Boletín del 12Octubre-Diciembre • 2003 • No.

Colombiano de EnergíaColombiano de Energía

Directora:Astrid Martínez

Profesora AsociadaUniversidad Nacional.

Comité editorial:Germán Corredor, Isaac Dyner,

Carmenza Chahín, Mario García, AliciaPuyana (Flacso México), Héctor Pisto-

nesi (Bariloche),Philip Wright (Universidad Sheffield).

Diseño y diagramación:Marco Aurelio Ortiz

Impresión:Ediciones Antropos

Email:obsenergia@currie.fce.unal.edu.co

www.fce.unal.edu.co/oce

UNIVERSIDADNACIONAL

DE COLOMBIA

Sede BogotáFacultad de Ciencias Económicas

El Observatorio Colombiano de Energía es un espacio virtual. Sus sedes son las Facul-

tades de Ingeniería y de Ciencias Económicas de la Universidad Nacional en Bogotá y

de la Escuela de Minas – UN en Medellín. Los profesores participantes son expertos,

consultores y analistas de la coyuntura minero-energética, del diseño de mecanismos

de regulación energética y de la modelación de los mercados energéticos.

C o n t e n i d o

ISSN

: 165

7-48

0X

Editorial 2Diversificación en generación de energía en ColombiaInstituto de Energía, Universidad Nacional de Colombia.Empresas Públicas de Medellin. 3Contrabando y diferencial de precios de lagasolina en la frontera colombo - venezolanaJuan Carlos Cárdenas Valero. 8Modelos para análisis de políticas y tomade decisiones en energización ruralInstituto de Energía, Universidad Nacional de Colombia.Imperial College del Reino Unido. 11Análisis de los riesgos y posibilidades de laexpansión del gas natural en ColombiaGheysel Naranjo y Óscar Bravo. 16La política petrolera en ColombiaAGUNAL. 20

Boletín del

OBSERVATORIO Colombiano de Energía

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EDITORIAL

El pasado 12 de diciembre de2003 el Observatorio reali-zó en Bogotá el Seminario“Las reformas pendientes enel sector energético en Co-

lombia”. En este evento se trataron te-mas como el futuro del gas en Colom-bia, el nuevo contrato petrolero, elpanorama petrolero y minero colombia-no, el sector eléctrico en Colombia, elfuturo de Ecopetrol, modelos para aná-lisis de políticas y toma de decisiones enenergización rural, diversificación engeneración de energía en Colombia,análisis de los riesgos en la industria delgas natural y el diferencial de precios dela gasolina en la frontera con Venezue-la. Al evento asistieron, Julián Villaruel,Director de la UPME; Leopoldo Monta-ñez, Director de Naturgas; Armando Za-mora, Director de la Agencia Nacionalde Hidrocarburos; Alejandro Martínez,

Presidente de la Asociación Colombia-na del Petróleo; Mauricio Cárdenas, Di-rector de Planeación de Cerrejón S.A.;Fernando Rojas, Gerente de Transmisiónde ISA; Germán Corredor, de Unión FE-NOSA; el Contralor Delegado de Minas,Julián Pertuz y Amylkar Acosta, Presiden-te de la Sociedad Colombiana de Eco-nomistas. De igual forma presentaronponencias los consultores Luis AugustoYepes y Carmenza Chaín; los profesoresy estudiantes del Instituto de Energía dela Facultad de Minas, Universidad Nacio-nal, sede Medellín y los de la Facultad deCiencias Económicas, sede Bogotá.

En este número 12 del Boletín se pre-sentan algunas ponencias del evento. Seanaliza la complementariedad entre lassoluciones hidroeléctricas y las eólicasparar dar robustez a los sistemas de ge-neración, así como también el proble-ma que ha causado el diferencial de pre-

cios de la gasolina, en frontera con Ve-nezuela, para el gobierno colombiano.

Los gobiernos hacen grandes esfuer-zos en formular e implementar políticasy proyectos en energización rural, deforma que las comunidades puedan dis-frutar de una mejor calidad de vida; aquíse presenta uno de estos proyectos rea-lizado por la Universidad Nacional deColombia-Medellín junto con el Impe-rial College del Reino Unido.

También se publica un análisis de laindustria del Gas Natural, en vista delcírculo vicioso que se ha creado enColombia, que no permite que seinvierta en exploración ni que crezca lademanda de este energético.

Las intervenciones del seminario seencuentran en la página web delObservatorio en formato de powerpoint.

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Instituto de Energía,Facultad de Minas,

Universidad Nacional.

Diversificación en generaciónde energía en

COLOMBIA

A

Este tipo de fuentes de

energía, cuya fuente básica

es fósil, están siendo

reemplazados por iniciativas

como los Mecanismos de

Desarrollo Limpio, previsto

en el Protocolo de Kyoto, que

procuran limitar la emisión

de gases de efecto

invernadero.

lo largo de los añosse ha observado unacentuado crecimien-to de la actividad in-dustrial y en generalde las diferentes acti-

vidades productivas del hombre, con unenorme aumento en el consumo deenergía. La explotación de combustiblesfósiles tuvo que acelerarse para cubrir lademanda energética, pero se concen-tró la búsqueda de alternativas en desa-rrollar este tipo de fuentes.

El desarrollo de otras fuentes no eraprioritario, pero ante la nuevaperspectiva del abastecimientoenergético, se prestó mayor atención ala diversificación de fuentes de energía,con el uso a gran escala de fuentes noconvencionales o alternativas talescomo solar, eólica, geotérmica ymareomotriz.

El desarrollo tecnológico de lasfuentes no convencionales, entre ellasla eólica es prometedor, pero es todavíaincierto su futuro frente a las condicionesque les plantean los nuevos mercados,así como sus efectos frente a lastecnologías convencionales.

En Colombia la generación de ener-gía es primordialmente hidroeléctrica,por lo tanto el sistema de generación esvulnerable durante las épocas de sequía

y existe un alto riesgo en el suministrode energía eléctrica contratada. La ame-naza de apagones en el país, durantelas épocas de sequías extremas, se hamitigado, gracias a la importante com-ponente térmica en el sistema; sin em-bargo esta alternativa es todavía insufi-ciente.

Se ha estimado, de manera prelimi-nar, que Colombia cuenta con una ca-pacidad superior a los 5000 MW de po-tencia eólica en la zona de la Guajira.Con la construcción de un parque eóli-co Jepirachi - piloto de 20 MW - se iniciala explotación de otras alternativas degeneración de electricidad en Colombia.Mediciones preliminares permiten supo-ner un gran potencial eólico en la zonadel parque, gracias a las altas velocida-des promedio registradas.

En diferentes países se busca apro-vechar la complementariedad que pue-da existir entre las soluciones hidroeléc-tricas y las eólicas parar dar robustez alos sistemas de generación. Es importan-te resaltar la potencial complementarie-dad entre los regímenes de viento don-de se ubicará el parque eólico (LaGuajira, noreste colombiano) y la hidro-logía del país. Esto indica la posible ven-taja de la generación eólica, especial-mente para periodos de hidrologíacrítica, como es el Fenómeno del Niño.

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OBSERVATORIO Colombiano de Energía

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Con una creciente generación eóli-ca en Colombia, se tendría capacidadinstalada para afrontar mejor periodossecos reduciendo el riesgo en el sumi-nistro de energía, pero la viabilidad eco-nómica de los proyectos está por de-mostrarse.

Surgen muchos interrogantes acercadel impacto que el desempeño de latecnología tendrá en el mercadocolombiano de energía, pero con ladiversificación en la generación deenergía eléctrica con eólica se esperapoder atender de una forma másconfiable la demanda, incluso con lapresencia de fenómenos extremoscomo es el Niño. Lo anterior es posible,sin embargo los costos de los proyectosy la coyuntura del sector dificultan laexplotación de estas tecnologías enColombia.

Como la velocidad del viento es unavariable que presenta una alta incerti-dumbre, es necesario evaluar el impac-to del ingreso de la tecnología eólica enel mercado eléctrico colombiano, enaspectos fundamentales como su des-pacho y comercialización, asuntos queson esenciales para evaluar la factibili-dad de proyectos de generación de estetipo.

En este artículo se presenta un mo-delo desarrollado en DS para la simula-ción del comportamiento del sistemaenergético colombiano, con la introduc-ción de una capacidad significativa deenergía eólica.

INTRODUCCIÓN

El abastecimiento de energía en Colom-bia aprovecha principalmente el recur-so hidráulico del país; no obstante, acausa de la crisis energética o “apagón”de 1992 y el sucesivo Fenómeno delNiño, debió considerarse la diversifica-ción de fuentes de energía y disminuirla dependencia de las fuentes hidráuli-

cas para generación eléctrica. De estaforma, la generación térmica se incre-mentó y se construyeron varias plantasen la década de los años noventa, lascuales incrementaron notablemente laenergía firme con que cuenta el siste-ma; se afrontó entonces el Fenómenodel Niño de 1998 sin tantos problemaspara la atención de la demanda nacio-nal.

Las plantas térmicas, a pesar de queen condiciones críticas han aportadoenormes beneficios al SIN, presentanotro tipo de problemas tales como, sucosto de mantenimiento, el costo delcombustible que emplean, su formaintrínseca de operación, el retiro deplantas debido a su antigüedad, entreotros. Este tipo de fuentes de energía,cuya fuente básica es fósil, están siendoreemplazados por iniciativas como losMecanismos de Desarrollo Limpio(MDL), previsto en el Protocolo de Kyoto,que procuran limitar la emisión de gasesde efecto invernadero (Concha y Jaimes,1999; p39). Por esta razón, esconveniente considerar otras opcionestecnológicas.

En la actualidad, se está dando unacreciente participación en los mercadosmundiales de la generación con fuentesalternativas o renovables, en especial dela generación eólica. Colombia está alas puertas de incorporar energía eólicainterconectada al SIN con el primerparque eólico para generación eléctrica.Por tanto, es fundamental entender losposibles impactos de esta tecnología ensu mercado de energía, la posibleexpansión de la capacidad eólicainstalada, y en general comprender lasvariables del nuevo sistema degeneración nacional al introducirgeneración eólica.

Se consideró conveniente construirun modelo en Dinámica de Sistemas (DS)que representa la operación de lastecnologías hidráulica, térmica y eólica,

su interacción y realimentación, paraevaluar las posibles ventajas ydesventajas de la diversificación en lasfuentes de generación de energía enColombia con energía eólica.

EVOLUCIÓN DEL SISTEMA DEGENERACIÓN NACIONAL

Con la nueva composición la capacidadinstalada del SIN afrontó el Fenómenodel Niño durante 1998, y si bien fue másintenso no hubo apagón (Ochoa, 2001;p11).

Se comprobó entonces las ventajasde la diversificación de fuentes deenergía en Colombia y se aprovechó lasventajas inmediatas que representa laoperación de esta tecnología:instalación más rápida, independenciadel factor climático, disminución delriesgo de nuevos racionamientos deenergía; entre otros. Lo más destacablede esta tecnología en el país en losúltimos años es la forma como a partirde la crisis energética de 1992 aportófirmeza al sistema, a pesar de los eventoscríticos de la hidrología de ese año y de1998, además de otros eventos como lavoladura de torres de energía y laconsecuente fragmentación que estocausa al SIN (Prada, 2001. p45).

Es conveniente entonces reflexionarsobre la expansión de la capacidadinstalada en Colombia, y más aún de losmercados mundiales, teniendo encuenta la profunda crisis que se avecinacon el agotamiento de los combustiblesfósiles y la posibilidad de explotar otrastecnologías limpias.

FUENTES ALTERNATIVAS DE ENERGÍA

La creciente demanda, además de lapreocupación por la preservación delmedio ambiente, hace que debareplantearse el esquema mundial deexplotación de los recursos no renova-

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bles con miras al futuro aprovisionamien-to de recursos energéticos (Jagadeesh,2000; Yue, Liu, y Liou, 2001).

El costo, desempeño y confiabilidadde las tecnologías alternativas hamejorado dramáticamente los últimos20 años. El costo de la electricidad demuchas de esas tecnologías es ahoracomparable con el de las plantas decombustible fósil. (OSTP, 1997; p1). Porotro lado la voluntad mundial de sustituirlos combustibles fósiles, materializadaen la firma del Protocolo de Kyoto, y laestimación del crecimiento de lademanda de energía en un 75% para elperiodo 1995-2020 (Concha y Jaimes,1999; p27), permiten asegurar que debedarse un mayor empuje hacia lapenetración de los mercados por lasenergías renovables. Lo anterior puedeexplicarse en la forma como lageneración eólica está alcanzandocompetitividad frente a los costosvariables de las plantas de potenciatradicionales y la competitividadeconómica de los sistemas solares yfotovoltaicos está también mejorando.(OSTP, 1997; p1).

1 Energía eólica en el mundoEnergía eólica en el mundoEnergía eólica en el mundoEnergía eólica en el mundoEnergía eólica en el mundoLos países más avanzados en su políticaenergética ya han emprendido una líneaclara de introducción del uso de laenergía eólica en sus sistemas deproducción energética, como sonAlemania, EE.UU, y España. En la Tabla 1se observa la capacidad instalada dediferentes países actualizada a abril de2003; éste es un claro ejemplo de lapotencialidad de la energía eólica parala producción de energía eléctrica.

Tabla 1. Países con mayor capacidadinstalada eólica en el mundo.

Actualizado abril 2003.

Puesto PAIS MW1 ALEMANIA 12.0792 ESPAÑA 4.832

3ESTADOS UNIDOS

4.685

4 DINAMARCA 2.889

5 INDIA 1.7026 ITALIA 7857 HOLANDA 666

8REINO UNIDO

557

La utilización de la energía eólicapara la producción de energía eléctricaen sistemas conectados a la red se haconsolidado en la mayor parte de lospaíses europeos como una forma dediversificación de la actual estructuraenergética, y continúa con un incremen-to progresivo en sus instalaciones. Lapotencia total instalada de origen eóli-co en el mundo es de unos 31.500 MW,de los cuales más de 23.500 MW se en-cuentran en los países de la Unión Euro-pea.

2 Firmeza y complementariedadFirmeza y complementariedadFirmeza y complementariedadFirmeza y complementariedadFirmeza y complementariedadcon la energía eólicacon la energía eólicacon la energía eólicacon la energía eólicacon la energía eólica

La vulnerabilidad de los sistemas degeneración que se basan enhidroeléctricas, como es el casocolombiano, se evidencia especialmenteen periodos de sequía extrema como elFenómeno del Niño. Es así como laholgura energética no debe medirse conbase en la capacidad instalada y lademanda, sino con base en la potenciamedia o firme. (Ochoa, 2001; p16). Unaforma de disminuir ese riesgo, encondiciones críticas del recurso hídrico,

podría ser utilizando tecnologías queoperen con otro recurso, como la eóli-ca.

En varios países del mundo se estáninstalando centrales eólicas para operarde manera complementaria con las cen-trales hidráulicas por la complementa-riedad estacional que se da entre susrecursos (Odilon et al, 1999; p79; Bélan-ger y Gagnon, 2002; p1279). En el casode Brasil, se cuenta con estudios quepermiten concluir sobre una comple-mentariedad estacional hidro-eólica enimportantes áreas de país como son elSuroeste, Sureste y Noreste.

La importancia de la posible pene-tración eólica en esas zonas, implica elincremento en la confiabilidad del siste-ma, dadas las condiciones climáticas,pero también unos ahorros de agua apro-vechables tanto para generación eléc-trica como para sistemas de riego. (Odi-lon et al, 1999; p81). No obstante lafirmeza de un sistema eólico por sí solo,cuando se trata de la integración entrehidráulicas y eólica, se incrementa suFactor de Planta respecto al del sistemapuramente hidráulico. (Odilon et al,1999; p82).

Si se consideran otras latitudes,como es el caso de Québec, lascondiciones son también favorables: lospicos en la demanda en el inviernocoinciden con los vientos más fuertes.(Bélanger y Gagnon, 2002; p1280). Apesar de las fluctuaciones típicas de laenergía del viento, que pueden sersoportadas utilizando generaciónhidráulica como “Back Up”, este tipo defuente de energía puede considerarsecomo una fuente confiable de energía.(Bélanger y Gagnon, 2002; p1282).

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Se plantea, como una posibilidad,para Colombia una diversificación de laexpansión energética con base enplantas de generación eólica, una vezse compruebe que el recurso viento seasuficiente. Además, comprobándose lapotencial complementariedad con lahidrología, su utilización sería muchomás importante durante periodoscríticos como el Niño.

3 Generación eólica en ColombiaGeneración eólica en ColombiaGeneración eólica en ColombiaGeneración eólica en ColombiaGeneración eólica en ColombiaA pesar de que la tecnología eólica hatenido un crecimiento impresionantedurante los últimos 20 años, enColombia se ha considerado estatecnología de forma muy aislada y nose han llevado a cabo proyectos dedimensión considerable; de hecho, elconcepto de Parque Eólico es ajeno alcontexto nacional.

En la Costa Norte colombiana, en eldepartamento de la Guajira, se ubicaráel primer Parque Eólico del país,interconectado al SIN. Con la entradaen operación de dicho parque se podráevaluar realmente la potencialidad dela generación eólica en Colombia. (EPM,2001).

Hasta ahora las velocidadesregistradas en la zona sugieren un granpotencial, dado que es igual o superanlas velocidades promedio de muchosparques en el mundo, tales como PicoTruncado, Patagonia argentina, con 9.3m/s, la región de Cayo Sabinal, Cuba,con 6.3 m/s a 10 m/s en Europa que seencuentran regularmente de 8m/s. VerTabla 2.

Tabla 2. Valores promedio develocidad del viento según estaciones

en la Guajira.

ESTACIÓNVELOCIDAD

A 10 m DE ALTURA (m/s)

VELOCIDAD A 50 m DE

ALTURA (m/s)

Puerto Bolívar (15 años)

7.01 -

Cabo de la Vela 7,27 9,15

4 Mercado de la energía eólica enMercado de la energía eólica enMercado de la energía eólica enMercado de la energía eólica enMercado de la energía eólica enColombiaColombiaColombiaColombiaColombiaSurgen muchos interrogantes para

la explotación de esta tecnología en elmercado colombiano, a diferencia deotros países más desarrollados en loscuales operan mecanismos paraincentivar la generación de energía contecnologías limpias.

En Europa y Estados unidos operanmecanismos tales como el RPS(Renewable Portfolio Standard), que esun instrumento para incrementar laproducción de electricidad de fuentesde energía más costosas pero conbeneficios sociales y ambientales. (Berryy Jaccard, 2001: p263).

Debido a la próxima incorporaciónde la energía eólica en Colombia en susistema de generación de electricidad,se tienen muchas preguntas en cuantoa la operación conjunta. Las nuevas in-teracciones que se presenten entre lastecnologías frente al despacho y lasdemás variables involucradas, la poten-cial complementariedad hidráulico-eó-lica, la forma como el sistema podráexpandirse con base en eólica, todosson interrogantes por estudiar. El mo-delamiento en Dinámica de Sistemas seconsideró conveniente para represen-tar la complejidad del sistema descrito,así como para analizar las interaccio-

nes entre las variables consideradas, asícomo los posibles retardos entre las mis-mas.

MODELO DE SIMULACIÓN ENDINÁMICA DE SISTEMAS

El modelo cuenta con módulos quepermiten analizar la dinámica delmercado: precio de bolsa, la oferta ydemanda de energía; entre otros sedestacan: módulo de hidrología,módulo de precio de la energía ydespacho, precio de bolsa real ymodelado, despacho por tecnología.

La Figura 1 representa un modelogeneral del mercado de la energíaeólica, teniendo en cuenta que laformación de precios de Bolsa y deContratos se hará con la oferta de laindustria, que es la oferta de las plantashidráulicas y térmicas, así como la delParque Eólico, además de la hidrologíay la demanda total del mercado.

La oferta de cada una de las plantasdepende también de la demanda totaldel mercado y de la capacidad degeneración (o disponibilidad) de lasplantas. Ésta depende de los incentivosde inversión que a su vez dependen lasseñales de precio de bolsa y de preciode los contratos.

Figura 1.Modelo general para el mercado de energía

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Entre los resultados que se hanobtenido se encuentra el impacto quela generación eólica tiene en el Preciode Bolsa. Lo anterior se puede observaren la Figura 2 para una simulación delperiodo 1998-2002 incluyendogeneración eólica con un Parque de 300MW.

Considerando un periodo desimulación 2003-2012, teniendo unescenario bajo de crecimiento de lademanda y un niño a finales del períodode simulación, no se observan cambiosfuertes en el comportamiento ymagnitud del Precio de la Bolsa, laintroducción de la energía eólica, en estecaso, afecta Máximo el precio de laBolsa en 2US$/MWh. Ver Figura 3.

Otra de las variables importantesconsideradas para evaluación es elprecio de los Contratos: los precios en$/kWh de los contratos y el margen delsistema se observan en la Figura 4. Allíse puede ver que hay un retardo entre el

Margen y el precio de los Contratos yaque una caída en el margen, produce unpequeño aumento en el precio de losContratos.

Se puede observar también comoel precio de los Contratos en losprimeros meses cae, aunque el margentambién caiga; esto se debe a que elmargen está muy alto en los primerosmeses de la simulación. Este precio delos Contratos tiene muy poca variaciónen el tiempo de simulación, pasa de 69.7a 70.1 ($/kwh).

CONCLUSIONES

Es momento de aprovechar la evoluciónde una tecnología como la eólica, paraincorporarla como una alternativa con-fiable para la expansión del sistema degeneración de electricidad en Colombia.La aparición de nuevos fenómenos delNiño, sin un adecuado fortalecimientodel sistema, reviven el riesgo de un nue-vo apagón.

Es fundamental analizar mejor ladiversificación del sistema con fuentesde energía diferentes a las tradicionales,y la tecnología eólica se presenta comouna alternativa muy interesante, dadosu desarrollo, la ventaja de la potencialcomplementariedad hidrológica y elcreciente interés mundial por lapropagación del uso de las fuenteslimpias.

Gracias al modelamiento en DS esposible considerar la expansión eólicadesde una perspectiva conjunta entredisponibilidad energética, ventajaseconómicas y complementariedad conotras fuentes.

Si bien la variabilidad en lageneración suministrada por el ParqueEólico es muy alta, lo cual es inherente ala naturaleza de su fuente, puedeconsiderarse como una alternativatecnológica que aporta robustez alsistema, dada su firmeza intra-anual.

Figura 2.Impacto en el precio de la Bolsa por la Energía Eólica 1998-2002

Figura 3.Impacto en el precio de la Bolsa por la Energía Eólica 2003-2012.

Figura 4.Precio promedio de los contratos despachados y margen del sistema

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CCCCCONTRABANDO Y DIFERENCIAL DEONTRABANDO Y DIFERENCIAL DEONTRABANDO Y DIFERENCIAL DEONTRABANDO Y DIFERENCIAL DEONTRABANDO Y DIFERENCIAL DEpreciospreciospreciospreciosprecios de la GASOLINA en la fronterade la GASOLINA en la fronterade la GASOLINA en la fronterade la GASOLINA en la fronterade la GASOLINA en la frontera

COLOMBO-VENEZOLANAesde inicios de la década delos años ochenta se haceevidente la presencia deuna marcada diferencia enlos precios de los

combustibles en la frontera conVenezuela, país que, a modo deredistribuir su riqueza petrolera, subsidiael consumo de gasolina entre susnacionales.

El presente documento trata dereconstruir ese diferencial de precios,como explicación al crecientecontrabando de gasolina que afecta anuestro país, basado en la serie deprecios de la gasolina para Colombia yVenezuela, traídos a pesos colombianosen el período 1983-2003.

El DIFERENCIAL DE PRECIOSEl DIFERENCIAL DE PRECIOSEl DIFERENCIAL DE PRECIOSEl DIFERENCIAL DE PRECIOSEl DIFERENCIAL DE PRECIOS

Aunque para inicios de los años ochentalos habitantes de las zonas fronterizasse desplazaban hasta el vecino país paracomprar la gasolina a un precio máseconómico1, es sólo hasta 1983 cuandoel diferencial de precios se haceevidente, después de la fuertedevaluación de la moneda venezolana(El Bolívar), tras la crisis por el pago dedeuda externa que vivió este país y laimplantación de una nueva fórmula paracalcular el precio de la gasolina enColombia.

D Esta diferencia de precios hizo atrac-tivo el contrabando de combustiblespara la zona de frontera, ya que a mu-chos habitantes de la región se les difi-cultaba comprar la gasolina en el veci-no país2. En las calles de ciudades comoCúcuta y Maicao nacen los llamados“Pimpineros”, los cuales comercializanel combustible de contrabando; estaspersonas extraídas de las clases menosfavorecidas de la región, ven en estenegocio una oportunidad para aumen-tar sus ingresos y satisfacer sus necesi-dades básicas, ante la imposibilidad delEstado colombiano de garantizarles al-ternativas dignas de sustento.

Para el período 1982-1992, a pesarde los aumentos anuales de la gasolinaen Colombia, se observa una estabilidaden el diferencial de precios tantoabsoluto como relativo (Ver gráficos 1 y3); exceptuando los años de 1987 y 1988cuando el diferencial aumentó comoconsecuencia de la devaluación delBolívar provocada por la inestabilidadpolítica y económica que vivió el vecinopaís, después de la caída de los preciosinternacionales del petróleo.

1 Ver: Mojica, Amilcar y Mantilla, Freddy 1999, “El proceso decomercialización de la gasolina en la frontera colombo-venezolana”, Banco de la República, San José de Cúcuta.

2 Las estaciones de servicio nacionales en Venezuela, sólovenden gasolina a vehículos venezolanos de conductoresvenezolanos, por números de placas según el día de lasemana.

Juan Carlos Cárdenas ValeroEstudiante de Economía

Hay que reconocer que el

diferencial de precios de la

gasolina en la frontera

colombo-venezolana ya es un

problema incontrolable para

el gobierno colombiano. Su

solución no proviene de

leyes o decretos que fijen

zonas especiales para la

comercialización de la

gasolina venezolana. La

solución definitiva sólo

puede provenir de un acuerdo

bilateral entre los dos

gobiernos.

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En 1991 la nueva Constitución políti-ca de Colombia crea el Impuesto al Va-lor Agregado “IVA”, incrementando losprecios de la gasolina nacional que, su-mado a la revaluación del peso colom-biano frente al Bolívar, dispara en unprimer momento el diferencial de pre-cios hasta 1998. En este período 1992-1998, se observa que la diferencia relati-va de precios alcanza 4,8 veces el preciode la gasolina nacional frente a la gaso-lina venezolana, y el contrabando alcan-za un margen promedio del 72%.

Para este período, el contrabandode gasolina deja de ser exclusivo de laszonas fronterizas y comienza aincursionar al interior del país a bajaescala incentivado por el amplio margena ofrecer. Los primeros pimpineros queaparecieron en 1983 se han organizadoy comenzado a distribuir combustible engrandes cantidades a departamentos nofronterizos.

La nueva estructura de precios de lagasolina nacional aumentó la demandade combustible venezolano en lafrontera, razón por la cual losdistribuidores venezolanos pidieron a sugobierno aumentar sus cupos de ventaen frontera, a lo que se respondió con lacreación de los “Servicios de AtenciónFronteriza” SAFEC en 1994, que vendenel combustible a precios internacionalesen las zonas de frontera sin ningunarestricción.

Entre 1998 y 1999 se produce un cam-bio en la estructura para calcular los pre-cios de la gasolina en Colombia, lo cuallleva a aumentar el diferencial a sus ni-veles actuales. En 1998 se crea lasobretasa al consumo de gasolina y seliberan los precios de la gasolina extra,posteriormente se liberaran los preciosde la gasolina corriente. La nuevafórmula para calcular los precios, ata elprecio nacional a los preciosinternacionales del petróleo, agregandoasí un nuevo factor de variabilidad alprecio nacional.

El efecto inmediato de la liberaciónde precios y la sobretasa a la gasolina sepuede ver en las gráficas 1 y 2. El diferen-cial aumenta de manera exorbitante,pasando de $1.409 en 1998 a $3.503 en2001, impulsado por los altos precios

internacionales del petróleo, el desmon-te de subsidios al consumo y los reajus-tes a las tasas impositivas que afectan elprecio de la gasolina. En Venezuela paraeste período se mantiene constante elprecio de la gasolina y su tasa de cam-bio se mantiene relativamente estable.

Es justo en este período cuando elcontrabando se hace notar al interior delpaís y se vuelve incontrolable para lasautoridades nacionales, los pimpinerosson remplazados por pequeñas mafiasque se crean alrededor del negocio ypor los actores del conflicto armadocolombiano, que ven en el contrabandode gasolina una fuente de financiaciónpara sus actividades ilícitas. Segúncálculos de la UPME el contrabando degasolina en 1996 se estimó en 800barriles por día y para 1998 ya alcanzabalos 12.000 barriles.

En 2002, el diferencial de precios seubica en $3.672, pese a la reducción deprecios de la gasolina en Colombia porefecto de la caída en el preciointernacional del crudo. En este año eldiferencial de precios es afectado por lafuerte devaluación de la monedavenezolana que alcanza el 61% anual;la UPME calcula un contrabandoaproximado de 16.000 barriles día paraeste período.

Gráfico 2.Margen del contrabando

FUENTE:FUENTE:FUENTE:FUENTE:FUENTE: ECOPETROL, Ministerio de Minas y Energía de Venezuela, Banco de la Republica Regional Norte de Santander, Fendinal,Cálculos del Autor.

FUENTE:FUENTE:FUENTE:FUENTE:FUENTE: ECOPETROL, Ministerio de Minas y Energía de Venezuela, Banco de la Republica Regional Norte de Santander, Fendinal,Cálculos del Autor.

Gráfico 1.Precios de la gasolina extra Colombia y Venezuela

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EL DIFERENCIAL DE PRECIOSEL DIFERENCIAL DE PRECIOSEL DIFERENCIAL DE PRECIOSEL DIFERENCIAL DE PRECIOSEL DIFERENCIAL DE PRECIOSACTUALACTUALACTUALACTUALACTUAL

El 2003 ha sido un año record para eldiferencial de precios: el incremento enlos precios internacionales del petróleoha provocado un súbito aumento en losprecios de la gasolina en Colombia,sumado a la caída del precio en pesosde la gasolina venezolana a causa de lafuerte devaluación sufrida por el Bolívaren el primer semestre del año, que obligóa las autoridades venezolanas a fijar latasa de cambio.

El diferencial de precios para lagasolina corriente a noviembre de 2003

se ubicó en $4.104,37 y en $5.974 para lagasolina extra, con un margen para elcontrabando de 88.55% y 89.10%,respectivamente. El Cuadro 13, muestrael diferencial de precios absoluto yrelativo para la gasolina comprada enestaciones nacionales de Venezuela yestaciones SAFEC.

La tasa de cambio fija en Venezuela,ha provocado un crecimiento de lacomercialización de Bolívares por fuerade esta norma a un precio más bajo enla frontera con Colombia; esto, portanto, ha agregado un incentivo más alcontrabando de gasolina, ya que a pesarde que la tasa oficial del Bolívar seencuentra en $1.77 en frontera, el Bolí-

var se vende a $1.14. El cuadro 2 muestrael diferencial de precios de la gasolinapara el Bolívar tranzado en la frontera.

CONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONES

Observando el diferencial de precios,es claro que Colombia representa unmercado natural para la gasolinavenezolana debido a la amplia ventajaabsoluta que en precios y producciónposee el vecino país; no obstante, esimportante resaltar que el aumento deldiferencial en las últimas dos décadasse debe, en un principio, al constanteaumento de los precios de la gasolinacolombina y a que éstos han venidoreajustándose en los últimos dos añosmucho más de lo que Venezuela en losúltimos veinte.

Aunque el gobierno colombiano enel último año ha avanzado en acuerdosque permiten la distribución de gasolinavenezolana en los municipios fronterizospor parte de los personas que actuabancomo contrabandistas, es hora de buscarmecanismos que sancionen a los grandescontrabandistas, ya que el vacío legalque existe en torno a este delito fomentaaún más el ilícito.

Por último hay que reconocer queel diferencial de precios de la gasolinaen la frontera colombo-venezolana yaes un problema incontrolable para elgobierno colombiano. Su solución noproviene de leyes o decretos que fijenzonas especiales para lacomercialización de la gasolinavenezolana. La solución definitiva sólopuede provenir de un acuerdo bilateralentre los dos gobiernos, que tenga encuenta la problemática socioeconómicaque afecta a esta zona.

3 Los cuadros 1 y 2 se construyen con base en el trabajorealizado por ALFA & OMEGA para la UPME en el 2003.

4 Tasa de cambio vigente en frontera para finales de noviembrede 2003.

Cuadro 1.

Cuadro 2.

FUENTE:FUENTE:FUENTE:FUENTE:FUENTE: FENDINAL, SAFEC PDVSA Ureña, Cálculos del autor* Para los calculos se asimila la gasolina corriente colombiana a la gasolina venezolana de 87 octanos** La gasolina extra se asimila a gasolina venezolana de 95 octanos.

FUENTE:FUENTE:FUENTE:FUENTE:FUENTE: FENDINAL, SAFEC PDVSA Ureña, Cálculos del autor* Para los calculos se asimila la gasolina corriente colombiana a la gasolina venezolana de 87 octanos** La gasolina extra se asimila a gasolina venezolana de 95 octanos.

Gráfico 3.Margen del contrabando

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E n el mundo y especialmen-te en los países subdesarro-llados, gran parte de la po-blación vive en zonas

pobres, aisladas y no interconectadas1.Debido a esto, los gobiernos y numero-sas ONG hacen grandes esfuerzos enformular e implementar políticas y pro-yectos en energización rural basados enla idea de que con energía, las comuni-dades podrán disfrutar de una mejor ca-lidad de vida, incrementando significati-vamente las oportunidades dedesarrollo para su región. Sin embargo,a pesar de tales esfuerzos, dichos pro-yectos de energización, en su mayoría,no han sido exitosos.

Uno de los principales factorescausantes de este problema, se ubica enel momento del planeamiento delproyecto. El no contar con procesos yherramientas formales que apoyen a los

Modelos para análisisde políticas y

toma de decisiones enENERGIZACIÓN RURAL

1 En Colombia, al año 2000, alrededor de 1’524.304 habitantesviven en zonas aisladas o no interconectadas. De estos el12,4% reside en las capitales departamentales y cabecerasmunicipales, y el 88% en los centros y áreas rurales. Conuna densidad promedio de 2 hab/Km

2, estas zonas ocupan

alrededor del 66% del territorio nacional y cuentan con unacobertura en servicio de energía del 55% (OPET, 1999; UPME,2000).

decisores, tanto en el momento de latoma de sus decisiones, como en elestudio y análisis previo de las mismas,contribuye al fracaso de los proyectos.Se considera necesario contar conherramientas que le permitan a losdecisores, analizar y vislumbrar cuálespodrían ser las diferentes consecuenciasde la toma de sus decisiones.

En este sentido, la UniversidadNacional de Colombia-Medellín juntocon el Imperial College del Reino Unido,viene desarrollando una serie deherramientas de apoyo al análisis y tomade decisiones en energización rural. La

Instituto de Enegía,Facultad de Minas,

Universidad Nacional.

El no contar con procesos y

herramientas formales que

apoyen a los decisores, tanto

en el momento de la toma de

sus decisiones, como en el

estudio y análisis previo de

las mismas, contribuye al

fracaso de los proyectos de

energización rural.

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primera de ellas, es un sistema de apo-yo a la toma de decisiones basado entécnicas de análisis multiobjetivo (AMO).Las técnicas AMO han sido usadas en elpasado para resolver un sinnúmero deproblemas relacionados, donde hay queconsiderar explícitamente varios criteriosu objetivos y varios actores o decisorespara la toma de decisiones. Estastécnicas han sido aplicadas en muchasáreas de la ingeniería, incluyendo lossectores energético (escogencia detecnologías) y ambiental (Smith y Mesa,1996; Huang et al, 1995; Kablan, 1995;Mirasgedis y Diakoulaki, 1997; Becalli etal, 1998; Watson y Ter-Gazarian, 1999;Hobbs y Meier, 2000; Munda et al, 1994;Faucheux y O’Connor, 1998). También,se han venido desarrollando dosmodelos de simulación, basados enDinámica de Sistemas, para el análisisde políticas a nivel local y nacional, enenergización rural. Dichos modelospermiten analizar los posibles efectosfuturos de las supuestas decisionestomadas con la ayuda de la primer he-

rramienta. A continuación se describe enalgún detalle, cada una de estas herra-mientas y modelos.

MODELO DE TOMA DE DECISIONESMULTIOBJETIVO EN ENERGIZACIÓNRURAL

Se propone una metodología parala formulación y solución de dos proble-mas de toma de decisiones multiobjeti-vo en energización rural. El primero co-rresponde a la selección de alternativasde suministro energético a comunida-des por fuera del sistema interconecta-do nacional, que debe resolverse de for-ma particular para cada comunidad,bajo los mismos procedimientos de eva-luación, para que todas las comunida-des tengan luego las mismas oportuni-dades de ser seleccionadas en elmomento de una eventual del segundoproblema correspondiente a la priori-zación de comunidades que se encuen-tren consideradas dentro de un plan deenergización regional o nacional. En

este problema se enfrentan las alterna-tivas más satisfactorias de cada comuni-dad, encontradas con la solución delprimer problema. Los pasos propuestospara enfrentar estos de decisiones son:

11111..... Definición del grupo deDefinición del grupo deDefinición del grupo deDefinición del grupo deDefinición del grupo dedecisoresdecisoresdecisoresdecisoresdecisores: Se deben escoger losrepresentantes de los diferentessectores que se ven de una u otraforma involucrados con el proyecto(autoridades locales, inversionistaspotenciales, el gobierno central,ONGs, la comunidad en general,entre otros) (Georgopoulou et al,2003; Polatidis et al, 2002; Kablan,1997; Huang et al, 1995).

2.2.2.2.2. Caracterización del emplaza-Caracterización del emplaza-Caracterización del emplaza-Caracterización del emplaza-Caracterización del emplaza-mientomientomientomientomiento: Se deben identificar los re-cursos o capitales (físico, humano,social, financiero y natural) de la co-munidad rural (DFID, 2000, 2002).

3.3.3.3.3. Caracterización de las deman-Caracterización de las deman-Caracterización de las deman-Caracterización de las deman-Caracterización de las deman-dasdasdasdasdas: Esto se refiere a identificar (por

Gráfico 1.Ejemplo de una posible curva de valor para la atención de los diferentes niveles

de demanda energética en una comunidad.

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medio una serie de preguntas queaparecen en un cuestionario estruc-turado que se le hace a la comuni-dad previamente) los diferentes tiposde demanda energética que requie-re la comunidad. Esto con el fin deproponer alternativas de energiza-ción mixtas, donde cada demandasea atendida con diferentes energé-ticos, de tal forma que se pueda en-contrar una solución energética efi-ciente y flexible; poder atender lasdemandas más importantes de ma-nera prioritaria; buscar un equilibrioentre la confiabilidad del servicio, elnúmero de horas diarias, el margende la demanda y la cobertura; evitarplantear soluciones costosas y radi-cales, y así disminuir las restriccionesen recursos financieros de inversión.

Para esto, lo primero que se debehacer es diferenciar y cuantificar cadacomponente de la demanda(electricidad, calor, bombeo de agua,etc.) y el sector al que está asociado(doméstico, agrícola, sector público,etc.). Después, ordenar los tipos dedemanda de acuerdo a lasnecesidades (productivas,domésticas, de salud) de la región.Luego, con base en las demandaspriorizadas, definir una curva desatisfacción acumulada, querepresente la satisfacción que legenera a la comunidad el cubrirdiferentes niveles de demanda (verGráfico 1).

4.4.4.4.4. Definición de las alternativas:Definición de las alternativas:Definición de las alternativas:Definición de las alternativas:Definición de las alternativas:De la curva de satisfacción de lademanda (Figura 1), los decisorespasan a definir, en consenso, suspreferencias respecto al nivelmínimo, por encima del cual deseanse encuentre su proyecto deenergización (ver líneas rectas Gráfica1). De allí, surge el intervalo de

capacidad, donde se van a ubicar lasdiferentes alternativas deenergización: eólica, biomasa, solarfotovoltaica, diesel, etc., (ver óvaloGráfico 1).

5.5.5.5.5. Definición de los criterios deDefinición de los criterios deDefinición de los criterios deDefinición de los criterios deDefinición de los criterios deselección o priorización:selección o priorización:selección o priorización:selección o priorización:selección o priorización: Dentrodel modelo de toma de decisionesse propone una serie de criterios uobjetivos basados en los conceptosde medios de vida sostenibles plan-teados por el DFID (Cherni, 2003;DFID, 2000; 2002), por ejemplo:número de nuevos empleos directose indirectos generados después deaparecer la tecnología, emisiones degases (CO2, COx, SOx y NOx), Impac-to visual, número de habitantes co-bijados con la alternativa, TIR, VPN,B/C, Costo Unitario de Generación,modularidad de la tecnología, entreotros. Con estos criterios lo que sepretende es mejorar las condicionesexistentes de los cinco capitales prin-cipales de una comunidad rural, loscuales son: Capital Físico, CapitalHumano, Capital Natural, Capital Fi-nanciero y Capital Social.

6.6.6.6.6. Evaluación de alternativas vsEvaluación de alternativas vsEvaluación de alternativas vsEvaluación de alternativas vsEvaluación de alternativas vsobjeobjeobjeobjeobjetivtivtivtivtivos:os:os:os:os: Todas y cada una de lasalternativas de energización ocomunidades a priorizar, deben serevaluadas con respecto a cada unode los criterios de decisión en unamatriz de alterativas vs criterios,donde cada valor indica el grado decumplimiento que una alternativa enparticular tiene para el logro de uncriterio de decisión en particular.

77777..... Aplicación de métAplicación de métAplicación de métAplicación de métAplicación de métodos de aná-odos de aná-odos de aná-odos de aná-odos de aná-lisis multiobjetivo: lisis multiobjetivo: lisis multiobjetivo: lisis multiobjetivo: lisis multiobjetivo: Para resolverel problema se pueden usar diversosmétodos de análisis multiobjetivo(AMO), los cuales fueron desarrolla-dos con el propósito de ayudar a rea-

lizar procedimientos de escogenciao priorización de alternativas, bajoun contexto de múltiples objetivos.Algunos de los métodos AMO másconocidos son: el método de losFactores Ponderantes (Zadeh, 1963),el de las Restricciones (Haimes et al,1971), la Programación por Com-promiso (Zeleny, 1973), la Progra-mación por Metas (Charnes y Co-oper, 1963) y la Función de UtilidadMulticriterio. Para una revisión de-tallada de todos los métodos sepuede recurrir a Smith et al, (2000).

ANÁLISIS DE POLÍTICAS A NIVELNACIONAL

Es bien sabido que los recursoseconómicos estatales no sonsuficientes para desarrollar todos losproyectos existentes en el banco deproyectos. Actualmente la forma comose realiza dicha asignación, no aseguraque la decisión tomada sea la mejor entérminos de cobertura, equidad,austeridad, sostenibilidad y desarrollo,entre otros.

Por esta razón se propone unmodelo de dinámica de sistemas unidoa un modelo de análisis multiobjetivo,el cual permitirá optimizar el uso de losrecursos financieros del país bajodiferentes escenarios y políticas. La ideageneral es simular las decisiones que setoman en un horizonte temporal decorto o mediano plazo, contemplandoposibles políticas de subsidios,presupuesto, políticas ambientales,económicas, tecnológicas y de proyec-tos prioritarios (DFID, 2000; 2002). Laforma como el Estado financia estosproyectos de energización se muestraen (IPSE, 2001).

Se espera como resultado final,poder proponer políticas que ofrezcanmejores tendencias en el tiempo, encuanto a criterios como cobertura, ca-

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lidad del servicio, potencial de empleo,equidad sostenibilidad, impacto ambien-tal y restricciones como teniendo encuenta restricciones ambientales, decapacidad de pago y presupuesto. En elGráfico 2 se muestra el esquema delmodelo de optimización unido con elmodelo de dinámica de sistemas. Laforma de operatividad del modelo partede unas condiciones iniciales (como porejemplo un número determinado depersonas con demanda insatisfecha deenergización en cada una de las 5 zonasdel país y un listado de proyectosrealizables dentro del banco deproyectos), y es la siguiente:

Como primera medida se define elescenario y las políticas en las que se varealizar la simulación. En segundo lugar,teniendo en cuenta el escenario, laspolíticas y las condiciones iniciales, setoma una decisión sobre en cuálesproyectos debe invertir el Estado, actoseguido, hay una realimentación deinformación en la cual las condicionesfinales del sistema, es decir, las obtenidasdespués de tomar la decisión, seconvertirán en las condiciones inicialesde la siguiente iteración. A continuaciónse mencionan algunas de las posiblespolíticas de incidencia sobre el sistema.

ANÁLISIS DE POLÍTICAS A NIVEL LOCALO REGIONAL

Aquí se muestra el desarrollo del primermodelo de Dinámica de Sistemas. Enesta parte de la investigación, la simula-ción se utiliza para evaluar cómo podríanreducirse las barreras que impiden unautilización más efectiva de la energía, ydesatar dinámicas que conduzcan a lareducción de la pobreza y a la vincula-ción de las comunidades a la vida eco-nómica y social de la región, incorpo-rando las ventajas de la tecnología. Lamodelación facilita el manejo de proce-sos de realimentación y control, asícomo el tratamiento de los retardos enlas toma de decisiones.

El modelo construido permite eva-luar alternativas de políticas para la ener-gización de zonas rurales aisladas enColombia y su impacto en el desarrollohumano y sostenible de las comunida-des. La información de la cual parte elmodelo se basa en tres variables princi-pales: Oferta de Energía, Demanda deEnergía y Pobreza. La relación existenteentre estas tres variables permite descri-bir y determinar la penetración de la Ener-gización Rural, con la finalidad de con-

tribuir al análisis de este problema enColombia.

Es de especial interés la relaciónentre disponibilidad energética percápita y actividades productivas, pues deaquí se derivan las políticas que seevalúan en este modelo. Esta energíapuede ser destinada básicamente a dosfines: El primero es el consumodoméstico y el segundo es el uso deenergía para actividades productivas. Engeneral se espera que a mayordisponibilidad energética per cápita, sepueda dedicar más energía a lasactividades productivas.

El diagrama causal permite entenderla actual disyuntiva de las empresas deenergización en el sector rural, que porun lado ven en la demanda insatisfechaun potencial para su negocio, pero porel otro lado, debido a la falta decapacidad de pago, no ven viable laopción para entrar a participar en elmismo. En el modelo se puede ver cómoal utilizar una parte de la disponibilidadenergética per-cápita en actividadesproductivas, se puede salir de la pobreza,lo que jalona tanto la demanda comola oferta de energía en dichas zonas (verGráfico 3).

Gráfico 2.Dinámica de Sistemas – Análisis Multiobjetivo.

DECISION DE LA INVERSIÓN(MODELO DE OPTIMIZACIÓN)

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CONCLUSIONES

• La energización rural es básica paralos procesos de desarrollo rural delpaís. Pero ésta debe desarrollarsebajo criterios de planificación parti-cipativa en el que las comunidadesdefinan sus prioridades y proyectos.

• La experiencia en Colombia en laasignación de recursos económicosha sido poco satisfactoria, priman-do intereses particulares a costa delsacrificio de los criterios de equidad,eficiencia, eficacia, pertinencia y via-bilidad, de obligatorio cumplimien-to en un proceso de toma de deci-siones con inmensas repercusioneseconómicas, sociales y ambientalespara el país.

• Los problemas de desabastecimien-to, sub-utilización de recursos y altoscostos en la energía generada, sedeben al desacierto en los procesosde formulación y selección de pro-yectos de inversión por parte de losentes decisores. Colombia no cuen-ta con esquemas de apoyo a la tomade decisiones para los diferentes ni-veles de decisión que se presentan

en la planificación de la energizaciónrural. El realizar proyectos de inver-sión sin realizar los debidos análisis,conlleva a un mayor detrimento dela calidad de vida y disminuye aúnmás las posibilidades de desarrollorural del país.

• Para mejorar los procesos de deci-sión en energización rural, es nece-sario hacer uso de múltiples meto-dologías. Por su trayectoria y ampliadifusión, las técnicas de múltiplesobjetivos son muy apropiadas parasolucionar problemas como la selec-ción de alternativas y la priorizaciónproyectos dentro de un programa deenergización. Todo bajo los nuevosconceptos de formas de vida soste-nibles propuestos por el DFID.

• La necesidad de evaluarcoherentemente los escenariosfuturos que ofrece el país en elámbito de energización rural es devital importancia para hacer unaeficiente planeación energética.Para esta tarea los modelos desimulación y optimización ofrecenbastantes ventajas las cuales puedenser aprovechadas por los decisores.

Gráfico 3.Diagrama causal.

Si desea realizar la lectura de una ver-sión extendida del anterior artículo, enel cual se hace más precisión sobre al-gunos tópicos manejados dentro delmismo, puede hacer su descarga en elsiguiente enlace Web. http://www.energizacionrural .8m.com/modelos.pdf

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esumen:esumen:esumen:esumen:esumen: Utilizando elmarco de referencias delas fuerzas de MichaelPorter, se analiza ycompara la industria del

gas en el mundo y su impacto enColombia. Se identifican los principalesriesgos y factores críticos de éxito parael ingreso/expansión exitoso(a) en laindustria, se analiza su evolución en eltiempo y se plantean estrategias.Antecedentes:Antecedentes:Antecedentes:Antecedentes:Antecedentes: Hoy en día se observauna creciente globalización del gasnatural gracias a la creciente demandade las naciones industrializadas yalgunas que no poseen este recursonatural, y a las posibilidades detransportarlo en la forma de gas naturallicuado (GNL)1, con lo que el mundo semueve hacia la existencia de unmercado spot para el gas, en el que sutransacción será tan fluida como lo eshoy el mercado de petróleo.

Gracias a ello, algunas de las nacio-nes que poseen reservas de gas naturalno desarrolladas, se están moviendo rá-pidamente para lograr una participaciónen este creciente mercado, jalonado porel hecho de que el gas natural es máseconómico que el petróleo crudo, cal-culado sobre una misma unidad de ener-gía2, y será la fuente de energía prima-ria de mayor crecimiento mundial en lossiguientes 20 años.

Se espera que el crecimiento a es-cala global se incremente aproximada-mente 2.3% anualmente; el consumo deGNL crecerá mas rápidamente, de 6 a 7

ANÁLISIS DE LOS RIESGOS Y POSIBILIDADES

de la expansión del gas natural en

COLOMBIA%. Esto obedece al incremento en lademanda global de generación y utili-zación de energías limpias, así como auna fuerte demanda en naciones quehan dependido del petróleo como ener-gético por no poseer reservas de gas, yaque hasta hoy el mercado de gas estabacircunscrito a aquellas naciones queposeen reservas o pueden importarlas através de gasoductos. En este sentido,llama la atención el caso venezolano,nación que posee grandes reservas degas en la costa oriental, y que no hapodido llevarlo al extremo occidental delpaís debido a las altas inversiones decapital requeridas.

Ante ese panorama mundial, Colom-bia se presenta como un país que ha in-crementado la demanda fuertemente enlos últimos años, y si bien tiene posibili-dades de aumentar el mercado interno,éste será marginal y dependiente, tantode la inversión en infraestructura comode la capacidad del país en comerciali-zar lo que se descubra, teniendo en cuen-ta las señales de precios que establezcala CREG3. Las posibilidades de exportarexcedentes se ven seriamente limitadasdebido a la necesidad de firmar acuer-dos comerciales con las naciones veci-nas, y las elevadas inversiones que re-

R

1 El proceso de GNL permite comprimir el combustible 600veces a una temperatura de -162º Celsius, y hacer posiblellevar en buques tanqueros el gas a sectores remotos y degran consumo.

2 Energy Information Administration EIA3 La última resolución deja entrever la ausencia de liberación

de los precios en el 2005, lo que sumado al hecho de que loscostos de transporte son diferentes para cada sitio, y a quenadie está contento con la regulación, se genera una malaatmósfera para la inversión extranjera en el sector.

Óscar BravoDirección de Planeación y Riesgo deEcopetrol.

Gheysel NaranjoConsultora.

Se ha creado un círculo vicioso

en la industria del gas natural

en Colombia, en la que no se

invierte en exploración porque

no hay mercado, y se ha

limitado el crecimiento de la

demanda porque no hay

suficientes reservas en el largo

plazo.

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presenta la construcción de gasoductos.Así las cosas, se ha creado un círcu-

lo vicioso en la industria del gas naturalen Colombia, en la que no se invierteen exploración porque no hay merca-do, y se ha limitado el crecimiento de lademanda porque no hay suficientes re-servas en el largo plazo. A esto se lesuma la gran incertidumbre para descu-brir gas, y la necesidad de identificar pros-pectos de gran tamaño, para lo cual serequiere de grandes recursos de capitaly tecnología, de un detallado análisis delas posibilidades de éxito para las em-presas petroleras que quieran invertir enexploración, así como identificar las es-trategias con las que se debe encarar elreto. Requerimientos estos, con los cua-les será posible convertir el círculo vicio-so en virtuoso, y con ello, brindar fuen-tes adicionales de ingresos a la naciónen el mediano y largo plazo.

ANÁLISIS DE INDUSTRIA: FUERZAS DEPORTER

Con el propósito de establecer lasvariables críticas de resultado y con ellotomar la decisión de ingresar/fortalecerla posición en el sector, se hacenecesario definir las estrategias a seguir:se realiza el monitoreo de la industriamediante el uso de las fuerzas de Porter,tanto en el entorno actual, como en laevolución esperada durante lospróximos años.

Las fuerzas de Porter (Barreras deentrada, poder de los clientes, provee-dores, sustitutos y competidores) fue-ron propuestas por Michael Porter comorespuesta a la necesidad de establecerlas razones por las que algunas empre-sas triunfaban en determinada industriay otras no. Posteriormente se adicionóuna sexta fuerza, llamada poder de loscolaboradores4. A partir de su publica-ción en 1979, la metodología ha sidoextensivamente utilizada como marco

de referencia para la definición de estra-tegias por las diferentes compañías.

Una vez adelantado el análisis dePorter, se combinan sus resultados conlas políticas, proyecciones de demanda,perfiles de producción, costos deoperación e inversiones requeridas enun modelo que permita hacer los análisiseconómicos que justifiquen el procesode toma de decisiones, y que se conoceinternacionalmente con el nombre de(GPM) o Gas Planning Model. Acontinuación se presenta el análisis dela industria del gas natural en Colombia,como punto de partida para el ingresode información en los modelos deproyección.

I. BARRERAS DE ENTRADA

Esta fuerza es la que explica en buenamedida el círculo vicioso que se men-cionó anteriormente. El sector de los hi-drocarburos es un negocio de muy altoriesgo debido a las altas inversiones yriesgos presentes para descubrir reser-vas comerciales, y que en el caso parti-cular del gas, es muy poco atractivo de-bido a las dificultades decomercialización y a las cuantiosas in-versiones adicionales requeridas para sutratamiento y transporte. Como resulta-do de esto, con muy raras excepcionesse explora para la búsqueda de gas. Estese considera un subproducto del petró-leo que cuando se encuentra como ya-cimiento de gas en muchos casos sequeda enterrado en el subsuelo, comoocurrió en el caso del campo de Volca-nera en el piedemonte, o el campo deCerro Gordo descubierto por Texaco en1987 en Norte de Santander. Dentro delas razones para esto se encuentran:a)a)a)a)a) Altos requerimientos de capital para exploración Altos requerimientos de capital para exploración Altos requerimientos de capital para exploración Altos requerimientos de capital para exploración Altos requerimientos de capital para exploracióny producción: y producción: y producción: y producción: y producción: Es importante diferenciar las reservas de gas naturalseco y asociado al petróleo. En el primer caso, el gas se encuentralibre de hidrocarburos más pesados lo cual hace que no se requieraninversiones para separarlos, tan sólo para liberarlo de impurezascomo el agua, CO

2 y H

2S, y posteriormente comprimirlo para que

pueda ser transportado ya sea por gasoductos o a través de plantasde GNL. La ventaja es que los campos de gas seco frecuentemente

requieren menos pozos de desarrollo que los campos de hidrocarbu-ros líquidos, y su factor de recobro primario es mayor, a menudo entreel 70%- 80%

5. Por ende, el perfil de producción de un campo de Gas

natural tiende a ser más estable y el periodo de producción es mayor6.

En Colombia los campos de gas seco se encuentran en las cuencasdel Valle Inferior del Magdalena y Guajira, las cuales sontectónicamente muy complejas, razón por la cual requieren decuidadoso análisis y cuantiosas inversiones, especialmente si setrata de operaciones costa afuera, para las cuales se necesita laconstrucción de plataformas marinas.En el caso del gas asociado, la prioridad del productor es la extraccióndel petróleo dejando al gas como un subproducto que no se debeproducir a tasas muy elevadas porque afecta el recobro final depetróleo, y sus inversiones están respaldadas por el flujo de caja queproduzca inicialmente el campo petrolero. Las reservas de gas naturalasociado más importantes del país se encuentran en el piedemonte,pero éstas son muy costosas de producir.b)b)b)b)b) Acceso a canales de distribución: Acceso a canales de distribución: Acceso a canales de distribución: Acceso a canales de distribución: Acceso a canales de distribución: El mercado de GasNatural es más limitado regionalmente, caracterizado por la presenciade monopolios bilaterales y por relaciones de largo plazo entreproductores y compradores. Adicionalmente, la demanda de GasNatural ha estado directamente relacionada con el comportamientoclimático

7. Una vez descubierto un campo gasífero existen diferentes

alternativas para su comercialización, ya sea transportándolo mediantegasoductos y plantas de GNL, o convirtiéndolo, como es el caso dela energía eléctrica o petroquímica. Las inversiones requeridas encada uno de estos casos se presentan en la Tabla 1.Los gasoductos son costosos de operar y construir. Una cifra promedioque se utiliza para cada conexión es de US$20/pulgada/metro; elcosto de compresión asciende a US$3.600/kW; los costos deoperación son de US$5.000/km, y para compresión: 3,5% de lainversión, con un consumo de combustible estimado en 8,8 m3/día/kW

8.

De acuerdo con la UPME, si Colombia quisiera exportar gas a lospaíses vecinos requerirá para la interconexión regional inversionesdel orden de 3600 MUS$, que implicarían costos de suministro paracada país, como aparecen en la Tabla 2, los cuales, con base en elanálisis netback, no resultan viables.Adicionalmente, se debe considerar el hecho de la baja flexibilidadque ofrece un gasoducto. En primer lugar, requiere de contratos desuministro de largo plazo, ya que no se hace una inversión de estanaturaleza sin que se garanticen los mercados, pero debido a laposibilidad de conseguir diferentes fuentes de suministro, los paísesserán cada vez más reacios a firmar este tipo de acuerdos. Además,en el caso de Colombia, los ductos son difíciles de operar porquepueden ser volados en cualquier momento.Por otra parte, la gasificación del gas natural se está convirtiendorápidamente en una alternativa para su transporte gracias a losrecientes avances tecnológicos. En general la puesta en marcha deproyectos GNL requiere la construcción de una planta de licuefaccióny un puerto. De acuerdo con los recientes logros, principalmente enTrinidad y Omán, los costos de licuefacción descendieron al nivel deUS$0,90/MMBtu y de US$0,35/MMBtu para la regasificación.En la actualidad, el flujo de GNL en el mundo se concentra en lademanda de Japón, Estados Unidos y Europa, con un desarrollomarginal en nuestro continente, donde el único país que lo exporta esTrinidad y Tobago con un volumen diario de 4.28 MM de metroscúbicos

9. Sin embargo, se espera una gran expansión, ya que exis-

ten 21 proyectos de GNL planeados y en construcción que apuntanal mercado norteamericano.c) c) c) c) c) Economías de escala: Economías de escala: Economías de escala: Economías de escala: Economías de escala: El alto nivel de inversión de capitalrequerido, y el costo de operación relacionado con el tratamiento y lacompresión hacen que para poder competir eficientemente se re-quiera de campos de producción superiores a 3 TPC para que loscostos de operación sean inferiores a 1 US$/KPC. En la Tabla 1 se

4 Complementors, como ocurre con el caso de Microsoft eIntel.

5 Davison, A., Hurst, C. & Mabro, R. (1988). Natural Gas:Governments And Oil Companies In The Third World.

6 De Coo, J.; Duerden, C. W. & Drenth, R. (2000). E&PInvestments: Optimizing value.

7 Canada. National Energy Board (2000). Canadian Natural GasMarkets: Dynamics and Pricing.

8 El AIC del transporte está calculado tomando enconsideración una inversión escalonada en tres años y unavida de operación de 20 años, utilizando una tasa deactualización de 8%.

9 JBIC, Latin American Update - Luisa Palacios.

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ilustra el tamaño mínimo de campo para que cada esquema decomercialización sea rentable, donde se destaca el caso del GNL,para el que se requieren campos de 5 TPC para su viabilidad.d) d) d) d) d) Acceso a insumos claveAcceso a insumos claveAcceso a insumos claveAcceso a insumos claveAcceso a insumos clave: Para explorar en el país serequiere de conocimiento geológico del país, así como poseerparticipación en bloques exploratorios que tengan prospectos conpotencial de reservas importantes. En este sentido la posición deEcopetrol S.A., BP y Chevron-Texaco es privilegiada, ya que poseenreservas en el Piedemonte y el Caribe colombiano. La posición deEcopetrol es más clara por el interés que ha mostrado en bloquesexploratorios de las cuencas del Valle Inferior del Magdalena y laGuajira, donde tiene identificados varios prospectos, y ha adelantadoadquisición de sísmica, lo que sumado al conocimiento que poseedel país lo convierten en un socio deseable para cualquier compañíaque desee buscar reservas de gas en el país.

II. PODER DE LOS COMPRADORES

Los consumidores del gas natural soncada vez más amplios y diversos. Laparticipación de los sectores doméstico,generación eléctrica e industrial es muyimportante, y se espera un crecimientoimportante en el gas natural vehicular(GNV) y el sector petroquímico. El poderde los compradores se fortalece ensituaciones de alta oferta situación enla que pueden negociar contratos delargo plazo en términos favorables. Sinembargo, ese poder tenderá a debilitarseen la medida que se logre lainternacionalización de la industria,situación en la que los precios dejaránde estar regulados, y existirá un mercadointernacional dependiente de losfactores climáticos y del crecimiento delas economías. En el ámbito continental,además de los Estados Unidos existen

planes para construir puertos y facilida-des de regasificación de gas en México,Costa Rica y República Dominicana.

III. PODER DE LOS SUSTITUTOS

En Colombia, el gas natural es más eco-nómico (15.8 $/MBTU) que los sustitu-tos tradicionales como la energía eléc-trica (73.2 $/MBTU), gasolina (36.8 $/MBTU), gas propano (22.4 $/MBTU), die-sel (22.88 $/MBTU) y queroseno (17.9 $/MBTU), y más costoso que otros ener-géticos como los crudos Castilla y Ru-biales, el combustóleo y el carbón; sinembargo, es un combustible limpio yambientalmente muy superior a sus sus-titutos más económicos. En el futuro, elpoder del gas con respecto a sus pro-ductos sustitutos se fortalecerá en lamedida que las legislaciones ambienta-les de los países sea cada vez más exi-gente y que el precio se estabilice comoconsecuencia de la globalización de laindustria.

IV. PODER DE LOS PROVEEDORES

Los proveedores de la industria son lasempresas petroleras encargadas deexplorar, explotar y transportar las reser-

vas de hidrocarburos, las cuales incurrenen la mayoría de los riesgos relaciona-dos con la expansión de la industria, y,por ende esperan un retorno acorde consu exposición. El poder se refleja en lacapacidad financiera y tecnológica queposean, por las que cada vez más nacio-nes, que tienen los recursos y reservas,no desarrolladas se encuentran dispután-dose. Es innegable que ese poder se acre-centará en la medida en que más paísesabran sus fronteras y flexibilicen sus es-quemas contractuales. Para Colombiala forma de atenuar el poder de las com-pañías petroleras es fortaleciendo a Eco-petrol S.A. para que pueda desarrollaralgunos proyectos en forma individualo mediante asociación con otras empre-sas.

V. PODER DE LOS COOPERADORES

Los cooperadores constituyen el grupode empresas que invierten en redes dedistribución, plantas térmicas, estacionesde GNV, gasoductos, refinerías ycualquier tipo de instalación que utiliceel gas como materia prima. Ellos sefavorecen al igual que los proveedorescon un incremento en la demanda yaque aprovecharán mejor la capacidadinstalada. Su papel será cada vez másimportante en la medida en que aumen-ta el consumo de gas tanto a nivel na-cional como construyendo facilidadesque permitan la exportación de GNL aotros países.

Tabla 2.Tarifa estimada de transporte por

gasoductos.

Tabla 1.Características de las inversiones requeridas para cada alternativa de

comercialización10

10 Daniel & David Johnston - Economic Modeling and RiskAnalysis Handbook - 2002.

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VI. PODER DE LOS COMPETIDORES

En enero 1 de 2003 existían 3000 TPC dereservas de gas descubiertas y nodesarrolladas, 498 en Centro yLatinoamérica debido a las dificultadespara transportarlas a otros mercadosdiferentes a los locales11. En el hemisferio,Colombia tiene países competidoresque cuentan con volúmenes muchomayores de reservas, dentro de los quese destacan: 1) Venezuela: con grancapacidad para suministrar GNL a laregión y quinto en reservas a escalamundial. 2) Trinidad y Tobago: aumentasu capacidad para suministrar GNL aUSA, Brasil y Centroamérica. 3) Perú:busca atraer la inversión privada ydesarrollar consumo interno y exportara Brasil, Ecuador y Méjico. 4) Argentina:un mercado maduro, con incertidumbreen sus reservas. 5) Brasil: economía másgrande de América del sur con planesambiciosos de aumentar generacióneléctrica basada en gas y recientesgrandes descubrimientos. 6) Bolivia: conplanes de exportar a Brasil, Chile yParaguay.

A excepción de México la mayoríade los países han reformado susregímenes para atraer la inversión paraexplotación del gas natural. EnArgentina, México, Colombia, Chile yBolivia se ha modificado la legislaciónque rige las actividades de transporte,distribución y comercialización de gasnatural y se han dictado disposicionesjurídicas para regular los mercados degas natural y las actividades de lascompañías privadas en el transporte, ladistribución y la comercialización delgas, confiriéndole un estatuto de servi-cio público.

Además varios países están aumen-tando su capacidad. Trinidad y Tobagose encuentra expandiendo su capacidadde transportar GNL mientras que Vene-zuela, Perú y Bolivia tienen proyectos de

construcción de plantas de licuefacciónde gas. Estos últimos han tenido proble-mas debido a la inestabilidad políticaimperante dentro de sus fronteras, situa-ción que favorece a Colombia en elcorto plazo por lo que es importantemoverse pronto, ya que se prevé unamuy alta competencia por atraer capi-tal de inversión en la que la percepcióndel riesgo país se tornará crítica.

¿Puede el país competir con nacio-nes del hemisferio, con naciones que adiferencia de nosotros cuentan con gran-des volúmenes de reservas? ¿De qué for-ma puede Colombia competir con susrivales por los recursos que necesita?¿Qué pasará si el país no se mueve consuficiente rapidez?

OPORTUNIDADES Y FACTORESCRÍTICOS DE ÉXITO

Basados en el análisis de fuerzas quegobiernan la industria es posibleestablecer los factores fundamentales,sin los cuales es imposible competir conéxito por los recursos de capital ytecnología, dentro de los que sedestacan: 1) Disponibilidad de recursosde capital y tecnología 2) Bajos costosde exploración, desarrollo, operación ytransporte. Para lograrlo se requiere deldescubrimiento de campos grandes (>3TPC) que permitan generar economíasde escala. Fue más fácil para T&Texpandir sus facilidades existentes deGNL luego del primer tren degasificación. 3) Incorporación de lasmejores tecnologías que posibilitenmenores inversiones iniciales, tanto paraexploración y explotación como para eltransporte. 4) Crecimiento de la deman-da por necesidad de combustibles lim-pios, tanto a nivel interno: Industrial,GNV, térmica; como externo: USA,Centroamérica, Venezuela, Ecuador. 5)Estabilidad política, regulatoria y econó-mica del país que permita atraer la in-

versión extranjera por encima de sus ri-vales en la región. 6) Ecopetrol como unsocio fuerte y competitivo que facilite laatracción de otras compañías petrole-ras mediante contratos tipo joint-ventu-re. 7) Claridad en la regulación y térmi-nos fiscales competitivos que posibilitenla extracción económica de reservas degas asociado del interior del país, asícomo los campos de gas con reservasinferiores a 3 TPC.

ESTRATEGIAS A SEGUIR

1. Capital de Inversión: fortalecer a Ecopetrollocalmente mediante la asignación de los re-cursos que le permitan aumentar sus reservasy conocimiento del sector. De esta manera leserá más fácil atraer compañías interesadasen la búsqueda de gas natural en la costa At-lántica tales como: Chevron-Texaco y Petrobras,entre otras.2. Economías de escala: exploración simultá-nea de varios bloques y prospectos para com-partir costos de equipos y aprender de las ex-periencias obtenidas. Apuntar a grandesvolúmenes de reservas.3. Tecnología: buscar la incorporación de lasmás eficientes tecnologías en cuanto a opera-ciones costa afuera y Gas Natural Licuado(GNL).4. Cooperadores: fortalecer la relación entre losactores que componen la cadena del gas. Paraello la integración vertical y cualquier forma deasociación contribuirá con este objetivo.5. Estabilidad: se requieren unos términos fis-cales que hagan competitiva la exploración yexplotación de gas en el país. Adicionalmente,es importante que se mantenga la estabilidadeconómica y fiscal del país, las cuales consti-tuyen un tesoro frente a la inestabilidad de laregión.6. Aprovechamiento de ventajas competitivas:al construir térmicas cerca de los campos pro-ductores se podrá aprovechar la regionaliza-ción de las redes eléctricas que ha estado rea-lizando ISA en los últimos años.

11 Energy Administration Information EIA – Energy Outlook 2003.

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a evolución histórica delcálculo del potencialpetrolífero del país muestraun cambio significativodesde finales de la década

de los años ochenta. Fue ésta quizás,una de las más importantes ejecucionesde la exploración directa de ECOPETROL,que tuvo como propósito apalancar unode los vértices que soportarían lainversión privada en el negocio de laexploración petrolera. En esa década elpotencial petrolífero nacional eraestimado en una cifra cercana a los sietemil millones de barriles equivalentes dehidrocarburos; posteriormente y durantela década de los años noventa, dichopotencial alcanzó de manera progresivala cifra de 47.000 millones de barriles,incluyendo en este análisis las cuencasfrontera. En una inspección a estosejercicios, llama la atención la dispersiónde los resultados, que deja entreverposiblemente, diferencias importantesen la metodología del cálculo o en lossupuestos que soportan la estructuraanalítica del mismo. Es necesario añadirque cuando se trata del manejo devariables aleatorias, como son las quecontrolan las acumulaciones dehidrocarburos, conviene expresar losresultados en términos de unadistribución probabilística de reservas. Esasí como el potencial petrolíferoestimado del país presenta una etiquetaconceptual, que sugiere un margen de

incertidumbre alto, por tanto, impactanegativamente de manera directa, lasejecuciones exploratorias privadas.

En nuestra opinión, es responsabili-dad de ECOPETROL consolidar este po-tencial exploratorio, discutirlo y poner-lo al servicio de la exploración país, enun proceso donde se integren coheren-temente las fases conceptuales y prácti-cas en la toma de datos. En otras pala-bras, el cálculo del potencial petrolífero,debe considerar la toma de datos desubsuelo que confronten las teorías olas hipótesis derivadas de los análisis dela información existente, con el propó-sito de generar la confianza técnica ne-cesaria en nuestras cuencas en un esce-nario de negocios.

Un enfoque de este estiloproporciona una aproximación si sequiere, más objetiva del problema,además suministra los escenarios quepermiten implementar una estrategiaflexible, con el desarrollo paralelo dealternativas y opciones de contingenciaen materia de exploración. Laconstrucción de los escenarios relativosal potencial petrolífero del país permiteademás, proyectar el efecto de laindustria petrolera en el sectorproductivo y en general en los planes dedesarrollo del país.

Siguiendo esta línea de análisis, esrelevante mencionar cómo cerca del70% del potencial petrolífero del paísestá concentrado en las cuencas con

La política petrolera en

COLOMBIA

L

La estatal petrolera no

pertenece al grupo de ligas

mayores, por lo tanto, sus

objetivos deben estar

centrados en áreas no tan

complejas, geológicamente

hablando y más “baratas”

desde la óptica operativa.

Asociación de geólogos egresados

de la Universidad Nacional.(AGUNAL)

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producción o cuencas activas. Al respec-to y en orden de prioridades volumétri-cas, la cuenca de los Llanos Orientalesofrece una de las mejores expectativas,sobre todo en la región del Piedemon-te, sin embargo, se trata de conceptosexploratorios con una alta complejidadtécnica y geológica, con objetivos queen la mayoría de los casos sobrepasanlos 15000 pies de profundidad; razón porla cual se ha creado el paradigma deque este tipo de áreas, deben ser enfren-tadas por un selecto grupo de empre-sas de alta capacidad financiera y técni-ca, grupos a los cuales no perteneceECOPETROL, siendo este nuestro segun-do punto de reflexión.

La estatal petrolera no pertenece algrupo de ligas mayores, por lo tanto, susobjetivos deben estar centrados enáreas no tan complejas, geológicamen-te hablando y más “baratas” desde laóptica operativa; esta premisa sugierelas cuencas maduras como escenarioprincipal de la operación de ECOPETROL;Pero, el país se compone de áreas pro-ductivas y maduras; complejas y costo-sas e inexploradas y abandonadas.

En general, las cuencas inexplora-das, sin producción, más conocidascomo cuencas frontera, poseen un es-caso conocimiento, lo que supone enconsecuencia importantes inversionesorientadas en primera instancia a la ad-quisición de información que dé sopor-te científico y técnico a cualquier planexploratorio. De esta manera, los mo-delos que soportan el cálculo del poten-cial petrolífero de las cuencas inactivas,es en gran medida comparativa o ana-lógicos y por supuesto los resultadosmuestran un gran ingrediente de incerti-dumbre. Por lo tanto, es ingenuo conce-bir un plan estratégico de exploraciónque considere una actividad explorato-ria allí, sea enfrentada por la industriaprivada; además es ilógico, trazar unaestrategia exploratoria propia de

ECOPETROL, que no considere actividadalguna en este tipo de cuencas. Esto sepresenta debido a la ausencia de un plangeneral de exploración enmarcado enun proyecto nacional, que considere latotalidad del territorio nacional aptopara la prospección de hidrocarburos.Ocasionalmente, esta tarea ha sidoregularmente comenzada y, así mismoabortada, sin presentar un avancesignificativo que le proporcione valoragregado en términos de conocimientoa estas áreas, que permitan proyectarlasa la inversión privada. Esta situación lainterpretamos como un profundoanacronismo, entre nuestra realidad ylas directrices exploratorias que seejecutan en algún periodo de tiempo,en detrimento de los interesesgeológicos nacionales.

Una tercera reflexión con relaciónal papel de ECOPETROL, es el abandonoen la década de los noventa de laperforación exploratoria. En esteperíodo la estrategia sugería una activacomponente intelectual con elpropósito de acumular conocimientogeológico en nuestras cuencas, sinconsiderar la actividad con taladro. Sellegó a niveles extremos en 1997, añoen el cual ECOPETROL no perforó ningúnpozo. A partir de esa fecha, ECOPETROLpresenta niveles muy bajos enperforación exploratoria.

II. DESACELERACIÓN DE LA OPERACIÓNASOCIADA

Los recursos financieros que la industriaprivada destina para exploraciónpetrolera, están sujetos a la competenciainternacional. Las regiones quealbergaran estos capitales de inversión,deben cumplir ciertos requisitos técnico-financieros. Consideramos, que algunasde las razones para que en Colombia sedé una actividad exploratoria asociadabaja son múltiples, aquí, planteamos los

siguientes: en primer lugar queremosseñalar que este fenómeno podría estarrelacionado con la prospectividad país;ya se ha anotado que consideramos quela cifra que soporta este volumen dehidrocarburos no presenta la solideznecesaria que motive la participacióndel capital transnacional. Así se explicaríala no presencia en el país de grandescompañías petroleras. El segundo factora considerar son las empresas que hacenpresencia en el país y actualmenteexploran. Estas se pueden dividir en 3grupos: el primer grupo lo conforman,aquellas empresas que poseen interesesen producción, que explotanyacimientos actualmente y, quemarginal o estratégicamente mantienenun interés en exploración. Conclusión:NO EXPLORAN. Al segundo grupoacceden otras que estratégicamenteconciben la situación actual del paíscomo una oportunidad y, se posicionancon áreas de exploración “jalonando”la actividad exploratoria, a la vez queson las ejecutoras de los pozosexploratorios actuales. Conclusión:EXPLORAN. Al tercer grupo lleganaquellas empresas para las cuales su“““““CORE BUSINESS” es la especulación deáreas, más como una estrategia deposicionamiento en bolsa de valores,con poco o muy bajo interésexploratorio. Estas empresas juegan eldoble rol de operadoras y promotorasde negocios de exploración. Conclusión:NO EXPLORAN.

En el primer grupo estarían las gran-des petroleras que permanecen en elpaís con intereses de producción funda-mentalmente; aquellas empresas degran calado que terminaron su etapa deexploración y producción, no madura-ron un proyecto de gran magnitud y semarcharon del país.

En el segundo grupo se ubican lasempresas que no pretenden encontrargrandes volúmenes de petróleo, que se

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apalancan adquiriendo negocios de pro-ducción y que además consideran la si-tuación del país como una oportunidadde negocio. Su lugar de operación seencuentra en áreas con producción ocuencas maduras y, en realidad, son ellasquienes soportan la responsabilidad dela exploración en Colombia hoy.

Al tercer grupo pertenecen aquellasempresas que especulan con áreas deexploración. Estos bloques son sujetos aalgunos estudios que le imprimen un“plusvalor”, quedando esta área prepa-rada para su comercialización en elmercado petrolero. En general, estasempresas requieren de inyecciones finan-cieras importantes, o el acompañamien-to de petroleras con mayor capacidadtécnica y financiero para acometer laactividad exploratoria. En general, estetercer grupo aglutina las empresas quehacen uso de las cláusulas de prórrogade los compromisos exploratorios.

Como tercer factor a considerar delpor qué la desaceleración de laexploración asociada, se encuentra lainestabilidad contractual, la cual hajugado un papel protagónico en esteaspecto; hemos afirmado que lossucesivos cambios contractualeslogrados en la década de los noventacomprometió o perturbó la PolíticaPetrolera Nacional, que como se haanotado está concebida en el Contratode Asociación.

Con estas reflexiones y, recordandoque no estamos abordando en esteanálisis la temática del entorno social yambiental ni la impositiva, consideramosque aportamos suficientes elementos dejuicio teóricos para entender ladesaceleración de la actividadexploratoria asociada. La reflexión delos entes responsables de la Política Pe-trolera, ante el descenso importante enla producción nacional de petróleo y ladisminución de la exploración en el país,se replicó con diversas y consecutivas

variaciones contractuales. Este menú deopciones de compromisos ha genera-do un efecto “boomerang” en la activi-dad; los cambios se realizaron para di-namizar y acelerar la exploraciónasociada y en respuesta, se generó todolo contrario. A propósito, hoy la actividadse encuentra a la expectativa de lo quepueda anunciar, en materia de políticapetrolera o de cambios en el esquemade contratación, la recién creadaAgencia Nacional de Hidrocarburos,encargada del tema petrolero a partirdel próximo año.

III. CAPACIDAD TÉCNICA YADMINISTRATIVA DEL GREMIOPETROLERO

Los resultados poco prometedores dela actividad exploratoria en el país enlos últimos años, ha dado lugar a diver-sos y encontrados análisis sobre la com-petencia de ECOPETROL en materia depolítica petrolera. No obstante el siste-mático discurso de algunos sectores,encaminado a ventilar el problema dela ineficiencia de ECOPETROL en el ma-nejo de los recursos que el Estado le haencomendado, vale decir que ECOPE-TROL hoy es la empresa más grande delpaís en términos de ventas, activos yexportaciones, además ha sido soporteesencial en el desarrollo e implementa-ción de los planes macroeconómicos delos últimos gobiernos, situación ésta queha enmascarado las falencias técnico-administrativas que se le puedan endil-gar en el manejo de la estatal petrolera.

La escasa discusión generada alre-dedor de la capacidad técnico-adminis-trativa de ECOPETROL y la presunciónde que no es allí donde radica el proble-ma que nos tiene al borde del desabas-tecimiento, nos llevó a plantear los si-guientes elementos de juicio acerca deesta situación. El primer elemento partede la premisa de que el Estado es el úni-

co responsable de todo lo que competea la Política Petrolera en cabeza de es-tatal petrolera; por lo tanto, a la hora deseñalar responsables en situacionescomo la actual, es el Estado quien deberesponder de cara al país. Para desarro-llar el tema se formularon las siguientespreguntas:1) En cumplimiento del artículo 801 de la C.P.

colombiana, ¿qué medidas han tomadolos gobiernos de turno, para cumplir con lacarta política?

2) ¿Qué responsabilidad le compete al grupohumano profesional técnico-administrati-vo, protagonista de la actividad petrolera,en la pérdida de la autosuficiencia petrole-ra?

Encontramos unos interesanteselementos que compartiremos acontinuación y que impactanconsiderablemente el inicio de la cadenaproductiva del petróleo: La exploración.

En primer lugar y soportados en loenunciado hasta el momento, afirma-mos que los desaciertos administrati-vos se representan en la incapacidad decolocar en consonancia todos los esta-mentos necesarios para el normal desa-rrollo de esta tarea estratégica Nacio-nal. Hemos sido testigos de excepciónde las profundas diferencias conceptua-les en materia energética, entre minis-tros del sector y presidente de ECOPE-TROL o, Senadores y presidente deECOPETROL – Ministro; pugnas transmi-tidas en directo por televisión desde elrecinto del Congreso de la Republica.Hasta allí han llegado discusiones queno debieron haber sobrepasado los li-mites de lo técnico-administrativo y, nose ha discutido por ejemplo, el impactomacroeconómico derivado de un muyprobable desabastecimiento petrolero.

En consecuencia, en la década pa-sada no se abordó ninguna discusión que

1 El estado planificará el manejo y aprovechamiento de losrecursos naturales, para garantizar su desarrollo sostenible,su conservación, restauración o sustitución.Además, deberá prevenir y controlar los factores de deterioroambiental, imponer las sanciones legales y exigir lareparación de los daños causados.

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analizara e implementara políticas ten-dientes a cumplir con lo ordenado en lacarta política de 1991. Lo más relevanteen términos de discusión gubernamen-tal fue él tramite del nuevo esquema deregalías, que complemento la reformadel contrato de asociación en el año2.000.

En conclusión, en el ámbito guber-namental - Senado de la República, Min-minas - no se ha discutido a fondo laproblemática energética nacional, porlo tanto los diferentes gobiernos hastahoy, han ignorado el artículo 80 de laConstitución Política del año 91 y, hansido indiferentes a las situaciones delsector y del país. Conclusión, hay unamarcada ineficiencia política, en la cues-tión hidrocarburifera, seguramente eltema no ocupa un lugar de importanciaen la agenda gubernamental, situacióndramática, ya que se trata del recursoque en los últimos años ha sido el so-porte macroeconómico del país.

En segundo lugar, este desbarajusteinstitucional desde el gobierno, sereproduce al interior de ECOPETROL,observamos cómo se multiplica y afectaeste factor la exploración petrolera.

La pobre capacidad de comunica-ción asertiva del grupo técnico-adminis-trativo, encargado de la exploraciónpaís, conduce al equipo a un complica-do laberinto, que hace perder de vista elobjetivo común: Encontrar Petróleo Encontrar Petróleo Encontrar Petróleo Encontrar Petróleo Encontrar Petróleo.Sin una buena comunicación se dificul-ta la fluida interacción de los diferentesestamentos responsables de la explora-ción petrolera, golpeando el desarrollomismo de los proyectos propios y, difi-cultando las relaciones de negocios conterceros. Ahora, como tercer elementode análisis en el razonamiento acercade las responsabilidades del grupo téc-nico-administrativo en un escenario dedesabastecimiento petrolero, se debeseñalar la incapacidad de agrupar el ta-lento humano individual, alrededor del

objetivo común de incorporar nuevasreservas de petróleo. En otras palabras,señalamos la incapacidad de trabajo enequipo, como un factor clave en el abo-jarramiento de la exploración en Colom-bia. Un cuarto factor que se ha identifi-cado se refiere al estilo administrativo,este se caracteriza por una alta dosis deautoritarismo, la dirigencia de la explo-ración en Colombia desde las altas esfe-ras hasta los grupos técnicos, se identifi-can con un antiguo postulado trabajadopor Hegel, que invocaba la confusiónque se presentaba en ciertas culturasentre el Poder y la Verdad; en nuestracultura “quien detenta el poder, dice laverdad” es por ello que a la hora deconfrontar resultados y, endilgar respon-sabilidades no es posible elaborar juiciosconcretos, ya que, las decisiones en estamateria, no estuvieron inscritas en unplan estratégico y, respondieron estasdeterminaciones más a juicios particu-lares – atendiendo al viejo postulado -producto de situaciones coyunturales,que a decisiones elaboradas a la som-bra de una estrategia nacional.

Esta cultura alimentada por décadas,ha derivado en un patrón de comporta-miento muy particular al interior de laorganización, regido por la arrogancia,la soberbia, el autoritarismo y la bajaestima. Estas conductas deben ser exa-minadas en los terrenos de la sicologíay la sociología, por cuanto repercutende una manera negativa en la labor pe-trolera. El impacto en la exploraciónpetrolera se puede resumir en estos pun-tos así: No permite el trabajo en equipo,aspecto fundamental en la tarea de en-contrar petróleo. El escaso poder decomunicación impacta los proyectospropios de ECOPETROL y, los proyectosque el país desarrolla con terceros. Elautoritarismo y la soberbia como carac-terísticas del estilo gerencial, desgastalas relaciones técnicas y golpea el recur-so humano, produciendo un ambiente

poco propicio a la discusión y a la gene-ración de ideas, insumos necesarios enel desarrollo de proyectos de explora-ción. Con este panorama se explicaríanlos precarios resultados de las rondasde negocios realizadas por ECOPETROL,en donde se ofertaron proyectos deexploración que no lograron colocarseen el mercado. Los proyectos explora-torios situados en el mercado a travésde la ronda 2.000 y, en su momentomostrado como un gran éxito de la po-lítica petrolera en curso no le han brin-dado al país la primera gota de petró-leo. Es necesario un revolcón culturalen la actitud de las personas que tienena cargo la exploración petrolera en Co-lombia; entendemos que no es fácil, quela construcción de un nuevo hombreresponde a un proceso que comienzaen el hogar, pasando por la escuela,pero es necesario en la construcción deun nuevo país, más participativo, equi-tativo y justo, donde la riqueza genera-da por el petróleo se irrigue en la socie-dad en oportunidades de vida, para unfuturo mejor. Es nuestro deber ético ymoral construir oportunidades para lasnuevas generaciones, para nuestros hi-jos.

IV. AGENCIA NACIONAL DEHIDROCARBUROS Y VEEDURÍAPETROLERA

Advertimos una oportunidad en el nue-vo esquema petrolero que inicia el próxi-mo año, sin embargo nos preocupandos aspectos: el silencio que rodea laAgencia Nacional de Hidrocarburos y,los tiempos que se tarden los entescompetentes en la aprobación de losmecanismos para dotar a ECOPETROLS.A. de una ley marco que determine suautonomía financiera y flexibilidad ad-ministrativa. Al respecto, sería conve-niente el desarrollo alternativo de ins-trumentos apropiados, ágiles y

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eficientes que le permitan al Estado laformulación, seguimiento y control dela política petrolera del país.

Con la creación de la AgenciaNacional de Hidrocarburos, seestableció un organismo con ampliacompetencia para decidir sobreestrategias de política petrolera, que sino queremos repetir la historia, deberánestar enmarcadas dentro de un planenergético nacional. La ANH deberátratar puntos clave, como contratación,reparto de la producción, destino de lasutilidades, petróleo - medio ambiente -desarrollo regional y la elaboración delCódigo de petróleos; además elCongreso de la República será un pilarimportante en la estructuración ydefinición de las pautas y regulacionesde la misma.

Este importante ente debe estarconstituido por representantes del sectorgubernamental, de los gremios,sindicatos, ONG´s y la academia entreotros sectores.

Igualmente hay un elementoadicional que vale introducir a ladiscusión y es el que tiene que ver con lagestión de ECOPETROL y los niveles deresponsabilidad relativos a las decisionesestratégicas de la empresa. No estemerario argumentar que ECOPETROLmaneja una estructura de costos parasus proyectos de exploración y produc-ción excesivamente altos si se compa-ran con los reportados por las Compa-ñías Asociadas.

Aún se puede decir también, que al-gunas decisiones a propósito de las co-mercialidades no han sido las más acer-tadas, con consecuencias preocupantespara los recursos de inversión de la em-presa.

Esta situación se hace aún más com-pleja, cuando se realiza un ejercicio com-parativo entre las metas y los resultadosen términos de indicadores estratégicosde gestión, como son la perforación de

pozos exploratorios, los prospectos definidos, las reservas descubiertas y las obteni-das por mejoramiento en los factores de recobro, inversiones, contratos firmados,entre otros. Por ello es necesario la implementación de la veeduría petrolera, comoelemento de fiscalización y seguimiento en los términos definidos por los indicado-res de gestión. Este ente deberá incluir en su composición entre otros, a la sociedadcivil a través de las organizaciones no gubernamentales.

Este cuadro general, aunque preocupante, nos llama a reflexionar seriamenteacerca de las limitaciones técnico-administrativas y culturales que hereda ECOPETROLS.A. y de la necesidad urgente de emprender cambios en la estructura de la empresaorientados a mejorar su eficiencia, generar convicción y sentido de pertenenciaacerca de los compromisos y responsabilidades en todos los niveles y fortalecerlacomo patrimonio que es de los Colombianos.

PROPUESTAS FINALES

• Desarrollar una política energética nacional en el campo de los hidrocarburos,coherente que integre todos los eslabones de la cadena: exploración, desarrollo,producción, transporte, refinación y comercialización; lo más importante, que ex-prese las reales necesidades del país en términos de la demanda interna y de susexpectativas en materia de comercio exterior.

• Desarrollar un mecanismo ágil, con claras y sólidas disposiciones legales, que lepermita definir y desempeñar actividades de control y seguimiento en todo lopertinente a la política petrolera, que cuente con la representación del Congresode la República, las Instituciones, gremios del sector y la ciudadanía. Proponemosdenominarla Veeduría Petrolera.

• Incentivar la exploración de hidrocarburos gaseosos y el desarrollo de la industriapetroquímica en el marco de una política clara, que aporte en fortalecer el consu-mo intensivo de sus derivados como el LPG, LNG, fertilizantes, metanol, etc.

• El Estado y sus organismos deben trazar políticas de orientación y educación haciael manejo sostenible de los recursos naturales, enmarcadas en una política globalde desarrollo económico y social del país. Estas políticas y normas deben permitir laagilización y el normal desarrollo de las actividades económicas en general y de laindustria petrolera en particular.

• La riqueza derivada de la actividad petrolera debe integrarse en todas sus etapas aPlanes de Inversión Nacional, que incluyan proyectos concertados con los diferen-tes actores sociales de las áreas de influencia, en donde la industria del petróleohace presencia. Tales proyectos deben dar solución a problemas específicos queimpulsen el desarrollo integral de la comunidad, sobretodo en las zonas rurales delterritorio Colombiano.

• Se debe fortalecer a ECOPETROL, como punta de lanza de la exploración petroleranacional, a esta empresa se le debe dotar de flexibilidad administrativa y autonomíafinanciera, para así modernizarla y exigirle resultados a través de su presencia entodo el territorio nacional.

Este esfuerzo debe ir acompañado de un profundo espacio de autocrítica, quepermita construir la nueva organización, con base en las experiencias pasadas. Siqueremos avanzar en exploración petrolera debemos ser conscientes que debemosconstruir una nueva organización, que se apoye, entre otros, en un cambio deactitud personal que permita trabajar unidos en torno a un objetivo común: encontrarpetróleo.