remuneración consiste en una tarifa fija en efectivo acordada por las partes. 132 OSCAR VANEGA ANGARITA




La adopción de este tipo de contratos supone la disponibilidad de un cierto nivel de capital de riesgo por parte del Estado y un bajo nivel de incertidumbre respecto del hallazgo de hidrocarburos en las áreas que aplicarían para el acuerdo. Este acuerdo es generalmente usado para adelantar operaciones de producción y no para operaciones de exploración, en virtud a que las primeras implican un menor riesgo y por consiguiente, la remuneración es proporcionalmente menor. 

Joint Ventures (Contratos de Unión de Riesgo).

Básicamente son “sociedades” entre las compañías petroleras y el Estado. Tienen lugar cuando el Estado, a través de la compañía nacional petrolera o de cualquier otro organismo estatal, se convierte en socio en la explotación de un descubrimiento. Los socios del Joint Venture distribuyen el riesgo y las ganancias que genere el negocio aun cuando frecuentemente sobre bases diferentes. En algunos casos, el socio que originó el Joint Venture puede tener derecho a un pago extra o compensación. En otros, el socio titular del derecho o permiso para explorar o explotar un área puede recibir una concesión de los otros socios, consistente en el pago de toda o parte de su proporción de algunas de las inversiones efectuadas en desarrollo del acuerdo como, por ejemplo, la perforación de un número acordado de pozos. Las variaciones sobre este aspecto son infinitas, lo que le permite Joint Venture ser completamente flexible para la negociación de sus términos. Cuando existe una participación por parte del Gobierno en un Joint Venture, normalmente se establece que se inicie a partir del comienzo de la producción de un campo, esto quiere decir que el Estado es “conducido” (no asume costos) por los otros socios durante el período de exploración.





En algunos países es posible encontrar acuerdos Joint Venture en los cuales el Estado es “conducido” por los otros socios en los costos de desarrollo, además de los causados durante la etapa de exploración. En tales casos, el reembolso de los costos se realiza sólo cuando el Estado comienza a obtener beneficios económicos del desarrollo. Todos los acuerdos Joint Venture involucran la suscripción de un Acuerdo de Operación Conjunta (Joint Operating Agreement - JOA). En él se establecen los términos de operación entre los socios que conforman el acuerdo, como fecha efectiva y término del contrato, interés de participación, responsabilidades del operador, programas y presupuestos de trabajo, procedimiento para la transferencia y renuncia de intereses y normas de confidencialidad de la información, entre otros. 

Factor de Rentabilidad (Factor R).

En el ámbito mundial este sistema contractual ha tenido poca acogida, aunque en los países que se ha implementado ha tenido buenos resultados. Entre los países que se han acogido al sistema se encuentran Ecuador, en los contratos de servicios; Túnez y recientemente Colombia entre otros. En Ecuador, el factor R estaba basado sobre la siguiente escala incremental: Rata de Producción (Q) Hasta 10.000 BOPD 10.001 - 30.000 BOPD 30.001 - 50.000 BOPD 50.001 - 70.000 BOPD 70.000+ Tabla 6. Factor R en Ecuador

Factor R 0.30 0.25 0.23 0.20 0.18

Para entender mejor este sistema calcularemos como ejemplo el factor R para una tasa de producción diaria de 16.438 bpd.





R = (0.3 * 10.000 + 0.25 * 6.438) / 16.438 = 0.2804 Según el cálculo anterior, el factor R efectivo es de 0.2804. El más común de los contratos de factor R es el implantado en Túnez cuya definición está basada mediante la fórmula:

Factor R



Ingresos Netos Acumulados Costos Totales Acumulados

En Túnez las regalías del petróleo y el gas, los impuestos, y la participación del gobierno son todas basadas sobre el Factor R, en donde los ingresos netos acumulados son la renta neta acumulada actualmente recibida por el contratista, la cual es igual al volumen del negocio (renta bruta) para todos los impuestos anuales menos los impuestos pagados y los costos totales acumulados son los costos en exploración y gastos de tasación y los costos de operación actualmente incurridos por el contratista a partir del día de la firma del contrato. 

Contratos Híbridos.

Combinan elementos de las diferentes modalidades de contratación: regalías, distribución de producción, porcentaje de recuperación de costos, impuestos de participación del Estado, etc.; tal es el Contrato de Asociación Colombiano. Si se mira retrospectivamente el desarrollo mundial de la industria petrolera, observamos cómo la contratación petrolera evolucionó principalmente como resultado del poder de negociación adquirido por los países propietarios del recurso, que en el pasado delegaron la actividad petrolera a las compañías privadas, pero que a partir del momento en que confirmaron la importancia estratégica del petróleo, empezaron a consolidar una posición firme en el mayor aprovechamiento de sus recursos. En la tabla 7 se muestran algunos ejemplos sobre la regulación petrolera mundial: 135 OSCAR VANEGA ANGARITA



Nueva Guinea

Malasia

Nigeria

Tipo de Gobierno Primer Ministro Estilo de democracia parlamenta ria Monarquía Constitucio nal

Constitució Sistema n Legal 9/16/1975 Leyes comunes inglesas

8/31/1957 Leyes Enmendada comunes en 1963 inglesas

Gobierno 10/1/1979 Militar enmendada desde 1983 en 2/84 revisada 1989

C o l o m b i a República – 7/5/1991

Túnez

Domina la Rama Ejecutiva República

Qatar

Monarquía tradicional

Vietnam

Estado Comunista


6/1/1959

Agencia del Legislación Estado Petrolera Autorizada Acta Departament petrolera o de 1977 4/1978 Minerales y Capítulos Energía 198 Departament os de Petróleo Actas 1974/5 Perforación de petróleo y registros de producción de 1969

Leyes comunes inglesas. Leyes islámicas y tribunal legal Basada Decreto ley sobre leyes 1760 de Españolas 2003 Basada sobre leyes civiles francesas y leyes islámicas

Decreto Ley 85-9 14/9/85 Modificado por la ley 879 6/2/87 y el decreto ley 90-55 18/6/90 Constitución Sistema No tiene Ley provisional discrecional de petróleos promulgada de leyes el 4/2/1970 controladas por el Amir y la ley islámica 12/18/1990 Basada Ley del sobre la 29/12/1987 teoría legal sobre comunista y investigacion la ley civil es francesa extranjeras

Petronas Compañía Petrolera Nacional Nigerian Nat. Oil Co. (NNOC)

Ecopetrol Y ANH Ministro para Energía y Minas

Qatar Petroleum Producing Co. (QPPC)

Petrovietnam

Tabla 7. Ejemplo de las Estructuras de Regulación Petrolera Mundial.





3.2. REGALÍAS. Las regalías son en su concepto fundamental, derechos quitados del tope de la renta bruta y el tratamiento es similar bajo casi todos los sistemas fiscales. Muchos contratos de producción compartida no tienen una regalía, ejemplos de este tipo se encuentran en países como Albania, Angola, Bangla Desh, India, Indonesia, Irlanda, Malta y España entre otros. El lenguaje del contrato filipino es idéntico al de los demás contratos de producción compartida con la excepción de la rebaja por incentivo de participación filipina (FPIA). La FPIA es parte del honorario de servicio y está basado en las rentas brutas justo con una regalía excepto que el gobierno paga al grupo contratista hasta el 7.5% de las rentas brutas. Esta parte del honorario del contrato es equivalente o puede ser visto como una regalía negativa. La FPIA, está basada en un sistema escalonado que puede llegar hasta un 7.5% si la participación filipina es del 30% o más en onshore o del 15% offshore. Participación Filipina FPIA (%) (%) Hasta el 15 0 15 - 17.5 1.5 17.5 – 20 2.5 20 - 22.5 3.5 22.5 – 25 4.5 25 - 27.5 5.5 27.5 – 30 6.5 30+ 7.5 Tabla 8. Sistema de regalías negativas en Filipinas

Un porcentaje de regalía específica es una cantidad fija cobrada por barril o por tonelada. Esta especie de regalía es relativamente rara, pero puede también ir con otro nombre, tal como tarifa de exportación como en la antigua Unión Soviética. Otro tipo de porcentaje de regalía específica es el US$1.00/bbl como recaudo de impuesto de guerra en Colombia. Este recaudo se inició en 1990 y es cobrado





durante los primeros seis años de producción. Esto es aún más regresivo que una regalía ordinaria. A nivel mundial cualquier regalía por encima del 15% es excesiva. Es ineficiente y contraproducente tener regalías tan altas. Una regalía del 20% como en nuestro país sobre un precio del petróleo de US$18/bbl es US$3.6/bbl. Esto marca una enorme diferencia con el desarrollo de campos pequeños y de producción marginal. Un campo marginal por ejemplo, puede requerir hasta un 50% de las rentas brutas sobre la vida del campo para recuperar el capital y los costos de operación. Una regalía del 20% en la situación representaría el 40% de los beneficios. Un remedio a este problema que ha llegado a ser popular son las regalías escalonadas y otros elementos fiscales para acomodar las situaciones marginales. 

Regalías Escalonadas.

Una característica encontrada en muchos sistemas fiscales del petróleo son las regalías escalonadas como por ejemplo en Abú Dhabi, Camerún, China, Gabón, Marruecos en el sistema concesionario y Tailandia, entre otros, usadas por regalías, impuestos y varios otros aspectos.

El enfoque más común es un

incremento escalonado basado en promedios diarios de producción. El siguiente ejemplo muestra unas regalías escalonadas desde un 5% hasta un 15% de acuerdo en un aumento de 10.000 bpd de producción.

Producción Diaria (BOPD) Regalía (%) Hasta 10.000 5 10.001 - 20.000 10 20.000+ 15 Tabla 9. Ejemplo de un Sistema de Regalías Escalonadas

Si la producción diaria es de 15.000 bpd, la regalía efectiva a pagar por el contratista es de 6.667% (10.000 bpd  5% + 5.000 bpd  10%). 138 OSCAR VANEGA ANGARITA




Los niveles de producción en el sistema de regalías escalonadas deben ser elegidos cuidadosamente. Si los intervalos son también altos, entonces el sistema no tiene flexibilidad. En algunas situaciones tener intervalos de 50.000 bpd pueden ser también altos o los conservadores de 10.000 bpd pueden ser también bajos. La elección de la escala es realizada por el tamaño del descubrimiento La industria internacional del petróleo ha entrado en una era de intensa competición global. Cada día hay más países que se abren al negocio y están agresivamente buscando capital. En 1993 hubo licencias oficiales en 40 países. Otras naciones estuvieron activamente negociando con compañías petroleras. Las repúblicas de la antigua Unión Soviética dominan la escena. Esto ha creado un competitivo aumento de conciencia entre todos los países del mundo. Los países deben ser proactivos y sus esfuerzos de mercadeo tienen que ser consistentes con su cultura, su geología y sus términos fiscales. Regiones tales como el Sudoeste de Asia, América Latina y el Oeste de África, están siendo evaluados sobre las bases de prospectividad, términos fiscales y negocios ambientales en general.

Países con ciertas regiones geográficas pueden

necesitar cooperación. En la actualidad más gobiernos están dependiendo de contratos de producción compartida, bajas regalías y menos firma de bonos. Los gobiernos son más flexibles en la adjudicación de bloques y licencias. Las compañías petroleras independientes se están proyectando al exterior como nunca antes, entrando al campo de las mejores compañías petroleras.

3.3.

TENDENCIAS MUNDIALES DE CONTRATACIÓN PETROLERA.

Aunque la primera forma de contratación, la concesión, reinó por casi un siglo, en 1938 el nuevo gobierno revolucionario Mexicano cambió las regalías, siendo esta la 139 OSCAR VANEGA ANGARITA




primera expresión de insatisfacción contra el sistema de concesión existente. La segunda expresión surgió cuando en 1948 el gobierno de Venezuela promulgó una ley sobre el impuesto de renta, mediante la cual se aseguró una distribución del 50/50, de los beneficios o utilidades en la explotación, entre el Gobierno y las compañías petroleras. Otros países productores lo imitaron, iniciándose así el movimiento en el Medio Oriente (v. g., Arabia Saudita, en 1950, Kuwait en 1951 e Irak en 1952). Aunque estas medidas para aumentar la participación económica de los gobiernos fueron revolucionarias en su momento, no recibieron mayor oposición de parte de las compañías. La crisis surgió cuando Irán demandó otros cambios relativos al control de las operaciones y del mercado del petróleo. Las grandes compañías se opusieron rotundamente al programa de iranización de la industria, que se inició con la nacionalización de la famosa Anglo Iranian Oil Company. El gobierno iraní perdió la batalla porque las grandes multinacionales hicieron muy efectivo un “embargo" contra la producción de las empresas nacionalizadas. De todas maneras, el sistema de concesión se vio sometido a grandes presiones en los países donde se había establecido. La irrebatible discrecionalidad de las compañías privadas sobre las operaciones y decisiones claves, relativas a los precios y niveles de producción, fueron vistas como perjudiciales y en detrimento de los intereses nacionales. Es interesante resaltar cómo, en la industria del petróleo en general, durante la etapa de la exploración las compañías tienen un gran poder negociador al paso que, al descubrir reservas importantes, esta posición se ve disminuida frente a los gobiernos. Este fenómeno ayudó a que, habiéndose descubierto grandes reservas, los Estados respectivos vieran incrementada su fuerza negociadora, propiciando un ambiente favorable a los cambios en el esquema de la antigua concesión. El error clave del sistema de concesión radicaba en haberle dado a las compañías privadas el control total sobre las operaciones petroleras dentro de los países 140 OSCAR VANEGA ANGARITA




productores, mediante el otorgamiento de derechos exclusivos, sumamente amplios, tal como ya se comentó.

Es esencial que el gobierno tenga adecuados

conocimientos técnicos, gerenciales y científicos, para poder llevar a cabo el control efectivo de las operaciones petroleras en su territorio, lo cual se ha venido adquiriendo poco a poco. Nuestro país no fue ajeno a este proceso, aunque un poco tarde se llegó a la institución de un cambio en el sistema ya que la industria petrolera nacional se había paralizado, lo cual nos convirtió en el poco tiempo en importadores de crudo debido al alto incremento en el consumo de hidrocarburos. Después del fracaso de las concesiones, en los años 60 y 70’s vinieron trasformaciones para los sistemas de contratación en los países exportadores, naciendo los diversos tipos de contratación que hoy conocemos. La década de los años ochenta fue prácticamente inerte en cambios, pero a principios de los 90, después de la Guerra del Golfo, hubo una serie de acuerdos petroleros que reflejan un espíritu de desregulación y desburocratización de los Estados anfitriones, al mismo tiempo que se permite una mayor libertad o discreción a las petroleras, principalmente en lo que se refiere a la aprobación de operaciones. Otro aspecto importante es la preferencia de los Gobiernos por deducir sus prerrogativas con el propósito de mantener o aumentar el capital privado de inversión que, dadas las características propias del negocio, es de muy alto valor y riesgo. Se observa también un predominio de las formas híbridas de contratación. Contratos tipo Producción Compartida parecen predominar para nuevas áreas de exploración, mientras que en el caso de áreas con operaciones existentes la figura más aceptada es el Joint Venture.





Cada vez es mayor la preocupación de los países porque sus sistemas de contratación poseen regímenes fiscales más flexibles, con instrumentos que permitan hacer al Gobierno más sensible a la rentabilidad de una operación, tales como las regalías graduadas, los impuestos de renta basados en la tasa de retorno, impuestos flexibles a la volatilidad del precio del petróleo e incentivos fiscales para estimular el desarrollo de campos marginales. La competencia por atraer el capital de inversión ha dado lugar a que los países adopten más de un tipo de modelo de contratación, dependiendo de riesgo geológico que presenten las distintas áreas potencialmente petrolíferas, como es el caso de Ecuador y Perú donde se pueden negociar Joint Ventures, Concesiones y Contratos de Servicios, o el de Venezuela donde se han realizado licitaciones para adjudicar Contratos de Servicios para campos marginales y Contratos de Ganancias Compartidas en nuevas áreas de exploración. Por último, los contratos recientes hacen un mayor énfasis en las áreas de transferencia de tecnología y tienen en cuenta disposiciones precisas en torno al impacto en el medio ambiente. En Colombia en particular, además del Contrato de Asociación, Ecopetrol ha suscrito y tiene previsto celebrar otros tipos de contrato para la exploración y explotación de hidrocarburos dentro de las áreas que se reservó, conservando la filosofía del sistema de Asociación; mientras que la ANH ha incursionado en una nueva Concesión que han llamado REGALIA / IMPUESTOS (R/T). Su concepción se fundamenta en las Concesiones modernas y la modalidad de adjudicación depende de las áreas en las que se aplican.

3.4.

POLÍTICA DE CONTRATACION PETROLERA EN COLOMBIA

El análisis de los términos contractuales y fiscales de los contratos E&P en Colombia permitirá identificar los criterios mínimos que se deben considerar en el momento de tomar la decisión, para desarrollar un proyecto de inversión petrolera en este país. Adicionalmente, brindará la oportunidad de conocer la filosofía implementada 142 OSCAR VANEGA ANGARITA




como política petrolera para incentivar la inversión extranjera en esta industria en Colombia, haciéndola más atractiva que en otros países de la región, a partir de mejores condiciones fiscales e incentivos tributarios. El nacimiento de cada uno de los sistemas contractuales tiene su razón de ser en procesos históricos, que nos muestran una serie de elementos reales, esenciales para entender y diferenciar cada uno de tales sistemas. En general, todos los sistemas de contratación petrolera en el mundo evolucionaron desde sus raíces básicas hacia modelos menos rígidos que proporcionan una mayor flexibilidad en la negociación de sus términos. Se podría afirmar que existen dos corrientes históricas que marcan la evolución entre los diferentes regímenes petroleros: primero está la llamada de los "regímenes de licencias", en los cuales el Estado concede derechos a los particulares sobre sus hidrocarburos, bien sea en forma exclusiva o asociándose con ellos, para llevar a cabo las operaciones, y la otra, conocida como de los "regímenes contractualistas". Dentro de los “regímenes de licencia” podemos encuadrar a aquellas naciones que tienen un sistema de Concesión; dentro del otro régimen se encuentran los Contratos de producción compartida, los Joint Venture (Contratos de Asociación) y los Contratos de Servicios. El régimen contractual en exploración y producción en Colombia está enmarcado dentro del contexto internacional, teniendo sus pros y sus contras que son analizados enseguida para comprender por qué nuestro “State Take” es el más bajo de Latinoamérica, por qué no somos un país petrolero, por qué no hay grandes multinacionales explorando en Colombia, por qué las grandes inversiones las hace y las tiene que seguir haciendo Ecopetrol S.A, por qué no es conveniente seguir privatizando nuestra empresa Estatal, por qué la importancia estratégica de fortalecer la Agencia Nacional de Hidrocarburos, por qué no hay una bonanza 143 OSCAR VANEGA ANGARITA




petrolera real, por qué importaremos gas desde el próximo año y petróleo desde el 2015, y, sobre todo, por qué necesitamos con urgencia aprobar una Ley Marco de Hidrocarburos. Lo primero en analizar son los riesgos que existen para el inversionista qué, al evaluarlos, determinan la clasificación de nuestro país en su portafolio de inversión. Las empresas internacionales expertas en la evaluación del riesgo-país los agrupan en riesgos políticos, económicos, comerciales e industriales. Dentro de los riesgos políticos está la estabilidad del régimen, que en nuestro país es una fortaleza por ser una de las democracias más antiguas de Latinoamérica; la disputa de fronteras cuando en ellas hay buenos prospectos petroleros (Los Monjes y San Andrés son casos en Colombia); la influencia del sindicalismo en el sector, debilitado durante el gobierno Uribe; la legislación ambiental, una debilidad en nuestro caso por ser inoperante y retardataria en la gestión exploratoria; el terrorismo, menguado en el gobierno anterior pero en reciente reactivación; y el estado de guerra o conflicto interno, que ha sido reconocido por el actual gobierno, lo cual le quita puntos importantes en la clasificación de preferencia a nuestro país. Dentro de los riesgos económicos tenemos fortaleza en el crecimiento del producto interno bruto –PIB, la baja inflación y la no expropiación de la propiedad privada; las escasas reservas monetarias representan un riesgo moderado, mientras que la alta deuda externa y la balanza de pagos negativa, son consideradas por los inversionistas variables de alto riesgo. Los riesgos comerciales son los que menos impactan desfavorablemente en los inversionistas petroleros, pues nuestro país permite la repatriación de capital y la financiación externa o de terceros; hay estabilidad legal al no ser retroactivas las leyes, garantizando las condiciones pactadas; se eliminó, en el nuevo sistema contractual, la obligatoriedad de suministro interno que contemplaba el anterior contrato de asociación, permitiéndole al inversionista exportar su producción; no 144 OSCAR VANEGA ANGARITA




existe política de precios como ocurría en el antiguo sistema concesionario, pues éstos se rigen por el precio internacional; y no hay sistema de cuotas que restrinjan la producción como ocurre en los países miembros de la OPEP cuando hay sobreoferta. Los mayores riesgos se encuentran en la misma industria, pues el que más pesa es el geológico, y en nuestro país es muy baja la probabilidad de encontrar prospectos petroleros con reservas superiores a 100 millones de barriles (todos los campos descubiertos en los últimos 20 años tienen reservas inferiores a esta cifra); el riesgo operacional es muy alto por el acoso de los grupos insurgentes al margen de la ley, la saturación de la infraestructura de transporte y la falta de vías de penetración a las zonas petroleras que dificultan la logística exploratoria. En este grupo de riesgos se resalta a favor de los inversionistas los términos contractuales, el acceso a la información y la facilidad de negociación que brinda la ANH. De acuerdo a la evaluación de los riesgos enumerados anteriormente, Colombia en los últimos 12 años ascendió del puesto 76, en la lista de riego-país del portafolio de inversión, al puesto 34; y mejoró el índice de prospectividad petrolera de 5 a 15, pasando de poco competitivo a moderadamente competitivo, producto de la disminución en la participación del Estado en la renta petrolera (State Take), la cual bajó del 80% al 42% en promedio. Esto último se logró introduciendo reformas a favor de los inversionistas en el sistema contractual, la ley de regalías y el sistema tributario, así: en primera instancia el gobierno de Pastrana modificó en 1999 el contrato de asociación, aumentando la participación del inversionista en la producción, después de regalías, del 50% al 70%; cambió la liquidación de las regalías del 20% constante a una escalonada, que varía del 5% al 25% dependiendo de la producción del campo; eliminó el impuesto de remesa que era del 7%; permitió la repatriación de capital y las utilidades; cambió el método de depreciación de activos “por unidades producidas” al método de “línea recta” con valor de salvamento nulo, reduciendo el periodo de depreciación de 22 a 5 145 OSCAR VANEGA ANGARITA




años; y eliminó el leasing financiero (inversión) de la contabilidad petrolera, dejando únicamente el leasing operacional (costos), beneficiando de este modo al inversionista por la amortización que Ecopetrol tenía que hacer del 30% de estas inversiones. Posteriormente, con el Decreto-Ley 1760 de 2003, el gobierno de Uribe creó la ANH, la cual en 2004 eliminó el contrato de asociación, volviendo al antiguo contrato de concesión, donde la participación del Estado en la producción pasó del 30%, después de regalías, a un promedio del 7% en las concesiones otorgadas por licitación o subasta, o al 0% en los contratos otorgados directamente. Igualmente, el gobierno de Uribe creó otro alivio tributario con la deducción por la compra e importación de activos fijos (en sus primeros 6 años de gobierno del 40% y en sus 2 últimos años del 30%), que sumado a la depreciación acelerada aprobada en el gobierno de Pastrana, el Estado terminó devolviendo a los inversionistas el valor de sus inversiones más un regalito equivalente al 13 por ciento de ese valor. El gobierno de Santos desmontó esta deducción por compra de activos fijos, señalando que se trataba de un privilegio temporal que ya había cumplido con su cometido. Además de las mejoras contractuales, en regalías y tributarias, la mayoría de los Inversionistas reconocen que la política de seguridad democrática, junto con la estabilidad política y legislativa mejoró las condiciones para la inversión extranjera, generando un panorama bastante atractivo para la mayoría de empresas multinacionales. Por lo cual, muchos analistas consideran que el aumento de la producción, constante desde 2006, de debe a la amalgama de todas estas variables. Sin embargo, considero que el incremento en las actividades de exploración y producción se debe principalmente al alza de precios del petróleo desde 2005, que hizo posible la explotación de yacimientos de crudo pesado descubiertos hace décadas (Rubiales, Castilla), que hoy representan el 80% del incremento de la producción. El aumento del precio y las deducciones tributarias por compra de activos permitió invertir en tecnologías modernas para recuperar crudo residual en campos maduros (La Cira-Infantas, Casabe). Realmente los cambios contractuales y 146 OSCAR VANEGA ANGARITA




en regalías ha permitido el incremento de la exploración en cuencas sedimentarias consideradas de menor riesgo, donde ya se ha probado la existencia comercial de hidrocarburos, con lo cual se han descubrimiento campos pequeños que sólo aportan el 10% de la producción. Sumando todas las políticas y externalidades anteriores, el país está cerca al millón de barriles diarios, la meta máxima antes de volver a la declinación si no descubrimos un gran yacimiento. Este incremento de la producción no ha ido de la mano con la expansión de la infraestructura de transporte, punto en el cual Ecopetrol (55%), Pacific Rubiales (32,8%) y Petrominerales se unieron para construir el Oleoducto Bicentenario entre Casanare y Coveñas, que será puesto al servicio a fines de 2012.

3.4.1. Concesiones. Es la más antigua forma de contratación petrolera. Las primeras concesiones fueron firmadas a finales del siglo pasado, con las compañías que dieron origen a las que ahora son las más grandes multinacionales. Aunque, sin licencia alguna conocida, con el pozo Tubará perforado en 1883 cerca a Barranquilla, por don Manuel María Palacio, don David López y el geólogo Luis Striffler, se dio inicio a la exploración petrolera en Colombia; es sólo a través del sistema de concesión desde 1886 que se inicia oficialmente la “utilización” del petróleo, cuando el Gobierno otorgó la primera Concesión para este fin en la costa norte a Jorge Isaac (quien buscando carbón encontró petróleo); el cual rigió hasta 1974 cuando el presidente Alfonso López Michelsen expidió el Decreto Ley 2310 por medio del cual abolió el sistema concesionario como mecanismo de contratación petrolera en el país. Sin embargo, la primera Concesión formalmente firmada por el gobierno de Colombia para la exploración de petróleo, se realizó con el señor Roberto De Mares, quien en representación de una compañía canadiense, filial de la Standard Oil, suscribió la Concesión Armella-De Mares (valle inferior del Magdalena) a finales del siglo XIX. Luego vinieron más contratos, como las Concesiones De 147 OSCAR VANEGA ANGARITA




Mares y Barco. Con la De Mares (para el valle medio del Magdalena) se marcó la pauta de la exploración y se dio inicio al desarrollo de la industria. Luego de la abolición de las Concesiones, a los concesionarios se les respetaron los derechos hasta la fecha de reversión, y es así como en la actualidad aún existe una vigente extendida por 20 años más por el presidente Uribe en 2003, la cual es: Número

Nombre

Empresa

Fecha Final

Regalía

2162

Yalea

Perenco

05 - 03 - 2.023

11.5 %

Tabla 10. Concesiones Vigentes

Este contrato en general era bastante rígido y consistía en que la nación otorgaba a un particular un área determinada para explorar y explotar petróleo. Su filosofía consistía en entregar a las compañías el derecho exclusivo a buscar, obtener, explotar, desarrollar, disponer para la venta, transportar, exportar y vender el petróleo y las sustancias derivadas, sobre grandes extensiones territoriales, por largos períodos, a cambio de regalías y algunos impuestos. El Gobierno no tenía participación en la administración de las operaciones ni aportaba capital de riesgo. Las labores que se desarrollaron bajo el sistema de Concesión condujeron a que en el país se descubrieran 54 yacimientos comercialmente explotables, con reservas recuperables de 2.600 millones de barriles que le permitieron a Colombia atender completamente sus requerimientos internos hasta finales de 1975, cuando se inició la importación de hidrocarburos para atender las necesidades nacionales de consumo. Las principales características de los contratos de Concesión eran las siguientes: 

Extensión . El área que se otorgue debía ser mínima de 5.000 hectáreas y

máxima de 50.000. En los territorios situados en la zona oriental, es decir, al este y sureste de la cima de la cordillera oriental, esta extensión podía llegar hasta 200.000 hectáreas. 148 OSCAR VANEGA ANGARITA






Té rm in o d e Exp lo rac ión . El término inicial para desarrollar las actividades

exploratorias era de cinco años, con prórrogas ordinarias de tres años y extraordinarias de otros tres. En la zona oriental era de siete años, con las mismas prórrogas antes mencionadas.



Té rm in o d e Exp lo tac ión . Vencido el plazo de exploración, el concesionario,

si encontró petróleo, debía poner en producción el campo durante un lapso de 30 años, prorrogables por diez años más, si el descubrimiento ocurría al occidente de la cordillera oriental; y de 50 años, prorrogables a veinte años más (como ocurrió con Yalea), si el descubrimiento ocurría al oriente.

Al expirar estos períodos, las

concesiones revierten gratuitamente al Estado con todas sus instalaciones. 

Reg al ías . El concesionario paga una participación, en especie o en dinero a

voluntad del gobierno, que fluctúa entre 3 y 14.5 por ciento del producto bruto explotado, de acuerdo con la distancia entre el campo de producción y el puerto de embarque. El porcentaje aumenta a medida que el campo está más cerca del puerto de embarque.



Agotamiento . El concesionario tiene derecho a una deducción anual por

agotamiento con base en un porcentaje fijo igual al 10% del valor bruto del producto material extraído del yacimiento o yacimientos que estaban en explotación. Este porcentaje no podía exceder en ningún caso el 20% del total de la renta líquida fiscal del contribuyente, computada antes de hacer las deducciones por agotamiento. Algunas compañías petroleras firmaron Contratos de Concesión con base en el Decreto Ley 2140 de 1955, que estableció una deducción anual ordinaria del diez por ciento y una especial del quince por ciento cuando se invertía cada año no menos de US$ 800.000 en actividad exploratoria. 

. El concesionario paga impuestos Impu esto de Renta y Comp lementarios

sobre renta y complementarios, derechos de aduana, etc. 149 OSCAR VANEGA ANGARITA




3.4.2 El Contrato de Asociación. El panorama de la industria internacional con el incremento en los precios del petróleo a principios de la década de los setentas, marcó el final de una era de energía relativamente barata y la transición a un período de alto costo energético, con grandes repercusiones económicas para aquellos países importadores de petróleo. Esta situación no fue ajena a Colombia y su efecto llevó al Gobierno Colombiano a nuevos mecanismos de conservación y sustitución energética y a reconsiderar su sistema tradicional de exploración y explotación de petróleo. A partir de la Ley 20 de 1969, la exploración y explotación de hidrocarburos en el país por parte de particulares se rige por el Contrato de Asociación, llamado así principalmente por las características de la relación que se constituye entre las partes cuando se realiza un descubrimiento reconocido conjuntamente como comercial. Posteriormente, con el objeto de incentivar la exploración de hidrocarburos, el Gobierno determinó una nueva estructura de precios para los crudos que se descubrieran, con base en el precio internacional de petróleo. En Colombia las actividades exploratorias y de explotación se llevan a cabo directamente por la Empresa Colombiana de Petróleos, Ecopetrol , o a través de Contratos d e Asociación con empresas nacionales o extranjeras, privadas o

estatales. La asignación de áreas de exploración es llevada a cabo por 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. 150 OSCAR VANEGA ANGARITA




Las compañías interesadas en participar en las actividades de exploración de hidrocarburos dentro del territorio colombiano pueden consultar la información técnica existente en los sectores de su interés, en las salas que Ecopetrol ha dispuesto en sus oficinas para tal efecto, o pueden adquirirla mediante el pago de una tarifa, de acuerdo con el volumen de información requerida. Cuando una compañía está interesada en suscribir Contratos de Asociación por la modalidad de contratación directa, debe contactar a la Vicepresidencia de Exploración y Producción de Ecopetrol y presentar una propuesta para actividades exploratorias y transferencia de tecnología durante el período de exploración. La propuesta también debe incluir un mapa que muestre la zona de interés en relación con el último Mapa de Tierras de Ecopetrol. Además, deberá suministrar las garantías necesarias para apoyar la oferta (si es necesario), junto con las credenciales legales, técnicas y operacionales e información financiera (técnica y contable de los dos años anteriores). La filosofía y la base de los Contratos de Asociación es el alto riesgo, el cual siempre es asumido por el asociado. Las dificultades que se tienen que enfrentar en la actualidad para descubrir nuevas reservas de hidrocarburos en el mundo hacen cada vez más riesgosa y costosa la actividad exploratoria. Para diversificar el riesgo, los países deben adelantar labores exploratorias por sí mismos o recurrir al capital privado de riesgo. La competencia que esta situación genera para atraer capitales privados hace que cada país desarrolle un sistema específico de contratación para adelantar labores de exploración y producción de nuevas reservas de petróleo y gas, así como la implantación de diferentes incentivos tributarios. En este sentido se han desarrollado modelos de contratación que van desde las concesiones modernas hasta los





contratos de servicios, pasando por contratos de producción compartida, “Joint Ventures”, etc. La participación de las partes en el riesgo exploratorio y la distribución de los beneficios una vez realizado el descubrimiento, son los factores fundamentales que establecen las diferencias entre los diversos modelos contractuales. Es importante aclarar que Colombia es un país con petróleo, más no un país petrolero. Así pese a los grandes descubrimientos realizados recientemente en el Piedemonte Llanero, sólo se ha logrado extender la autosuficiencia manteniendo ciertos niveles de exportación hasta el año 2005. La adjudicación de las áreas en nuestro país para adelantar labores de exploración para la búsqueda de hidrocarburos por particulares se realiza mediante un sistema mixto que combina la asignación de áreas mediante dos procesos diferentes: Áreas permanentemente disponibles, asignadas mediante procesos de contratación directa bajo el criterio “First Come - First Serve”, es decir, que si se presentan dos o más ofertas durante el proceso de negociación, la primera opción de contratación la tiene la compañía que haya presentado su propuesta primero. De no concretarse la negociación con esta primera compañía, se entra a negociar con la segunda que haya presentado propuesta y así sucesivamente. Áreas disponibles para adjudicación mediante licitación o concurso. En este caso, la contratación está sujeta a las condiciones de cada proceso de licitación. 

Características Generales del Contrato de Asociación Estándar (antes de la ronda 2000).

El Contrato de Asociación colombiano nació como una respuesta al desarrollo fiscal petrolero a nivel mundial con el fin de atraer el capital privado de riesgo, en momentos en que el país se vio obligado a importar hidrocarburos a altos precios, 152 OSCAR VANEGA ANGARITA




con las consiguientes repercusiones económicas. Este modelo de contrato es único, por cuanto no puede ser clasificado específicamente dentro de uno de los sistemas de contratación mencionados anteriormente.

Es así como incluye el pago de

regalías utilizado en la concesión; la producción se distribuye entre las partes como lo hacen los modelos de producción compartida y Ecopetrol participa con un porcentaje en las inversiones de desarrollo como si fuera un “Joint Venture”. El objeto del contrato es la exploración de una zona determinada del territorio colombiano y la eventual explotación de los hidrocarburos de propiedad de la Nación que puedan encontrarse en dicha área. El Contrato de Asociación colombiano es básicamente de adhesión en el cual únicamente se negocian el área a ser contratada, los compromisos exploratorios que deba realizar la Asociada durante el período de exploración y unas obligaciones respecto de programas de transferencia tecnológica. 

Términos y Condiciones.

El Contrato colombiano tiene una duración máxima de 28 años contados a partir de la fecha efectiva del contrato (60 días a partir de la fecha de firma) y consta de dos etapas principales a saber: Período de Exploración y Período de Explotación. 

Período de Exploración.

Su duración inicial es de tres años con posibilidad de ser prorrogado anualmente hasta por tres años adicionales a solicitud de la Asociada y con la debida aprobación por parte de Ecopetrol. Durante este período, todos los trabajos exploratorios que adelante la compañía Asociada para dar cumplimiento a los compromisos adquiridos al suscribir el contrato, corren por cuenta y riesgo de la misma. De igual forma, la Asociada debe ofrecer programas de capacitación para el personal de Ecopetrol con el fin de cumplir con los compromisos de transferencia tecnológica.





La información que se genere en desarrollo de las actividades exploratorias debe ser entregada por la compañía Asociada a Ecopetrol, que podrá supervisar las operaciones que adelante la Asociada, cuando lo considere necesario. El contrato terminará al finalizar el tercer año, a menos que previamente, se hayan solicitado y autorizado las prórrogas al período de exploración, o al término del sexto año, si no se ha descubierto un campo comercial. 

Período de Explotación.

Si durante el período de exploración, en cumplimiento de las obligaciones exploratorias pactadas la Asociada realiza un descubrimiento de hidrocarburos, debe presentar a consideración y evaluación de Ecopetrol un estudio que demuestre que dicho campo es comercialmente explotable. Si Ecopetrol acepta la existencia de un campo comercial, se da comienzo a la operación conjunta y se crea el Comité Ejecutivo del Contrato. Sólo hasta entonces, Ecopetrol entra a participar con el 50% de las inversiones necesarias para el desarrollo del campo y los gastos de operación los cubre cada una de las partes en la misma proporción en que se distribuye la producción. Así mismo, Ecopetrol reconoce a la Asociada el 50% de los costos de exploración

(Sísmica y pozos

exploratorios perforados anteriores al descubrimiento comercial), con el 50% de la producción que le corresponde, después de deducido el porcentaje correspondiente a regalías (20%). El monto de dichos costos se determina en dólares, tomando como fecha de referencia aquella en que la Asociada haya efectuado los desembolsos. Por otro lado, si Ecopetrol no acepta la comercialidad del campo, la Asociada podrá ejecutar los trabajos que considere necesarios para explotarlo por su cuenta y riesgo y se podrá rembolsar con el cien por ciento de su producción, después de deducido lo correspondiente a la regalía, hasta el 200% de los trabajos realizados para 154 OSCAR VANEGA ANGARITA




producir el petróleo y hasta el 50% de los costos directos de exploración en que haya incurrido para el descubrimiento del mismo. Una vez efectuado el reembolso por parte de la Asociada, las instalaciones y los bienes adquiridos por la asociada para la explotación del campo pasarán a formar parte de la cuenta conjunta y Ecopetrol podrá entrar a participar en la explotación del campo, si así lo desea. El período de explotación tiene una duración de 22 años. Sin embargo, con una anticipación no menor a cinco años a la fecha de vencimiento del Contrato, Ecopetrol y la Asociada podrán entrar a estudiar las condiciones para que esta última continúe la operación de los campos en explotación, con posterioridad al término de 28 años establecido como duración máxima del Contrato. 

Evolución del Criterio de Distribución de la Producción.

Los cambios de la situación energética mundial y del país a lo largo de los 28 años de existencia del régimen de asociación en Colombia, han motivado la inclusión de modificaciones al modelo de contratación, con el objeto de mantener un balance entre los beneficios para el país y la magnitud de los posibles hallazgos, mejorar la competitividad de Colombia en el mercado internacional de Capitales de riesgo y ajustar el texto del Contrato a las leyes vigentes. La historia del Contrato de Asociación Estándar (antes de las modificaciones de junio de 1.999 y aplicadas a partir de la ronda 2.000) puede dividirse en tres etapas, de acuerdo con la forma en que se realiza la distribución proveniente de cada contrato, después de deducido lo correspondiente a la regalía (20%).

Distribución 50/50. Etapa comprendida desde 1974 hasta 1989, en donde la distribución de la producción después de regalías se mantenía en una relación constante del 50% para Ecopetrol y 50% para la Asociada, a lo largo de la explotación de los campos comerciales descubiertos.





Durante este mismo período a principios de 1987, Ecopetrol impulsó un modelo de contratación para algunas de sus áreas de reserva. En dicho modelo, denominado de Participación de Riesgo , la principal particularidad era la participación de Ecopetrol en el riesgo exploratorio asumiendo un porcentaje de la inversión, generalmente del 15% del monto de los costos de perforación a partir del segundo pozo o del tercer año. Por este motivo Ecopetrol recibía proporcionalmente una mayor participación en la producción después de regalías. Los demás términos y condiciones eran los mismos del modelo del Contrato de Asociación. Este último modelo no tuvo mayor acogida por parte de las compañías asociadas, ya que bajo esta modalidad sólo se suscribieron 21 contratos, tres de los cuales permanecen vigentes por los descubrimientos de hidrocarburos realizados. CONTRATOS DE CAMPOS PARTICIPACIÓN COMPAÑÍAS DESCUBIERTOS DE RIESGO 1 RUBIALES COPLEX/TETH Rubiales YS/ TURNSECTOR/ DYAS Toroyaco, Linda, 2 SANTANA ARGOSY/NEO Mary y Miraflor ENERGY 3 ESPINAL

LASMO/CMSN Purificación y OMECO INC. Matachín

CUENCAS SEDIMENTARIA S Llanos Orientales

ÁREA 51,300

Putumayo

34,782

Valle Superior del Magdalena

103,56 1

Tabla 11. Contratos de Participación de Riesgo Vigentes

Distribución de Producción Acumulada. En vista de la recuperación de Colombia como país exportador de petróleo, a partir de 1986 con el descubrimiento del Campo Caño Limón, y con la situación cambiante de precios, el Gobierno Nacional, con el fin de favorecer los intereses del país, decidió eliminar la inequidad que presentaba el contrato en el evento de descubrir grandes yacimientos, con bajos costos de desarrollo. Es así como los contratos suscritos entre 1990 y Marzo de 1994, establecen la distribución de la producción después de regalías, con base en la producción 156 OSCAR VANEGA ANGARITA




acumulada de cada contrato, iniciando con una distribución de 50% para cada parte, hasta alcanzar una distribución del 70% y 30%, con el mayor porcentaje a favor de Ecopetrol. DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN PORCENTAJE DESPUÉS DE REGALÍAS PRODUCCIÓN ACUMULADA ASOCIADA ECOPETROL (MBBLS) Hasta 60 50 50 60 – 90 45 55 90 – 120 40 60 120 – 150 35 65 150 + 30 70 Tabla12. Distribución de la Producción Acumulada

Durante el período de aplicación del modelo de producción escalonada se expidió la Ley 6a de 1992, con la cual se reglamentó la contribución especial denominada la cual contempla el pago de aproximadamente US$1/bbl, Impu esto de Guerra después de descontado el porcentaje correspondiente a regalías durante un período de seis años. Lo anterior sumado a la caída de los precios internacionales del petróleo motivó una tendencia decreciente en general en la actividad exploratoria durante la vigencia del esquema de distribución escalonada de la producción, con un nivel de contratos suscritos del orden de los 15 contratos por año, presentándose el límite más bajo durante 1993 con sólo nueve contratos suscritos. Es claro que si se mantenía dicho comportamiento en la actividad exploratoria, el nivel de nuevos descubrimientos disminuiría y para el primer decenio del próximo siglo dejaríamos de ser autosuficientes en materia de producción de petróleo, con las consiguientes consecuencias de carácter económico.

Distribución con Factor R. Con el propósito de recuperar el nivel el nivel competitivo del Contrato de Asociación dentro del ámbito internacional así como los niveles exploratorios, a partir de marzo 157 OSCAR VANEGA ANGARITA




de 1994 se introdujo una modificación sustancial en la metodología usada para definir la distribución de la producción de hidrocarburos resultante de dichos contratos. En general, se dejó a un lado la metodología de la distribución de la producción con base en la producción acumulada, para pasar a un sistema que contempla la rentabilidad propia de cada contrato. Es así como se implementó el denominado Factor R, el cual se define como la relación entre los ingresos y los egresos acumulados de la Asociada durante el desarrollo del mismo. Después de deducido el porcentaje correspondiente a la regalía (20%), la distribución de la producción es del 50% para Ecopetrol y el otro 50% para la Asociada, hasta tanto la producción acumulada proveniente del área contratada alcance los sesenta millones de barriles como a su vez que el Factor R sea mayor o igual a uno, esto es que la Compañía Asociada haya recuperado su inversión.

Distribución de la producción para El Asociado de acuerdo al Factor R.

Una vez la producción acumulada del contrato alcance los sesenta millones de barriles, la distribución de la producción, después de deducido lo correspondiente a la regalía, se realiza de acuerdo con el Factor R (Factor de Rentabilidad) que tiene en cuenta la relación entre los ingresos y los egresos acumulados de la 158 OSCAR VANEGA ANGARITA




Asociada. El Factor R se aplicará para períodos de un año (julio 1/ junio 30), sobre la liquidación de éste con base en los valores acumulados al 31 de diciembre del año inmediatamente anterior. DISTRIBUCI N DE LA PRODUCCI N PORCENTAJE DESPUÉS DE REGALÍAS VALOR DEL FACTOR ASOCIADA ECOPETROL "R" 0.0 a 1.0 50 50 1.0 a 2.0 50/R 100-50/R 2.0 ó más 25 75 Tabla 13. Distribución de la Producción según el Factor R.

Como contraprestación por la explotación de hidrocarburos, las leyes colombianas establecen una regalía equivalente al 20% de la producción total de hidrocarburos, la cual es recibida por Ecopetrol en especie, para posteriormente distribuirla entre los beneficiarios (departamentos productores, municipios productores y portuarios y el Fondo Nacional de Regalías), en la forma y porcentajes establecidos por la Ley. Esta regalía es deducible del Impuesto de Renta. Con la implantación del Factor R en el Contrato de Asociación, se evidenció la acogida por parte del capital privado, demostrada con la celebración de ocho contratos de este tipo en el último trimestre de 1994, lo que significó un aumento en el nivel de contratos suscritos con respecto al año inmediatamente anterior, comportamiento que no se presentaba desde 1990. Durante el primer trimestre de 1995, con el objeto de mejorar la competitividad del país en lo que se refiere a campos pequeños, e incentivar la participación de capitales privados de riesgo en las actividades exploratorias, se introdujo una nueva modificación al modelo del Contrato de Asociación, que permite mejorar la rentabilidad del Asociado una vez realizado un descubrimiento de hidrocarburos e iniciada su explotación comercial.





Dicha modificación tiene que ver con el reembolso de los costos directos de exploración de los pozos exploratorios secos y de la adquisición sísmica, el cual se realizará con el cincuenta por ciento de la producción que le corresponde a Ecopetrol del campo comercial descubierto. También se crearon los Contratos de Riesgo Compartido , en los cuales Ecopetrol mantiene su condición de operador y participa en un 50% en las inversiones necesarias para la exploración. Surgió como un mecanismo para flexibilizar la participación de Ecopetrol en la exploración de las áreas asignadas para su Operación Directa. Los Contratos de Riesgo Compartido se basan en el Contrato de Asociación con las siguientes diferencias:



Ecopetrol asume el 50% de las inversiones en exploración.



Ecopetrol es el Operador tanto en exploración como en explotación.



La distribución de la producción parte de la base del 50% para Ecopetrol o más, según la mejor oferta de las compañías invitadas.

Después de deducidos los porcentajes correspondientes a las regalías, el resto del petróleo y gas producidos en el contrato se repartirán entre Ecopetrol y la Asociada en la forma pactada en la negociación, considerando que ésta es la única variable sobre la cual se centran las ofertas de las compañías invitadas. Esta proporción (mayoritaria desde el principio para Ecopetrol) se mantendrá hasta que la producción acumulada del área contratada llegue a los sesenta millones de barriles de crudo, al igual que en el modelo vigente del Contrato de Asociación. Una vez sea superado este valor, los porcentajes de distribución variarán según el resultado de la aplicación del Factor R, conservando un mayor porcentaje para Ecopetrol.





Por tratarse de áreas para actividad directa de Ecopetrol, su asignación se efectuará mediante un proceso competitivo, en el cual las compañías invitadas ofrecerán a la Empresa un porcentaje de producción adicional. Con una primera licitación de dos áreas - Tocoragua , en el Piedemonte Llanero, y , en el Putumayo -, el contrato de riesgo compartido introdujo una nueva Troyano modalidad en la distribución de la producción. Esta consiste en que el Factor R se aplicará con un valor X propuesto por las compañías licitantes. Una vez evaluado el cumplimiento de los requisitos técnicos, el valor que asigne el aspirante a esta X será definitivo a la hora de entregar el contrato. Es decir, será de quien ofrezca mejores opciones a Ecopetrol y por ende al País. Con la perforación en noviembre del año 1997 de dos pozos exploratorios en Arauca y Putumayo, Ecopetrol inició la ejecución de los primeros contratos de Riesgo Compartido. Las operaciones se realizaron en Tocoragua, en las estribaciones de la cordillera Oriental, en límites del municipio de Tame con Casanare, y en Troyano en el Piedemonte del Putumayo. Los pozos estuvieron a cargo de la Estatal Petrolera y de dos multinacionales, a las cuales les fue adjudicado el proyecto a finales del año 1996, en una licitación privada, en la que participaron cinco proponentes. La estructura de Tocoragua fue otorgada a la Japan National Oil Corporation, mientras que en Troyano operaron la Canadian Petroleum International Resources.



Devolución de Áreas

Si la Asociada ha realizado un descubrimiento comercial dentro del área del Contrato durante el período de exploración, al final del sexto año deberá devolver el 50% del 161 OSCAR VANEGA ANGARITA




área contratada. De igual forma, al final del octavo año deberá devolver el 50% del área que tenga contratada en ese momento y finalmente, al vencimiento del décimo año, la Asociada deberá realizar la devolución definitiva de áreas, conservando sólo los campos productores y una zona de protección de cinco kilómetros alrededor de los mismos.

3.4.3 Otros Sistemas vigentes de Contratación Petrolera en Colombia 

Operación Directa.

El hecho de que Ecopetrol hubiera nacido al revertir la Concesión De Mares y que su primer reto fuera mantener la producción de este campo, no le impidió emprender por su propia cuenta en 1953 la búsqueda de reservas en el Valle Medio del Magdalena. La operación de los campos, que revertían o eran comprados, se adelantó simultáneamente con actividades de tipo exploratorio, lo cual le permitió a Ecopetrol en los años 70 explorar los Llanos Orientales, en Tauramena, lo que se constituyó en la primera incursión en lo que hoy es Cusiana. Los resultados han permitido reorientar estrategias dirigidas a la búsqueda de un máximo aprovechamiento de los recursos disponibles, mediante la flexibilidad y adecuación a las exigencias del país. Es así como en los 80 se opta por buscar yacimientos en las áreas cercanas a la infraestructura propia y aparece Apiay, primer campo desarrollado totalmente por la Empresa, con esquemas ágiles y propios de contratación, que lo convierten en el más rentable de todos los que hoy se operan de manera directa. En los años 90, la actividad exploratoria directa se orienta a encontrar yacimientos con grandes perspectivas, en el Piedemonte Llanero. En la actualidad Ecopetrol opera 110 campos de los cuales 20 han sido descubiertos por ella. Esto ha sido posible gracias a la seriedad y profesionalismo de su gente, factores que se conjugan con la información disponible, lo cual se convierte de las mayores ventajas competitivas de la Empresa. 162 OSCAR VANEGA ANGARITA




Hacia el futuro, el hecho de que tanto la operación directa como el trabajo con las asociadas, dependan de una sola Vicepresidencia, permitirá coordinar estrategias que garanticen mayor eficiencia en los resultados, con la participación del personal de Ecopetrol y el uso adecuado de los conocimientos, la información y la infraestructura disponible. 

Contrato de Evaluación Técnica.

Tiene por objeto la evaluación de la información técnica disponible sobre un área de grandes proporciones, buscando interpretar y correlacionar a escala regional todos los datos disponibles y lograr un modelo geológico del área con el fin de establecer su prospectividad. Se han efectuado evaluaciones técnicas en las cuencas del Valle Inferior del Magdalena, Valle medio del Magdalena, Amazonas y a lo largo del Piedemonte de la Cordillera Oriental.

El término de estos contratos ha sido en promedio de 30 meses, tiempo durante el cual las compañías se comprometen a efectuar trabajos de geología, geofísica, geoquímica, cartografía, muestreo, mapeo, aerofotografía, interpretación de imágenes de satélite, reprocesamiento e interpretación sísmica y, en algunos casos, adquisición de nueva información sísmica, para finalizar con sus recomendaciones sobre los futuros programas de exploración. Como contraprestación la compañía obtiene una opción preferencial para suscribir contratos de Asociación estándar en los sectores que sean de su interés. Este mecanismo de contratación ha permitido avanzar en el conocimiento de las cuencas sedimentarias del país y enfocar su estrategia de exploración. 

Contrato de Servicios de Producción Bajo Riesgo.

Para flexibilizar la participación de Ecopetrol en los Contratos de Asociación y optimizar la administración de sus recursos se prepara esta modalidad con el fin de 163 OSCAR VANEGA ANGARITA




brindar a las compañías petroleras la posibilidad de operar campos ya descubiertos que se caracterizan por su bajo impacto económico y estratégico, y marginalidad. En este sentido, Ecopetrol puede otorgar a un tercero la tarea de producción a cambio del pago de una tarifa o de un porcentaje en la participación de la producción, según lo que se encuentre más conveniente. Por el interés despertado en las diferentes compañías para producir en estos campos, se viene elaborando el modelo contractual, con el cual se regularían las relaciones con los socios. Aquí se destaca el hecho de tratarse de un servicio de producción con riesgo que será asumido por el contratista, quien a su vez se encargará por completo de la operación de los campos, recibiendo como contraprestación el pago de una tarifa o un porcentaje de producción de tal manera que pueda adelantar la explotación de los campos y obtener un margen de rentabilidad.

3.4.4 La Última Reforma del Contrato de Asociación (1999) 

Medidas Contractuales

El cambio contractual aprobado por la Junta Directiva de Ecopetrol en mayo de 1999 contempla una reducción en la participación de la empresa estatal del 50% al 30% una vez se establezca la comercialidad del campo, permitiéndole a la compañía asociada aumentar el porcentaje de las reservas que le corresponden frente a un resultado exitoso en la fase exploratoria. Adicionalmente, se ajustó en el contrato la forma como opera el Factor R en la distribución de la producción, con lo cual se le permite al asociado una recuperación más rápida de costos y, por ende, una mejora en la rentabilidad que puede obtener en cada proyecto. 

Régimen de Regalías

En lo referente al Régimen de Regalías, la modificación aprobada por el Congreso de la República dentro de la Ley del Plan Nacional de Desarrollo, implica pasar de un porcentaje fijo de regalías del 20% a un sistema de regalías variable de 164 OSCAR VANEGA ANGARITA




acuerdo con el volumen de producción registrado para cada período de liquidación. Este nuevo régimen, aplicable a los nuevos descubrimientos realizados con posterioridad a la fecha de promulgación de la nueva Ley, empieza con un porcentaje constante del 5% siempre y cuando la producción diaria promedio del campo para el respectivo período de liquidación no supere los 5.000 BPD o su equivalente en gas. De este límite de producción y hasta 125.000 BPD, el porcentaje de regalías se irá incrementando en forma lineal hasta alcanzar el valor de 20%. Para el rango de producción comprendido entre 125.000 y 400.000 BPD, la tasa de regalías se mantendrá en nivel de 20%. Por encima de 400.000 BPD y hasta 600.000 nuevamente las regalías serán un porcentaje variable calculado con base en una ecuación de línea recta, cuyo límite superior será 25%. Este último porcentaje se mantendrá en este valor para cualquier producción que exceda los 600.000 barriles de petróleo por día. 

Estímulos Tributarios

Un componente importante de las inversiones exploratorias y de producción correspondiente a los activos intangibles, tales como los pozos exploratorios y de desarrollo, los cuales según el sistema anterior debían ser amortizados durante la vida de explotación de los campos, es decir por cada barril producido (sistemas de unidades de producción). Este método conducía a que los efectos de las amortizaciones se sintieran a muy largo plazo en el estado de Pérdidas y Ganancias de las compañías petroleras, afectando desfavorablemente sus niveles tributarios. Para mejorar esta situación, en la última Reforma Tributaria, el Congreso de la República sustituyó el procedimiento de amortización basado en el sistema de unidades de producción por el método de línea recta en cinco años, permitiendo una depreciación acelerada de estos activos tangibles, con su consiguiente beneficio de carácter tributario. Los ajustes incorporados tanto en el modelo de contratación, como en el régimen de regalías y en el método de depreciación de intangibles elevan la rentabilidad esperada de los inversionistas en más de 10 puntos porcentuales. 165 OSCAR VANEGA ANGARITA






Licenciamiento Ambiental

En el aspecto ambiental, el gobierno le ha dado un gran impulso a la coordinación entre las diferentes agencias estatales encargadas del manejo de los recursos naturales y de las relaciones con las comunidades indígenas. Con la expedición del decreto 788 de mayo 4 de 1999 se han simplificado los procedimientos para la tramitación y obtención de las licencias ambientales y se ha reducido sustancialmente el período para la aprobación. Con el nuevo sistema se elimina en un 60% las necesidades de aprobación de licencias para la perforación exploratoria. Las actividades de exploración sísmica, solo en casos excepcionales, requerirán de permisos ambientales. Y algo que es muy importante, se expedirán licencias ambientales de manera integral para la totalidad de proyecto petrolero, mientras anteriormente se exigía una para cada actividad: exploración, producción, transporte y líneas de flujo. Ahora la expedición de un permiso se demora máximo 120 días. 

Estabilidad política.

El país ha demostrado una ininterrumpida tradición de respeto a la propiedad privada y ha honrado sus compromisos internacionales de toda índole, a pesar de los cambios legislativos que han tenido lugar. Para contrarrestar posibles prevenciones derivadas del texto del artículo 58 de la Constitución Política de Colombia de 1991, que establecía la posibilidad de la expropiación sin indemnización por la vía administrativa (norma que nunca se aplicó), el Gobierno Nacional por intermedio del Congreso reformó en 1995 dicho artículo. La reforma del artículo 58 fue bien recibida por parte de las compañías petroleras vinculadas a nuestro país, como se pudo comprobar con las declaraciones del presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, gremio que congrega a las





empresas multinacionales del sector hidrocarburos que tienen negocios con Ecopetrol. 

Análisis de los Últimos Cambios en el Contrato de Asociación.

Las modificaciones efectuadas a los contratos a finales de los 80, le restaron competitividad al país para atraer inversiones exploratorias. El contrato original en su época permitió el descubrimiento de campos como Caño Limón, Cusiana / Cupiagua y Chuchupa. A partir de la introducción del contrato de producción escalonada en 1989, la actividad petrolera disminuyó dramáticamente. A este cambio contractual debe sumársele la creación de nuevos impuestos y el aumento en las tarifas de los existentes en las últimas reformas tributarias. 

Factores negativos del entorno

La Inseguridad en las operaciones, la inestabilidad en las reglas del juego, las demoras injustificadas en los trámites burocráticos, etc., son factores reales que estaban incidiendo de manera tal que demoraban innecesariamente las inversiones o, peor aún, en ocasiones se hacía imposible realizarlas. Aparte de la inseguridad tuvieron especial importancia (i) las demoras en el otorgamiento de licencias y permisos ambientales, así como (ii) la dilación en la definición de reglas del juego claras para efectuar las consultas a las minorías étnicas. La mayor o menor eficacia de medidas tendientes a mejorar la competitividad está referida al mejoramiento de la situación en estos factores del entorno. Tanto el gobierno como el congreso, reconociendo esta situación, han hecho manifiesta su preocupación adaptando medidas en los tres últimos años que han buscado mejorar la competitividad del país. Se han hecho modificaciones a nivel contractual, tales como: (I) cambiar la forma como se distribuye la producción entre Ecopetrol y las compañías asociadas; (II) la extensión del reembolso de la mitad de los costos exploratorios a los pozos secos 167 OSCAR VANEGA ANGARITA




y a los trabajos de sísmica; y (III) la disminución en las tarifas de transporte en los oleoductos de Ecopetrol. Así mismo el Congreso, en la reforma tributaria de 1995, elimina discriminaciones al abolir la contribución especial (impuesto de guerra) para nuevos descubrimientos, y al reducir la tarifa del impuesto de remesas. Por supuesto, estas medidas se han dado en la dirección correcta y han dado un mensaje claro sobre la intención del gobierno y del Congreso de mejorar las condiciones de competitividad del país. Sin embargo, todo ello no mejoró en la forma requerida la competitividad el país, la gradualidad y el poco alcance le han restado efectividad a las medidas tomadas. Ante la evidencia de bajas cifras de actividad exploratorias, que muestran que el país continuaba siendo poco atractivo y frente al hecho de que países vecinos se han convertido en destinos preferenciales para las inversiones petroleras, en octubre de 1997 el Gobierno introdujo nuevos cambios. Estas modificaciones fueron positivas, en especial para incentivar inversión en las cuencas no exploradas del país (áreas inactivas) que, según Ecopetrol, 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". Con respecto a las áreas activas, es decir aquellas donde existe más probabilidad de encontrar petróleo y en donde la actividad exploratoria debería ser más vigorosa, las recientes modificaciones fueron positivas aunque de poco alcance. De hecho, a nivel internacional frente a la muestra de países seleccionada, Colombia ocupaba el último lugar en materia de participación estatal (la mayor), cercana al 90%, participación sustancialmente mayor a la que tenía el país cuando estaba vigente el contrato original.




En otras palabras,


en el contexto internacional la comparación de términos

fiscales colocaba al país en un nivel más bajo de competitividad, con los cambios introducidos en 1997. Es mejor para las cuencas no exploradas, pero fueron medidas que mostrarán efectos positivos en el largo plazo. Los cambios efectuados en mayo de 1999 aún no se pueden evaluar. Por supuesto el análisis de competitividad no arroja resultados absolutos, mucho depende del peso que se le dé a cada uno de los factores que la componen, porque es bien claro que las condiciones económicas, aunque importantes, deben ponderarse con las otras variables que conforman el ambiente de inversión. Esto explica por qué en un reciente análisis de Petroconsultants, Colombia se ubica en un nivel alto dentro del rango de competitividad internacional. En efecto, este estudio cobijó varios de los factores que conforman dicho ambiente de inversión, asignándoles un peso o importancia para determinar la calificación final. Así, a la historia reciente de descubrimientos ("prospectividad") este estudio le asignó la mitad de la calificación - Colombia tiene un récord muy positivo-, al paso que se le asignó menor incidencia a los términos fiscales (35%), y al riesgo político por guerra y violencia (7.5%). Vale la pena anotar que en este mismo estudio al analizar los términos fiscales y el riesgo político, separadamente, la baja de competitividad del país lo mantenía en los mismos niveles de los últimos años. En el ranking mundial, Colombia se ubicaba de 61 entre 90 país en materia de riesgo político; sin embargo, sin duda el mejor indicador lo constituiría el resultado final de las licitaciones de la ronda del 2000. Un análisis acertado resultará de medir no tanto el mayor o menor número de compañías que participaron en estas últimas rondas - que fue positiva - ni la participación ofrecida a Ecopetrol, sino la magnitud de las inversiones de los compromisos que se adquirieron.





Estaremos en un buen rango de competitividad cuando los planes de inversión y los cronogramas que se pacten sean lo que el país requiere.



Retos

El país tenía una gran meta: conocer su potencial petrolero y desarrollarlo de la mejor manera, a través de una política petrolera integral y de largo plazo. Teniendo en cuenta esta meta, los retos en material exploratoria y de producción eran:

Reto exploratorio Ecopetrol planteó que era necesario quintuplicar el número de pozos exploratorios para poder llegar a un nivel de producción de 1.6 millones de barriles diarios en el año 2010. Con ello se esperaba un aumento en las reservas del país de 5000 millones de barriles. Quintuplicar los niveles de actividad exploratoria es alcanzable si tenemos en cuenta que el país ha superado en el pasado tales niveles de actividad, cuando las condiciones de competitividad eran favorables. Aún más, consideramos que la meta debe ser de 100 pozos exploratorios al año, tal como lo plantea el Plan Energético Nacional. Además la comparación internacional es muy diciente, en Colombia por cada 1000 km2 se han perforando 3 pozos, mientras que en Estados Unidos se perforaron 83 y en Canadá 11.

Reto en producción El perfil de producción del país mostró una tendencia creciente hasta lograr casi duplicar la producción en 10 años a partir del año 2000. Con este aumento se ha logrado mantener un aporte creciente de la industria petrolera a la económica nacional. Los retos son muy claros en especial porque existen grandes oportunidades. El sector petrolero puede seguir siendo, como lo es hoy en día, factor multiplicador y 170 OSCAR VANEGA ANGARITA




financiador del desarrollo económico del país.

Y para hacerlo realidad es

necesario asumir con vigor y decisión una efectiva política que parta de considerar las realidades del contexto nacional e internacional, y en especial el gran potencial petrolero colombiano.

Resultados ¿Cuánto corresponde hoy al Estado colombiano y cuánto a la compañía asociada en los beneficios del petróleo, en cada barril que se produzca con los nuevos contratos? Difícil de cuantificar por dos razones, la primera porque todavía no existe un contrato en etapa de explotación al cual se le aplique el nuevo Factor R en sus versiones de octubre de 1997 y mayo de 1999, quizás el más próximo sea la parte reasignada de piedemonte que Ecopetrol cambió de escalonado a Factor R, y la segunda porque no hay información precisa disponible sobre todos y cada uno de los conceptos comprendidos en la fórmula.

Sin embargo, algunos

antecedentes y reflexiones pueden darnos una visión aproximada del punto. Cuando se introdujo el escalonamiento, la participación del Estado en la renta petrolera oscilaba entre 75% y 80%. La distribución acumulada hizo que aumentara alrededor de 5 puntos porcentuales, quedando entre 80% y 85%. Con el factor R, aplicado hasta octubre de 1997, los estimativos la colocaron de nuevo en la proporción anterior al escalonamiento. A partir de octubre de 1997, si se acepta el argumento central de Ecopetrol para justificar las nuevas políticas petroleras, cual fue la urgencia de incentivar la postrada exploración, es lógico deducir que la parte de las asociadas aumentó con la correlativa rebaja para el Estado. No es aventurado, entonces, pensar que la mejoría para las compañías debe ser significativa pues, evidentemente, con los cambios Ecopetrol pretende estimular a los inversionistas. El estado ha cedido a favor de las multinacionales, cuestión lamentable pero que se explica por falta de confianza en el país y la excesiva violencia que en nuestro medio rodea las actividades de la industria petrolera. Un precio económico muy alto que estamos pagando por explorar en las condiciones actuales.

La renta del gobierno es diferente en cada país y se 171





define como “la proporción de la renta económica que ingresa al fisco en forma de regalías, repartición de la producción, impuestos o cualquier participación directa de la empresa petrolera nacional”. Las fluctuaciones del ingreso del gobierno van desde el 25% en Irlanda hasta el 88% en Noruega, para campos muy rentables. 

La Extensión de los Contratos de Asociación – caso Caño Limón.

El Contrato de Asociación Cravo Norte (Caño Limón) se firmó el 11 de junio de 1980 entre Oxy (Occidental de Colombia) y Ecopetrol, en el cual se descubrieron 11 campos con reservas originales superiores a 1.500 millones de Barriles de petróleo, de los cuales se han producido más de 1.000 millones, siendo el contrato que más petróleo ha producido en la historia del país. La comercialización se dio en abril de 1986 con terminación 22 años después (abril de 2008, la cual fue acordada para diciembre del mismo año, para compensar las pérdidas de producción por los atentados al oleoducto Caño Limón- coveñas). Sin embargo, en abril de 2003, el gobierno de Uribe lo extendió hasta el límite económico, o sea… a Perpetuidad. La extensión se sustentó en la recomendación del documento Conpes 3245 de 2003 que busca garantizar el abastecimiento de hidrocarburos al país, y en el concepto 1149 del Consejo de Estado, donde se sugiere la extensión siempre y cuando sea lo más conveniente económicamente para el país, represente un menor riesgo y que el asociado adopte nuevos compromisos y ceda derechos que previamente no tenía; sin embargo, en la cláusula 18 del otrosí se le da libertad a la Occidental de disponer libremente de su crudo quitándole a obligatoriedad de vendérselo a Ecopetrol si el país lo requiere para el consumo interno. El argumento económico del gobierno fue que, supuestamente, le representaría a la Nación un valor presente neto de 846 millones de dólares, es decir, 94 millones de dólares más de lo que se obtendría si no se firma la extensión, basándose en una producción proyectada que declinaba aceleradamente desde 85.000 barriles diarios en el año 2004 (realmente estaba en 95.000) a 25.000 barriles diario en el año 2010, a un precio proyectado de 25 dólares el barril. 172 OSCAR VANEGA ANGARITA




Lo anterior, hoy está comprobado que fue mal proyectado, ya que la producción actual, sin las inversiones adicionales, es de 50.000 barriles diarios, (con las inversiones en pozos infill y campos aledaños de otro contrato, firmado simultáneamente, es de 80.000 barriles diarios), y el precio del barril desde el año 2.005 ha estado por encima de los 70 dólares en promedio. Desde el punto de vista de compromisos, la OXY le dio a ECOPETROL un bono del 1.6% de la producción total, desde Junio 30 de 2006 a diciembre 31 de 2008 (cláusula 7ª del Otrosí). Este bono lo recibió ECOPETROL a cambio de entregar a perpetuidad el 36% de la producción total que vale más de 4 mil millones de dólares a precio de hoy, según el cálculo de reservas de ECOPETROL. Este valor es muy superior si se recalcularan las reservas correctamente. Me pregunto: Un yacimiento tan noble, casi ideal, con permeabilidades 50 veces superiores a las normales en cualquier yacimiento, que no requiere fracturamiento, ni inyección de agua para recobro secundario por tener un acuífero infinito… ¿Será más rentable para una multinacional que para Ecopetrol S.A? Los términos del acuerdo contemplaron inversiones de hasta 263 millones de dólares en los siguientes seis años, con la intención de aumentar las reservas recuperables en cerca de 50 millones de barriles de petróleo. La primera fase, que se desarrolló entre 2004 y 2006, incluyó la perforación de 40 pozos y la adquisición de 100 kilómetros cuadrados de sísmica 3D. Los pozos adicionales, no incrementaron las reservas, ni el factor de recobro final del yacimiento, sino que, al ser pozos infill (de relleno) sirvió para sostener la producción y no permitir una mayor declinación a la proyectada. Con la extensión del contrato lo único que ganó Ecopetrol fue su participación a partir de mediados de 2006, que incrementó de 50 al 52 por ciento sin tener que invertir, pero perdió el 45% de su participación desde el 2009, puesto que en ese momento debería revertir a su favor el 100%. Antes de la fecha de reversión, la 173 OSCAR VANEGA ANGARITA




participación era 50-50, después de regalías que son del 20% según el contrato, pero que deberían ser del 32% desde el primero de enero de 2009 como lo ordena la ley 756 de 2002 (este 12% adicional lo está dejando de recibir los entes territoriales). Adicionalmente, en la Cláusula 12, numerales 12.3, 12.4 y 12.5 se permite el uso de las instalaciones de tratamiento y transporte para procesar otros crudos de propiedad de la OXY, al igual que se le da participación de los ingresos que se perciban o se llegaren a percibir por el procesamiento o transporte de crudos de terceros. Y según la Cláusula 13 del Otrosí, a partir del 1 de enero del 2009 y hasta la terminación del contrato la OXY reconocerá a ECOPETROL US$ 0,22/barril sobre su participación en la producción de petróleo por el arriendo del uso de la infraestructura. Por último, le pregunto a la opinión pública y al gobierno nacional: ¿Será buen negocio para el país entregar a una compañía extranjera un yacimiento que venía produciendo un promedio de 95.000 barriles diarios durante los últimos tres años a la firma de la prórroga?

3.4.5 La nueva política de Contratación Petrolera (ANH – 2004) Las alarmas estaban prendidas. Las reservas probadas de hidrocarburos en Colombia alcanzaban en 2003 para cinco o seis años y había urgencia de incrementar la exploración, con el fin de hallar nuevos yacimientos que le devuelvan la tranquilidad al país en materia petrolera. Por lo anterior, el Gobierno, a través de un nuevo esquema de contratación, está buscando convertir al país en un punto más atractivo para que los inversionistas vuelvan sus ojos y coloquen sus capitales en el sector. Analistas petroleros señalaron que para paliar la crisis del sector petrolero, el Gobierno debía cambiar los esquemas de contratación por unos que beneficien más a los inversionistas y perjudiquen al fisco nacional. Una cosa estaba clara, 174 OSCAR VANEGA ANGARITA




desde los años 90 Colombia había abandonado la exploración en busca de hidrocarburos. Esta falta de interés de unos y otros hizo que en el país no se encontrará durante mucho tiempo ningún pozo de importancia y sólo se dieron anuncios que a la postre sólo fueron eso, anuncios. Los modelos Contractuales en Colombia han dado un giro importante en su esquema contractual eliminando el contrato de Asociación mejorando la prospectividad, materialidad y rentabilidad. Demuestra gran prospectividad para independientes dado que los resultados materiales como para super majors (en el piedemonte llanero) no se ha concretado hasta el momento. En Colombia la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH, es quien administra las áreas (mapa de tierras) para la exploración y explotación de petróleo y gas a lo largo y ancho del país, incluidas las cuencas marítimas. Quien desee buscar oro negro debe solicitar el área en forma directa o participar en los procesos de adjudicación por licitación o subasta que ofrece la Agencia, con quien debe firmar un contrato (concesión moderna) en caso de resultar beneficiado. Este contrato de Exploración y Producción de Hidrocarburos tiene un periodo de 6 años de exploración que inicia a partir del día inmediatamente siguiente a la firma del contrato. Las actividades de esta fase son respaldadas por una garantía bancaria que debe expedir el contratista ante la ANH. El contrato permite al contratista solicitar prórroga de 6 meses adicionales si no se ha cumplido con las actividades exploratorias comprometidas, siempre y cuando se haya iniciado actividad mínimo 1 mes antes de la fecha de vencimiento de la fase. El contratista asumirá todas las pérdidas en caso de que no haya descubrimientos en el área contratada. Al momento de presentarse un descubrimiento el contratista debe presentar ante la ANH un programa de evaluación dentro de los seis (6) meses siguientes a la finalización de la perforación del pozo exploratorio descubridor o de la finalización del periodo de Exploración, lo que ocurra primero. Una vez declarada la comercialidad tendrá una vigencia de 24 años o hasta el límite económico del campo.





En caso de que se solicite extensión de la fase de Explotación, el Contratista debe entregar a la ANH un 10 % adicional de producción de hidrocarburos líquidos livianos o un 5% de gas no asociado o Hidrocarburos Líquidos pesados, después de regalías. El contrato E&P muestra un sistema concesionario con regalías muy moderadas pero con una captación del estado de rentas excesivas generadas por precios reales altos de crudo. Las áreas son adjudicadas a través de rondas licitatorias o por contratación directa si es un área libre. Dentro de las obligaciones con las que se deben cumplir en el contrato esta la creación de un Fondo de Abandono para que se cubran todas las necesidades de financiación en el abandono de pozos y la restitución ambiental en las áreas de producción.

Derechos económicos por uso de sub-suelo en áreas de exploración: Por cada fase el contratista reconocerá y pagará a la ANH un derecho por unidad de superficie nominado en dólares de los Estados Unidos de América, que resulta de multiplicar el número de hectáreas y fracción de hectárea del área Contratada.

Tabla 14. Factor cálculo Derecho Económico VALOR POR FASE EN U$/ HECTAREAS USO DEL SUELO Tamaño de área

Por las primeras 100.000 Has.

Phase Duration

<= 18 meses

> 18 meses

<= 18 meses

> 18 meses

Polygons A y B

2,29

3,06

3,06

4,59

Out of Polygons

1,53

2,29

2,29

3,06

Off shore

Por cada héctarea adicional a 100.000 Has.

0,76

Este pago se debe realizar dentro del mes siguiente al inicio de la respectiva fase. Para las fases inferiores a 12 Meses este pago no aplica.





Derechos económicos por uso de sub-suelo en áreas de evaluación y producción: El contratista reconocerá y pagará a la ANH un derecho cuyo valor en dólares de los Estados Unidos de América, será el que resulte de multiplicar la producción de hidrocarburos que corresponden al contratista. Por once centavos de dólar y diecinueve centésimos de centavo de dólar de los Estados Unidos de América (USD $ 0.1119) por cada barril de Hidrocarburos Líquidos.

Derechos económicos por precios altos: A partir del momento en que la producción acumulada de hidrocarburos líquidos de cada área de producción, incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de barriles, y en el evento de que el precio del crudo marcador "West Texas Intermediate" (WTl) supere el Precio Base Po, dependiendo de la gravedad API del crudo, (Según tabla) o cuando la producción de gas alcance los cinco (5) años, y se destine a la exportación, y el precio del marcador "U.S. Gulf Coast Henry Hub" supere el Precio Base Po, (Según la misma tabla) el contratista entregará a la ANH, en el punto de entrega una participación en la producción neta de regalías. Según la siguiente fórmula: Q = [(P - Po) / P] x S Q = Derecho económico a entregar a la ANH P = Precio WTI Po = Precio Base de referencia según la tabla A1 S = Porcentaje de participación según la tabla A 2

Tabla 15 (A1)1. Factor Calculo Precios Altos PRECIOS BASE DE REFERENCIA Gravedad API de los Hidrocarburos Liquidos roducidos > de 29º API > de 22º API e inferior o igual a 29º API

Po (US$/BI) Año 2008 $ 30,22 $ 31,39

> DE 15º API e inferior o igual a 22º API

$ 32,56

de profundidad > a 10º API e inferior o igual 15º API

$ 37,20 $ 46,50





Tabla 16 (A2). Porcentaje Participación -Precios Altos PORCENTAJES DE PARTICIPACIÓN

Po <= P < 2Po 2Po<= P < 3Po

Porcentaje de participación (S) 30% 35%

3Po<= P < 4Po

40%

4Po <= P < 5Po

45%

5Po<=P

50%

Precio WTI (P)

Derechos económicos en pruebas de producción: Los Hidrocarburos Líquidos obtenidos como resultado de las pruebas de producción realizadas por el contratista también causarán los derechos de que tratan los puntos anteriores.

Transferencia de tecnología: Estos dineros se destinan para apoyar el fortalecimiento institucional y sectorial, el contratista se compromete a realizar a su cargo y a su costa programas de investigación, capacitación, educación y apoyar el programa de becas de la ANH. Este pago se debe realizar al inicio de cada fase exploratoria y debe ser de hasta por un valor del veinticinco por ciento (25%) del valor que resulte de multiplicar el número de hectáreas y fracción de hectárea del área contratada. Esta obligación no puede exceder la suma de cien mil dólares de los Estados Unidos de América (US$100.000.oo). Respecto de las áreas de producción, la obligación será de hasta por un valor del diez por ciento (10%) del monto del derecho por el uso del subsuelo, por cada año calendario.

Devoluciones de áreas: EL Contratista puede hacer

devoluciones parciales

siempre y cuando no se afecte el cumplimiento de las obligaciones contraídas en el contrato. Para algunos casos el porcentaje de devolución es pactado. Al final del periodo de Exploración si no hay descubrimiento se debe devolver toda el área. Si hay descubrimiento se debe devolver toda el área menos el área de producción.

Regalías: Actualmente, se maneja un nuevo esquema de regalías a partir de la ley 141 de 1994 y la ley 756 de 2002 los yacimientos que se descubrieron antes de la aprobación de esta ley pagan una regalía fija de un 20 %. En adelante, se 178 OSCAR VANEGA ANGARITA




paga una regalía escalonada por la explotación de hidrocarburos de propiedad nacional sobre el valor de la producción en boca de pozo, el porcentaje que resulte de aplicar la siguiente escala.

Tabla 17. Base calculo Regalías Royalty Rates Production Rate (b/d)

Royalty Rate (%)

< 5,000 5,000 - 125,000 125,000 - 400,000 400,000 - 600,000 > 600,000

8 8 - 20 20 20 - 25 25

Source: Wood Mackenzie

Para explotación en campos ubicados en tierra firme y costa afuera hasta a una profundidad inferior o igual a mil (1.000) pies, se aplicará el ochenta por ciento (80%) de las regalías equivalentes para la explotación de crudo; para explotación en campos ubicados costa afuera a una profundidad superior a mil (1.000) pies, se aplicará una regalía del sesenta por ciento (60%) de las regalías equivalentes a la explotación de crudo. Para la explotación de hidrocarburos pesados de una gravedad API igual o menor a quince grados (15° API), las regalías serán del setenta y cinco por ciento (75%) de la regalía aplicada para hidrocarburos livianos y semi-livianos. Esta disposición se aplicará a la producción proveniente de nuevos descubrimientos, contratos de producción incremental o a los campos descubiertos no desarrollados.

Impuestos: En el período de explotación, se debe pagar una tarifa correspondiente al nivel de producción. Por hidrocarburos líquidos la tarifa es de $ EE.UU. 0.10/bbl neto producido. Para el gas natural la tarifa es de $ EE.UU. 0.10/mcf neto producido. El impuesto a la renta es de 33%. Se debe pagar un IVA del 16 % sobre los materiales o servicios contratados en Colombia. Sin embargo puede ser deducible del impuesto a la renta.

Multas: Una vez se conozca el incumplimiento la ANH podrá imponer multas que generen la satisfacción eficaz y eficiente de las obligaciones a cargo del 179 OSCAR VANEGA ANGARITA




contratista. Están podrían ser por el monto del valor de la actividad incumplida o cuando se dé el caso de un valor indeterminado de la obligación se impondrán multas por primera vez hasta de cincuenta mil dólares de los Estados Unidos de América (U$ 50.000) la segunda vez será por el doble de la inicialmente impuesta así sucesivamente doblando el valor del tope máximo de las multas impuestas hasta igualar el valor de las garantías

Terminaciones del contrato: Son varias las causales de terminación del contrato entre las más importantes se consideran. 

Puede ser por renuncia durante el periodo de exploración o en cualquier momento del periodo de producción.



Por vencimiento del periodo de exploración y/o producción.



Por declaración de terminación por incumplimiento.



En cualquier tiempo por mutuo acuerdo entre las partes entre otras.

El contrato E&P en Colombia NO tiene arbitraje internacional. 

Participación Estatal en la Renta Petrolera

En cualquier país se conoce como renta petrolera la suma de: las compensaciones (contraprestación económica pactada con la compañía encargada de la exploración y depende del área asignada), las regalías (contraprestación económica que se recibe durante la explotación y depende del volumen producido y del precio de venta después de restar el transporte hasta refinería o puerto), el impuesto a la renta (liquidado sobre la ganancia operacional de la compañía), el impuesto por transporte, el impuesto de industria y comercio (aplicado principalmente a la comercialización de los derivados del petróleo y gas), el impuesto o regalía por refinación, el impuesto de remesa (aplicado a los dividendos sacados del país por las compañías extranjeras), la participación en la producción (recibida por la empresa Estatal o los entes territoriales), los bonos especiales (aplicados en caso de guerra, desastres naturales o por precios altos 180 OSCAR VANEGA ANGARITA




en la venta del hidrocarburo) y la ganancia neta después de impuestos del contratista o empresa operadora. Esta ganancia neta la obtiene la compañía después de restar a sus ingresos los costos de extracción, tratamiento, transporte, amortización de la inversión en exploración, depreciación por inversiones en activos para la producción y el impuesto a la renta. En el caso Colombiano, con el sistema de contratación actual, que es el más benévolo de Latinoamérica para las compañías inversionistas, la renta petrolera comprende la suma de las compensaciones por uso del subsuelo, las regalías, un bono como derecho por precios altos, los impuestos a la renta, al transporte, y la ganancia neta del contratista. Aunque existe impuesto o regalía por refinación e impuesto de industria y comercio por la venta de sus derivados, no se tienen en cuenta

por

ser

operaciones

downstream

(refinación,

petroquímica

y

comercialización de derivados), cuasi-monopolio del Estado. Esto quiere decir que para calcular nuestra renta petrolera se tienen en cuenta únicamente las operaciones upstream (exploración, explotación y transporte). Aquí en Colombia no hay participación de la producción, ni impuesto de remesa. Esta renta petrolera, según la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH, es del 60%; o sea que de un barril producido, el 60% es renta petrolera. De esta renta petrolera, el 42% es para el Estado (el 25,2% de un barril producido), representado en impuestos netos (después de alivios tributarios), regalías, derechos del subsuelo y el derecho a precios altos. Las compensaciones (derechos económicos por el uso del subsuelo que recibe la ANH) oscilan, dependiendo de la ubicación y área del bloque, entre 0,25 y 1.5 US$ por hectárea, pagadas durante la exploración desde la segunda fase, y 0.1 US$ por barril de petróleo ó 0,01 US$ por millón de BTU si es gas, durante la etapa de producción. Las regalías (se dividen en dos clases así: las directas recibidas por los entes territoriales productores y los puertos, y las indirectas recibidas por el Fondo 181 OSCAR VANEGA ANGARITA




Nacional de Regalías –FNR), son flexibles y sensibles a los diferentes niveles de producción de los campos. Las regalías son del 8% para campos que produzcan hasta 5.000 Barriles de Petróleo por día –BPD (5.700 pies cúbicos de gas equivalen a un barril de petróleo); para producciones entre 5.001 BPD y hasta 125.000 BPD varía en línea recta entre el 8% y el 20%; para producciones desde 125.001 BPD hasta 400.000 BPD el 20%; para producciones entre 400.001 BPD y 600.000 BPD varía en línea recta entre el 20% y el 25%; y para producciones mayores o iguales a 600.001 BPD el 25%. Realmente oscilan entre el 4.8% y el 25% porque existe un descuento del 25% si el petróleo es pesado (menor o igual a 15 °API) y, en el caso del gas, 20% de descuento si es continental ó 40% si es costafuera. En promedio las regalías actuales son del 8%, porque se liquida por la producción de cada campo y no por la producción total del contrato. Las regalías directas las recibe en especie la ANH según la liquidación del Ministerio de Minas y las paga en dinero a los entes territoriales después de descontar los costos de transporte a refinería o puerto y los descuentos para el Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera –FAEP, para el Fondo Nacional de Pensiones de las Entidades Territoriales –FONPET, el cual es del 5%, y el 1% para interventorías. Bajo este esquema, si se excluye a Ecopetrol S.A y se analiza únicamente para inversionistas privados, la renta petrolera se limita a cinco variables que ocurren durante la etapa de explotación (upstream): las compensaciones recibidas por el gobierno nacional a través de la ANH (0.1 US$ por barril de petróleo ó 0,01 US$ por millón de BTU si es gas), las regalías (8% en promedio) una parte recibida directamente por las entidades territoriales y otra por el gobierno nacional a través del Fondo Nacional de Regalías -FNR, el impuesto a la renta recibido por el gobierno nacional a través de la DIAN (33% de la renta líquida gravable del inversionista), los derechos por precios altos (30% del excedente sobre el precio base) recibidos por el gobierno nacional a través de ANH, y la ganancia neta del inversionista. En la columna anterior expuse lo referente a las compensaciones económicas que se reciben durante la exploración y explotación, y la liquidación de las regalías según el tipo de hidrocarburo y los volúmenes producidos. Los 182 OSCAR VANEGA ANGARITA




derechos por precios altos se reciben cuando la producción acumulada supera los 5 millones de barriles y si el precio internacional WTI es superior a 35 US$/barril (precio base). Esto significa que si nuestro petróleo se vende en el mercado internacional a 80 US$/barril (caso Cusiana), el gobierno nacional recibe a través de la ANH el 30% de 45 (la diferencia entre 80 y 35), o sea 13.5 US$/barril. El impuesto a la renta es el 33% de la ganancia operacional del inversionista. Sin embargo, este ingreso es significativo a partir del sexto año de producción del campo, pues durante los primeros cinco años existen alivios y descuentos tributarios generados por las depreciaciones y amortizaciones de las inversiones realizadas durante las etapas de exploración y desarrollo del campo. Según la ANH, la renta petrolera es el 60% de un barril; o dicho de otra forma, por cada 100 pesos que se obtengan de ingreso bruto, 40 pesos cubren los costos de exploración (amortización), desarrollo (depreciación),

operación (costos de

producción y tratamiento), transporte y abandono (fondo para remediar daños ambientales). De los 60 pesos que quedan como renta petrolera, el inversionista se queda con 34.8 pesos (58%) y el Estado con 25.2 pesos (42%). De esos 25.2 pesos, 8 pesos son regalías, de los cuales 5.44 pesos le corresponden a los puertos, y a los municipios y departamentos productores como regalías directas (el 21.59% de lo que recibe el Estado – STATE TAKE). O sea que el gobierno nacional se queda con el 78.41% del STATE TAKE. En resumen, a las regiones productoras de hidrocarburos les llega el 9% de la renta petrolera, al gobierno nacional el 33% y al inversionista el 58%. Resumiendo, el State Take lo componen las regalías, los impuestos, los derechos de uso del subsuelo y los derechos por precios altos. Empezaré analizando el último, que contempla el pago al Estado del 30% del sobreprecio cuando el barril supere los 35 dólares (precio base para este año - se ajusta cada año). Según las estadísticas de Ecopetrol S.A y de la ANH, en Colombia existen 324 campos, de 183 OSCAR VANEGA ANGARITA




los cuales 8 fueron descubiertos con reservas originales de petróleo (OOIP) superiores a 1.000 millones de barriles, 11 entre 500 y 1.000 millones, 35 entre 100 y 500 millones, 25 entre 50 y 100 millones, 78 entre 5 y 50 millones, y 167 campos con menos de 5 millones de barriles de petróleo. O sea que el 51.54% de los campos descubiertos en nuestro país tienen reservas inferiores a 5 millones de barriles. Igualmente, los campos en Colombia tienen en promedio un factor de recobro –FR (porcentaje extraído o sacado a superficie) del 18%. Lo anterior indica que difícilmente en los descubrimientos futuros, se logrará cobrar el derecho por precios altos, pues a éste sólo se tendrá acceso cuando la producción acumulada supere los 5 millones de barriles. Para tener éste derecho desde antes del quinto año de producción, debería descubrirse un yacimiento con reservas superiores a los 500 millones de barriles, para lo cual existe solamente un 5.8% de probabilidad. Si se descubriese uno entre 100 y 500 millones (10.8% de probabilidad), se disfrutaría de ese derecho después de los 10 años de producción. En el caso de yacimientos con reservas entre 50 y 100 millones de barriles (7.7% de probabilidad), se obtendría ese derecho al final de la terminación del contrato de concesión, después de 20 años, cuando ya no quede mucho petróleo por recuperar y el campo revierta a la nación. En el resto de posibilidades (75.7%) los colombianos nunca veríamos ese componente del state take, pues el campo se abandonará antes de que llegue a los 5 millones de barriles producidos acumulados. Resumiendo, el derecho por precios altos no se debe tener en cuenta para el cálculo del State Take y menos para los próximos 10 años, pues con el actual sistema contractual no se ha descubierto ningún campo con reservas superiores a 100 millones de barriles. Puedo afirmar, sin temor a ruborizarme, que la ANH introdujo este componente como un saludo a la bandera. Es una utopía y una falacia matemática si se llegare a contabilizar para calcular el State Take. Si llegáramos al millón quinientos mil barriles por día, la producción promedio por campo será de 4.630 barriles/día (1’500.000/324) para unas regalías promedio del 8% según la ley 756 de 2002, con la cual se liquidan las regalías de los nuevos 184 OSCAR VANEGA ANGARITA




contratos. El impuesto a la renta es del 33% sobre la ganancia líquida gravable. O sea, después de descontar a los ingresos los costos de producción, tratamiento, transporte, trasiego, manejo, amortización de inversiones para la exploración, depreciación de inversiones en activos para el desarrollo del campo, los derechos del subsuelo y las regalías. Según estadísticas de Ecopetrol S.A, el costo de producción y tratamiento promedio de un barril es 12 US$, el costo de abandono es 0.5 US$/Bl, el costo por depreciación es 2.5 US$/Bl y el costo por amortización es 1.0 US$/Bl. Según OCENSA, el costo promedio de transporte, trasiego y manejo es de 8 US$ el barril. El total de costos descontados es de 24 dólares. Si el precio promedio WTI durante el último año fue de 80 dólares el barril y la calidad promedio de nuestro petróleo es 25° API, el precio de venta promedio fue de 60 US$/Bl, para una renta petrolera de 36 dólares. A esta renta petrolera le descontamos los derechos del subsuelo durante la explotación por 0.10 US$/Bl y 4.8 US$/Bl correspondiente a las regalías promedio del 8%, para una renta líquida gravable de 31.1 US$ y un impuesto a la renta de 10.26 US$ por barril (33%). El State Take se expresa como el porcentaje de la renta petrolera que le corresponde al Estado. De esta forma, el componente al State Take por regalías es del 13.3% (4.8/36), por impuestos del 28.5% (10.26/36) y por derechos del subsuelo del 0.28% (0.1/36). Este último prácticamente despreciable. Para un State Take total del 42.1%.





4. CONCLUSIONES En el año 2003, con motivo de la celebración de los 100 años del diario La República, se realizó un foro sobre política petrolera, donde propuse la creación de una ley marco de hidrocarburos que apalancara y diera soporte robusto a la reciente escisión de Ecopetrol, blindando la empresa contra una futura privatización y estableciendo, desde el Congreso de la República, políticas serias a largo plazo, que sirvieran de carta de navegación a la naciente Agencia Nacional de Hidrocarburos. De esa manera nos hubiéramos evitado lo que ha ocurrido desde ese entonces hasta la fecha: Primero, la conversión de nuestra empresa petrolera estatal en una empresa de economía mixta, sin capacidad de refinación (estamos importando combustibles, lo cual nos tiene con la gasolina más costosa de América); con necesidad de capital para continuar comprando campos “viejos” con escasas reservas remanentes, y continuar “raspando la olla” en los campos maduros y marginales de su propiedad, ante el poco éxito exploratorio. Ecopetrol S.A ha invertido en los últimos cinco años recursos similares a las utilidades obtenidas –gracias a los altos precios internacionales de petróleo- dirigidos mayoritariamente a la producción (por ejemplo, el 50% de los 6.900 millones de dólares invertidos el año anterior y el 44% de los 3.260 millones de dólares invertidos durante el primer semestre de este año), y muy poco a la exploración o búsqueda agresiva de nuevas reservas que nos garanticen la autosuficiencia y eviten el colapso económico del país ante una eventual importación de petróleo en medio de una muy posible crisis energética mundial. Aunque Pacific Rubiales anunció esta semana un descubrimiento del tamaño del campo Rubiales en un nuevo bloque, este contrato está bajo la modalidad de concesión, donde el país (excepto las regalías), no tendrá participación en la producción; o sea que a futuro, de requerirse el petróleo, debemos comprárselo a precio internacional y en dólares corrientes, que será análogo económicamente a tener que importarlo.





En cuanto a reservas probadas certificadas, hoy contamos con 2.100 millones de barriles equivalentes, de los cuales el 40% es crudo pesado y extrapesado; pero lo grave es que en los últimos 10 años sólo se han incorporado 300 millones de barriles con nuevos descubrimientos, mientras que hemos producido 2.300 millones. O sea que por cada 6.7 barriles producidos, agregamos uno nuevo (a nivel mundial por cada 5 consumidos se descubre uno). Igualmente, agradezcamos que “se nos apareció la virgen” con el incremento del precio de los hidrocarburos desde el 2005, porque de lo contrario, este petróleo pesado no se estuviera produciendo, ya que el negocio no cerraría financieramente, y el país estaría importando petróleo (además de combustibles); o en su defecto, comprando a precio internacional el petróleo que los inversionistas privados están extrayendo de las entrañas de nuestro subsuelo. Segundo, una Agencia Nacional de Hidrocarburos limitada en recursos, lo cual le ha impedido implementar políticas agresivas de calentamiento de cuencas. Sus metas son muy pobres, pues proyectan incorporar 4.000 millones de barriles a 2020, fecha en la cual se habrá producido una cifra similar, a la tasa de un millón de barriles diarios actual; e inferior, si la producción llega al escenario P50 de 1,4 millones de barriles diarios pronosticado por la misma Agencia. En otros retos al 2020 (aerogeofísica, sísmica 2D, estudios geológicos, cartografía, perforación estratigráfica), al finalizar 2010 se acercó al cumplimiento del 50% de algunos de ellos, lo que demuestra que se quedaron cortos en las metas, pues con esta pequeña cantidad de estudios difícilmente tendremos información suficiente para lograr descubrir las reservas de hidrocarburos que se requieren para satisfacer las necesidades internas después de 2015. Es preocupante, en un país como Colombia con el 80% de las cuencas sedimentarias inexploradas, ver las estadísticas de perforación de pozos exploratorios, con una pobre meta de 60 pozos por año; mientras que en Estados Unidos, cuyas cuencas están 100% exploradas, se perforan 47.000 pozos por año. Las cifras en este sentido muestran que escasamente se han igualado las estadísticas de los años 80, cuando el contrato de asociación le daba participación al Estado en la renta petrolera (State Take) del 78%, mientras que el contrato actual, sólo nos deja el 42%. Algo está 187 OSCAR VANEGA ANGARITA




pasando. El Congreso debe legislar urgentemente aprobando una ley marco de hidrocarburos, donde se establezcan las calidades mínimas de los miembros de la junta directiva de la ANH, quienes son los responsables de las políticas exploratorias a futuro. El contrato de E&P debe revisarse y debe ser el Congreso, como en muchos países, quien defina los parámetros del mismo y no una junta desconocida y sin experiencia, quien apruebe asuntos de tanta responsabilidad, actuando como convidados de piedra. Según palabras del exdirector del ICP, Ing. Néstor Fernando Saavedra, en el panel sobre “prospectividad petrolera” celebrado en el marco de la décima segunda semana técnica de ingeniería de petr óleos de la UIS… “Colombia está atrasada 30 años en ciencia y tecnología respecto al promedio mundial, y el mundo está atrasado 30 años respecto a Estados Unidos”, refiriéndose, obviamente, al desarrollo de nuestra industria petrolera; porque nadie sabe mejor que él que la transferencia tecnológica a la que se comprometieron las compañías extranjeras cuando firmaron los otrora contratos de asociación, fue un fracaso. Ésta se cumplió con unos simples cursos de no más de cuarenta horas que dictaban conferencistas extranjeros en un lujoso hotel de Bogotá, a la que asistían unos pocos funcionarios “administrativos” de Ecopetrol, que en poco o nada contribuían a difundir o transmitir los escuetos conocimientos allí recibidos. Hoy, con el nuevo contrato de E&P, la transferencia de tecnología está acordada en especie; más precisamente en el 25% de los derechos por el uso del subsuelo, recibidos por la ANH, de los cuales desconocemos su destino. En nada, hasta el momento, ha contribuido al desarrollo tecnológico y científico desde las facultades de petróleo de país, si revisamos el número de proyectos de investigación que han sido financiados. Esto explica también, por qué el factor de recobro de nuestros yacimientos es escasamente del 20%, mientras que el promedio en el mundo es del 40% y en los Estados Unidos del 70%. La ley marco de hidrocarburos debe apuntarle a jalonar el desarrollo tecnológico del país, como lo ha hecho Brasil, asegurando recursos ciertos y abundantes para la educación superior y la investigación; financiando la dotación de laboratorios, la 188 OSCAR VANEGA ANGARITA




creación de programas de maestría y doctorado, la repatriación de cerebros fugados y la contratación de científicos extranjeros de alto nivel. Debe reglamentarse que el 10% de las regalías aprobadas en la reforma constitucional que creo el Sistema General de Regalías vaya directamente a Colciencias, las Universidades, el ICP, los CDT’s y las Corporaciones de investigación y desarrollo tecnológico. Con la actual producción existe margen para hacerlo, pero debe crearse por ley un impuesto por barril para este fin, teniendo en cuenta que nuestro contrato petrolero es el más rentable de Latinoamérica para los inversionistas. De esta manera aumentamos en algo el margen de participación estatal en la renta petrolera. Recordemos que con el actual contrato de concesión los hidrocarburos son del Estado cuando están en el subsuelo, pero pasan a ser del inversionista cuando están en superficie. Igualmente, aprovechando los altos precios, así como se ha aprobado la creación de un nuevo fondo de ahorro y estabilización para evitar la enfermedad holandesa ante una supuesta bonanza, la ley marco debería asegurar la creación de un fondo de exploración petrolera con el fin de tener recursos suficientes para el calentamiento de cuencas por parte de la ANH y para la perforación exploratoria por parte de Ecopetrol (mientras siga siendo Estatal), sobre todo si a futuro bajan los precios, pues dejará de ser rentable la extracción de petróleo pesado, y/o no habrán inversionistas interesados en esta actividad. El Congreso de la República tiene el reto de definir una política energética futurista y coherente con los intereses nacionales, en la perspectiva de usar estos recursos en un proyecto de desarrollo integral de la economía del país, elaborando una ley marco en consenso con la industria, la USO, la academia y las diferentes organizaciones sociales. Los países industrializados se caracterizan porque sus parlamentos han construido su riqueza en sus leyes antes que en su tierra. La mayoría de nuestros congresistas y gobernantes, de pronto, han tomado la vida como un constante devenir, más que un ser, faltándoles convicción para hacer realidad los sueños y dentro de dichos sueños se denota una grave falta de previsión. El éxito de los países industrializados está es su capacidad para anticipar sus crisis energéticas, planear estrategias y asumir retos sin importar el 189 OSCAR VANEGA ANGARITA




precio. Desde la segunda guerra mundial las potencias han determinado el control del mundo a partir del combustible fósil. La situación geopolítica actual es producto de la mentalidad futurista de estas naciones. La habilidad del estadounidense de ver el presente desde el punto de vista del porvenir, atado a garantizar su futuro suministro de energía, explica el por qué la toma de Afganistán e Irak, por qué sus intrigas infundadas con Irán, y por qué mantienen cerca de un millón de marines en el triángulo del medio oriente, donde está el 70% de las reservas petroleras del mundo y las segundas mayores reservas de litio (necesarias para los futuros automóviles eléctricos). Por otro lado, el presidente Santos sancionó el acto legislativo que crea el Sistema General de Regalías y Compensaciones, y el Congreso aprobó la ley reglamentaria que a su vez reformará la ley 756 de 2002. Con sentimiento nacionalista, despojándome de la camiseta del regionalismo que porté durante el tránsito de la enmienda constitucional, reconozco que lo aprobado refleja la equidad y el bien común que obliga la Carta Magna, haciéndose una “redistribución” más justa de las regalías, para beneficio de la mayoría de los colombianos, al ser la riqueza del subsuelo propiedad de la Nación. Igualmente, el gobierno central podrá poner a andar las cinco locomotoras de la prosperidad y el desarrollo. Estos recursos serán su combustible, pues la administración Uribe dejó seco el tanque, con un hueco fiscal de $30 billones y vigencias futuras predestinadas que comprometen recursos hasta el 2016 equivalentes al 85% de este déficit. De la misma manera, al desaparecer el Fondo Nacional de Regalías, el Ministerio de Hacienda se ahorra cerca de $5 billones que han ido a TES desde el 2003 para financiar la Seguridad Democrática, y otros recursos de similar monto, que está en el Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera, que posiblemente no se des-ahorrarán a favor de los Entes territoriales, pues como dice el adagio popular: “muerto el perro, muerta la sarna”. Sin embargo, la senadora Maritza Martínez ha propuesto que estos dineros se inviertan en recuperar la malla vial y en auxiliar los damnificados por el invierno. Habrá que verlo.





Las regiones productoras, sobre todo las petroleras que generan el 80% de las regalías, quedan con la encrucijada de tomar medidas más inteligentes, y sus habitantes con el deber de atinar con la elección de gobernantes gestores, con músculo político y capaces de elaborar proyectos que capten recursos de los nuevos fondos creados y de otras fuentes; pues definitivamente hacia el 2015 sus ingresos por regalías directas se verán disminuidos gradualmente hasta el 40% de lo recibido este año; con dos agravantes de por medio: por un lado, en el pasado les recortaron los giros a través del Sistema General de Participación; y por el otro, la mayoría de estos Entes hicieron piñata con las regalías futuras involucrándose en un severo endeudamiento, cuyos pagos no van a poder cumplir, o para hacerlo tendrán que bajar sus coberturas de educación, salud y saneamiento básico. Barrancabermeja, principal municipio petrolero de Santander, produce cerca de 50 mil barriles por día, de los cuales el 14% en promedio son regalías (el 40% de la producción paga regalías del 20% y el 60% del 10% por ser producción incremental). De estas regalías al municipio le corresponde el 20,5% según la ley 756 de 2002; o sea que está recibiendo el 2.87% (0.205x14%) de cada barril extraído de su subsuelo, que al precio WTI de 100 US$/Bl y a una TRM de 1800 $/US$ le generarán ingresos cercanos a $80 mil millones este año, sin sumar las regalías por refinación ni embarque fluvial. De la misma manera, el departamento de Santander recibirá aproximadamente $185 mil millones. Sin embargo, así la producción y el precio se mantengan, en el 2012 estos dos Entes territoriales recibirán el 70% de estos ingresos, en el 2014 la mitad y desde el 2015 el 40%. Pero, tampoco se deben hacer piñatas con estas cifras, pues la producción de Barrancabermeja y de los otros municipios petroleros del departamento empezará a declinar al final de este año, estimando que a 2015 producirán diariamente menos de la mitad de lo que producen hoy (a no ser que se haga un nuevo y significativo descubrimiento); con el componente adicional que, para aquella época, la liquidación de regalías será del 10% en promedio, si se tiene en cuenta que más del 80% de esa escasa pr oducción, será “producción incremental”. Por lo



GEOPOLITICA Y POLITICA PETROLERA AÑO 2013.pdf

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