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MODULO
GGGEEEOOOPPPOOOLLLÍÍÍTTTIIICCCAAA YYY PPPOOOLLLIIITTTIIICCCAAA PPPEEETTTRRROOOLLLEEERRRAAA
PROFESOR
IIINNNGGG... OOOSSSCCCAAARRR VVVAAANNNEEEGGGAAASSS AAANNNGGGAAARRRIIITTTAAA Ingeniero de Petroleos
2013
OSCAR VANEGAS ANGARITA
RESUMEN HOJA DE VIDA
Ingeniero de petróleos egresado de la UIS en 1.990, vinculado a la misma
Universidad desde 1.991, del cual es docente de planta de tiempo completo en la
categoría de Asistente. Ha cursado estudios de especialización en Gerencia de
Hidrocarburos, Docencia Universitaria, y Finanzas. Cursó 2 semestres de Maestría
en Economía, y actualmente cursa la Maestría en Hidrocarburos.
En la Docencia se ha destacado en las áreas de Preparación, Formulación y
Evaluación de Proyectos; Estadística Aplicada a la Ingeniería de Petróleos;
Evaluación de Incertidumbre y Riesgo en la Exploración Petrolera; Tópicos en
Exploración y Producción Petrolera; Registro de Pozos, y en Geopolítica y Política
Petrolera, área del cual es asesor de la comisión quinta del Congreso de la
República.
En la parte administrativa ha sido Director de la Escuela de Ingeniería de
Petróleos de la UIS, Director Ejecutivo de la Corporación Centro de Desarrollo
Tecnológico del Gas, y Director de la UIS Sede Barrancabermeja, cargos en los
que ha gestionado logros importantes para la UIS, como la creación de las
especializaciones en Gerencia de Hidrocarburos y Producción de Hidrocarburos;
al igual que la Maestría en Hidrocarburos. Igualmente, fue el pionero en la gestión
que llevó a la consecución del actual Campo Escuela Colorado, y la creación de
las revistas científicas Fuentes y Academia USB. De la misma manera logró la
acreditación de la Escuela de Ingeniería de Petróleos y del Laboratorio de Gas del
CDT de Gas.
En la parte empresarial fue representante del Presidente de la República en la
Junta Directiva de la Cámara de Comercio de Barrancabermeja, y fue miembro de
las Juntas Directivas de Serpegas y Ferticol; y del Comité Técnico del Sena.
Actualmente es miembro de la Comité de Vigilancia Ciudadana de Regalías de la
Contraloría General de la República, Capacitador de la Red de Vigilancia
Ciudadana a la Gestión Pública de la Presidencia de la República, Director del
Centro de Altos Estudios Minero energéticos de la UIS, investigador del Instituto
de Ciencias Políticas de la UNAB, Coordinador Académico y de Investigación del
Campo Escuela Colorado, y columnista del diario El Frente, Portafolio,
avanzarcolombia.com, razonpublica.com y ecospoliticos.com.
Universidad Industrial de Santander Escuela Ingeniería Petróleos – UIS
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
TABLA DE CONTENIDO
Pag.
1. GEOPOLITICA PETROLERA 4
1.1. DE LA GEOPOLITICA A LA ECOPOLITICA 4
1.2. ANTECEDENTES HISTORICOS DE LA GEOPOLITICA 5
1.3. APLICACIONES MODERNAS Y SITUACION ACTUAL 7
1.4. RESERVAS PROBADAS MUNDIALES DE PETROLEO 16
1.5. ORGANIZACIÓN DE PAISES EXPORTADORES DE PETRÓLEO 18
1.6. EL PETROLEO EN AMERICA LATINA 21
1.7. LAS GUERRAS DEL PETROLEO 47
1.8. NUEVO ORDEN MUNDIAL PETROLERO 58
1.9. EN BÚSQUEDA DEL ORO NEGRO EN COLOMBIA 77
2. PROSPECTIVIDAD PETROLERA 83
2.1. PROSPECTIVIDAD EN COLOMBIA 83
2.2. EL FUTURO PRECIO DEL PETROLEO 95
2.3. CURVA DE HUBBERT 103
2.4. TEORIA DE OLDUVAI 107
3. CONTRATACION PETROLERA Y STATE TAKE 127
3.1. SISTEMAS DE CONTRATACION MUNDIAL 129
3.1.1. Sistemas Concesionario. 129
3.1.2. Sistema Contractual. 130
3.2. REGALIAS 137
3.3. TENDENCIAS MUNDIALES DE CONTRATACION PETROLERA 139
3.4. POLITICA DE CONTRATACION PETROLERA EN COLOMBIA 142
3.4.1. Concesiones 147
3.4.2. El Contrato de Asociación. 150
3.4.3. Otros Sistemas vigentes de Contratación Petrolera en Colombia 162
3.4.4. La Última Reforma del Contrato de Asociación 164
3.4.5. La Nueva Política de Contratación Petrolera (ANH – 2004) 174
4. CONCUSIONES 186
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
1. GEOPOLITICA DEL PETROLEO.
1.1. DE LA GEOPOLITICA A LA ECOPOLITICA.
La Geopolítica es la ciencia que estudia la influencia de los factores geográficos
en la vida y evolución de los Estados, a fin de extraer conclusiones de carácter
político. El término fue usado para designar la influencia determinante del medio
ambiente (elementos tales como las características geográficas, las fuerzas
sociales y culturales y los recursos económicos) en la política de una Nación.
Ratzel, considerado el padre de la Geopolítica moderna, la definió como “el
condicionamiento de las actividades humanas, respecto del medio físico, sentando
las bases del determinismo geográfico”, definición que fue adoptada por Hitler
para justificar la invasión a otros países, los cuales eran por él considerados
“espacios vitales” para que Alemania lograra la autosuficiencia. Después de la
segunda guerra mundial los Académicos de EE.UU vieron la geopolítica como
"una forma de pensamiento espacial esencial y necesaria para un país si éste
quiere convertirse en un poder global"... visión o filosofía que ha sido seguida al
pie de la letra por los gobernantes gringos a posteriori, sólo basta con leer la
historia reciente del mundo y en todas partes encontrarán metidas las narices de
ellos, pues donde hay un problema, ellos siempre hace parte de éste.
Durante el siglo XX la geopolítica petrolera y energética se caracterizó por el
dominio de las grandes compañías petroleras privadas (conocidas como las siete
hermanas) sobre los países donde se situaban los yacimientos petroleros, a través
del complot con los países ricos, quienes siempre amenazaron con la invasión
militar si no accedían a las pretensiones de las multinacionales.
Actualmente, con el nuevo orden mundial sin fronteras, sin ideologías y con una
devaluación de la importancia del espacio territorial, la Geopolítica está haciendo
la transición hacia la Ecopolítica. En el nuevo orden petrolero mundial, después
de la guerra del Golfo Pérsico, las compañías petroleras occidentales y los países
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
productores (miembros y no miembros de la OPEP) han firmado una serie de
acuerdos, que antes hubieran sido imposibles. Rusia, Irak, Irán, Venezuela, Libia y
Argentina, que por largo tiempo estuvieron relativamente cerrados a los
extranjeros ahora tienen vínculos estrechos con las compañías multinacionales.
Las potencias mundiales, después del fracaso de las invasiones a Irak y
Afganistán han entendido que en el siglo XXI los cambios en los países
tercermundistas los tienen que emprender los mismos pueblos y no unos
burócratas mal iluminados del Primer Mundo. Al respecto Geróid Tuathail dice: "...
Los métodos comerciales y la electrónica han desplazado los métodos
militaristas..." sólo observemos el cambio extremo que ha venido sucediendo en el
norte de África y el Medio Oriente, producido por la influencia de la Internet.
Aunque en esta región subsiste el eterno problema árabe – israelí, y Arabia
Saudita comprometió 140 mil millones de dólares en inversión social, aun no
podemos afirmar que ha evitado el contagio de este nuevo estilo de revolución.
Hoy las marchas y protestas en todo el mundo son programadas y citadas por los
modernos medios de comunicación, auspiciadas y replicadas por los jóvenes y los
grupos sociales. La lógica del conflicto para los gobiernos está expresada por la
gramática del comercio cuya impronta son los tratados de libre comercio, y el
espacio ocupado por las potencias (recomendado por la geopolítica) está siendo
remplazado por la electrónica y las telecomunicaciones. Ese parece ser que es y
será el nuevo orden mundial. Mañana lo sabremos.
1.2. ANTECEDENTES HISTÓRICOS DE LA GEOPOLÍTICA.
Los antecedentes de la geopolítica y el punto de partida de su evolución
conceptual y teórica se remontan al siglo XIX cuando el geógrafo alemán Carl
Ritter (1779-1859), como uno de los fundadores de los modernos estudios
geográficos. Ritter recalcó la importancia de utilizar todas las ciencias en el estudio
de la geografía. A partir de este momento la geografía comienza a importar de
otras ramas del saber, métodos que la eleven al rango de conocimiento científico.
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
De allí que escriba su obra más importante, " La geografía en relación con la
naturaleza y la historia del hombre" (1817-1859), en la cual subraya la influencia
del medio físico en la actividad humana.
Posteriormente, es Friedrich Ratzel (1844-1904) un geógrafo alemán quien señala
el condicionamiento de las actividades humanas, respecto del medio físico,
sentando las bases del determinismo geográfico, que tuvo en Carl Ritter otro de
sus más claros representantes.
Así mismo, es necesario mencionar a Sir Halford Jhon (1861-1947), como otro de
los geógrafos y, además político, de origen británico, quien contribuyó con los
primeros pasos de la geopolítica con su célebre teoría del Hertland (región
cardial), formulada por primera vez en 1904 y revisada en 1919 y 1943. Esta teoría
plantea que la zona norte y central de Euroasia, debido a su aislamiento
geográfico y a su riqueza en recursos naturales, será, finalmente, el centro de
poder político que controle al mundo. El término geopolítica no estuvo muy
difundido sino hasta la década de 1930 en manos de un grupo de geógrafos
políticos germanos en el Departamento de Geografía de la Universidad de Munich
en Alemania.
Es a Karl Haushofer (1869-1946) a quien se le debe el desarrollo de la moderna
geopolítica fundada por Ratzel. Siendo él, general del ejército alemán, geógrafo y
destacado defensor de los principios geopolíticos del proyecto nazi para
conquistar el mundo, planteó teorías que ejercieron una gran influencia sobre el
ejército germano, pues proporcionaba una razón pseudocientífica para justificar la
expansión territorial de ese país. Así, una faceta de la geopolítica alemana fue la
teoría llamada Lebensraum (espacio vital) acuñada con este nombre por Ratzel y
adoptada por Haushofer. De acuerdo con esta teoría, el "espacio vital" se define
como todo el territorio que un país alega necesitar para lograr la autosuficiencia.
Adolf Hitler y Rudolf Hess adoptarían y utilizarían esta teoría (espacio vital) para
describir la necesidad que tenía el III Reich alemán de encontrar nuevos territorios
hacia dónde expandirse, especialmente a costa de los pueblos eslavos del este
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
de Europa. De esta manera esta teoría sirvió de argumento ideológico que
sustenta y explica las invasiones a Checoslovaquia y a Polonia, provocando el
estallido de la II Guerra Mundial.
Durante las décadas de 1930 y 1940 no sólo Alemania prestó gran interés por la
geopolítica. Rusia, China y Japón desarrollaron el interés por esta ciencia como
una ciencia del Estado, debido a una supuesta significancia de los factores
geográficos sobre la conducta de las relaciones internacionales. En ese entonces,
grupos de académicos estadounidenses vieron a la geopolítica como una forma de
pensamiento espacial que los EE.UU. debería promover y considerarla esencial si
requería pensar y convertirse en un poder global.
1.3. APLICACIONES MODERNAS Y SITUACIÓN ACTUAL
Las rupturas de la década del sesenta y el setenta enmarcan de manera general
la política mundial de las últimas cuatro décadas. Mencionemos algunos sucesos
que moldearon el panorama político de toda la segunda mitad del siglo pasado,
que son verdaderos hitos históricos: La descolonización de Asia y África dibuja
una nueva geografía para el accionar del capitalismo internacional. El acceso a
una cierta madurez política en África con la retirada europea de sus colonias,
indica que se establecerá un nuevo control de territorios y recursos. El
nacionalismo se configura como una realidad conflictiva, pues en el caso de África,
las fronteras y entidades nacionales que dejan los amos europeos, no siempre
correspondieron a las evoluciones naturales del continente negro. Los actuales
conflictos de tipo cultural y étnico se generaron en buena parte por la herencia
colonial. La salida europea del sureste de Asia, mediada por la derrota militar
francesa, abrió el camino al triunfo comunista en Vietnam y a la misma derrota
norteamericana. El nacionalismo sale pues fortalecido con los procesos finales de
descolonización de finales del siglo pasado.
En circunstancias como las mencionadas, se presenta el control nacional de las
reservas de petróleo occidentales y la consecuente pérdida de éste por las
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
grandes compañías de hidrocarburos; esta pérdida culmina con la fundación de la
OPEP en 1960 y con las nacionalizaciones de la década del setenta en los
mismos países.
El modelo de industrialización energívoro es la base material para el
fortalecimiento y la efectividad de la OPEP como cartel. En este sentido la crisis
petrolera de la década del setenta muestra la entrada en la escena política
internacional de un grupo de países que, con excepción de Venezuela, habían
logrado recientemente la independencia política. Paralelamente, la quiebra del
sistema financiero de Bretton Woods en 1971 y su patrón oro preparan el camino
para el conflictivo reinado del Capital Financiero Internacional con preeminencia
del dólar como unidad de medida. Las políticas unilaterales de la Reserva Federal
muestran otra cara de las relaciones internacionales a partir de la década del
setenta.
En el terreno del consumo petrolero, se debe recordar el quiebre en el incremento
del consumo a partir de 1982 casi hasta 1995, con un punto más bajo de precios
entre 1986 y 1987, punto que apenas se repetiría a finales de 1998. La
transferencia de gigantescas rentas diferenciales en manos de los propietarios, sin
duda tuvieron su punto culminante en los inicios de la década de referencia.
El afianzamiento del Capital Financiero Internacional (CFI) se va perfilando en
toda la década. La llegada de los petrodólares de la bonanza del setenta fortalece
a Londres como la gran plaza financiera, a pesar de la debilidad evidente de su
sistema productivo real.
Con el derribamiento del Muro de Berlín, la debacle del comunismo y el fin de la
Guerra Fría, no faltan autores que, no sin razones, se consideran testigos del fin o
de la muerte de la geopolítica. No es propósito de este trabajo discernir sobre la
veracidad o pertinencia de tales posiciones, sí el de abordarlas de manera que
pueda orientarnos en torno a la situación actual de tales discusiones, interrogantes
y cuestionamientos. Estos hechos son los eventos políticos de fin de siglo; en la
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
práctica, pues, las políticas socialdemócratas, que se habían impuesto como
remedio de contención política para los agudos problemas sociales del tercer
mundo —e incluso para los sectores obreros de los países industrializados—, ya
no son tan urgentes a los ojos de los sectores dominantes internacionales. El
reinado de la dupla Tatcher-Reagan cambia la cara del panorama político de las
dos últimas décadas y da rienda suelta a la acción del CFI.
Desde este momento, se declara como sospechosa la acción del Estado en la
sociedad y el liberalismo económico vuelve a la palestra como el centro de la
política económica. El Consenso de Washington con sus postulados sobre la
eficiencia en la asignación de los recursos por parte de un mercado sin trabas, se
transforma en el nuevo credo de las instituciones internacionales y de buena parte
incluso de la misma academia. La tesis de ‘menor Estado, mejor Estado’ se vuelve
casi dogma de fe. Sus políticas otorgan patente de curso al CFI, que se transforma
en el nuevo organizador de la sociedad con sus urgencias de maximizar las
ganancias financieras de manera casi que instantánea, en desmedro de la
economía real. La especulación financiera echa sus raíces por todas partes, en un
mundo sin controles a los movimientos de capitales. Las crisis financieras de
México (1994), sureste de Asia (1997), Rusia (1998), Brasil (1999), Colombia
(1999), Ecuador (1999), que afectan a una octava parte de la población mundial
con mayores niveles de pobreza, llaman la atención sobre el peligroso descontrol
del CFI; el asunto es tan evidente que los mismos diagnósticos del FMI reconocen
el peligro de la movilidad de los capitales sin ningún control.
En correspondencia con el neoliberalismo, la teoría económica de la privatización
de los activos públicos se pregona como condición de eficiencia y optimización.
La concepción según la cual el poder de un Estado se encontraba estrechamente
relacionado con los recursos físicos, económicos, ambientales y geográficos con
los que contase, se presenta hoy urgido de revisiones.
En un Nuevo Orden Mundial sin fronteras, sin ideologías y con una devaluación de
la importancia del espacio territorial, ¿qué lugar ocupa la geopolítica? En torno a
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
ello, Geróid Tuathail plantea algunas observaciones que pueden contextualizar
esta interrogante "... los métodos comerciales han desplazado los métodos
militaristas... , ...la lógica del conflicto será expresada por la gramática del
comercio... , ...la distribución del territorio se convierte en distribución de
tiempo... , ... la pérdida del espacio territorial nos lleva al Nuevo Orden... , ...la
transición será de geopolítica hacia ecopolítica... , ...el espacio no es más
grande en geopolítica, lo es en electrónica..."
En consonancia con la "sociedad postindustrial, el capitalismo informacional o con
la sociedad del conocimiento de la tercera ola", el eje estratégico militar ha cedido
terreno ante la valoración del eje económico, en torno al cual se entretejen las
estrategias políticas, haciendo hoy más que nunca que "la política sea la
continuación de la guerra por otros medios". Ello de inmediato nos puede conducir
a la necesidad… no de re-conceptualizar, sino a decretar la muerte de la
geopolítica.
Ante el avance de las telecomunicaciones el espacio pareciera transmutarse en
noción de tiempo. Ya el mercado no es el sitio o "plaza" en el que convergen
oferentes y demandantes sino los momentos en los que se contactan. Ya la guerra
no es cuerpo a cuerpo, face to face, "pareciera que la velocidad le está ganando la
carrera al espacio, pareciera que el espacio ya no existe; entonces el espacio es
una función de la velocidad". .
Por ello, como afirma Arturo Cruz "... Con el fin de la Guerra Fría, somos
testigos del aparente fin del negocio de la geopolítica y del surgimiento de la
nueva preocupación de los norteamericanos con los asuntos de la
geoeconomía. En efecto, sus expertos en seguridad nacional -como Alan
Tonelson o Edward Luttwak- han reorientado sus energías intelectuales y se
han dedicado a escribir sobre la seguridad económica de los Estados
Unidos. En sus ensayos más recientes, estos autores han destacado la
amenaza comercial que, supuestamente, representan Japón y Alemania, los
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
que todavía hace cinco años eran sus aliados geopolíticos en su rivalidad
con la antigua Unión Soviética".
Y de la misma manera que en décadas pasadas estos mismos expertos en
seguridad nacional vivían obsesionados por determinar el número de misiles,
tanques y aviones militares que formaban parte del arsenal del ejército Soviético,
hoy viven preocupados por comparar los índices de productividad de su fuerza
laboral, o el número de patentes que sus industrias registran cada año, o sus
tasas de ahorro y de inversión, con las del Japón y Alemania. Si se quiere, han
sustituido a los rivales, y la competencia militar, la han sustituido con la
competencia económica.
La velocidad de las acciones no sólo ha devaluado la importancia del espacio
territorial per se, sino que, además, ha impactado en la rapidez y alcance de las
telecomunicaciones. Por ello, como lo afirma Tuathail y Delby "...En un mundo
de movimiento y velocidad perpetua, convulsionado por la globalización,
saturado por la información, la geopolítica parece decididamente anticuada y
fuera de lugar... , ...las tecnologías informáticas son una estaca en el corazón
de la geopolítica...".
Así, asistimos en esta posmodernidad de los 90's a eventos políticos que
evidencian la superación de la noción de poder geopolítico que se sustentaba en
el espacio territorial como fuente principal del mismo. Al respecto Routledge
examina el caso del ejército insurgente Zapatista (EZLN) en el sur de México
observando que éste inició sus operaciones en enero de 1994 de una manera
simbólica, sirviéndose intensamente de los medios de información. Así, el EZLN
era un movimiento guerrillero diferente a los tradicionalmente conocidos, puesto
que buscó usar los medios globales de información como vector, a través del cual
avanzar en su causa, mediante la info-guerra, más que mediante la contienda
verdadera. La claridad que sobre las nuevas estrategias de conflicto posee este
movimiento es evidente, no es la conquista del espacio territorial su propósito, a la
manera de la Revolución Cubana, es más bien la conquista de los "espacios
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
virtuales" a través de las telecomunicaciones. Y bien que les ha resultado en su
intento por granjearse simpatizantes a nivel mundial.
Por último, es necesario citar a Timothy Lukés, quien parece recoger los nuevos
supuestos de la geopolítica posmoderna "...el cambio en el poder desde un
mundo en que corrientes materiales han sido sustituidas, los linderos o las
fronteras actuales son electrónicas y especialmente digitales en las
comunicaciones del ciberespacio. Nos encontramos en medio de un
neologismo que postula el reemplazó de las nociones tradicionales de la
geopolítica por corrientes electrónicas. Los átomos así reemplazados han
hecho añicos los linderos y/o fronteras políticas. La vida virtual reemplaza la
vida verdadera. Pensar sobre "identidades políticas sustentadas" como
noción cultural, sustentada en el átomo, se enfrenta al fracaso ante las
contemporáneas aceleraciones e interconexiones en la vida virtual del
ciberespacio donde la geografía es un flujo de láser con imágenes
digitales..."
La energía siempre ha sido un factor preponderante en el desarrollo de los pueblos.
El petróleo, por los años de 1860 escasamente comenzaba a participar en la
producción mundial de energía. Hoy día, 12 años después del inicio del siglo XXI,
entre el petróleo y el gas se suministra alrededor del 60% del total de la energía
consumida en el mundo. Hacia el futuro estas fuentes necesariamente van a pasar
de moda, por su agotamiento. Igualmente, muchos elementos de competitividad con
otras fuentes de energía pueden dar origen al desplazamiento de estos energéticos
básicos de hoy. Los efectos de contaminación ambiental, serán seguramente otro
de los factores que influyan para que estos elementos, petróleo y gas, nuestros
hidrocarburos de hoy, en un plazo relativamente corto, seguramente dejen de ser
utilizados con la misma intensidad. Tenemos pues que utilizar estos recursos ahora,
en la mejor forma, y en el término más adecuado, para sacar de ellos el mejor
provecho. La industria del petróleo internacional involucra abundante riqueza y
poder. Pocas industrias de este tipo combinan un contraste dramático entre riesgo y
remuneración. Los países con fuentes de petróleo cuidadosamente guardan esta
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
riqueza. La fijación de impuestos petroleros es un aspecto vital de la industria.
Absolutamente una de las primeras cosas que un geólogo, ingeniero, minero,
abogado o economista encuentra en el sector internacional es la diversidad de
sistemas fiscales. Países únicos en su género están en el camino de estructurar sus
impuestos y buscando que las fuentes naturales reciban una atención especial. Los
gobiernos no tienen control sobre los regalos de la naturaleza, pero controlan los
impuestos. Muchos gobiernos son usualmente representados por una compañía
petrolera nacional o un Ministerio de minas o ambos, como el caso de nuestro país.
¿Existen elementos políticos de significación cuando se analiza el problema de la
distribución de los recursos energéticos y su relación con la economía mundial de la
energía? Vamos a responder que sí. En efecto, en el problema de la economía de la
energía, es decir en la descripción de las leyes que rigen la producción, la
distribución y el consumo de materiales energéticos a nivel planetario, existen
elementos políticos, es decir de decisión tomada por agentes de manera voluntaria,
que afectan la producción y la fijación de los precios. Tal afectación es cambiante,
pero con frecuencia esos elementos son capitales.
Sin duda la energía se ha transformado en una mercancía absolutamente vital para
la economía mundial. En general los sistemas energéticos nacionales para funcionar
deben recurrir al mercado mundial para aprovisionarse. El sistema de
aprovisionamiento es de una complejidad notable empezando por la diversidad de
formas que tiene la energía acumulada en la tierra por procesos naturales por las
caprichosas formaciones en las cuales se encuentra y las diversas concentraciones
en las cuales se ha depositado. No hay por qué pensar que la caprichosa naturaleza
iría a colocar los yacimientos cerca de los sitios de poblamiento humano, ni mucho
menos cerca o al interior de las grandes aglomeraciones industriales modernas. Para
aprovechar este conjunto de yacimientos se ha ido tejiendo una compleja red de
sistemas de extracción, transporte, procesamiento industrial y consumo. Las
organizaciones políticas y sociales de las naciones que ejercen la soberanía sobre
territorios en los cuales se encuentran los yacimientos son por lo demás bastante
diversas y con reglas sociales distintas. De este sistema (con elementos naturales,
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
históricos y sociales) depende una parte de la salud económica de las modernas
sociedades occidentales y recientemente también orientales.
Ante tal complejidad, se han ido constituyendo además teorías y prácticas de acción
política internacional por parte de las expresiones políticas de las diversas naciones,
la política internacional, mediante las cuales se busca asegurar el aprovisionamiento
y sin duda una ‘gestión’ de los mencionados recursos energéticos. Términos como
‘seguridad energética’, ‘independencia energética’, se han ido volviendo normales,
en particular después de la década del setenta cuando se blandió el ‘arma del
petróleo’ por parte de un grupo de países propietarios de reservas de crudo, en
medio de una coyuntura peculiar de la economía: tendencia a un consumo
desaforado de energías fósiles (en particular petróleo), para alimentar el crecimiento
económico de comienzos de la década del setenta.
Incluso se han ido constituyendo verdaderos ‘paradigmas’ teóricos de políticas
públicas sobre el asunto: desde búsqueda de la ‘independencia nacional’ en
abastecimiento, hasta la ‘seguridad’ del mercado mundial. Las palabras de Carter,
en medio de la crisis de los rehenes en la embajada norteamericana en Teherán
en 1979, son doctrina actual del Imperio:
“…dejamos nuestra postura absolutamente clara: Cualquier intento de
alguna potencia extranjera por obtener el control de la región del Golfo
Pérsico se considerará como un asalto de los intereses vitales de Estados
Unidos de Norteamérica y tal asalto se repelerá del modo que creamos
necesario incluyendo la fuerza militar”.
Pero no solo es un asunto de elaboraciones teóricas y de política; instituciones
internacionales se han establecido para participar en el conjunto de decisiones
políticas que afectan el mercado mundial de la energía; de hecho la Agencia
Internacional de la Energía (AIE), se instauró en 1974 en el seno de la OCED
(Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico, conformada por los
32 países más ricos del mundo, fundada en 1960), como respuesta institucional por
parte de los grandes consumidores mundiales de energía primaria, ante la evidente
fortaleza de la OPEP, organización también internacional creada como institución
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
política internacional del principal grupo de países propietarios de reservas, para
adoptar políticas con efectos sobre el sistema de precios del petróleo. El resultado
evidente en la década del setenta para el grupo de propietarios fue un incremento en
sus ingresos.
Se puede afirmar que una parte también importante de la caída de precios a partir de
1986, obedeció al éxito de políticas coordinadas para mejorar la eficiencia del
consumo, eficiencia en los procesos productivos y el establecimiento de inventarios,
impulsados en parte por la institución de respuesta creada en 1974 como se indicó
anteriormente. De manera general se puede afirmar que la eficiencia energética
aumentó en un 25% hasta la mitad de la década del ochenta. Es decir, la misma
producción de producto con el 75% de la energía primaria; en otras palabras un
aumento del 25% en la producción en 1990 se podría hacer con la misma energía
consumida en 1973, por ejemplo.
Como se indicó anteriormente, la base material para el éxito de la OPEP como
institución actuante en el mercado se explica porque, de hecho, en el pasado siglo
se habían producido incrementos notables en el consumo energético y
particularmente de petróleo y carbón. De una manera simple, sin tasas de
crecimiento, en términos absolutos: los 20 millardos de toneladas (140 millardos de
barriles) de producción acumulada en 1962, se transforman en casi 60 millardos
acumulados en 1980. En otras palabras, en 18 años —cuando el precio del crudo iba
a llegar a un precio récord, los US$ 36/b, desde algo más de un dólar—, la economía
mundial consumió dos veces más que en los 60 primeros años del siglo. Ahora, ya
para el siglo XXI, la cifra deja ver la naturaleza exponencial del consumo acumulado:
en los últimos cuarenta años del pasado siglo, el gasto irreversible del inventario de
crudo fue cinco veces el gasto del planeta en los primeros sesenta años.
El consumo energético anual se multiplicó por casi nueve en todo el siglo pasado;
pero visto el curso de la segunda mitad del mismo, es notable que en los veintitrés
años entre 1950 y 1973 el gasto de energía anual se multiplicó por tres (pasa de
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
unas 2.000 millones toneladas equivalentes de petróleo -Mtep- a 6.000 Mtep) y en
los siguientes veintisiete años, hasta 2000, el consumo supera los 8.000 Mtep, es
decir, un 25% de incremento.
En sólo petróleo las cifras de producción tienen el mismo sentido; de una producción
de 10.8 millones de barriles diarios (Mbd) en 1950, se pasa a 88 Mbd en 2010. En el
2025, se estima que superará los 120 Mbd si se mantienen las tasas de crecimiento
del 3% como estima Shell. Tan es así que las grandes multinacionales del petróleo
se están tornando en ‘energéticas’ y ya posicionan sus grandes divisiones de
energías renovables. Es claro pues que hay importantes asuntos de política y de
economía internacional asociados a la distribución geográfica y al consumo
planetario de los combustibles líquidos, gaseosos y sólidos.
1.4. RESERVAS PROBADAS MUNDIALES DE PETRÓLEO CONVENCIONAL
REGIONES RESERVAS (Gbbl)1
2007 2008 2009 2010 2011 20122
MEDIO ORIENTE 656.6 652.6 648.8 646.9 646.3 650.6
MAR DEL NORTE 50.9 49.4 48.9 48.2 47.7 47.4
NORTE AMÉRICA 32.0 31.8 30.0 28.8 28.0 27.3
AMÉRICA LATINA 121.1 119.7 123.8 125.0 127.1 362.1
ÁFRICA 59.9 60.5 61.9 62.0 62.2 61.5
EUROPA (Sin Caspio) 14.5 14.0 13.3 12.6 11.6 11.1
LEJANO ORIENTE 50.2 49.1 48.6 48.0 47.4 47.0
TOTAL 985.2 977.1 975.3 971.5 970.3 1207
VARIACIÓN ANUAL % -0.2 -0.8 -0.1 -0.4 -0.1 4.8
COLOMBIA 1.58 1.40 1.65 1.80 2.12 2.2
Tabla 1. Reservas Probadas Mundiales de Petróleo Convencional
1 Gbbl: Giga barriles (Miles de Millones) 2 Reservas remanentes mundiales a diciembre de 2012
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
En términos del cociente de esas reservas sobre la producción anual, podemos decir
que el mundo tiene una relación reservas/producción de sólo 40 años.
REGIONES PETRÓLEO3 (Años)
MEDIO ORIENTE 87
Europa Oriental y Comunidades de Estados Independientes (sin Mar Caspio)
14
NORTE AMÉRICA 5
AMÉRICA LATINA 149
ÁFRICA 20
EUROPA OCCIDENTAL 4
LEJANO ORIENTE 13
MUNDIAL 40
COLOMBIA 6
Tabla 2. Relación Reservas/Producción a nivel Mundial
El petróleo tiene sí una característica muy importante: está muy mal distribuido en el
mundo. En el Medio Oriente se encuentran más del 55% de estas reservas. Los
grandes consumidores, como Norteamérica, Europa o algunos países del Oriente
asiático, no son precisamente los que tienen las grandes reservas. Los Estados
Unidos, con un 3.7% del total de las reservas, consumen cerca del 28% de la
demanda diaria, Europa, con menos de un 2% del total de reservas, consume
diariamente el 20% de la demanda. La ex-Unión Soviética tiene aproximadamente
un 10% de las reservas y no hace mucho demandaba el 18% de la producción
diaria; hoy sus condiciones económicas y políticas han llevado a reducir su consumo
a un 8% del total mundial.
Latinoamérica, con un 32% del total de reservas, consume diariamente un 8% y es
así un exportador neto de energía en el panorama mundial. Del 32% de las reservas
de petróleo en Latinoamérica, el 25% lo tiene Venezuela con 265.000 millones de
barriles, el 3.5% lo tiene Brasil con 45.000 millones de barriles, y el 2.6% lo tiene
México con 36.000 millones de barriles. Es conveniente aclarar que las reservas de
petróleo y gas en el mundo son reservas estatales en un 95%. Es innegable que hay
un consenso universal de que el petróleo es un elemento estratégico y fundamental,
3 Relación reservas probadas y producción a diciembre de 2011
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18
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
y que los países tienen el pleno derecho a su dominio. Pero el sector privado ha
entrado a participar en su explotación, y es así como en la producción de crudo las
compañías privadas aportan cerca del 35% en la explotación de las reservas de
petróleo. Dada la in-equitativa ubicación de las reservas de petróleo y gas, se
originan inmensos flujos de petróleo a través del mundo, lógicamente saliendo de los
sitios de reserva a los lugares de mayor consumo.
1.5. ORGANIZACIÓN DE PAÍSES EXPORTADORES DE PETRÓLEO (OPEP)
Algunas de las causas que aceleraron la fundación de la OPEP fueron las
reducciones unilaterales de los precios del crudo en 1959 y 1960. La primera
reducción puso en estado de alerta a los países productores. Este problema fue
discutido en el seno del Primer Congreso Árabe de Petróleo, celebrado en el Cairo
en abril de 1959 al cual asistieron observadores de Venezuela e Irán. En agosto de
1960, las compañías transnacionales redujeron nuevamente los precios del crudo, lo
cual provocó una reacción inmediata. El 14 de septiembre de 1960, por invitación
del gobierno de Irak, se reunieron en Bagdad los representantes de Arabia Saudita,
Irán, Irak, Kuwait y Venezuela y constituyeron la Organización de Países
Exportadores de Petróleo (OPEP), a cuyos cinco miembros fundadores se
incorporaron Qatar en Diciembre de 1961, Libia en Diciembre de 1962, Indonesia en
Diciembre de 1962 (se retiró a finales de 2008), Emiratos Árabes Unidos en
noviembre de 1967, Argelia en Julio de 1969, Nigeria en Junio de 1971, Ecuador en
noviembre de 1973 (se retiró en 1993 y regresó nuevamente en Noviembre de
2007), Gabón en Junio de 1975 (se retiró en 1996) y Angola en Enero de 2007.
El principal objetivo de esta organización, como la de cualquier cartel, es la
coordinación y unificación de las políticas petroleras de los países miembros y la
determinación de los mejores medios para salvaguardar sus intereses, individual y
colectivamente. A lo largo de su existencia la OPEP ha atravesado por varios y
convulsionados períodos, siendo el más importante el comprendido entre octubre de
1973 y 1977, ya que este marca el fin de una era de energía barata y abundante.
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Por primera vez en la historia se fijan los precios del crudo por parte de los países
productores, cuando cinco países, en Kuwait, deciden aumentar el precio del barril
del petróleo en 70%. Esta primera alza marcó un cambio en la actitud de los
inversionistas de todo el mundo, ya que los países sin reservas propias de
combustibles (como en el caso de nuestro país) sufrieron enormes déficit en su
balanza de pagos. Las alzas continuaron hasta 1982, año en el cual empezó la
sobre producción y los gobiernos petroleros incrementaron su participación en el
precio en forma de regalías, impuestos, etc., en más de un 140%.
PAÍSES 2007 2008 2009 2010 2011 2012
ARABIA SAUDITA 257.5 254.0 251.5 248.1 255.7 264.7
IRÁN 92.9 91.8 90.7 89.6 88.5 87.3
IRAK 100.0 99.0 98.2 97.2 96.3 95.4
EMIRATOS-ÁRABES 98.1 97.0 96.1 95.8 94.1 93.1
VENEZUELA 65.0 64.1 63.2 62.3 63.5 264.8
NIGERIA 37.1 35.9 37.9 36.3 35.9 34.7
KUWAIT 94.5 93.0 92.0 91.0 90.0 89.0
ECUADOR 3.8 4.8 6.5 7.2
LIBIA 22.8 21.8 21.0 20.5 19.8 18.8
ARGELIA 9.2 8.7 8.2 7.8 7.2 6.8
ZONA NEUTRAL 5.0 4.6 4.0 3.0 3.0 2.8
QATAR 4.5 3.7 3.2 2.7 2.7 2.3
ANGOLA5 11.1 10.3 9.5 9.0 8.8
TOTAL4 782.1 784.7 780.1 768.6 772.2 975.7
VARIACIÓN ANUAL % 0.3 -0.6 -1.5 0.5 25
Tabla 3. Reservas-Probadas-Estimadas-para-2012.
Los países de la OPEP disponen de 975.700 millones de barriles, que representan el
87% de las reservas probadas mundiales de petróleo convencional, de los cuales
650.000 millones están en el Medio Oriente, originando el 55% de la oferta mundial.
Incluyendo las reservas de crudo no convencional extra-pesado, la Opep calcula en
1,46 billones de barriles las reservas totales del planeta en 2012, de los que los 12
socios del grupo petrolero acumulan el 81,3 por ciento. Ese porcentaje ha crecido el
79,6 por ciento desde 2009, principalmente gracias a la aportación venezolana, el
país del mundo en el que más han crecido las reservas probadas de “oro negro”.
4 Reservas reportadas como probadas recuperables con tecnología y precios presentes 5 Miembro de la OPEP desde Enero de 2007.
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
La OPEP desde principios de los años 80’s, se ha visto afectada por gravísimas
crisis internas, de las cuales sólo podrá salir a través de la concertación de sus
miembros, algo difícil si se tiene en cuenta que dos de sus principales miembros,
Irán e Irak, se enfrascaron en una absurda guerra que se prolongó por ocho años, y
luego se produjo la invasión a Kuwait por parte de Irak con las ya conocidas
consecuencias bélicas y políticas. Estos conflictos han evidenciado el enorme grado
de la concentración de la producción petrolera en el medio Oriente; la sola Arabia
Saudita ha contribuido desde 1974 con la tercera parte de los suministros de la
OPEP. Tal concentración y su localización, al efectuarse un cambio en la producción
de cualquiera de estos principales exportadores, afectan gravemente la oferta
mundial, y en especial los precios, de manera considerable, como bien lo
demostraron los conflictos antes mencionados.
PAÍSES AÑOS
ARABIA SAUDITA 80.0
IRÁN 50.6
IRAK 140.9
EMIRATOS ÁRABES UNIDOS 98.5
VENEZUELA 265.4
NIGERIA 13.9
KUWAIT 105.4
ECUADOR 38.3
LIBIA 30.8
ALGERIA 18.8
ZONA NEUTRAL *
QATAR 8.2
ANGOLA 12.6
PAÍSES OPEP 122.5
Tabla 4. Relación Reservas/Producción. Países OPEP
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1.6. EL PETRÓLEO EN AMÉRICA LATINA
Todas las tendencias apuntan a que la región se está convirtiendo en un
escenario muy activo. Países como Chile, Brasil y México han adquirido un papel
mayor en la economía mundial. Otros aspiran a seguirlos pronto, como Colombia.
Brasil reclama también una función de primer orden en la política mundial, aunque
lo hace entre sonoros desaciertos. Es claro que las circunstancias obligan a los
países y sus gobernantes a madurar en materia de política exterior. Habrá muchas
lecciones para aprender, pero tal vez la más importante sea esta: las relaciones
entre países se desarrollan en múltiples niveles y por diversos canales. Al lado de
las relaciones puramente políticas transcurren flujos de intercambio comercial,
cultural, humano, académico, y de otras clases sin dejar de lado su influencia en el
desarrollo del sector energético específicamente las inversiones Petroleras. Es
crucial impedir que las crisis políticas interrumpan o perturben dichas inversiones y
el desarrollo del sector energético. Latinoamérica está pasando por una
revolución, la integración, la cual afectará completamente la estructura e influencia
de la región durante los próximos años.
La región ha experimentado un aceptable desarrollo de su potencialidad en la
producción de petróleo y gas, aunque lógicamente es una incógnita pensar el nivel
de crecimiento que podría haberse alcanzado en otro contexto político y
económico. Ante esto, y en momentos en los cuales las reservas hidrocarburíferas
y la producción petrolera y gasífera convencional descienden en todo el planeta,
resulta vital que la economía latinoamericana logre un consenso energético.
Dentro un contrato en el Upstream petróleo/gas se expresan negociaciones y
acuerdos entre el Estado y los operadores (públicos y/o privados), en torno al
manejo de un recurso natural (generalmente no renovable) que son de propiedad
de la Nación. Generalmente estos contratos contienen todo el detalle sobre los
derechos, deberes y obligaciones entre el Estado y los operadores del campo. La
celebración de éstos se realiza a través de alguna representación pública.
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Usualmente son refrendados por el Congreso y cuando sólo son aprobados por el
Poder Ejecutivo, el Congreso se limita a aprobar un “modelo” de contrato.
Colombia y su estabilidad política, legal, normativa y contractual hacen que
incremente su atractivo y su potencial para inversiones de alto riesgo como las del
sector Petrolero. Colombia ha presentado un gran cambio e incremento en el
desarrollo de actividades exploratorias, además del mejoramiento de los términos
fiscales y la seguridad democrática de gobiernos anteriores, todo esto ha hecho
que se presente un gran flujo de capital de inversión en el sector de los
Hidrocarburos.
Las naciones de América Latina, excepto México, Venezuela, Ecuador, Perú,
Colombia y ahora Brasil, dependen en alto grado del suministro de petróleo y de gas
para satisfacer sus necesidades energéticas. El fenómeno ya se daba en 1950, pero
entre ese año y los comienzos de este siglo se agudizó fuertemente esta condición.
Parece que esta dependencia continuará siendo, en el corto plazo, el rasgo definitivo
de la economía energética de América Latina, porque no es alcanzable ninguna
fuente alterna que suministre energía a gran escala, ni lo será en la actualidad, si
tenemos en cuenta que un sistema económico y social fundado sobre la base del
consumo del petróleo y gas no puede adaptarse en breves plazos al consumo de
otras fuentes de energía. Por ejemplo, muy pocos países del continente han entrado
al exclusivo club de consumidores de energía nuclear o energía solar en forma
intensiva. Los menos afectados por este hecho serán aquellos países que
produzcan, por lo menos, el petróleo y el gas que consumen.
La balanza petrolera de América Latina generalmente presenta un superávit sólo por
el hecho de que Venezuela y México, efectúan la mayoría de las exportaciones.
Para los demás países del continente, con la excepción de Colombia, Perú, Ecuador
y últimamente Brasil, la situación no es alentadora, pues deben importar inmensos
volúmenes de crudo para sostener precariamente sus economías.
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
El análisis, fruto de la investigación realizada por innumerables organizaciones
internacionales, considera que América Latina por el momento es la región más
estable y más atractiva del mundo pese a los problemas políticos, sociales y
económicos que faltan por resolver.
América Latina, está ricamente dotada de recursos naturales, un gran potencial de
energías exportables de petróleo, gas y carbón, un mercado alrededor de 400
millones de consumidores, una producción actual exportable de petróleo; una
tradición comercial cuasi-capitalista; una infraestructura educacional para absorber
nuevas tecnologías; una adecuada infraestructura de telecomunicaciones, y una
estabilidad político-económica en proceso de consolidación. Las seis compañías no
estatales más grandes del mundo en la Industria Petrolera (Exxon, BP, Amoco,
Chevron, Shell y OXY), concuerdan en que América Latina es la región del globo
donde existen las mayores reservas inexploradas de crudo. Por estas razones y
hechos, hay que aprovechar la oportunidad que tiene América Latina, ya que puede
ser solamente de corto plazo; o que solamente perdure mientras no se presenten en
el corto y mediano plazo las oportunidades en otras regiones, con mayores
potenciales, mayores mercados y recursos energéticos como ya ocurrió en Rusia y
en las otras Repúblicas de la antigua URSS, hoy Estados Independientes, después
de la perestroika. Esa región puede ser China, el nuevo gigante de Asia.
Por otra parte, dicen que todos los países de la zona ya tienen sistemas políticos
democráticos estables y se están orientando hacia la liberación de los mercados
abandonando las antiguas posiciones de monopolio, y que existen marcos legales
transparentes y confiables. Además, mencionan que aunque el crecimiento
económico no está aumentando en forma constante, que el potencial de crecimiento
a largo plazo es muy grande, y concluyen como resultado final que América Latina
se ha vuelto competitiva a nivel mundial en lo concerniente a las compañías
petroleras y, dicen, que es la región en donde el negocio del petróleo es el más
importante y en donde el negocio energético tiene más futuro.
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Así, como Colombia hace parte de América Latina, estamos en la obligación de no
perder el cuarto de hora que nos brinda la historia para consolidar y desarrollar el
agresivo plan exploratorio que se inició con el nuevo contrato de la ANH, el cual
debe contribuir en el incremento de las reservas de petróleo y gas para el futuro
venidero de nuestro pueblo.
El alto precio del petróleo de los últimos seis años disparó la actividad petrolera en
la región. Sus más visibles manifestaciones son nuevos proyectos, mayores
inversiones, renegociación de términos contractuales, y un marcado interés en
aumentar las reservas y en fortalecer la refinación.
El año de desarrollo de los proyectos que nacieron con el incesante impulso de los
precios del crudo fue el 2008. Con la tendencia del crudo a estabilizarse sobre los
70 dólares, aunque con algunas caídas en los últimos meses, los países
latinoamericanos se abocan a dar mayor protagonismo a los hidrocarburos, en
algunos casos mediante las petroleras estatales (Petrobrás, Ecopetrol, Enap,
Petroecuador, PDVSA, etc.) y en otro caso con la incursión de players chinos e
indios o juniors canadienses.
A las dudas políticas de las compañías se sumarán otros factores, como la
constante campaña para subir los impuestos a las firmas que operan en estos
países y para reformar los contratos energéticos, sobre todo en Perú y Colombia,
que se suma a los cambios que hizo hace menos de 6 años Ecuador, Bolivia y
Venezuela, donde los esfuerzos nacionalizadores han sido más agresivos. El
sector privado no ha abandonado realmente Latinoamérica, pero no ha sido tan
agresivo en buscar nuevas oportunidades de inversión en la región. Mientras, el
creciente nacionalismo ha obligado a los consumidores a buscar en los mercados
internacionales la respuesta a sus necesidades energéticas.
Estado actual del tema en Brasil, Argentina, Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador,
Perú y Venezuela se detalla a continuación:
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Brasil
Un informe de la Conferencia de la ONU para el comercio y el desarrollo (Unctad)
dio a conocer que en Suramérica la inversión extranjera directa (IED) llegó a
108.000 millones de dólares durante el 2011. La mayoría de estas inversiones
fueron realizadas por multinacionales asiáticas, principalmente de China e India,
dedicadas a la extracción de petróleo y gas.
Brasil recibió 59.500 millones de dólares, de los cuales 18.000 millones fueron
para la extracción de petróleo, donde solo la petrolera hispano-argentina Repsol-
YPF invirtió 14.000 millones. Por el lado de la empresa estatal Petrobrás, la
inversión fue de 72.000 millones de dólares el año anterior, y para el 2012 se
acaba de ajustar el presupuesto de inversión en 98.000 millones de dólares.
José Sergio Gabrielli de Azevedo, presidente de Petrobrás, habló el pasado 4 de
agosto de 2011 en el marco del Foro de Inversión Brasil – Colombia en Bogotá,
sobre la continuidad de la demanda de producción de petróleo en América Latina y
el mundo: “Tenemos la perspectiva del crecimiento del mercado y de producción,
cambiando la posición geopolítica de América Latina. Nuestra presencia debe
crecer en distribución, no solo en exploración”, concluyó el empresario. La estatal
petrolera brasileña Petrobrás fijó su plan de inversiones para 2011-2015 en
224.700 millones de dólares. "El plan de negocios prevé la aplicación del 95% de
las inversiones en las actividades desarrolladas en Brasil y del 5% en las
actividades en el extranjero, contemplando un total de 688 proyectos", precisó.
El plan de negocios mantiene la meta de producción de petróleo y gas para 2012
en 2,3 millones de barriles de crudo por día (32% es crudo pesado) y 434.000
barriles equivalentes de gas nacional, más importaciones de 180.000 barriles
equivalentes desde Bolivia por Gasbol y 125.000 barriles equivalentes de gas
natural licuado (GNL). En el exterior, la producción se mantiene en 237.000
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26
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
barriles diarios. Petrobrás calcula así mismo un aumento en la producción para
2015 de hasta 3,07 millones de barriles diarios y de 4,91 millones para 2020.
El Estado brasileño que recibirá la mayor parte de las inversiones será Río de
Janeiro, donde según especialistas se invertirán cerca de 85% de los recursos
previstos para la exploración y producción de petróleo. Río de Janeiro albergará,
además, un nuevo polo petroquímico en la localidad de Itaboraí.
La cuarta petrolera del mundo, la estadounidense Chevron, pretende invertir en
Brasil unos US$3.000 millones y producir cerca de 110.000 barriles diarios de
petróleo hasta 2015. Otra petrolera estadounidense, Devon, tiene a Brasil como
uno de los destinos prioritarios de sus inversiones fuera de Estados Unidos. Devon
Energy, dueña de un campo petrolero en la Cuenca de Campos, en Río de
Janeiro, instaló una plataforma de perforación de pozos que produce 50.000
barriles de petróleo por día desde el 2008.
Por su parte, empresarios y ejecutivos del sector prevén inversiones semejantes a
las estimadas por el BNDES. Según datos del Instituto Brasileño de Petróleo (IBP)
y de la Organización Nacional de las Industrias del Petróleo (Onip), entre 2007 y
2012 el volumen de inversiones en el país llegó a US$170.000 millones. Las
inversiones extranjeras en el sector petrolero nacional comenzaron a crecer a
partir de 1998, cuando se puso fin al monopolio estatal.
Esto es consecuencia de la nueva etapa para la industria petrolera brasileña con
el descubrimiento de crudo liviano costa afuera, que abre grandes perspectivas
para un mayor desarrollo de las actividades de exploración y producción en ese
país y la posibilidad del surgimiento de una nueva frontera exploratoria, que
ampliará la longevidad de la autosuficiencia de Brasil en la producción de petróleo.
Petrobras venció las barreras tecnológicas para llegar a esa nueva frontera
geológica marcando un récord. El proyecto, localizado en la Cuenca de Santos,
empezó a operar en 2010.
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Venezuela
Las inversiones en Venezuela se incrementaron a finales de 2010 después que el
gobierno de Chávez anunciara que tomará participaciones mayoritarias en cuatro
proyectos mejoradores de crudo pesado en la Faja del Orinoco, con un valor
estimado en US$33.000 millones. Para esto planea construir un mejorador de
petróleo con capacidad para convertir 800.000 barriles por día de crudo
extrapesado de la faja en convencional, que debería haber finalizado a finales de
2012.
Parte del crudo mejorado de este complejo se suministrará a una refinería de
200.000 bpd que PDVSA planea construir en Brasil, conjuntamente con Petrobrás,
mientras que la producción restante irá a otros mercados extranjeros. Petrobrás
explota un gigantesco yacimiento en la faja, en el campo Carabobo I, con reservas
comprobadas de 9.000 millones de barriles de crudo.
Desde la huelga petrolera de 2002 Venezuela ha venido perdiendo producción de
crudo, encontrándose en este momento en un promedió 2,37 millones de barriles
por día (bpd). En tanto, las exportaciones se ubicaron en 1,8 millones de bpd. Por
esta razón planea incrementar de forma masiva su producción de crudo
impulsando la extracción en la faja del Orinoco. Este país busca reducir sus
tradicionales lazos energéticos con Estados Unidos mediante nuevos mercados en
Asia y Latinoamérica. Para esto PDVSA estableció asociaciones con compañías
energéticas estatales de países como India, China, Brasil y Argentina para
certificar las reservas de 27 bloques de esta zona. Las empresas que han
participado desde 2010 fueron: la China National Petroleum Corporation-CNPC, la
española Repsol-YPF, la rusa Gazprom, la iraní Petropars, la brasileña Petrobrás,
la petrolera estatal malasia Petronas y la chilena Enap.
En el último boletín de la OPEP, Venezuela aparece como el primer país en
reservas de crudo con 297.000 millones de barriles, mientras que el Servicio
Geológico de Estados Unidos (USGS) ha cuantificado las reservas existentes en
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Venezuela, incluidas las de la faja, en unos 513.000 millones de barriles de crudo.
El ministerio de energía y petróleo puntualizó que la mayor parte de las nuevas
reservas provienen de la Faja Petrolífera del Orinoco, aunque las áreas
tradicionales de explotación y las de costa afuera también contribuyeron al
incremento. Con el Proyecto Magna Reserva, las petroleras asociadas a la faja de
Orinoco, distribuidas en los 27 bloques, han incrementado las reservas en el
último año en 87.000 millones de barriles. Hasta el año pasado Venezuela ocupó
un importante papel como productor de petróleo, donde la longevidad y el tamaño
de sus reservas eran de las mayores del mundo con 64.700 millones de barriles,
sin incluir la faja del Orinoco; pero Arabia Saudí con 264.700 e Irak con 95.500
mantenían la supremacía. Motivado por estos hallazgos, el presidente Hugo
Chávez pidió a la OPEP elevar la cuota de producción de crudo asignada a
Venezuela por encima de los 3 millones de barriles diarios, con el fin de adaptarlas
al nuevo nivel de reservas de la multimillonaria Faja Petrolífera del Orinoco.
En orden de importancia, las cuencas petrolíferas venezolanas son: Lago de
Maracaibo, Venezuela Oriental, Barinas y Falcón. Existen además dos cuencas
sedimentarias conocidas como Golfo de Venezuela y Cariaco, así como
numerosos prospectos situados en el margen continental. Es decir, en Venezuela
hay petróleo por todas partes, un caso único en América del Sur. Sin embargo,
expertos y consultores internacionales tienen dudas sobre el desarrollo de la Faja
del Orinoco, de no producirse cambios en la política petrolera, que califican de
errónea: “Lo que tendremos en el futuro serán ‘parques temáticos’, porque se
perderá el tren de las oportunidades energéticas. Mientras Trinidad y Tobago,
Brasil, Colombia y otros países hacen los términos de las licencias más atractivos
para los inversionistas, en Venezuela, en la Faja del Orinoco y en las áreas costa
afuera, el gobierno hace lo imposible para evitar que esas áreas se desarrollen, al
pretender condiciones que ya no aplican en el mundo petrolero”.
Entre las razones por las cuales, no se verá un barril nuevo de la faja ni un pie
cúbico de gas natural nuevo, figuran las siguientes: PDVSA aspira a un mínimo de
participación de 60% del negocio; a regalías de 20% y 30%; a bonos
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multimillonarios en dólares; además, el socio tiene que aportar la inversión que le
corresponde a PDVSA y renunciar al pronto pago; PDVSA decide sobre los
recursos humanos que trabajarán en las nuevas sociedades; se obliga a la
formación de consorcios en el caso de la Faja del Orinoco; PDVSA decide sobre la
planificación de las actividades, sobre las operaciones, con quién contratar, dónde
mejorar los crudos, la comercialización, etc.; las empresas mixtas deben destinar
recursos para actividades agrícolas y ganaderas, y finalmente, en los desarrollos
de gas natural se contempla la obligación de atender el mercado interno a precios
subsidiados.
Aunque no es masiva la participación de nuevos inversionistas en la Faja del
Orinoco ni en la plataforma continental, Venezuela necesita en el largo plazo
desarrollar las reservas de su crudo más pesado y del gas natural no asociado,
dado que la abundancia no se mide en iguales proporciones cuando se trata de
condensados y crudo liviano y mediano.
El Ministerio de Energía y Petróleo señala que las reservas de crudo liviano y
mediano, por encima de 21 grados API (American Petroleum Institute), son de
24.036 millones de barriles, es decir, un poco más de 10% del total de las
reservas. De esa cantidad, menos de la mitad corresponde a crudos livianos.
El panorama se complica si se toma en cuenta que los esfuerzos exploratorios
para encontrar reservas adicionales de este tipo de crudo, a través de sísmica
bidimensional y tridimensional, se mantienen en los niveles de 2005, insuficientes
para sumar nuevos barriles. En conclusión, las reservas de petróleo liviano y
mediano se agotan aceleradamente, así que encontrar nuevas reservas de ese
tipo de crudos es un asunto vital para el interés nacional. En el análisis hay que
incluir el efecto de la declinación natural de los yacimientos que en Venezuela es
de 25%, así que se requiere mucha inversión para mantener la producción.
Las estadísticas que registra el Ministerio de Energía y Petróleo revelan que del
total de pozos que existen en Venezuela, 18.555 están actualmente en
producción, mientras unos 15.000 están cerrados, pero en capacidad de producir.
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Así mismo, existen unos 12.000 pozos abandonados y alrededor de 1.500
esperando abandono. Aunque en este momento esos pozos cerrados y
abandonados no son prioridad para PDVSA, con inversión y tecnología pueden
levantar rápidamente la producción, pero a un mayor costo.
En cuanto a las reservas probadas de gas, éstas crecieron en Venezuela un 9,1
por ciento en el 2011 gracias a la incorporación de importantes yacimientos costa
afuera explorados por firmas extranjeras. Con 195,1 Terapies Cúbicos (TCF –
sigla en inglés), la nación sudamericana superó el año pasado a Nigeria y se sitúa
octava en la lista de países con mayores existencias de gas, que lidera Rusia con
unas reservas de 1.580 TCF, según el boletín estadístico de la petrolera británica
BP.
Bolivia
Bolivia ha reformado su Constitución nacionalizando y tomando el control estatal
sobre sus prolíficos campos de gas; compañías como la brasileña Petrobras y la
hispano-argentina Repsol YFP se mostraron reacias a asumir nuevos proyectos
de relevancia en el país andino.
La capacidad de producción de Bolivia está en torno a los 40 millones de metros
cúbicos por día y tiene contratos de venta por 37 millones de metros cúbicos
diarios, más 3 o 4 millones para el consumo interno, lo que da casi la capacidad
de producción. La estatal boliviana YPFB tiene contrato de 27 millones con
Argentina, pero va a necesitar más gas.
La abrupta nacionalización del gas decretada por el gobierno boliviano supuso un
duro golpe para la vecina Brasil, cuya economía depende fuertemente de los
recursos de Bolivia. Los dos países llevan adelante desde hace meses arduas
negociaciones sobre la propuesta boliviana de incrementar los precios del gas. El
primer escenario importante de Petrobras en Bolivia es la explotación y
producción, donde las autoridades llegaron a un acuerdo que permite la
rentabilidad adecuada frente a las regulaciones del Estado boliviano. Desde el
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punto de vista de las inversiones realizadas por la estatal brasileña en Bolivia, la
rentabilidad es la adecuada.
Petrobrás amplió el gasoducto Brasil-Bolivia para atender las necesidades del
mercado brasileño de gas en 2012. La estatal brasileña considera que las
inversiones futuras en Bolivia precisan ser analizadas por separado. Otro de los
temas pendientes para Petrobrás en Bolivia es el de las refinerías, que ese país
pretende nacionalizar en 51%, y que dependerá de dos elementos fundamentales:
el valor de indemnización de las refinerías y las condiciones de operación de las
mismas. Petrobrás quiere recibir el valor justo de sus activos.
Ecuador
Los objetivos desde el 2009 en Ecuador incluyen enfrentar la reestructuración de
Petroecuador, determinar una nueva ley para la empresa estatal, convocar a
nuevas licitaciones petroleras y continuar o no los concursos convocados (campos
marginales, repotenciación de la refinería de Esmeraldas, que permitirá aumentar
la producción de derivados y disminuir la importación de estos, y la construcción
de plantas de almacenamiento de gas en tierra). Sin embargo, el mayor reto será
el mantenimiento de la producción de los 175 mil barriles actuales en el caso de la
producción directa de Petroproducción, y de los 100 mil barriles en el caso de
bloque 15. En este dominio, 2010 y 2011 fueron los años de la estabilización de la
producción, que está en franca caída, para luego elevar la producción.
Ecuador, sexto productor petrolero del continente y miembro más pequeño de la
OPEP, produce 450 mil barriles de petróleo por día. Cerca del 40% de este
volumen es extraído por empresas extranjeras, como la hispano-argentina Repsol
YPF, la china Andes Petroleum y la brasileña Petrobrás. Del total, exportó 336.700
b/d. Pero el futuro de Ecuador en la extracción de petróleo se concentra en la
producción de reservas de semipesados y pesados. De los actuales remanentes
(por extraer) del país, 44% es menor de 20 grados API. Y el horizonte de
desarrollo y producción de los nuevos proyectos de hidrocarburos en los próximos
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20 años están en los campos Pungarayacu, Pañacocha e Ishpingo-Tambococha-
Tiputiní (ITT). A esto se sumarán los siete campos marginales en licitación.
Varias empresas petroleras han visto reducidas sus áreas de explotación en
Ecuador debido al establecimiento de zonas de reserva forestal. La mayor
reducción, de 47%, corresponde al bloque 17 operado por la compañía china
Andes Petroleum, cuya zona concesionada bajó de 119.817 a 56.312 hectáreas.
Otras compañías afectadas fueron Repsol YPF, Petrobras y Petroecuador.
Ecuador prevé un crecimiento de 5,2% en 2012 gracias a la inversión de 1.207
millones de dólares, en los próximos cuatro años, que comprometieron petroleras
extranjeras al renegociar sus contratos. En noviembre del año pasado, el gobierno
ecuatoriano logró acuerdos con: la estatal chilena ENAP, la hispano-argentina
Repsol-YPF, las chinas Andes Petroleum y PetroOriental, y la italiana ENI, que
firmaron un nuevo contrato bajo la modalidad de prestación de servicios en lugar
del de participación. Las cinco multinacionales representan el 86% de la
producción privada de crudo. Asimismo, el gobierno dio por terminados cinco
convenios, incluidos dos de la estatal brasileña Petrobrás. Con el nuevo pacto, el
Estado es dueño del crudo y el principal beneficiario de su comercialización al
recibir el 80% de la renta. Además, las empresas garantizaron las inversiones por
unos 1.207 millones de dólares, un 80% en mejoras en los campos en producción
y el restante en exploración. El gobierno espera que con el nuevo plan de
inversiones pública y privada la producción llegue a unos 600 000 barriles diarios
(b/d) de petróleo en 2014.
Perú
Perú vive tiempos prolíficos en cuanto a exploración petrolera. El desarrollo
comercial del Lote 67, en la cuenca de Marañón, que es operado por la
estadounidense Barrett Resources, permitirá a Perú convertirse en exportador
neto de petróleo a finales de este año. La producción peruana de petróleo
asciende a 150 mil barriles equivalentes por día (50% en gas natural) y la
demanda interna llega hasta los 180 mil barriles diarios; sin embargo, con la
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explotación del Lote 67 (Loreto, cerca de la frontera con Ecuador) producirá hasta
220 mil barriles de petróleo.
Para el desarrollo del Lote 67, la primera fase consistió en una extensa campaña
de adquisición de sísmica 3D con el fin de ubicar la locación más ventajosa para la
instalación de las plataformas de perforación. Con el fin de minimizar el impacto
ambiental en la selva, se podrán perforar hasta cinco pozos, uno vertical y cuatro
direccionales, desde cada plataforma de perforación.
La construcción de un oleoducto de 16 pulgadas hacia el Lote 67, permitió
aprovechar las reservas halladas el año 2006 por Repsol YPF en el Lote 39. Así
mismo, abre la posibilidad de que yacimientos ecuatorianos como Ishpingo-
Tambococha-Tiputiní (ITT), ubicado cerca de la frontera con Perú, aprovechen
esta infraestructura para sacar petróleo, también pesado, a la costa del Pacífico.
Barrett Resources explorará y explotará con Perú-Petro en el Lote 125, entre los
departamentos de San Martín y Amazonas en la selva norte, con una inversión
estimada de US$45 millones. Además, la empresa peruana también suscribió un
segundo contrato por el Lote 116, ubicado entre los departamentos de Loreto y
Amazonas, con la empresa Hocol Perú donde se estima una inversión de US432
millones. Un tercer contrato fue suscrito con la canadiense Gran Tierra Energy por
el Lote 128, que se encuentra en Loreto, con una inversión estimada de US$33
millones.
Además, la petrolera estatal colombiana Ecopetrol ha invertido más de US$35
millones desde el 2007 para buscar crudo en Perú, en sociedad con una empresa
que ya opera esa zona. Desde hace meses Ecopetrol evalúa las posibilidades de
un lote, ubicado en la cuenca del Marañón, muy cercano a la frontera con
Colombia; la petrolera colombiana invertió US$15 millones el año anterior.
Por su parte, la argentina Pluspetrol ha invertido desde 2007 entre US$190 y
US$200 millones en la selva norte de Perú, principalmente en un plan ambiental
luego que nativos de la zona bloquearon en octubre por casi dos semanas sus
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pozos petroleros. Las empresas petroleras que ya operan en Perú han invertido
US$5.300 millones en los últimos cinco años en actividades de exploración y
explotación de hidrocarburos.
Se proyectan inversiones por un mínimo de US$700 millones y un máximo de
US$1.500 millones para este 2011, y por US$9.000 millones en los próximos siete
años. Las inversiones se realizarán en el marco de la fase exploratoria de los 14
lotes adjudicados a finales del año anterior para la exploración de hidrocarburos.
Con la adjudicación de estas áreas, Perú supera los 100 contratos vigentes, de los
cuales 89 serán para exploración, aumentando así las posibilidades de más
descubrimientos de hidrocarburos en dicho país.
Con la llegada a la presidencia de Ollanta Humala, Perú impulsará las inversiones
en hidrocarburos con oficinas virtuales en sus embajadas para facilitar a los
inversionistas información sobre petróleo, donde los inversionistas en
hidrocarburos podrán además conversar en tiempo real con los técnicos en Lima.
El nuevo gobierno considera que Perú es un país semi-explorado en el campo
petrolero, que tiene un alto potencial petrolífero, pero no se encuentra mucho
petróleo todavía porque no se perfora lo suficiente.
Argentina
Los principales yacimientos petroleros de Argentina están maduros y es necesario
invertir fuertes sumas de dinero para ampliar la producción. Se invirtieron
US$4.600 millones durante el período 2007/2010 en exploración y producción. Las
inversiones vinieron acompañadas de una ley –aprobada por el Congreso
argentino a finales del año 2006–, que premia a las empresas que exploren
nuevas reservas de petróleo y gas, con una batería de incentivos que durarán de
10 a 15 años, e incluye la devolución anticipada del Impuesto al Valor Agregado
(IVA), extensión de varios tributos e importación de maquinaria libre de impuestos.
La hispano-argentina Repsol YPF, (51% expropiada recientemente por el Estado)
con casi 40% de producción de crudo y 30% de gas, explora en Mendoza
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(US$910 millones), Neuquén (US$1.400 millones), Chubut (US$600 millones) y
Santa Cruz (US$1.100 millones). El objetivo del plan es incorporar mayores
reservas y aumentar la producción de hidrocarburos en la región. Este incremento
se haría efectivo a partir de la reinterpretación de cuencas y la incorporación de
nuevas áreas de exploración en frontera, tanto en costas como en aguas
profundas. Uno de los objetivos de Repsol YPF es incrementar el recobro de las
inversiones en recuperaciones secundarias, para aumentar las reservas
recuperables de petróleo.
Con una inversión global de US$2.500 millones para el próximo lustro, la brasileña
Petrobrás, Repsol YPF y la uruguaya Petrouruguay, asociada con Enarsa,
empezaron a explorar este año en el mar Argentino, en busca de reservas de
hidrocarburos. Las exploraciones “de alto riesgo” se realizan en la cuenca
Colorado Marina, ubicada a más de 200 kilómetros de las costas argentinas sobre
el Atlántico sur, una zona en la que el mar alcanza una profundidad máxima de
1.500 metros.
Otro participante en el mercado argentino es Enap Sipetrol, subsidiaria de la
estatal chilena que actualmente concentra sus actividades off shore con Repsol
YPF y en la exploración en tierra de dos yacimientos de petróleo en las cuencas
Austral y San Jorge. De los 9 millones de barriles que Sipetrol espera producir
este año, Argentina aportará cerca de 4 millones de barriles, representando cerca
de 30% de los ingresos de la filial internacional. No obstante, esta relevancia ha
ido decayendo en la medida en que en este país faltan los incentivos económicos
para volver a invertir en exploración.
Colombia
Colombia enfrenta una carrera contra el reloj para descubrir nuevas reservas de
petróleo que permitan alejar el riesgo de perder la autosuficiencia energética. Para
ello ha flexibilizado su régimen petrolero y aumentado la seguridad con el fin de
atraer a las empresas multinacionales.
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Ecopetrol, autorizada por el gobierno, vendió el 11,6% de sus acciones, dispuso
en los cuatro últimos años de inversiones por US$25.000 millones. De esa cifra,
US$16.300 millones fueron invertidos en infraestructura para producción,
transporte y recobro mejorado en campos maduros y de crudo pesado; US$7.200
en refinación y únicamente US$1500 millones para la búsqueda de nuevas
reservas de hidrocarburos. Para el año 2012 estimó una inversión de US$8.800
millones, que aún no se sabe si se invirtió.
La inversión ha logrado incrementar en 60% su producción directa durante los
últimos cuatro años, desde los 160.000 barriles por día, hasta 256.000 barriles por
día a mediados de 2012. El proyecto de crudos pesados de Ecopetrol, junto con el
desarrollo de Rubiales y Quifa, le apunta a que en el año 2012 la producción de
este tipo de petróleo ascienda a 500.000 barriles por día. Con ello, la meta era
alcanzar una producción total de un millón de barriles a finales de 2012, meta que
se cumplió.
La política de seguridad democrática implementada por el anterior gobierno tuvo
por objeto, la recuperación de la soberanía del conjunto del territorio que está en
disputa en muchas zonas del país con 20.000 guerrilleros y 15.000 paramilitares
aproximadamente. Un segundo propósito fue el garantizar el ejercicio de los
derechos y libertades democráticas. El presupuesto de seguridad de Colombia fue
incrementado de modo notable, habiéndose fortalecido e incrementado a las
fuerzas armadas a 180.000 efectivos. Por otro lado existen consideraciones
desfavorables respecto a los resultados de la lucha contra la droga, ya que según
últimos informes de organizaciones Internacionales han aumentado las zonas de
cultivo, se ha incrementado el consumo y el precio al consumidor no ha subido.
Para varios analistas internacionales, El conflicto colombiano estaría pasando de
guerra de liberación nacional a ser una guerra de drogas que se originó en el
contexto de la Guerra Fría, en un Estado que nunca tuvo el monopolio de la fuerza
pero que tiene una larga tradición de: violencia, cultura política autoritaria,
estructuras económica y política excluyentes y, por fortuna, solidez institucional.
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De igual manera se acepta que la política del ex presidente Uribe habría tenido
algunos resultados positivos, pero ha llevado a la intensificación del conflicto (más
de 6.000 combates). La lucha contra el narcotráfico, a pesar de los cuantiosos
recurso invertidos (sólo para el Plan Colombia EEUU dio 4.000 millones de
dólares) ofrece precarios resultados, pues tanto la extensión de cultivos como los
volúmenes de droga y su precio se mantienen estables. Las negativas
consecuencias que tiene el conflicto en la región andina: militarización de las
fronteras; impulso a la carrera armamentista regional; freno a la integración
económica y aporte a la inestabilidad política regional.
Colombia enfrenta la más compleja situación de seguridad interna en el Hemisferio
occidental. La interacción de un conjunto de amenazas, grupos insurgentes,
autodefensas ilegales, narcotráfico y crimen organizado, representa un reto de
proporciones incalculables para el Estado en Colombia. Está en juego la
supervivencia misma del orden democrático por lo cual es fundamental que la
sociedad colombiana no escatime recursos, esfuerzos y compromiso en la lucha
por recuperar la seguridad interna del país. La recuperación de la seguridad
interna tiene que emprenderse sin atentar contra la estabilidad macroeconómica
de Colombia. La salud de la economía constituye, en sí misma, un elemento y una
prioridad de la estrategia de seguridad nacional.
En Colombia, la “guerra” es un enfrentamiento entre un Estado legítimo y
fenómenos de subversión armada, terrorismo y acción de grupos de justicia
privada o autodefensas. Es la confrontación de la comunidad con unos
movimientos guerrilleros y de autodefensas que le han hecho un enorme daño a la
sociedad y a la economía colombianas, que no tienen legitimidad alguna y que
cada día cuentan con menos apoyo popular.
En la actualidad, la mayoría de países de la región, la mayoría de los Organismos
internacionales y la mayoría de los Inversionistas reconocen a Colombia y a su
política de seguridad democrática dramáticos avances en seguridad y en
mejoramiento de las condiciones para la inversión extranjera, fortalecimiento de la
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institucionalidad, gran estabilidad política, legislativa y democrática, y un
panorama bastante atractivo para la mayoría de empresas multinacionales
quienes están enfocando sus inversiones hacia este país. De hecho Colombia es
uno de los mercados más competitivos a nivel regional y es una de las
democracias más fuertes y estables de la región latinoamericana en estos
tiempos.
Colombia y su estabilidad política, legal, normativa y contractual hacen que
incremente su atractivo y su potencial para inversiones de alto riesgo como las del
sector Petrolero. Desde el nacimiento de la ANH en el 2003-2004 Colombia ha
presentado un gran cambio e incremento en el desarrollo de actividades
exploratorias, además del mejoramiento de los términos fiscales y la seguridad
democrática de gobiernos anteriores, todo esto ha hecho que se presente un gran
flujo de capital de inversión en el sector de los Hidrocarburos.
Quizá el desarrollo de los proyectos petroleros y el incremento de la producción de
los mismos no ha ido de la mano con el mejoramiento y la expansión de la
infraestructura de transporte (oleoductos, gasoductos), punto en el cual Ecopetrol
y ANH están enfocados actualmente. No ha habido grandes descubrimientos
últimamente (21 años), sin embargo ha habido gran cantidad de pequeños
desarrollos petroleros que sumados están aportando a la producción nacional
considerablemente, otro punto relevante es el desarrollo de campos de crudos
Pesados que hasta hace varios años no se consideraban atractivos, como es el
caso de Rubiales, Castilla, Suria, Chichimene y Quifa, entre otros.
Entre las compañías de mayor relevancia en la industria petrolera Colombiana
tenemos: Ecopetrol, Pacific Rubiales, Occidental, Chevron, Talisman, Gran Tierra,
Petrominerales, Alange, C+C Energia, Lukoil (ha anunciado que se va en
diciembre próximo), Sinochem, Hocol, Cepsa, Total, entre otras.
La petrolera canadiense Pacific Rubiales aseguró que se alista para el
descubrimiento de un nuevo gran hallazgo de petróleo en los Llanos Orientales,
que tendrá el mismo tamaño del campo Rubiales, que a la fecha sustenta más del
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76 por ciento de su producción, que ya llegó a los 270.000 barriles por día.
El presidente de la compañía, Ronald Pantin, aseguró que el pasado 2 de agosto
se presentó a consideración del Consejo Directivo de la Agencia Nacional de
Hidrocarburos (ANH), una propuesta para cambiar el tipo de contrato del bloque
CPE-6, pasándolo de la categoría de evaluación técnica (TEA) al rango de
exploración y producción (E&P), lo cual permitirá iniciar en forma nuevas
perforaciones para extraer el hidrocarburo.
De acuerdo con el directivo, las expectativas de producción son bastante
favorables, al punto que se estima que el tamaño del campo será similar al de
Rubiales. "Fuimos a la zona norte y al sector sur y nos dio un área gigantesca.
Ahora comenzamos la parte del centro a perforar, porque el área es muy grande",
señaló.
El campo CPE-6 está ubicado a 80 kilómetros al suroeste de los campos Rubiales
y Quifa, también en el departamento del Meta, y se extiende sobre una zona de
750.000 hectáreas, en las cuales ya se han perforado seis pozos estratigráficos
que han arrojado resultados positivos en el último año. En este bloque el Estado
no tiene participación en la producción, mientras que Pacific Rubiales tiene una
participación del 50 por ciento, y la otra mitad está en manos de la firma Talisman,
a través de un contrato de concesión en donde el operador es Meta Petroleum,
filial de Pacific Rubiales.
Pacific Rubiales aspira a producir 500.000 barriles diarios (b/d) de crudo en
Colombia en el 2015, casi el doble de su actual producción, que es de 270.000
b/d, dijo Ronald Pantin. "No veo trabas a nuestro crecimiento. Hace cuatro años
producíamos 14.000 b/d, hoy estamos en 270.000 b/d y esperamos llegar a los
500.000 b/d en tres o cuatro años más", declaró Pantin en una conferencia de
empresas y centros de estudio de petróleo y gas del área andina.
"Tenemos un éxito del 83 por ciento en nuestras exploraciones petroleras. La
producción de nuestros pozos en el campo de Rubiales (Meta, Llanos Orientales)
está entre 1.500 b/d y 2.000 b/d cada uno.
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Colombia va a pasar a ser un gran productor petrolero", añadió el ejecutivo. Con
una producción de 900.000 b/d de crudo el pasado mes de mayo, Colombia se
ubica actualmente como el tercer productor petrolero de Suramérica, después de
Venezuela y Brasil.
Pacific Rubiales tiene hasta ahora en Colombia reservas netas de 316 millones de
barriles de petróleo. La compañía recibió permisos ambientales para continuar
perforaciones en los campos Quifa del sur y Quifa del norte (Meta), donde espera
llegar a una producción de 60.000 b/d a fines de este año.
Además, para este año, Pacific Rubiales planea la construcción de un terminal
marítimo en Cartagena, al que llegará un oleoducto desde Coveñas (Sucre).
Pacific Rubiales, asociada con la estatal Ecopetrol, forma parte de una decena de
petroleras extranjeras que comenzaron a explotar crudos y gas en Colombia en
los años recientes.
Chile
En Chile, el protagonismo lo sigue asumiendo la Empresa Nacional de Petróleo
(Enap), quien adelanta un ambicioso plan de negocios para el período 2007-2012,
con inversiones por US$4.500 millones en conjunto con socios privados. La
finalidad es mantener el liderazgo en el mercado chileno, alcanzando un
crecimiento sostenido de reservas y producción de petróleo y gas y ganar
sinergias mediante el desarrollo de alianzas.
Entre los principales proyectos en Chile figuró la terminal de regasificación de GNL
que la petrolera impulsó junto con Endesa y Metrogas en Quintero (V Región). En
2007 comenzó la construcción de la planta y a finales de 2008 estaba disponible el
GNL, antes de lo previsto inicialmente.
En el año 2008, el gobierno chileno, por medio del Ministerio de Minería y Energía
lanzó el proceso de licitación internacional, con el cual entregó a petroleras
extranjeras la exploración de gas y petróleo de 7 bloques identificados en
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Magallanes (XII Región). También informó sobre el nivel de reservas probadas y
probables del hidrocarburo en la Región de Magallanes. Hasta el momento, doce
empresas internacionales han suscrito Contratos Especiales de Operación
(CEOP) con el Estado chileno para la exploración de gas y petróleo.
Relaciones Colombo venezolanas.
Colombia y Venezuela en los últimos años no tuvieron una relación binacional muy
estable debido a muchos factores. El factor principal definitivamente es Chávez, su
mala relación con el ex presidente Uribe hizo que las relaciones entre los dos países
decayeran tanto que se vieron afectados casi todos los campos económicos en los
dos países, los cuales debido a su proximidad, siempre han sido dependientes el
uno del otro. Uno de esos aspectos, sin duda, de los más importantes para los dos
países es el gas.
El gas que utilizan en Venezuela es colombiano. ¿Por qué? Que un exportador de
hidrocarburos como Venezuela deba traer gas de Colombia se explica por la
escasez del fluido en su región noroeste y la disponibilidad del recurso en la zona
colombiana de Chuchupa, en la compartida península de la Guajira. Este contrato
establecido en el 2007 por el entonces presidente Álvaro Uribe y Chávez dictaminó
que el sentido del gasoducto se revertirá dentro de cuatro años y a partir de 2012
comenzará a llevar gas venezolano hacia Colombia y, desde allí, posiblemente con
rumbo norte a Panamá y América Central y, hacia el sur, en dirección a Ecuador.
Las exportaciones colombianas de gas natural a Venezuela, según el contrato,
fueron de 50 millones de pies cúbicos por día (mpcd) en el primer año, de 150
millones en los dos siguientes y de 100 millones en el cuarto año. Al término de ese
período se revertirá el sentido del gasoducto y Venezuela exportará a Colombia,
durante 16 años, un promedio de 150 millones de pies cúbicos por día. El contrato
establece que las exportaciones venezolanas a Colombia se harán a partir de 16
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mpcd al comienzo y se incrementarán en función de las necesidades del mercado
colombiano.
Aun cuando se veía que el proyecto estaba muy bien organizado, no se analizaron
algunos parámetros que harían que este contrato fuera difícil de cumplir; por
ejemplo, las innumerables “pataletas” de Chávez, las cuales provocaron una
disminución en el suministro de gas, ocasionándole a Venezuela un fuerte problema
energético debido a que el gas que recibe de Colombia es utilizado principalmente
para la generación de electricidad en las plantas Ramón Laguna y Rafael Urdaneta,
en el occidental estado Zulia, así como para la reinyección en pozos petroleros y la
operación de complejos petroquímicos.
Otro de los parámetros que no se estudiaron bien fue el clima, debido al fenómeno
del Niño que afectó a Colombia y Venezuela en el 2009, obligando desde enero de
ese año al país miembro de la OPEP a racionar el suministro eléctrico. El mal estado
de las plantas termoeléctricas que debían respaldar la generación cuando descendió
el nivel de los embalses a mediados del 2009 desató una crisis y llevó a frecuentes
apagones, racionamiento y medidas bastante estrictas de ahorro.
Los estudios sobre la garantía de suministro no fueron muy buenos y ahora que ya
casi vamos a cumplir la primera parte del contrato, la pregunta es, ¿quien asegura
que los contratiempos que ya se presentaron no se presentarán de nuevo?. Será
que esta vez será Colombia la afectada?. Es decir, ¿quien asegura que Chávez un
día no se levantará con el pie izquierdo y decidirá que no cumplirá el contrato con
Colombia? La verdad nadie puede asegurar eso, pues el bipolar de Chávez tiene un
carácter tan impredecible que de él se puede esperar cualquier cosa, pero nosotros
debemos estar preparados para cualquier decisión que tome, sin importar lo absurda
que pueda ser.
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Para saber el impacto que ocasionaría un incumplimiento en el contrato con
Venezuela debemos analizar la perspectiva en Colombia y después concluir sobre lo
que se podría esperar.
Bucaramanga desde principios de 2012 tiene garantizado gas por más de 15 años,
gracias al proyecto de construcción del gasoducto Gibraltar. Esta línea transporta 30
millones de pies cúbicos de gas al día, con los cuales se garantiza el abastecimiento
para más de 200.000 usuarios de este servicio en el área metropolitana (que
consumen 15 millones de pies cúbicos diarios) mientras que el restante es enviado al
interior del país, especialmente a Bogotá.
El gas que consumía Bucaramanga proveníe de los pozos de Ballenas, en la
Guajira, y Payoa en Sabana de Torres. Por lo que como conclusión, en esta ciudad,
sin importar si se importa o no gas, no se verá afectada, pues el gas que consumen
es y seguirá siendo por más de 15 años, gas colombiano.
Ahora, si analizamos Colombia, sin un solo hallazgo nuevo y sin contar con el gas
metano asociado a las minas de carbón, la oferta nacional y las importaciones de
gas provenientes de Venezuela, con las reservas actuales estarán en capacidad de
atender la demanda nacional en un escenario pesimista hasta el año 2014 y en un
escenario optimista hasta el año 2020. El país cuenta con buenas expectativas de
involucrar nuevas reservas resultantes de la intensa actividad exploratoria, pero para
que dichas expectativas se conviertan en realidad es fundamental incrementar de
manera importante la capacidad de transporte de gas en el país.
Juan Manuel Santos y Chávez a finales de 2010 reactivaron los proyectos de
integración energética relativos a producción y transporte de hidrocarburos. Estos
proyectos pretenden crear la interdependencia entre Ecopetrol y PDVSA, los cuales
consisten en: revertir el flujo del gasoducto Ballena-Maracaibo para transportar gas
desde Venezuela a Colombia, extendiéndolo hasta Panamá; construir un oleoducto
desde la faja del Orinoco hasta la costa pacífica en Colombia para exportar a China;
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dar participación a Ecopetrol en la exploración de la faja del Orinoco y en las
cuencas de Apure y Barinas.
Sin embargo, tenemos que preguntarnos: ¿Será posible que dos empresas
petroleras estatales con regímenes de contratación diferentes son capaces de
asociarse a largo plazo? ¿Será que Venezuela puede cumplir con el compromiso de
vender gas a Colombia con las necesidades que tiene de mantener la presión de los
yacimientos petroleros de crudo pesado mediante la inyección de gas y las
necesidades de generación termoeléctrica? ¿Convendría a Colombia depender de
futuros suministros venezolanos para cubrir un posible déficit entre su demanda y
producción interna? ¿La capacidad de transporte del gasoducto Ballenas-
Barrancabermeja será suficiente? ¿Cómo sería la actitud de Estados Unidos frente a
un oleoducto hacia el Pacífico, cuya realización involucraría a Colombia en la
competencia global chino-estadounidense por recursos naturales?
Para responder estas preguntas debemos entender los regímenes petroleros de
Venezuela y Colombia, los cuales son muy divergentes. Estos regímenes
constituyen un dispositivo institucional que articula los derechos de propiedad sobre
los recursos, los derechos de propiedad pública o privada sobre las empresas
productoras y el monopolio sobre la producción versus apertura a la competencia.
Por otro lado, Venezuela es un gran productor con enormes reservas, que tiene una
economía petrolera, mientras que Colombia es un productor-exportador mediano; el
sector petrolero es importante, pero no determinante en la economía colombiana.
Además, Chávez sometió a PDVSA a su control absoluto y restringió la inversión
extranjera en actividades primarias de participaciones minoritarias en empresas
mixtas controladas por la CPE venezolana, desmantelando la “apertura petrolera” de
los 90.
La “antigua” PDVSA se convirtió en “un Estado dentro del Estado” con poder político
propio. La CPE venezolana - que en los 80 ya se “internacionalizaba” adquiriendo
refinerías en EE.UU y Alemania - mantenía parte de sus ganancias fuera del alcance
del gobierno (despilfarrador), trasladando fondos a sus filiales en el exterior mediante
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precios de cesión interna. La apertura petrolera de los 90 estimuló la participación
privada bajo tres figuras contractuales: convenios operativos de servicio, convenios
de exploración a riesgo y ganancias compartidas, y contratos de asociación
estratégica entre PDVSA y CPIs para la extracción de crudos pesados/extra-
pesados en la faja del Orinoco.
Chávez, después de su investidura en 1999, adoptó un modelo petrolero estado-
céntrico, nacionalista. En 2003 y 2004 tomó a PDVSA bajo su control directo,
materializando su política petrolera a través de la compañía, y utilizándola como
instrumento de su política social y exterior. El ministro de Energía y Petróleo asumió
también la presidencia de PDVSA ejerciendo tres funciones en nombre del Estado:
único accionista de la CPE, gerente de la CPE, gerente de la industria de
hidrocarburos.
La “nueva” PDVSA, que arrancó en 2004, ha financiado las “misiones bolivarianas” y
otros programas públicos de desarrollo social-económico en educación, salud,
agricultura, alimentación, infraestructura, electricidad, vivienda a través de
subsidiarias y fondos específicos, facilitando una amplia redistribución de la renta
petrolera en beneficio de la población desfavorecida. La CPE venezolana dejó de ser
una empresa capitalista; más parecía una estatal de la era soviética, o un
departamento ministerial encargado de la extracción de hidrocarburos con toda la
incompetencia-ineficiencia-corrupción del caso.
Venezuela puso en vigencia la Ley Orgánica de Hidrocarburos desde 2002,
restringiendo la participación privada en nuevos proyectos de exploración y
producción de hidrocarburos, a través de empresas de economía mixta donde el
Estado (PDVSA) posee más del 50%. En 2006 otra ley terminó los convenios de
operación, aunque permitió a los antiguos operadores privados permanecer en los
proyectos como socios minoritarios de la Corporación Venezolana de Petróleo S.A -
CVP- (subsidiaria de PDVSA). En 2007, un decreto-ley hizo obligatoria la conversión
de los convenios de asociación estratégica y de los contratos de ganancias
compartidas en empresas de economía mixta controladas en el 60% por PDVSA.
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ExxonMobil y ConocoPhillips abandonaron sus operaciones en Venezuela,
recurriendo a arbitraje internacional, mientras que otras compañías internacionales
aceptaron la conversión para mantener su presencia en Venezuela y continuar
participando en licitaciones sobre áreas de la Faja del Orinoco, única zona permitida
para la inversión extranjera, donde compañías de “países amigos” - como Rusia,
China, Vietnam - recibieron acceso privilegiado sobre la base de acuerdos
intergubernamentales, pero han evidenciado carecer de la tecnología apropiada para
explotar los crudos extrapesados.
En Colombia, el gobierno Uribe en 2004 volvió a la concesión abolida en 1974,
sacrificando participación estatal en la renta petrolera y mejorando la seguridad, con
el fin de atraer inversión extranjera que reactivara la exploración y alejara el
fantasma de la importación de petróleo que se evidenciaba para el año 2005, pues el
interés de los inversionistas por Colombia se había disminuido desde la década de
los años 90 por la apertura inversionista en regiones petroleras más promisorias
como Venezuela, México, Medio Oriente y los antiguos países de la cortina de hierro.
Los contratos de asociación, introducidos desde 1974, exigían que los inversionistas
cubrieran el riesgo exploratorio, mientras que el Estado a través de Ecopetrol
ingresaba en la fase de desarrollo de los proyectos exitosos.
Además de la inseguridad (explosiones de oleoductos, extorsión, secuestros) que
reinaba en nuestro país, otra razón que llevó al desinterés por la inversión extranjera
durante esa década y el primer lustro de este siglo fue el continuo cambio del
sistema contractual a favor del Estado, subiendo el State Take en cada reforma,
desde el 60% al 80%. Esto fue considerado como una política petrolera “oportunista”:
el gobierno cambiaba los términos contractuales a su favor, cuando las condiciones
parecían propicias.
El gobierno Uribe copió el modelo Brasilero, creando una agencia reguladora,
responsable por la gestión de las reservas. La Agencia Nacional de Hidrocarburos -
ANH- otorga licencias de exploración mediante rondas de licitación, y vende datos
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sísmicos a las operadoras concursantes. Las normas establecidas por la ANH se
aplican por igual a todas las compañías, ya sean públicas o privadas, nacionales o
extranjeras.
Ecopetrol, por su parte, quedó liberada de su función reguladora y sujeta a las
mismas condiciones impositivas que las compañías privadas. En 2007, se privatizó
un 10% de sus acciones, para cotizar en la bolsa Colombia y el mercado-ADR de
Nueva York. La asociación con Ecopetrol dejó de ser obligatoria y la participación del
Estado en la renta petrolera (State Take) se redujo entre el 42% y el 55%.
En cuanto a energía, Colombia a diferencia de Venezuela cuenta con una riqueza
hídrica sin precedentes, y esto nos hace una potencia en energía hidráulica, es decir,
no dependemos del gas para la electricidad en nuestro país. Por lo que nuestro país,
si llegado el caso Venezuela no cumple su parte del trato, no quedaremos en crisis
energética, pero tendremos que trabajar duro para seguir generando energía
eléctrica a partir de nuestros ríos, y continuar explorando para encontrar más
reservas de gas que hagan a nuestro país autosuficiente en este energético.
1.7. LAS GUERRAS DEL PETRÓLEO
Para cualquier país del mundo, el pico petrolero deja la perspectiva de una
disminución del mismo en el futuro, directamente impactando en su independencia
energética. Esto subraya los temas siguientes: el acceso a los campos petrolíferos
de Oriente Medio y la construcción de oleoductos y de gasoductos, el transporte
petrolero.
El Control de Yacimientos
El petróleo es un dato ampliamente tomado en consideración por los estrategas
geopolíticos. En efecto, la dependencia de los países hacia este producto es tal
que una dificultad de aprovisionamiento (costo, disminución de la producción)
puede en sí justificar un conflicto. Por otra parte, una guerra que rompa el
aprovisionamiento de petróleo puede forzar la implicación de potencias
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extranjeras, que habrían quedado en un papel neutro en un primer momento. Por
otro lado, el aprovisionamiento de petróleo de los beligerantes está muchas veces
influido en la variedad de las armas, como sucedió durante ambas guerras
mundiales. Antes de analizar los conflictos, debe tenerse en cuenta los siguientes
hechos:
Las dificultades de transporte vinculadas al gas confinan este hidrocarburo
a consideraciones de geostrategias locales.
El aumento en el consumo de petróleo de China confirma la llegada del
último actor entre los participantes ya conocidos por El Gran Juego
reactivado sobre los conjuntos geográficos de Oriente Medio y Asia Central
dónde se encuentra el yacimiento de Bakú.
Los objetivos no se restringen únicamente a Oriente Medio, la península de
Bakassi que ha sido cedida por Nigeria a Camerún al final de un fallo por un
territorio disputado, es subrayada por la presencia de no menos de ocho
compañías petroleras que ha asegurado la prospección mar adentro.
El Control de Estrechos
La geoestrategia de estrechos por los cuales pasan los petroleros constituye el
segundo objetivo, el del transporte petrolero.
Fig. 1. El Estrecho de Ormuz : punto geostratégico de tensión entre Irán, Omán (península de Musandam) y Emiratos Árabes Unidos.
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El estrecho de Ormuz (Fig. 1) está a la vez en la zona de influencia de Irán como
en la de los países de la península árabe, para lo cual Estados Unidos delegó una
flota que fondeó sin interrupción en el Golfo Pérsico (la 5ª de la Armada). La
tensión es tan palpable que incluso los islotes que bordean el estrecho son objeto
de conflictos de integridad territorial.
Los suministros de Occidente dependen muy ampliamente del Canal de Suez; los
de América del Canal de Panamá.
Finalmente los de Japón y de China pasan por el Estrecho de Malaca, esa vía
marítima es aún poco segura, ya que estas aguas están entre las últimas del globo
donde se practica la piratería. Respondiendo a sus necesidades, China procuró (a
finales de 2006) un contrato con el gobierno de Tailandia para hacer pasar su
petróleo por vía terrestre y evitar el paso por el estrecho.
Por otro lado, este estrecho desemboca en el mar de China meridional, y un
conflicto territorial implicaría a seis vecinos para el acceso a los recursos naturales
(el petróleo forma parte de estos intereses).
La seguridad del suministro
La reseña histórica hasta los años 2000 corresponde a la primera mitad de la
curva de Hubbert (Fig. 2): El petróleo es fácil de extraer, es poco caro y parece
disponible de manera ilimitada (las alzas de precio del barril son un fenómeno
nuevo, que aparece sólo en la cumbre de la curva y después de 1970): es una
canasta financiera para todos los actores.
Anterior a los conflictos del petróleo, el gran juego fue una característica
estratégica de las luchas de influencias entre el Imperio ruso y el Imperio británico,
desde 1813 hasta el convenio anglo-ruso de 1907.
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Fig. 2. Curva de Hubbert consolidada en 2004: el pico es perceptible en 2001. (La curva no cubre ni a la OPEP ni a la CEI).
La zona de Asia Menor era entonces un vientre blando, todavía no destinado al
principio del siglo XIX a una metrópoli colonial. El imperio ruso, el poder
continental, procuraba tomar el control de un puerto de aguas calientes con el fin
de liberar a su flota; su paso se asociaba con la estrategia de control de los
estrechos. El imperio británico procuraba extender su joya, el subcontinente indio,
y proteger allí sus intereses. La carrera por la supremacía de estas grandes
naciones llamaba a un poder regional: Persia.
Para la zona geográfica concernida, este contexto da el decorado de los objetivos
petroleros que iban a comenzar inmediatamente. El descubrimiento de petróleo en
Irán en 1908, en Masjed Soleyman, llevó en la fundación de la compañía Anglo-
Persian Oil Company, que fue el comienzo de BP.
Desde los finales del siglo XIX, el petróleo fue identificado como un recurso
estratégico. La decisión del almirantazgo británico hacia 1910, de construir buques
que consumirían combustibles derivados del petróleo, en lugar de carbón fue un
momento importante: la nación más poderosa del mundo, con la flota más
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poderosa del mundo, tenía para esa época mucho carbón y ninguna gota de
petróleo. Esta decisión sentó la problemática europea para el resto del siglo.
Además, mientras que el gas formaba parte de las energías motores de la
Revolución industrial en el siglo XIX, el petróleo no era objeto de un empleo
generalizado hasta entonces.
Primera Guerra Mundial
Las ofensivas británicas y francesas de la Primera Guerra Mundial en Iraq y la
Campaña del Sinaí y Palestina pretendían ocupar territorios que se sospechaba,
eran ricos en petróleo. La intervención de Lawrence de Arabia, quien participó
como enlace británico en apoyo a la Rebelión Árabe de 1916 en contra del Imperio
otomano, ilustra el otorgamiento regional de la tutela otomana al Imperio Británico.
Terminada la Primera Guerra Mundial, los aliados decidieron repartirse territorios y
colonias que eran propiedad de las Potencias Centrales, siendo el más afectado al
final de la contienda, el Imperio Otomano, ya que con el reparto de su territorio,
dejó de existir como tal. Ese reparto territorial fue avalado por la Sociedad de
Naciones (por medio de mandatos), emanado del artículo 22 del Tratado de
Versalles. Pero es también cierto que existió un acuerdo secreto previo anterior al
final de la guerra sobre la repartición del Medio Oriente, entre Francia e Inglaterra.
La pacificación francesa de Siria le aseguró a Francia un suministro regular de
petróleo, así como los británicos tuvieron acceso al petróleo de Medio Oriente por
medio de los mandatos de Mesopotamia y Palestina.
Segunda Guerra Mundial
Después de la derrota francesa a manos del Tercer Reich, Siria fue defendida por
las tropas de Vichy contra las de Francia Libre, porque la Alemania Nazi
necesitaba su petróleo. Por su parte, Alemania lanzó una ofensiva contra la
URRS, ya que también deseaba apoderarse del petróleo de los yacimientos rusos
del Cáucaso en Bakú, y la constitución del Afrika Korps obedeció en parte a esta
lógica de conquista de los recursos. Los aliados bombardearon muchas veces
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instalaciones petroleras en Besarabia, la región de Rumania que poseía los
principales yacimientos de petróleo de las tierras ocupadas por el Eje. La falta de
carburante fue un elemento importante en la derrota de las tropas nazis, sobre
todo al fin de la guerra.
Esta situación de amenaza del Eje lleva en 1941 a una operación conjunta entre el
Ejército Rojo y el Ejército Británico para asegurar los campos petroleros de Irán:
es la Operación Countenance (en), que le confiere a la URSS el suministro de
petróleo vía el Corredor Persa (de Irán a Azerbaiyán) que le permite resistir a
Barbarroja
En 1941, el Imperio de Japón consideró que debía hacer la guerra contra Estados
Unidos a pesar de la desproporción de fuerzas, luego llevó una ofensiva hacia
Indonesia, porque necesitaba el petróleo que se encontraba allí (y qué nunca
controló). Es notable que por otra parte, una de las etapas importantes de la
escalada que acabó en la campaña del Océano Pacífico de 1937 a 1945 fue el
momento en que los Estados Unidos prohibió la exportación de petróleo hacia
Japón.
Período de Postguerra
En la Postguerra, Estados Unidos emerge como el líder del "mundo libre" y definió
cuales zonas del mundo debían formar parte de su zona de influencia; para
entonces los planes de guerra estaban listos:
Dentro de un marco de cooperación acordado entre Roosevelt en 1945 con Ibn
Saud, las grandes estadounidenses explotarían los vastos campos petroleros de
Arabia Saudita. Esta cooperación fue combinada con una protección militar; este
pacto duró sesenta años sin interrupción, reforzado por los presidentes y príncipes
sucesivos cada vez. Atestiguó ese vigor diplomático el logotipo de Aramco
(Arabian-American Oil Company) adoptado desde 1944, así como el cuartel militar
que pretendía estabilizar las regiones donde están situados los gigantescos
yacimientos de Ghawar y Burgan.
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El presidente Truman, al principio de su segundo mandato, presentó en un
discurso en enero de 1949 el credo del desarrollo para los países del mundo.
Estudiado por Alfred Mahan, el Oriente Medio formó parte de esas prioridades y se
celebró allí en los años 1950 el otorgamiento de las antiguas naciones coloniales
europeas de una tutela económica en apoyo a movimientos de descolonización, y
de cooperación económica. Las grandes compañías petroleras firman con petro-
monarquías contratos de explotación.
En 1953, ambos aliados británicos y estadounidenses llevaron una operación
conjunta, al pretender con la Operación Ajax, impedir la nacionalización de
intereses petroleros británicos en Irán; se podría interpretar este acontecimiento
como una bisagra después de la cual la hegemonía sobre la región cambia. Diez
años más tarde el nuevo Sha lanza una política de reformas nombrada la
Revolución Blanca, sobre la cual la interacción con la diplomacia americana es
perceptible.
La crisis del canal de Suez en 1956 manifestó la emergencia de una voluntad
política en el Oriente Medio, la dependencia de Europa y su debilidad política, y
consagró a ambos (Estados Unidos y Gran Bretaña) en plena cooperación como
los dueños del juego. En 1960, Irán, Irak, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela
formaron la Organización de Países Exportadores de Petróleo, con vistas de ganar
poder frente a las compañías petroleras, las Siete Hermanas.
A un lado , la Francia de De Gaulle explotó las redes Foccart para asegurar por la
vía Françafrique el acceso al petróleo del Golfo de Guinea para las compañías Elf-
Aquitaine y Total-Fina. Mientras que la descolonización de Marruecos y de Túnez
se celebró sin conflicto, la dureza de la guerra de Argelia es imputable en parte a
los intereses petroleros de la metrópoli colonial, ya que los yacimientos del Sáhara
acababan de ser descubiertos la década anterior. En 1962, Charles de Gaulle se
aseguró en el momento de la firma de los Acuerdos de Evian de que los intereses
franceses serían conservados, lo que incluía también la primacía industrial y
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comercial sobre los yacimientos del Sahara que le garantizaron la independencia
energética francesa.
El Cartel de las Siete Hermanas
Otra manera de percibir el período precedente, en lugar de razonar en término de
estados-naciones en competencia, hay que tomar el ángulo de las grandes
compañías petroleras que, del 1913 al 1959, formaron a un cartel. Otra vez, la
reputación hegemónica de tal acuerdo jugó probablemente mucho en los aspectos
de teorías de complot asociadas con tal tema, por ejemplo cuando se imagina que
un cartel era el amo sobre los gobiernos de los países donde se situaban los
yacimientos; no obstante la armonía organizada, y no tácita, entre estas grandes
compañías, fue un hecho comprobado, revelado por la fórmula introducida por un
hombre de negocios italiano llamado Enrico Mattei, que por conveniencia para la
compañía ENI, denunció la situación mantenida de oligopolio sobre el mercado
petrolero en 1957. La estructura de concentración de estas multinacionales, atada
a su integración vertical de los dominios de la industria petrolera, de la producción,
al refinado hasta la distribución, ya constituía una forma de dominación.
Tres de las Siete Hermanas son descendientes de las reestructuraciones
efectuadas en el marco de las leyes anti-monopolio de Estados Unidos en 1911,
después de un juicio de la Corte Suprema: la Standard Oil Company había sido
separada en sectores geográficos.
Podemos observar que la situación del mundo en la entrada del período a partir de
1913, estuvo vinculada muy ampliamente a los Imperios coloniales nacidos de
metrópolis europeas, mientras que el proceso de descolonización es terminado
plenamente en 1959; de modo que es difícil distinguir, si hubo abuso de poder, y si
vino de Estados o de multinacionales citadas más abajo.
Es posible, a la vista de esta primera globalización atada a la prospección
petrolera sobre todos los continentes del planeta, considerar que si bien la ley anti-
monopolio impidió la formación de un monopolio sobre territorio estadounidense,
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no pudo oponerse a la formación de oligopolios sobre el mercado internacional
(esa situación evolucionó sólo hacia el fin de los años 50's).
Sin embargo, en un mercado en plena expansión les permitió sentar provechos
considerables, lo que todavía hoy se designa bajo el nombre de renta petrolera.
No obstante, el petróleo que quedó fácil de extraer (petróleo convencional,
correspondiente a la primera mitad de la curva de Hubbert), sus precios quedaron
estables y baratos durante la época de las siete hermanas, aportando costumbres
atadas al estilo de vida de la civilización del automóvil observables sobre el
territorio norteamericano, por citar sólo a él.
Las Siete Hermanas son las siguientes compañías:
Standard Oil of New Jersey (Esso), que se fusionó con Mobil para formar
ExxonMobil.
Royal Dutch Shell (Anglo-holandesa)
Anglo-Persian Oil Company (APOC) (Británica). primero cambió su nombre
a la Anglo-Iranian Oil Company (AIOC), después a British Petroleum,
entonces a BP Amoco después de la fusión con Amoco (la cual fue
conocida como Standard Oil of Indiana). Ahora se le conoce por las iniciales
BP.
Standard Oil Co. of New York ("Socony"). Después se convirtió en Mobil,
que se fusionó con Exxon para formar ExxonMobil.
Standard Oil of California ("Socal"). Se convirtió en Chevron, entonces, con
la fusión con Texaco, ChevronTexaco. Dejaron de utilizar el sufijo 'Texaco',
regresando a Chevron.
Gulf Oil. En 1985 la mayor parte de Gulf se convirtió en Chevron, con partes
pequeñas convertidas en parte de BP y Cumberland Farms, la cual fue en
ese momento la fusión más grande en la historia mundial. Una red de
estaciones en la parte noreste de Estados Unidos aún lleva ese nombre.
Texaco. Fusionada con Chevron en 2001. La compañía resultante fue
conocida por algún tiempo como ChevronTexaco, pero en 2005 cambió su
nombre de nuevo a Chevron. Texaco permanece como una marca de
Chevron.
Al final de 2009, las compañías sobrevivientes son ExxonMobil, Chevron, Shell,
and BP, las cuales son miembros del grupo de las "Grandes".
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Las "Nuevas Siete Hermanas"
El 11 de marzo de 2007, el Financial Times identificó a las "Nuevas Siete
Hermanas": Las compañías petroleras paraestatales más influyentes fuera de la
OCDE, son:
Saudi Aramco (Arabia Saudita)
JSC Gazprom (Rusia)
CNPC (China)
NIOC (Irán)
PDVSA (Venezuela)
Petrobras (Brasil)
Petronas (Malasia) (El artículo del FT hace notar que Pemex de México fue excluida de tal lista).
La fundación de la OPEP, ratificada el 14 de septiembre de 1960, constituye la
reapropiación de las líneas de producción y decisión que se refieran al transporte
del petróleo, lo cual puso fin al monopolio de las Siete Hermanas. En respuesta a
fusiones y adquisiciones ulteriores, el nombramiento de estos actores evolucionó,
y su número disminuyó (efecto de concentración).
Conflictos por Petróleo después de 1973
La sobrevenida sucesiva de la primera y de la segunda crisis petrolera,
respectivamente en 1973 y 1979, llegaron en un contexto donde la producción
doméstica de petróleo en Estados Unidos alcanzó su pico petrolero, precisamente
en 1970 (hecho que, de paso, aportó de valor a la teoría de King Hubbert). Las
reservas estratégicas de petróleo son instauradas desde 1975. Los estrategas
están al tanto pues, de los nuevos objetivos representados por estas tensiones, lo
que induce una reorganización comprobada de las intervenciones
estadounidenses alrededor del planeta a partir del comienzo de los años 70's. Al
final de ambas crisis petroleras, la mayoría de los países de la OCDE instaurará
reservas estratégicas de petróleo; bajo diversas formas, ellas representan
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frecuentemente 3 meses de consumo de un país. En los Estados Unidos, país
siempre productor, esta noción es más vaga forzosamente; el presidente Bush
decidió en 2007 de hacerlo más formal.
La segunda crisis petrolera colocó bajo una gran tensión a las relaciones entre
Estados Unidos e Irán, que efectuó una revolución islámica a consecuencia del
viernes negro; mientras que la crisis de los rehenes terminó por cavar un foso
entre ambos países, haciendo referencia a la venta de armamento en esa época,
el escándalo Irán-Contras siempre figurará entre los escándalos de la presidencia
Reagan.
El "Contra-choque petrolero" de 1986, se explica en parte por la voluntad de
Estados Unidos y sus aliados de Medio Oriente de poner a la Unión soviética en
una posición de franca bancarrota: se libró una guerra económica y financiera
empleando petrodólares y la diplomacia saudí. Las exportaciones petroleras eran
vitales para la balanza de pagos soviética y para la diplomacia de Kremlin (la
garantía a los países satélites de un suministro de petróleo seguro, era uno de los
medios que tenía la URSS de tenerlos como cautivos políticos); los
estadounidenses lograron convencer a los gobiernos saudíes (que ya eran sus
aliados en la guerra en Afganistán), a los emiratos y al kuwaití en aumentar
fuertemente su producción, con el fin de hacer fracasar a los rusos.
El costo fue elevado para los países al principio de esta ofensiva económica.
Numerosos pequeños productores americanos quebraron, mientras que el flujo de
petrodivisas para los países del Golfo iba más despacio, causando una reducción
severa en su "modo de vida". Estos "efectos secundarios" fueron perfectamente
anticipados y aceptados por los gobiernos implicados, y esta política llevó sus
frutos. La URSS extrajo tanto petróleo como pudo, pero en 1988 en su principal
yacimiento, Samotlor, la producción cayó severamente, arrastrando la producción
del país. La principal fuente de divisas de la URSS disminuyó, al mismo tiempo
que las finanzas del país fueron socavadas de manera terrible (el conflicto afgano
y los grandes proyectos militares que se añadían a los gastos normales). Aunque
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fue descuidado por numerosos análisis, este factor fue uno de los más importantes
al hundimiento de la Unión soviética.
Un efecto colateral de esta guerra fue el hundimiento económico de Irak, en plena
guerra con su vecino; Saddam Hussein pidió que se pusiera fin a esta política,
pero los Estados Unidos se negaron por razones más importantes, e Irak debió
poner fin rápido a la guerra. Delante de la negativa de Occidente de ayudarle
económicamente, Irak invadió a Kuwait, después de haber advertido de eso
Estados Unidos.
La Guerra Irán-Irak de la década de los 80 fue en parte debida a la voluntad de
Irak de controlar los recursos fronterizos. Ambos beligerantes atacaron petroleros
en el Golfo, y la Armada de Estados Unidos debió intervenir, en el momento de la
Operación Mantis Religiosa. La invasión iraquí a Kuwait al comienzo de la década
de los 90's también fue el comienzo de una guerra en la cual los Estados Unidos
intervinieron para asegurar sus suministros. En esa ocasión, el presidente Bush
Padre proclamó la teoría geopolítica del Nuevo Orden Mundial en septiembre de
1989. Vencido, Irak fue sometido a duras sanciones económicas que fueron
atenuadas sólo por el "Programa Petróleo por Alimentos." Los Estados Unidos
después tuvieron una política de pre-posicionamiento.
Los conflictos sucesivos en Chechenia y la tensión en el Kurdistán, se inscriben
parcialmente en el contexto de la reanudación del Gran Juego precitado que
concierne al transporte de los hidrocarburos del Mar Caspio. Los grupos petroleros
rusos Rosneft y Lukoil tienen allí intereses, particularmente en el transporte del
petróleo por oleoductos.
1.8. NUEVO ORDEN MUNDIAL PETROLERO.
Después de la guerra del Golfo Pérsico las compañías petroleras occidentales y los
países productores (miembros y no miembros de la OPEP) han firmado una serie de
acuerdos, que antes hubieran sido imposibles. Venezuela, Libia y Argentina, que por
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largo tiempo estuvieron relativamente cerrados a los extranjeros ahora tienen
vínculos estrechos con las compañías multinacionales. Por sí sólo, el bajo precio del
petróleo de finales del siglo XX, no fue suficiente para llevar la OPEP hacia las firmas
occidentales. El acercamiento nació de un segundo impulso.
El final de la guerra del Golfo señaló la intensificación de una lucha dentro de la
OPEP. Esa lucha es la de cómo se repartirán los países con grandes reservas, el
mercado adicional del cartel, cuando estos sean llamados a proveer cada vez más el
petróleo del mundo. La participación de los productores en el nuevo mercado
dependerá de su capacidad de producción de petróleo. Los que tengan una gran
capacidad tenderán a buscar que las cuotas de la OPEP se cumplan. ¿Cómo
financiar todas las inversiones? Muchos países están produciendo la mayor
cantidad de petróleo posible. Cuando el precio se encontraba bajo, las sumas
requeridas para desarrollar los nuevos pozos, no fueron logradas tan sólo con el flujo
de caja.
Conseguir dinero prestado era y es muy difícil, pues muchos países ya soportan una
pesada carga de deuda. Adicionalmente, para desarrollar nuevos campos, que
serán menos accesibles que los actuales, se requerirá tener tecnología moderna. De
acuerdo con Robin West, presidente de la compañía Petroleum Finance, con sede
en Washington, “los hechos han llevado a un desarrollo de la racionalidad.
Occidente requiere los suministros de petróleo; los países productores necesitan la
tecnología, el capital, el conocimiento gerencial y los mercados de Occidente”.
La industria energética global deberá invertir un mínimo de 40 billones (millones de
millones) de dólares para satisfacer la esperada alza en un 50% del consumo de
energía para el año 2025, según el último informe presentado por el Consejo Mundial
de Energía (CME). El Secretario General del CME, Lan Lindsay pronosticó un
incremento del 60% en la demanda de petróleo para el año 2025. En materia de
petróleo, tenemos hoy día unas reservas mundiales conocidas del orden de un billón
de barriles (un millón de millones). El petróleo siempre ha sido un recurso
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importante para las economías de los diferentes países del mundo; su creciente
escasez sólo podrá exacerbar las tensiones conocidas en el siglo XX, y
particularmente en Oriente Medio, que en 2007 seguía poseyendo los más
grandes recursos petrolíferos mundiales. Es probable que el gas y el carbón
ocupen una parte importante del sitio dejado por el petróleo faltante. Los recursos
carboníferos están repartidos de manera más uniforme por el mundo; las naciones
que hagan una transición más rápida y sin caer en la trampa de utilizar petróleo
barato (por ahora), ganarán en independencia futura. Es el caso de China, ya que
produce cerca del 70% de la energía eléctrica que necesita quemando carbón,
procedente de las abundantes reservas que posee (China posee las terceras
reservas mundiales). Esto lleva aparejadas consecuencias ambientales, ya que
China es el segundo emisor mundial de dióxido de carbono.
Finalmente, los grandes actores de la industria petrolera se revelan listos para
comenzar el estudio la producción del petróleo más difícil de extraer: de aguas
profundas, zonas inexplotadas hasta entonces; una nueva "fiebre del oro negro” se
espera en el Ártico. Una de las hipótesis estratégicas que permiten comprender el
ataque a Irak por los Estados Unidos en 2003 concierne al aseguramiento de los
suministros de petróleo para el futuro. Irak tiene en su suelo las segundas
reservas más grandes de petróleo del mundo, que por además son relativamente
fáciles de extraer y refinar. Una razón adicional es que 15 de los 19 terroristas que
perpetraron los atentados del 11 de septiembre de 2001, así como su presunto
instigador, eran ciudadanos saudíes; por tanto, la permanencia de la presencia
militar de los Estados Unidos en Arabia Saudita fue, evidentemente, puesta en
duda. Esta estrategia fue elaborada por el llamado proyecto “think tank”, proyecto
para el Nuevo Siglo Estadounidense, en el que participaron Jeb Bush, Dick
Cheney, Dan Quayle, Donald Rumsfeld y Paul Wolfowitz, entre otros.
En esta región es observable una cierta continuidad de la política estadounidense
desde la caída del Sha. Ésta condujo a la instauración de un régimen desfavorable
a los Estados Unidos, que creció con Saddam Hussein, a la época en buenos
términos con Occidente, que ataca a su vecino. Este ataque fracasó, y llevó a la
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invasión de Kuwaït por Irak. Esto condujo a una nueva Guerra del Golfo, y al
establecimiento de tropas estadounidenses en suelo de Arabia Saudita. Esto
condujo a los atentados del 11 de septiembre de 2001, los mismos que sirvieron
de pretexto para aplastar el régimen de Hussein. Esta derrota deja en claro la
inquietud de sus vecinos, principalmente de Irán, que fija en 2006 su voluntad de
disponer de una capacidad nuclear.
En cambio, el desempeño de las Fuerzas Armadas de los Estados Unidos fuera
del suelo de Arabia Saudita representa una discontinuidad, nunca observada
desde 1945. Por un lado, el Informe Cheney de 2001 precisa que para 2020, la
producción mundial de petróleo sería dependiente del 54 % al 67 % de los
yacimientos situados en el llamado "Triángulo del Petróleo" (Mar Negro - Mar
Caspio - Golfo Pérsico). Zona de manera asombrosamente sincronizada por el
cuartel general avanzado del Comando Central de los Estados Unidos
(USCENTCOM) que se mudó de Riad a Qatar, situándose en lo mejor de estas
reservas (Fig. 3).
Fig. 3. Perímetro asignado al USCENTCOM.
Por otra parte, esta decisión debe tener en cuenta la política interior enturbiada del
reino de Arabia Saudita: Los objetivos unidos a la renta petrolera son el objeto de
un posible conflicto de sucesión en curso, en la medida en que la familia
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principesca Saud, vio las consecuencias del 11 de septiembre dentro de su
territorio por una rebelión, agudizada a partir de 2003, que ya eran perceptibles
con la explosión de las Torres Khobar que se remonta a 1996.
El cuadro de los dos anteriores siglos permite establecer una prospectiva
geopolítica, una vez asimilada la teoría del pico de Hubbert, la cual deja una
percepción de una futura depleción, seguida de una escasez ineludible del recurso
estratégico.
Hasta 2011, los tres principales importadores mundiales de petróleo son los
Estados Unidos, China (importador neto desde 1996 y segundo consumidor
mundial desde el segundo trimestre de 2003) y Japón (segundo consumidor hasta
2003). Las importaciones chinas, en particular, crecen un 9% por año, y consume
ya un 20% de la energía de los países de la OCDE.
Para estos países, es vital saber a qué precio y en qué cantidades pueden recibir
petróleo. Puede ser también muy interesante poder distribuir algunas cantidades a
aliados necesitados.
Dos de los principales consumidores de petróleo del mundo efectúan una política
de pre-posicionamiento en las zonas petroleras. Desde hace algunos años, los
Estados Unidos llevan operaciones militares de manera a ocupar una posición
favorable en estas zonas. Estas operaciones sustituyen a la "diplomacia activa"
que llevaban antes.
Asia Central, así como el Oriente Medio son las principales regiones en cuestión:
El Oriente Medio ya que posee las más importantes reservas probadas, y Asia
Central ya que se consideraba, hace algunos años, como la región más
prometedora. Así pues, Afganistán está ocupado desde 2001. Varios países de
Asia Central y el Cáucaso acogen tropas estadounidenses o firmaron acuerdos de
cooperación. Pero las esperanzas son decepcionantes, puesto que en 2002, BP
anunció que los yacimientos no explotados del Caspio no ocultaban 200 millardos
de barriles como se espera, sino 39 millardos de un petróleo de mala calidad.
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En 2003, los Estados Unidos invadieron Irak, que posee las segundas reservas del
mundo. Además, les da un derecho de fiscalización sobre todas las áreas
circundantes: el Cáucaso (petróleo de Bakú y oleoductos de Asia Central hacia
Europa), sobre Irán (vecino de Afganistán) y sobre los otros emiratos del Golfo
Pérsico, en primer lugar de los cuales se encuentra Arabia Saudí.
En 2007, el fracaso relativo de esta iniciativa, y la reacción negativa que causó en
otros Países del Golfo, demuestran que esta política se volvió muy delicada a
poner en práctica.
En 2003 también, las islas de Santo Tomé y Príncipe firmaron un acuerdo que
autorizaba a los Estados Unidos a establecer bases militares en su territorio. Estas
islas ofrecen una ventaja estratégica en el Golfo de Guinea, cerca de los
yacimientos de Nigeria y Angola, que sumaría cerca de 85 millardos de barriles de
reservas, lo que representa satisfacer 3 a 4 años de la demanda mundial.
Además, el Golfo de Guinea es cruzado por los petroleros que van del Golfo
Pérsico hacia los Estados Unidos. El anuncio de la instauración para 2008 del
USAFRICOM a nivel militar, cuya superficie de responsabilidad es el continente
africano, responde probablemente a esta preocupación de la parte de los
geoestrategas norteamericanos.
China, pasó a ser desde 1996 importadora neta, y su consumo aumenta un 15%
por año desde 2001. China es el segundo consumidor mundial, y tiene pues
intereses vitales en las regiones productoras: así construyó un oleoducto que
cruzaba su territorio hasta a las puertas del Asia Central, y ha invertido fuertes
sumas en los nuevos yacimientos de Asia Central, Irán y África. Invierte también
en América Latina y sobre todo en Venezuela.
Los chinos invirtieron también en distintos países de África, zona que hasta
entonces estaba en la zona de influencia occidental. Emplean los mismos
argumentos de apoyo al desarrollo económico a cambio del acceso a los recursos
petrolíferos que les permiten sostener un crecimiento económico de dos dígitos.
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En Sudán, China invirtió mucho en la explotación de los campos petrolíferos
próximos a Darfur. Participó incluso indirectamente en el conflicto de Darfur
proporcionando material militar a las fuerzas gubernamentales, por despecho de
un embargo de la ONU, contra las fuerzas rebeldes que reclaman una mejor
distribución de los recursos petroleros actuales y de los aún no explotados. Hay
que tomar en cuenta que el gobierno norteamericano recibió a uno de los
principales jefes rebeldes en julio de 2006.
China, finalmente lleva una campaña de intimidación frente a sus vecinos en el
Mar de la China Meridional en observación de su soberanía sobre las Islas Spratly;
este conflicto territorial disimula lo que está en juego a niveles petroleros, pero
sirve también para satisfacer el orgullo nacional.
Después de un año de la primavera árabe (con la salida sangrienta del Coronel
Gadafi en Libia, el retiro de las tropas norteamericanas de Irak, las amenazas de
bombardeo aéreo Israelí a Irán, el supuesto abatimiento de Osama Bin Laden, la
guerra civil en Siria, el fallo de la justicia de EEUU responsabilizando a Irán y a los
terroristas del Hezbollah de colaborar con Al Qaeda en los atentados del 11-S, el
reciente rompimiento de las relaciones entre Turquía y Francia, la crisis económica
de la Unión Europea, las sanciones unilaterales de EEUU y la Unión Europea
contra más de un centenar de empresas extranjeras vinculadas a la producción de
armas, incluida PDVSA, y el dominio Shiíta en los nuevos gobiernos emergentes
de Yemen, Turquía, Egipto, Libia e Irak), las fichas del ajedrez petrolero se han
movido colocándose en posición de “jaque contra Irán”, para encender el polvorín
en el llamado triángulo del petróleo, en el medio oriente.
Si contra Gadafi la cosa no fue fácil para las potencias occidentales, contra Irán
será 666 veces más complicado, porque se usarán armas de destrucción masiva,
misiles de gran alcance, torpedos, nuevos submarinos y posiblemente armas
nucleares y la participación de otras potencias bélicas mundiales como China,
Rusia y Corea. La Marina de Irán realizó maniobras militares navales en el Golfo
Pérsico, operación identificada como “Velayat 90”, con la cual mostraron sus
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dientes a occidente y acelerarán las acciones militares de Israel y Estados Unidos
contra Teherán, si Irán intenta colapsar el paso de 17 millones de barriles diarios
de petróleo por el estrecho de Ormuz. Estados Unidos no está dispuesto a perder
el control de unos recursos que requiere más que nunca y cuyo manejo ha logrado
a un gran costo.
En la visita de Obama al primer ministro inglés David Cameron en mayo pasado,
acordaron el bombardeo a Libia por parte de la OTAN, la repartición del botín
petrolero venezolano para EEUU y el libio para Francia, Inglaterra, Alemania e
Italia, dejando por fuera a Rusia y China. Luego vinieron las sanciones gringas
contra PDVSA que vislumbraban una posible intervención armada norteamericana
en el país vecino, la cual se aplazó por la enfermedad de Chávez.
Con la salida de Irak del último soldado norteamericano hacia Kuwait, se da fin a
una fracasada invasión de casi nueve años que dejó más de doscientos mil
iraquíes muertos y le costó a EEUU, en valores actuales, más del doble que su
participación en la segunda guerra mundial. Hoy existe el riesgo de la reactivación
de la guerra civil entre Suníes y Chiíes, quienes comparten el gobierno
plurinacional con los Kurdos; pues esta semana el primer ministro Nuri al Maliki
(Shií) ordenó la detención del vicepresidente Tariq al Hachemi (Suní) a quien
acusa de terrorista, y amenazó con expulsar de su gobierno a los ministros
Suníes. Todo indica que los chiíes (el 60% de la población; otro 20% son suníes y
otro 20% son kurdos) quieren romper las reglas de juego impuestas por EEUU y
controlar en forma absoluta el Estado. Este sería un triunfo Iraní, quien es el poder
a la sombra en este juego de ajedrez, que EEUU no estaría dispuesto a permitir;
pues las empresas petroleras de occidente, lideradas por la estadounidense
Halliburton, se posesionaron en el manejo del petróleo iraquí, con alguna
participación de empresas Rusas y Chinas; pero un gobierno absoluto Chií
pondría en riesgo el control petrolero norteamericano.
El petróleo seguirá siendo para las potencias el recurso de mayor valor
estratégico, necesario para mantener su hegemonía, y vital para sobrevivir en
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tiempos de caos, como en la más probable crisis económica mundial que se
avecina. La partida de este juego de ajedrez petrolero está en su punto crucial
máximo, donde por un lado están los musulmanes sunitas (quienes tienen el poder
concentrado en Arabia Saudita), por el otro los musulmanes chiítas (quienes lo
tienen concentrado en Irán), y como espectadores los “buitres” que tienen sed de
petróleo.
La Geopolítica Petrolera de Obama
Desde hace décadas tanto en Inglaterra como en Estados Unidos se agotaron las
reservas de carbón, litio, hierro, níquel, aluminio y demás minerales estratégicos e
indispensables para sostener su crecimiento industrial y su hegemonía económica
en el planeta. A Inglaterra se le agotó el petróleo y gas natural del mar del norte,
mientras que a Estados Unidos le queda cada vez menos petróleo, y el 60% de su
gas natural proviene de fuentes no convencionales cuya producción es costosa y
de menor vida útil. Éstas y las otras potencias industriales, como ya no tienen
territorio propio donde explorar, han venido incursionando en los países
subdesarrollados en la búsqueda de estos recursos naturales, sin importar el costo
ni los medios para lograrlo.
Los acontecimientos mundiales de la última década corresponden a jugadas
geopolíticas lideradas por las potencias occidentales, quienes ven su futuro
comprometido por las cada vez más escasas fuentes energéticas naturales y
minerales, no sólo en sus territorios sino también en la mayoría de los países
“cándidos” tercermundistas que consideran sus aliados. Las intervenciones en
Afganistán (segundas reservas mundiales de litio), Irak, Libia y, posiblemente muy
pronto, en Irán y su aliada Siria, corresponden a operaciones militares encubiertas
o “black ops”, rotulando a estos países “no cándidos” y débiles militarmente, como
terroristas; donde el verdadero interés está oculto en las agendas y alianzas
secretas de los gobiernos imperialistas invisibles, que buscan como fin último el
control de las grandes reservas naturales energéticas y mineras que están
depositadas en estos territorios.
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Según los cables de Wikileaks existen muchos planes de guerra para lograrlo, e
incluso se sospecha que el ataque del 11 de septiembre correspondió a una
operación encubierta de Estados Unidos, similar a la operación Northwoods (que
afortunadamente no fue llevada a cabo), donde se planeaba realizar actos de
terrorismo de Estado real en territorio norteamericano que se achacarían a Fidel
Castro, con el propósito de generar el apoyo del pueblo estadounidense a una
operación militar contra Cuba.
No es extraño sospechar que la reciente sanción unilateral de Estados Unidos
contra Pdvsa y seis empresas extranjeras más, para completar 16 (incluidas
empresas de China, Belarús, Irán, Corea del Norte y Siria, vinculadas a la
producción de armas de destrucción masiva o de misiles), en respuesta al
controvertido programa nuclear de Irán (conocida como la ley CISADA de 1996),
sea otra operación encubierta cuyo fin verdadero sea el control de las reservas
petrolíferas de Venezuela, las cuales superan las de Arabia Saudita si se incluyen
las de crudo bituminoso de la faja del Orinoco.
Esta medida de Obama, tomada después de su visita a Inglaterra, crea un
contexto que puede ser contraproducente para él y más favorable para Chávez,
quien ya recibió el apoyo mayoritario de la Asamblea Nacional al aprobar un
acuerdo de rechazo a las sanciones, y muy posiblemente del pueblo Venezolano,
facilitándole su reelección el próximo año. Sin embargo, como la sanción sólo le
prohíbe contratar con el Estado Norteamericano, y no afecta las exportaciones de
los 1.2 millones de barriles diarios de petróleo que Pdvsa utiliza para cargar las 8
refinerías que posee en Estados Unidos (donde produce los combustibles para
surtir más de 15.000 estaciones de su propiedad), ésta puede considerarse una
“medida de aceite” a Chávez, para posteriormente tomar decisiones más
estratégicas y acertadas que lleven a su salida del gobierno, permitiéndole la
llegada a gobernantes “cándidos” complacientes con sus políticas imperialistas y
saqueadoras; como lo están pretendiendo hacer en el norte de África y el Medio
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Oriente, aprovechando coyunturalmente las revoluciones dadas gracias al arma
informática del internet que Estados Unidos le “regaló” al mundo.
Posibles Efectos de las Sanciones contra PDVSA
Hoy Venezuela es el quinto mayor proveedor de petróleo a Estados Unidos
después de Canadá, Arabia Saudita, México y Nigeria con cerca de un millón de
barriles diarios; pero antes de la llegada de Chávez al poder en 1998, era de 1.8
millones. Aunque lo está haciendo gradualmente, Chávez no ha podido cortar de
“ipso facto” el suministro por haber heredado 16 refinerías de propiedad de filiales
de Pdvsa en territorio Estadounidense (hoy quedan 8), que deben ser cargadas
diariamente con crudo para producir los combustibles que surten más de 15.000
estaciones de servicio, también de su propiedad, las cuales no han sido vendidas
porque en la comercialización es donde está el desquite en el negocio para
Venezuela, pues las refinerías son para crudo liviano que debe ser comprado en la
costa del golfo a un mayor precio que el crudo pesado que Pdvsa vende. Chávez
puso en venta las refinerías desde 2003, pero el proceso ha sido duro porque
George W. Bush prohibió cualquier intento de compra.
Las sanciones impuestas contra Pdvsa le prohíben que contrate con el gobierno
de los Estados Unidos, impiden su financiamiento a través de la entidad de
importación y exportación y le prohíben el uso de licencias para tecnologías
controladas. Estas sanciones están dirigidas, supuestamente, a evitar que Irán y
Venezuela desarrollen su sector energético nuclear, al cual “solamente” tiene
derecho las grandes potencias y sus aliados. La Unión Europea ya impuso sus
propias sanciones contra Irán, agregando la semana pasada más de 100
empresas a la ya larga lista negra de compañías afectadas por la congelación de
sus activos. Si las relaciones de Venezuela con Irán no se amilanan con las
actuales sanciones, el siguiente paso será la expulsión de la petrolera del sistema
financiero de USA, luego vendrá la congelación de sus activos en ese país, y
finalmente el rompimiento de relaciones diplomáticas y comerciales.
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Estas sanciones tienen efectos operacionales y financieros contra Pdvsa, y un
impacto político y psicológico a favor o en contra Chávez, dependiendo de la
estrategia que éste utilice en política exterior y a nivel interno: uno, el efecto sobre
las operaciones de Pdvsa es tenue, pues no involucra a sus filiales que realizan
las operaciones de refinación y comercialización en Estados Unidos y la
producción de petróleo en la Faja del Orinoco. Sin embargo, esto presionará a
Chávez a acelerar la venta de sus activos en USA y a cambiarle el destino de ese
millón de barriles hacia la China, favoreciendo proyectos de integración energética
con Colombia como la construcción del oleoducto que conectará los llanos
venezolanos con el Pacífico colombiano y la navegabilidad del río Meta
conectándolo con el Orinoco. Ecopetrol se beneficiará enormemente en sus
planes de buscarle salidas al crudo pesado hacia los mercados asiáticos. En este
aspecto Estados Unidos saldrá perjudicado por el posible aumento del precio
internacional del crudo al tener un menor suministro, a no ser que Colombia pueda
suplir este faltante de crudo pesado por más de un lustro, lo cual pongo en duda.
Dos, el efecto financiero será moderado ya que ocasionará bajas importantes en la
cotización de los bonos emitidos por Pdvsa, obligándolo a ofrecer intereses más
altos para lograr colocarlos en el mercado de capitales de los Estados Unidos, lo
cual impactará las finanzas de la empresa; sin embargo, Chávez seguirá
recurriendo a China como único prestamista disponible en reemplazo de la banca
internacional, con quien ya está bastante endeudado.
Tres, el mayor impacto será político y psicológico para Chávez, quien puede
reaccionar gravemente ofuscado, generando un conflicto que no le convendrá de
ningún modo, pues, aunque lo catapultará como el líder antiestadounidense,
probablemente no durará más de seis meses en el poder. O puede actuar
cautelosamente, sacándole una buena tajada de nacionalismo, soberanía y
dignidad nacional que aumentará el fervor de sus seguidores reeligiéndolo
nuevamente en el 2012.
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Sin lugar a dudas, los líos de Chávez con USA beneficiarán el cumplimiento de los
acuerdos suscritos con Colombia y fortalecerán las relaciones comerciales,
científicas, tecnológicas y turísticas entre los dos países hermanos.
Los conflictos futuros ¿Habrá tercera guerra mundial?
Ante la eventual crisis energética generada por la disminución en la producción
mundial de petróleo no árabe, existe una alta posibilidad de una tercera guerra
mundial que se desarrollaría en el Medio Oriente gracias a la lucha por el control
de las mayores reservas petroleras del mundo, que involucraría a 8 países
islámicos y a las potencias industriales encabezadas por Estados Unidos e
Inglaterra, por un frente, y Rusia y China, por el otro, quienes entrarán a defender
sus intereses en la única región que les garantiza suministro de hidrocarburos por
los próximos 40 años. Por esta razón Estados Unidos, como se leyó antes,
mantiene en el llamado triángulo del petróleo, desde el Mar Caspio, Afganistán,
Palestina, hasta Yemen, Arabia Saudita, Israel y Egipto, cruceros gigantes de
guerra, sistemas de misiles, aviones de combate y más de medio millón de
hombres de su tropa. Como en la segunda guerra mundial, el petróleo se convierte
en uno de los recursos de mayor valor, necesario y vital para sobrevivir en tiempo
de caos.
El despertar del pueblo Árabe del norte de África, que busca el cambio de los
poderes autocráticos montados hace décadas por las potencias de occidente,
provocó la renuncia de los líderes de Túnez y Egipto, el derrocamiento violento de
Gadafi en Libia y posiblemente, muy pronto, ocurrirá lo mismo en Siria. Si los
musulmanes radicales chiítas toman el poder en estos países, probablemente se
reiniciará la guerra árabe israelí, e Israel posiblemente ataque las estaciones
nucleares iraníes, dándose las condiciones para la intervención militar de Estados
Unidos y la reacción de la China y Rusia, quienes entrarán a defender sus
intereses energéticos. Sin embargo, si lo anterior no se llegare a dar, hay otras
razones por las que se puede agudizar el conflicto a tal magnitud de desatarse la
guerra y son las siguientes: hace 1.381 años (629 DC) la muerte por
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envenenamiento de Mahoma provocó una división amarga y mortal en el
islamismo. Por un lado están los musulmanes SUNITAS, quienes tienen el poder
en Arabia Saudita, Egipto, Jordania y en otros países islámicos. Por otro lado
están los musulmanes CHIITAS, quienes tienen su poder concentrado en Irán,
pero se están expandiendo rápidamente en regiones como el Líbano, Siria e Irak.
Tanto los Sunitas como los Chiítas siempre se han odiado entre si y han
mantenido una guerra en silencio.
Irán, antigua Persia, tenía el poder desde Pakistán y Afganistán hasta Irak, Siria,
Egipto e Israel, y ahora tiene el verdadero interés en poseer la bomba nuclear que
le otorgue el poder para recuperar mediante la guerra estos territorios. El apoyo
que da Irán a sus militantes chiítas en el sur de Irak, donde están 6 de los 8
campos petroleros súper gigantes de este país, es muy fuerte. Irán dona miles de
millones de dólares al año a los terroristas del Hezbollah y al presidente de Siria, a
cambio de que los terroristas del Hezbollah entrenen a los militantes chiítas y que
Siria distribuya dinero y armas a los demás países que conforman esta amplia red,
como por ejemplo Yemen, quien comparte frontera con el indiscutible enemigo
mortal del Islam chiíta de Irán que es Arabia Saudita. Los iraníes no olvidan que
en la década de 1980, Arabia Saudita donó a su aliado sunita Saddam Hussein
más de 47 millones de dólares para disparar misiles y armas químicas contra Irán
en una guerra de 8 años que dejó como saldo más de 500.000 iraníes muertos.
Por esta razón y tenuemente, los rebeldes de Yemen ya han golpeado la frontera
con Arabia y han provocado el cierre de 50 escuelas aledañas y el desalojo en 240
pueblos cercanos.
El gobierno estadounidense describió a Yemen como el paraíso perfecto para los
terroristas y es por eso que cautelosa y sigilosamente está enviando buques,
tropas y armamentos a este país. Yemen posee el paso por el mar rojo hacia el
canal del Suez, llamado el Puerto de Lágrimas, por donde diariamente circulan
cerca de 3,3 millones de barriles de petróleo. Irán ya cuenta con el dominio sobre
el Estrecho de Hormuz, en el golfo Pérsico, el cual amenaza bombardear si es
atacado por Israel, por donde se transportan diariamente más de 17 millones de
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barriles, el 90 % del petróleo que se produce en el medio oriente. El cierre de
cualquiera de estos pasos causaría un alza estrepitosa del petróleo.
Los líderes sunitas advierten que el punto de rebose está en su máximo, y aunque
no todos los chiítas quieren y piensan en revolución, si los suficientes como para
crear un río profundo y ejecutar su venganza secreta. Es una generación que solo
piensa en atacar.
El abastecimiento de energía ha ubicando al Medio Oriente como el centro de
gravedad del mapa geopolítico por tener un alto significado estratégico. Por un
lado, en su territorio se encuentran las mayores reservas de petróleo del mundo y,
por el otro, conecta la zona petrolera del Mar Caspio con el golfo Pérsico. Esta
última variable es clave para los países de la zona Euro-Asiática, que han logrado
la salida de su petróleo y gas a los mercados del mundo occidental y oriental a
través del oleoducto Turkmenistán-Afganistán-Pakistán y del gasoducto Islamabd-
Sukkar-Pakistán, sin depender de los tubos que pasan por Rusia y países
políticamente inestables.
Estos pasos a las costas de Pakistán y el mar de Arabia, han significado para las
compañías petroleras estadounidense e inglesas, bajar el costo de transporte y
reforzar la seguridad al evitar situaciones de boicot como el caso que ha tenido
que afrontar Rusia con el oleoducto chechenio. Actualmente, otras infraestructuras
pasan por las conflictivas regiones kurda y armenia, y otros por Irán, Estado con
quien Estados Unidos no mantiene una relación estable desde la caída del Sha en
1979. La tensión actual entre Irán y Estados Unidos, quien ha promovido
embargos profundos a partir de julio de este año, para frenar la carrera
armamentista nuclear del primero, ha generado una serie de amenazas mutuas,
entre las que se destaca el posible bloqueo del estrecho de Ormuz por parte de
Irán.
Antes de evaluar las posibilidades del eventual cierre del estrecho de Ormuz y sus
consecuencias, revisemos los antecedentes de la situación que se vive en la zona:
Estados Unidos “desembarcó” en el Medio Oriente durante la segunda guerra
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mundial expulsando las tropas alemanas del desierto, hecho que les permitió a los
aliados ganar el conflicto, pues los nazis se quedaron sin combustible para mover
sus tanques, aviones y barcos de guerra. Como premio, las empresas
multinacionales gringas recibieron jugosos contratos petroleros en las nuevas
repúblicas árabes –antes colonias europeas- y lograron la creación del Estado de
Israel en 1947, a partir de una resolución de las Naciones Unidas. Las sucesivas
administraciones que ocuparon la Casa Blanca continuaron actuando en forma
decidida en todos los asuntos de la región, ya que instalaron gobiernos aliados sin
importar su carácter antidemocrático o dictatorial.
La decidida intervención de los Estados Unidos en el Medio Oriente alcanzó un
alto nivel a partir de 1979, cuando ocurrieron tres hechos fundamentales: la
invasión soviética a Afganistán, la caída del Sha de Irán por fuerzas opositoras
lideradas por el ayatolá Ruhollah Khomeini y la revuelta que realizaran militantes
islámicos en La Meca. En esos instantes Carter dejó claros los intereses
norteamericanos en la región con la siguiente Doctrina: “Cualquier tentativa de un
poder hostil encaminado a lograr el control sobre el Golfo Pérsico será
considerado un ataque sobre los intereses vitales de los Estados Unidos y será
repelido por todos los medios necesarios, incluido la acción militar”. La doctrina
Carter se vio respaldada con la constitución de la RDF (Fuerza de Despliegue
Rápido), que actualmente se denomina Comando Central de USA, por donde el
Ministerio de Defensa y el Pentágono conducen todas las operaciones militares en
Medio Oriente, teniendo bases áreas en Bahrein, archipiélago Diego García (que
arrienda a Gran Bretaña en el Indico), en Omán y en Arabia Saudita.
Es razonable que el análisis documentado de todos los acontecimientos que se
viene sucediendo desde 1979, tienen un poderoso concurso geopolítico con fuerte
olor a petróleo. A partir de 1980, Estados Unidos consideró que debía militarizar la
zona, puesto que el fundamentalismo islámico, aprovechando el conflicto árabe-
israelí, podría socavar a varios gobiernos pro-occidentales de Oriente Medio y
llegar a amenazar los intereses regionales estadounidenses, especialmente en el
golfo Pérsico.
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En 1983, Ronald Reagan incluyó un importante codicilo a la Doctrina Carter:
“Estados Unidos no permitirá que el régimen saudita fuera derrocado por
disidentes internos como ocurrió en Irán”. Cuando las fuerzas iraquíes invadieron
Kuwait el 2 de agosto de 1990, la principal preocupación del entonces presidente
George Bush se centró en la situación de Arabia Saudita, no tanto en el desarrollo
del conflicto en tierras kuwaitíes. Dos días después de iniciada la invasión y
ocupación militar de Irak -el 4 de agosto- el entonces presidente Bush envió a
Arabia Saudita a su Secretario de Defensa, con el fin de convencer a la familia real
a permitir que Estados Unidos construyese bases militares en ese territorio para
poder realizar ataques aéreos sobre Irak y desde tierra firme -además de la VI
Flota- controlar la zona. El acuerdo se concretó. Estados Unidos pudo así
incrementar su presencia militar en Arabia Saudita (que en el lapso 1945-1972
había delegado a Gran Bretaña), fortaleciendo su constante geopolítica en el
Medio Oriente, zona definida como zona de quiebre por sus más destacados
geopolíticos. Israel, por su parte, desde su creación tiene la misión de “Estado
gendarme”.
Desde la guerra “tormenta del desierto”, tres hechos han puesto al Medio Oriente
como epicentro mundial: primero, desde la implosión de la Unión Soviética en
1991, los Estados Unidos se posesionaron en la región y en el mundo como la
única superpotencia global. Segundo, el mar Caspio no tiene delimitadas las áreas
de los Estados que lo bordean (Rusia, Azebaiyán, Kazajstán, Turkmenistán e
Irán). Tercero, la primavera árabe ha generado incertidumbre sobre la continuidad
de Estados Unidos como “sombrilla” de paz en la región, dentro del conflicto
Árabe-Israelí; pues la mayoría de los Estados árabes reconocen, y otros se
disponen a reconocer, al Estado de Israel; situación que significará que la
presencia de Estados Unidos como “pacificador” en la zona, se hará innecesaria.
Otro punto álgido de la primavera árabe es el peligro que representa el ascenso al
poder de los Shiítas (musulmanes radicales no aliados de Estados Unidos y
Europa) en los nuevos gobiernos emergentes de Yemen, Turquía, Egipto, Libia e
Irak, que pondrá en riesgo el suministro de petróleo para el mundo occidental.
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Concluyendo, hoy existen pocas zonas en el mundo como el Medio Oriente, donde
converjan tantos intereses importantes para Estados Unidos; por lo cual, las
probabilidades de bloqueo del estrecho de Ormuz son muy altas, ya que Estados
Unidos no desistirá del embargo económico hacia Irán para frenar su supuesta
carrera armamentista de destrucción masiva, garantizando la seguridad y el
bienestar de Israel; e Irán bloqueará el flujo de petróleo del golfo Pérsico, pues no
permitirá que el embargo económico afecte el bienestar de su pueblo como ocurrió
con el pueblo Iraquí. Y el bloqueo del estrecho de Ormuz llevará a un conflicto de
carácter global, que involucrará a las grandes potencias del mundo en una guerra
por los recursos energéticos, no solo del Medio Oriente, sino también por los del
Mar Caspio; y esta guerra se desarrollará en los estrechos y mares por donde
fluye el comercio mundial.
Los estrategas europeos, rusos, chinos y japoneses afirman, como los
estadounidenses, que “quien controle el Medio Oriente controla la línea de vida del
petróleo que necesita el mundo industrializado”. Y agregan que “quien domine el
mar domina el comercio mundial, y quien domine el comercio mundial domina el
mundo”.
Definitivamente el embargo económico, que busca ahogar a Irán, se dará a partir
del primero de julio y, consecuentemente, el bloqueo del estrecho de Ormuz será
una realidad, con lo cual se desatará una guerra; y será una guerra por recursos
que se desarrollará en varios escenarios: militar, moral, económico, comercial,
fiscal, tecnológico, de patentes, religioso, etc.
En el escenario militar la guerra la ganará EE.UU. y sus aliados de occidente,
quienes tienen soldados desplegados en más de 100 países. En la última década,
a raíz de las guerras en Afganistán e Iraq, Estados Unidos incrementó su
presupuesto militar y de seguridad nacional a más de un billón de dólares anuales.
Presupuesto que supera la suma de los presupuestos de defensa de todas las
otras naciones del mundo. Supera 10 veces los presupuestos individuales que
China y Rusia destinan para su defensa. Es el mayor fabricante y comercializador
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de armas, pues sus ventas anuales superan a las de todas las otras naciones
juntas. Estados Unidos acaba de reforzar el sistema de defensa de sus aliados
sauditas suministrando una colección de nuevos F-15, Black Hawks, Apaches,
bombas revienta-búnkeres, misiles Patriot-2 y barcos de guerra. Igualmente ha
entregado a los Emiratos Árabes Unidos miles de bombas revienta-búnkeres y a
Omán misiles Stinger, y ha reposicionado los soldados estadounidenses de Iraq
en Kuwait.
La guerra moral ya la tiene perdida Estados Unidos, pues arremete contra Irán,
como lo hizo contra Iraq hace dos décadas, por presuntamente intentar fabricar
una bomba nuclear, mientras mantiene una reserva de 8.500 ojivas nucleares.
Denuncia a los tiranos, como Saddam Hussein, Gadafi y Bashar al-Assad
(presidente de Siria), por el asesinato de civiles, y sin embargo sus operaciones
militares en Afganistán, Iraq y otros lugares, ha generado la muerte de decenas de
miles de personas inocentes. Lleva a cabo asesinatos con aviones no tripulados y
comandos –fuerzas especiales- en el país que le viene en gana, desafiando las
prohibiciones internacionales, y encarcela a perpetuidad y sin juicio a los
“enemigos” sospechosos. Insta al presidente de Siria a detener la violencia contra
los manifestantes opositores argumentando que las dinastías del mundo árabe
han llegado a su fin, pero mantiene en el poder al club de monarcas acaudalados
que conforman el Consejo de Cooperación del Golfo Pérsico –CCG- (Arabia
Saudí, Qatar, Omán, Kuwait, Bahréin y los Emiratos Árabes Unidos), el patio
trasero de los gringos que será primordial como base de operaciones para atacar
a Irán (la Quinta Flota de EE.UU. está estacionada en Bahréin y la base de
operaciones avanzada del Comando Central –CENTCOM- está en Qatar)
Al lado de Irán está Rusia, país que ha advertido sobre el peligro que representa
para su soberanía nacional un ataque estadounidense o israelí a Irán, y considera
intolerable el cambio de régimen que solicita EE.UU. en Irán. Otros aliados de Irán
son China (con quien Irán y Siria tienen una relación estratégica), Pakistán (país
que está cansado de Washington), y numerosos países vinculados al Movimiento
de Países No Alineados de 120 miembros (NAM).
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Quienes creen que Barack Obama no hará la guerra por ser el presidente de la
paz, están profundamente equivocados, pues recuerden que al aceptar el Premio
Nobel hace dos años (tan sólo 9 días después de que anunciara que iba a enviar
30.000 soldados más a Afganistán), afirmó que la guerra es una parte permanente
de la condición humana. Más exactamente declaró que "la guerra, de una forma u
otra, surgió con el primer hombre" y que "no vamos a erradicar los conflictos
violentos en nuestras vidas".
1.9. EN BÚSQUEDA DEL ORO NEGRO EN COLOMBIA
Desde el segundo periodo del gobierno anterior se viene hablando de cifras
“descomunales” provenientes del exterior para inversión en el sector petrolero,
dando a entender que esta “locomotora” anda sobrada de combustible. Vamos a
medírselo: un informe de la Conferencia de la ONU para el comercio y el desarrollo
(Unctad) dio a conocer que en Suramérica la inversión extranjera directa (IED) llegó
a 106.000 millones de dólares durante el 2011. La mayoría de estas inversiones
fueron realizadas por multinacionales asiáticas, principalmente de China e India,
dedicadas a la extracción de petróleo y gas.
Brasil recibió 68.000 millones de dólares, de los cuales 18.000 millones fueron para
la extracción de petróleo, donde sólo la petrolera hispano-argentina Repsol-YPF
invirtió 12.000 millones. Petrobrás por su parte invirtió 79.000 millones de dólares el
año anterior y para el 2012 acaba de ajustar el presupuesto de inversión en 98.000
millones; y de aquí al 2015 sus inversiones sumarán 224.700 millones de dólares,
donde el 95 por ciento serán aplicados a las actividades desarrolladas en Brasil y el
5% en las actividades en el extranjero, de los cuales hay una inversión prevista en
Colombia de tan solo 420 millones de dólares durante el cuatrienio. PDVSA, la
Estatal Venezolana, invirtió 13.307 millones de dólares en 2010 y anunció un plan
extraordinario de inversiones por 142.300 millones de dólares entre 2011 y 2015.
Comparativamente Colombia es actualmente el tercer país sudamericano en
producción de petróleo, con 900.000 barriles diarios, pero aún está lejos de los dos
países que nos superan, Brasil y Venezuela, quienes producen 2.3 y 2.4 millones de
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barriles diarios, respectivamente. Análogamente, en inversiones nuestro país está
aún más lejos; pues aunque Ecopetrol invirtió cerca de 8.000 millones de dólares el
año anterior, según el balance publicado por el Banco de la República, la IED en el
sector petrolero alcanzó 5.000 millones de dólares; donde Pacific Rubiales Energy
Corp -una empresa pequeña comparada con otras multinacionales petroleras- aportó
cerca de 1.500 millones de dólares (cifra equivalente al 35% de los giros o remesas
de colombianos en el exterior en el último año); y entre Petrominerales, Occidental y
Chevron aportaron otros 2.000 millones.
Según el gobierno en Colombia existen 140 compañías registradas en el sector de
hidrocarburos, o sea que los otros 1.500 millones de dólares fueron invertidos entre
135 empresas, para un promedio de11.1 millones de dólares por firma. Quedando
claro que a nuestra industria petrolera han arribado pequeñas empresas que están
extrayendo hidrocarburos en los mismos sitios que las grandes compañías
abandonaron en el pasado, por considerar que no eran rentables por las bajas
reservas y los bajos precios; pues estas inversiones se destinaron en su mayoría al
desarrollo e infraestructura de pequeños campos marginales ya descubiertos, y casi
nada para la exploración.
Se concluye que el 88% de la inversión petrolera en Colombia durante el 2011 fue
hecha por solo 5 empresas, donde Ecopetrol fue el responsable del 60%; y
únicamente el 38% de estas inversiones provino del exterior. Igualmente, solo el 5%
de estas inversiones se destinó a la búsqueda de nuevas reservas. Entonces
debemos preguntarnos: ¿dónde está el supuesto boom de inversión extranjera en el
sector petrolero?, o ¿será que lo están midiendo con la producción incremental de
campos maduros y la producción de crudo pesado de campos descubiertos hace
décadas?
Según las estadísticas, para realizar una exploración seria, en tierra firme, que
incluya fotogeología, geología de superficie, paleontología, geoquímica, sísmica y la
perforación de por lo menos tres pozos A3 (compromiso mínimo durante el periodo
exploratorio según la Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH), se requieren
alrededor de 200 millones de dólares. Pero si la exploración se hace en mar abierto,
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la inversión necesaria supera los 600 millones de dólares. Esto nos da una idea
sobre el capital que debe tener disponible una empresa que le apueste a la aventura
de buscar nuevas reservas petroleras.
Para el 2012 Ecopetrol proyectó invertir 8.800 millones de dólares y hasta el 2016 un
total de 36.000 millones, destinando supuestamente 9.500 millones para exploración
durante este periodo; sin embargo, recordemos que el año 2011 presupuestó invertir
2.000 millones de dólares para esta actividad, pero se colgó, al invertir finalmente
sólo 850 millones. En el año 2012 aún no se conoce la cifra exacta que destinó para
la búsqueda de nuevas reservas.
Pacific Rubiales (la segunda en inversión en el país) ha proyectado 1.200 millones
de dólares anuales hasta el 2014, destinados principalmente al desarrollo de
instalaciones para la producción, perforación de pozos de desarrollo y sistemas de
transporte por tubería.
Petrominerales, la cuarta productora de crudo en Colombia y una de las mayores
inversionistas privadas que tiene el país, previó invertir en los últimos 12 meses 600
millones de dólares en la perforación de 36 pozos exploratorios, pero aún no se
conoce el balance. Es obvio que cada pozo saldrá a 15 millones de dólares, lo que
indica que serán perforados en áreas poco profundas y de bajo riesgo exploratorio.
La ANH hace unos meses reconoció que los hallazgos no han incrementado en
forma sustancial las reservas petroleras del país, porque los descubrimientos son
relativamente modestos, por lo cual es necesario tener éxito en muchos pozos.
Esto significa, repito, que en Colombia el sector petrolero está compuesto
mayoritariamente por microempresas sin ningún respaldo económico, pues el 95%
de las 73 compañías que han llegado al país desde que se volvió al contrato de
concesión en 2004, no pertenecen al Top 100 de las grandes compañías petroleras
mundiales; lo que explica la poca inversión en exploración propiamente dicha (pozos
A3) y el bajo balance que tiene el país en el descubrimiento de nuevas reservas
probadas: sin tener en cuenta los descubrimientos de Ecopetrol (50 millones de
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barriles en los últimos 7 años), las empresas que han firmado contratos con la ANH,
en ocho años han descubierto únicamente 80 millones de barriles, reservas que
escasamente alcanzan para 90 días a la tasa de producción actual.
Como podemos ver, la actividad exploratoria para la reposición de las reservas que
se están extrayendo aceleradamente –dañando de paso los yacimientos- depende
en gran medida de Ecopetrol; empresa que el Estado debería fortalecer, en lugar de
seguir privatizándola, creándole un fondo de exploración petrolera a partir de un
porcentaje de sus utilidades, aprovechando el buen precio de petróleo; e
incrementando la liquidación de regalías al 20 por ciento a través de la ley que se
está discutiendo en el Congreso para reglamentar el nuevo Sistema General de
Regalías; pues no se ven los frutos, en grandes inversiones exploratorias foráneas,
del haber bajado el state take del 78 al 40 por ciento. Igualmente, la participación por
precios altos, de los actuales contratos, que recauda la ANH, debería destinarse
para madurar cuencas de uso exclusivo para la actividad exploratoria de Ecopetrol.
Si no se recurre a estas u otras estrategias similares, la tan promocionada bonanza
petrolera será efímera.
El Ministro de Minas y Energía, en el Foro de Inversión Brasil-Colombia del pasado 4
de agosto en Bogotá, afirmó que serán suscritos 205 nuevos contratos de
exploración y explotación de hidrocarburos de aquí al 2014 (49 bloques se
adjudicaron en la ronda 2012). Se espera que la ANH exija y compruebe que los
solicitantes no sólo tengan el derecho concesionario sobre los bloques que piden,
sino que cuenten con la capacidad técnica y financiera suficiente para realizar una
verdadera exploración, porque de no ser así, posiblemente a la locomotora petrolera
se le acabará el combustible antes de convertirse en una bonanza cierta.
El futuro del Grupo Empresarial Ecopetrol S.A hay que analizarlo bajo el parámetro
más importante e incierto, sobre el cual se valoriza verdaderamente una empresa
petrolera: sus reservas probadas de hidrocarburos (petróleo y gas).
De los 2.000 millones de barriles equivalentes (BE), que reportan en los estados
financieros a diciembre 31 de 2011, 1400 millones de barriles son de petróleo
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líquido; reservas para 5 años a la tasa de producción actual, pues ya ha producido
165 millones de barriles en lo corrido del año. Las reservas probadas de petróleo que
el País tenía hace 11 años (2300 millones de barriles) fueron producidas durante
este mismo periodo, a un promedio de 600 mil barriles diarios. Por lo cual, estos
1400 millones de barriles son reservas agregadas en los últimos años; pero de ellas,
860 millones corresponden al desarrollo de campos de petróleo pesado; 340
millones a la reevaluación de reservas por la implementación de nuevas tecnologías
en los campos maduros (perforación de pozos intermedios para disminuir el área de
drenaje y el aporte de proyectos de recobro mejorado), buscando incrementar el
factor de recobro promedio (porcentaje extraído de los yacimientos) del 20% al 30%;
otros 160 millones corresponden a campos comprados y a los aportes por extensión
del tamaño de otros campos maduros existentes; y 50 millones corresponden
realmente a descubrimientos por exploración en nuevas áreas, tanto de sus bloques
en Colombia como en el exterior.
O sea que reservas nuevas, verdaderamente nuevas, prácticamente no existen
debido a la baja inversión en exploración, pues a esta actividad Ecopetrol le destina
muy escasos recursos; por ejemplo, el año anterior solamente le destinó el 10% de
lo invertido. Es decir, se invirtieron en exploración US$900 millones de los US$8.300
millones invertidos por la empresa en su totalidad. Sin embargo, se había
presupuestado invertir US$2.000 millones en exploración (el 24% del presupuesto –
que sigue siendo bajo); lo cual indica una eficiencia en la gestión exploratoria
planeada de sólo el 47% y explica los pobres resultados en adición de reservas por
nuevos descubrimientos. Dice el adagio popular: “el que no busca no encuentra”.
De otro lado, los descubrimientos por campo de Ecopetrol y sus asociados en los
últimos 10 años, poseen reservas originales (OOIP) menores a 5 millones de
barriles, indicando que no se aporta mucho a la reposición de las reservas que se
están gastando con la actual producción (950.000 barriles por día), ya que el factor
de recobro promedio en Colombia es del 20%; lo que significa que cada
descubrimiento realmente le suma al País menos de un millón de barriles, qué es lo
que se está produciendo por día. Aunque últimamente oímos de un descubrimiento
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
mensual, en promedio, para no dejar caer las reservas debería descubrirse un
campo diario, de este tamaño.
Con estos resultados Ecopetrol y la ANH afirman que en Colombia actualmente
existe una probabilidad de éxito en la exploración petrolera del 66%. Pero según las
estadísticas de Ecopetrol S.A, en Colombia existen 304 campos, de los cuales 8
fueron descubiertos con reservas originales de petróleo (OOIP) superiores a 1.000
millones de barriles (2,6%), 11 entre 500 y 1.000 millones (3,6%), 35 entre 100 y 500
millones (11,5%), y 250 campos con menos de 100 millones de barriles de petróleo
(82,3%). O sea que para descubrir un yacimiento con reservas superiores a 500
millones de barriles originales (cosa que sirva) existe solamente un 2,23% de
probabilidad (0.36 x (2,6% + 3,6%)).
El 90% de la producción actual de País de 900 mil barriles por día -BPD- proviene de
campos que fueron descubiertos hace más de 20 años, y el aumento en la
producción en los últimos cinco años, obedece a la producción incremental de estos
campos y al desarrollo de campos marginales y campos de crudo pesado, que no
hubiera sido posible si el precio del petróleo no estuviera sobre los 50 dólares el
barril. 415 mil barriles, de la producción diaria, corresponden a crudo pesado
producido en los campos de Castilla-Chichimene (meta: 170 mil BPD y están en 160
mil BPD), y Rubiales-Quifa (meta: 265 mil BPD y están en 255 mil BPD).
La producción incremental de campos maduros como La Cira-Infantas, Casabe,
Lisama, Nutria, Llanito, entre otros, está llegando a su tope; los demás campos
importantes como Cusiana, Cupiagua y Caño Limón, otrora responsables del 75%
de la producción del País, están desde hace más de 10 años en declinación; lo que
indica que la producción del País y obviamente la de Ecopetrol llegará al final de este
año a su punto máximo (cerca al millón de barriles diarios), para luego empezar a
disminuir aceleradamente, pronosticando que a 2015 escasamente produciremos
para cubrir la demanda interna, a no ser que de aquí a allá ocurra un gran
descubrimiento tipo Cusiana o Caño Limón.
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2. PROSPECTIVIDAD PETROLERA
2.1. PROSPECTIVIDAD EN COLOMBIA
En esta sección se resumen las conclusiones a las que llegaron los expertos
nacionales de la industria del petróleo y el gas natural, que acudieron el pasado
primero de noviembre al taller que se llevó a cabo en Bucaramanga, convocado
por el grupo de investigación “Instituciones Políticas y Opinión Pública” del Instituto
de Estudios Políticos de la UNAB, para tratar los proyectos Colombo Venezolanos
de Hidrocarburos y evaluar la confiabilidad para Colombia en estos dos
energéticos.
¿Cuál es el panorama gasífero Colombiano?
Reservas: el País cuenta con 5 Terapies cúbicos (TPC) de reservas probadas
(42% en Cusiana-Cupiagua, 41% en Chuchupa-Ballenas, 10% en La Creciente,
4% en Gibraltar y 3% en otros campos menores), y otros 3 TPC de reservas
probables en los mismos campos, las cuales se pueden desarrollar mediante
proyectos de compresión e implementación de nuevas tecnologías como la
sísmica 3D, perforación horizontal y recobro mejorado. Nuevos descubrimientos
no hay a la vista y, al igual que lo que acontece con el petróleo crudo, la
probabilidad de un descubrimiento gigante es muy baja, debido al alto riesgo
geológico y la baja inversión en este tipo de proyectos a pesar de los incentivos
que se ofrecen a través del Decreto 2100 de 2011.
Pronósticos de demanda: el autoabastecimiento futuro del País depende de la
demanda, la cual es incierta, pues está condicionada a los fenómenos del niño. Si
hay fenómenos del niño prolongados o seguidos, tendremos que importar gas.
Sin fenómenos del niño, el aumento significativo en la demanda de gas natural
estará en la industria petroquímica, a partir de 2013, liderada por la ampliación de
la refinería de Cartagena; sin embargo, el Decreto 880 de 2007 restringe la
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demanda de gas natural para el sector industrial en caso de escasez. Los expertos
concluyeron que el aumento del parque automotor a Gas Natural Vehicular (GNV)
no se refleja en un aumento importante en el consumo de este combustible, pues
el transporte masivo (excepto Medellín) y de carga, está direccionado a Diesel
hasta el 2018 y aún no hay tecnología para realizar la conversión de los motores
Diesel a Gas Natural. Igualmente, aunque la fase III de Transmilenio está
proyectada a GNV, aún no hay oferta de vehículos por parte de las
ensambladoras, y el Diesel seguirá siendo la mejor opción a raíz de la buena
calidad del importado y del mejoramiento del que se está produciendo en la
refinería de Barrancabermeja.
Factor reservas/producción: Las reservas existentes se agotarán totalmente en
15 años de acuerdo a la tasa de producción actual y a la declinación natural de los
yacimientos; sin embargo, si hay fenómenos del niño, como se prevé para el 2012
y 2013, tendremos que importar gas por unos meses, sobre todo en el 2013,
cuando las represas estén bajas, ya que se requerirán cantidades significativas de
gas para autogeneración y cogeneración de energía eléctrica. Si no hay
fenómenos del niño, el interior del País necesitará gas importado desde 2016 y la
Costa Atlántica desde 2019. Por otro lado, gracias al desarrollo del campo
Gibraltar, Bucaramanga y su área metropolitana será la única región del País que
tiene garantizado el suministro de gas natural hasta el 2024, haya o no fenómenos
del niño. La proyección de la producción por campo y empresa operadora ha sido
declarada por el MME mediante la Resolución 122_01 del 14 de octubre de 2011.
Nuevos Proyectos: no hubo discusión sobre los contratos convencionales
actuales para exploración y producción (E&P), por la ausencia de voceros o
representantes de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y de la Dirección
de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía (MME). Se desconocen los
avances y resultados de la exploración en el bloque Tayrona, pero se presume
que no han sido exitosos. Sobre el Gas Natural No Convencional existe mucho
escepticismo en los expertos, a raíz de la pobre experiencia que se ha tenido con
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la E&P del Gas Metano Asociado a los Mantos de Carbón (con un potencial de
17.8 TPC in situ); pues los Contratos Río Ranchería y La Loma, firmados con la
empresa Drummond en los años 2000 y 2004 respectivamente, no han arrojado
los resultados esperados, debido a la prioridad que ha tenido la explotación minera
del carbón, a pesar de existir reglamentación técnica desde el Documento Conpes
3517 de 2008 y de haberse promovido su extracción y comercialización desde el
MME y la ANH. Son aún más remotas las esperanzas en el Shale Gas (31.7 TPC)
y el Tight Gas Sand (1.2 TPC), pues aunque se acaban de crear incentivos a
través del Decreto 2100, y la ANH firmó en 2009 cuatro contratos para estudios
técnicos en áreas de Boyacá y Cundinamarca con la empresa Nexen, aún no hay
reglamentación para contratar la E&P y convertir dicho potencial de recursos en
reservas. Sobre los Hidratos de Metano (434.2 TPC) no hay esperanzas, pues la
tecnología para explotarlos aún no se ha desarrollado.
¿Habrá importación de gas natural?
Desde Venezuela: los expertos concluyeron que aunque ya existe conectividad
con la zona nororiental de Venezuela (Proyecto Mariscal Sucre en la costa de la
plataforma continental caribeña, Estado Sucre, donde se encuentran grandes
yacimientos de gas natural libre), a través del Gasoducto Transguajiro (Ballenas –
Maracaibo) que se empalma con el Gasoducto del Litoral (Maracaibo - Punto Fijo
– Caracas – Puerto La Cruz), estas reservas no están disponibles porque aún no
se han desarrollado; y cuando se desarrollen, serán destinadas para su consumo
interno en la generación de energía eléctrica, pues se están quemando 200 mil
barriles diarios de combustible líquido con este fin, que en tres años deben ser
sustituidos por gas natural. El 90% del gas natural producido en Venezuela es
asociado a yacimientos de petróleo, pero el 70% es reinyectado prioritariamente
como energía para la producción de petróleo, por ser éste más rentable que el
gas.
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De la producción gasífera Venezolana de 6.900 millones de pies cúbicos por día
(mmpcd), unos 250 mmpcd se destinan al sector siderúrgico y aluminio, otros 567
mmpcd a la generación termoeléctrica; cerca de 390 mmpcd para las plantas
petroquímicas, y unos 408 mmpcd al mercado interno residencial. Los 5.300
mmpcd restantes se están empleando en la reinyección de pozos petroleros y
refinación. Venezuela tiene actualmente un déficit de 1.500 mmpcd, por lo cual
también está desarrollando el Proyecto Rafael Urdaneta en el Estado Falcón, con
lo cual estima cubrir el déficit de la zona occidental del País, sobre todo los
requerimientos de gas para la nueva refinería de Punto Fijo, una de las más
grandes del mundo. Colombia actualmente exporta al Estado Zulia 200 mmpcd,
cuyo contrato termina este año y existe el compromiso firmado de Venezuela de
revertir el flujo a partir del próximo año, con la venta de 150 mmpcd por cuatro
años; pero debido a la reciente suspensión del proyecto de Gas Natural Licuado
(GNL), por la baja en el precio internacional del GNL, que paraliza el desarrollo de
los campos de gas de la plataforma Deltaica del Orinoco, y el retraso en las obras
del Proyecto Mariscal Sucre (se estima que estará para el 2016), Venezuela ha
solicitado a Colombia extender la venta de gas al Estado Zulia por 2 o 3 años más.
Sin embargo, existe la remota posibilidad de que Colombia no extienda el contrato
y exija el cumplimiento de venta a nuestro País de los 150 mmpcd comprometidos
so pena del pago de las penalizaciones.
Gas Natural Licuado: desde el año 2010 Estados Unidos ha venido exportado
excedentes de GNL a mercados europeos y asiáticos debido a incrementos de la
producción interna de gas natural por la incorporación del Shale Gas (Gas de
Lutitas) en su matriz energética. El precio del Gas Natural Licuado vendido en
Europa es aproximadamente 6 o 7 dólares por millón de BTU, superior al vendido
en Norte América y las empresas energéticas de Estados Unidos han sabido
aprovechar esta oportunidad de negocio. Este exceso en la oferta mundial de GNL
ha hecho bajar su precio. En Mayo de este año la empresa Colombo-Canadiense
Pacific Rubiales y la empresa Belga Exmar, han anunciado la construcción de una
planta de GNL de pequeña escala que operará al norte de Colombia para exportar
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el gas de La Creciente y surtir los mercados de Centro América y el Caribe a
través de barcazas regasificadoras. En su comunicado anuncian que estiman el
inicio de operaciones para el año 2013. Sin embargo, llegado el caso de que
Colombia tenga que importar GNL, tendrá prioridad el mercado nacional y ese gas
no podrá destinarse a la exportación. En todo caso, si llegase a presentar déficit
interno, y no existiese la posibilidad de importar desde Venezuela, nuestro
proveedor inmediato desde el punto de vista geográfico es Trinidad y Tobago,
quien desde el año 1999 produce GNL destinado principalmente, mediante
contratos de suministro de largo plazo, a la costa Este y Sur de Estados Unidos, y
coloca excedentes en el mercado spot asiático y europeo. Por otra parte Perú
inauguró su planta de GNL en Junio de 2010 y sus principales clientes en el primer
año contractual son los productores eléctricos de la Costa Oeste y Sur de Estados
Unidos, Corea del Sur, España, China, México y Bélgica.
Actualmente nuestro País no tiene la infraestructura para importar GNL, pues no
hay plantas de regasificación, y su construcción requiere de inversiones superiores
a 2.000 millones de dólares. Si existe la necesidad de importar GNL, será para la
generación eléctrica, y la planta deberá ser construida en la Costa Atlántica,
importándolo desde Trinidad y Tobago; pues una planta en el pacífico para
importarlo desde Perú, como lo sugiere la Unidad de Planeación Minero
Energética (UPME), no será rentable para las Térmicas de la Costa Norte por el
costo de transporte, pues requerirá de la construcción de un nuevo gasoducto
para interconectar la planta de regasificación con la red nacional, la cual debería
ampliar su capacidad en el tramo Mariquita – Cali o Mariquita - Cartago (si el GNL
entra por Quibdó). Los expertos además piensan que el transporte del GNL desde
el Perú pasándolo por el canal de Panamá, hará inviable económicamente su
importación. La única opción que tiene el montaje de una planta de regasificación
en el pacífico y su importación desde Perú, aunque es poco probable, es que se
requiera para la generación eléctrica si entran en funcionamiento Termo Valle,
Termo Emcali, Termo Dorada y Termo Centro, las cuales requerirían 240 mmpcd.
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El escollo más grande que tiene la importación de GNL es la confiabilidad para el
inversionista privado, pues deberá dársele prioridad y sostenibilidad a la oferta de
GNL, ya que una inversión tan alta no puede quedar enterada para usarse durante
los fenómenos del niño cada 4 o 5 años por dos o tres meses al año, a no ser que
se cree un impuesto a toda la demanda para pagar la disponibilidad de las
unidades de regasificación. Otros escollos que existe para la importación de GNL
es la competencia, por precio, con el carbón mineral como energético para la
generación termoeléctrica y con los combustible líquidos en el sector industrial
(aunque se estima que el GNL seguirá bajando de precio aún con precios altos del
petróleo crudo), y la inexistencia de un marco normativo y regulatorio para su
importación y comercialización; sin embargo, este último obstáculo es superable,
pues se podría aplicar la normatividad existente para el gas natural.
¿Hay capacidad de transporte para el gas natural?
Gasoducto Transguajiro: este gasoducto tiene una capacidad de 450 mmpcd,
por lo cual no presentará ningún problema de transporte si se requiere la
importación desde Venezuela y si existiere la disponibilidad. Lo que no es factible
es su extensión a Centroamérica; pues la inversión no será rentable por el bajo
consumo de la región, que es de solo 100 mmpcd. Igualmente, la interconexión
eléctrica que está proyectada le quitará mercado al gas natural.
Ballenas – Barrancabermeja: su capacidad es de 260 mmpcd, la cual es
suficiente sin o con fenómenos del niño, pues actualmente está subutilizado en un
50%. El posible cuello de botella está entre Barrancabermeja y Sebastopol, pero
es poco probable que se requiere ampliar su capacidad.
Cusiana – Interior: actualmente tiene una capacidad de 270 mmpcd y se está
ampliando a 340 mmpcd, la cual será suficiente, incluso si hay necesidad de
abastecer a la Costa Atlántica.
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Otros gasoductos: si se importa GNL por el pacífico (poco probable), será
necesario ampliar el Gasoducto Mariquita – Calí o Mariquita – Cartago; y
posiblemente Mariquita – Vasconia si se llegare a requerir gas para Bogotá, lo cual
es muy remoto, ya que la oferta desde Cusiana será suficiente, pues incluso
Ecopetrol ha proyectado un nuevo gasoducto desde dicho yacimiento para surtir a
Termo Suria y Termo Ocoa en el Meta.
En términos generales, la capacidad de transporte del País es suficiente para
todos los escenarios futuros que se contemplaron.
¿Cuál es el futuro del petróleo en Colombia?
Reservas, exploración: Colombia tiene unos 2000 millones de barriles (Mb) de
reservas de petróleo. Éstas han aumentado más bien por recuperación secundaria
de campos descubiertos hace muchos años (campos no comerciales antes del
alza de precios en 2003, como Rubiales, y campos maduros) y muy poco por
nuevos descubrimientos: el último campo importante, Guandó (50 Mb) fue
encontrado por Petrobras en 1999; desde entonces sólo se han encontrado
reservas menores. En los últimos dos años se han perforado más de 100 pozos
anuales, un número ya significativo, pero no suficiente. La exploración directa –
que antes era bajísima con 8-10 pozos anuales - subió a unos 30 pozos. Como la
mayoría de los campos en Colombia (salvo Arauca, Casanare) son pequeños, hay
que perforar muchos pozos exploratorios. La tasa de éxito (58% en 2010, según la
ANH) debería referirse a un período histórico más largo (lo que la bajaría
bastante).
Estrategias de Ecopetrol: Ecopetrol necesita un gran hallazgo. Su grupo de
exploración no ha descubierto campo importante en 20 años. Ecopetrol (como las
multinacionales) combina exploración y compra de reservas en su portafolio de
inversiones, buscando petróleo en Colombia y en el extranjero (recientemente
encontró en el Golfo de México); afuera siempre va asociada. Como Colombia ya
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tiene muy poco crudo liviano, la modernización en Ecopetrol está enfocada en el
tratamiento de crudos pesados: los proyectos en ambas refinerías están centrados
en eso (en Barrancabermeja en el manejo del coque). Además, hay un alto
enfoque en el recobro mejorado de campos antiguos: un 5% adicional (sobre el
factor de recobro histórico inferior al 20%) significa potenciar la producción. En
reservas se han visto estrategias de compras y alianzas; pero Ecopetrol aún no ha
potenciado esta parte a nivel deseable. - El recobro mejorado es una estrategia
válida, pero (por sí sola) no es sostenible en el tiempo: ha de ser complementaria
a la búsqueda de reservas en áreas de alto riesgo geológico (pero con mayor
probabilidad de gran hallazgo). Ecopetrol (que no ha dejado de ser una compañía
de Estado) debería explorar más en Colombia. Si bien no hay seguridad de lograr
resultado por poner más dinero, a medida que se hagan más intentos y mayores
inversiones, hay más probabilidad de descubrir reservas.
Lógica extractiva: La política petrolera colombiana tiene una lógica extractiva, la
cual consiste en extraer para exportar (sacar para vender) y mantener unos
ingresos por el recurso. La meta semioficial es llegar al millón y medio de barriles
por día (b/d) para 2015, tras alcanzar 950 mil b/d en 2011. ¿Cómo sostener esta
política, siendo el petróleo un recurso agotable? Con sólo un millón b/d de
producción, se gastarían 3650 Mb de reservas hasta 2020: o sea, faltarían 1650
Mb sobre las 2000 Mb actuales. Por tanto, habría que descubrir 2600 Mb más en
10 años para mantener por lo menos 1000 Mb de reservas. ¿Es eso factible? Las
reservas de 2000 Mb alcanzarían para 6 años y medio, tomando una producción
de 820.000 b/d (por la duda de que las cifras en torno a los 950.000 b/d incluyan
gas). Un cálculo súper-optimista con 5000 Mb de reservas (suponiendo que se
cuenta con el doble y se descubren 1000 Mb más en 5 años) daría 17 años. La
meta de 1.5 millones b/d rebajaría la relación reservas-producción casi a la mitad
(9 años): el interés del gobierno está más en la producción.
Pico de petróleo: El mundo consume 88 M b/d y tenemos un billón de barriles de
reservas: eso daría para 32 años. El pico ya se alcanzó, pero la misma base
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puede ser consumida en más tiempo. La curva va cayendo obligatoriamente, pero
puede ser más suave: (a) si el recobro mundial aumenta (agregando reservas); (b)
si la eficiencia mejora (ahorrando petróleo); (c) si se encuentran fuentes alternas
(que lo reemplazan). Todo esto podría dar 100 años más. ¿Cuánto petróleo existe
todavía para recoger en Colombia? ¿13.000 Mb? En realidad, no sabemos hasta
cuándo tendremos petróleo, ni hasta cuándo la gente lo demandará. Los jóvenes
se preocupan mucho más por otras fuentes de energía, más amigables al
ambiente, renovables. Para los colombianos resulta muy difícil pensar a largo
plazo. ¿Seguimos pensando que vamos a depender del petróleo siempre? ¿O
llega el momento de despertarse y mirar esas otras fuentes? Mientras el mundo
tiene 32 años, Colombia tiene 6 años. Si Colombia volviera a convertirse en
importador neto, podría comprar petróleo a Venezuela o en el mercado global: la
cuestión sería el precio a pagar (en medio de relativa escasez mundial).
Política energética integral: Colombia debería repensar el rol del petróleo en su
canasta energética y en su economía en general. Tiene alto potencial en
hidroelectricidad (de 93 gigas se han explotado 10) y gas de lutitas (hay 7 teras y
expectativas de 24 más). Tiene también importantes reservas de carbón y arenas
bituminosas. Colombia necesita una política energética integral que combine el
petrolero con otros sectores (transporte público eléctrico, petroquímica, energía
hidráulica, solar). Ecopetrol debe transformarse en una empresa energética con
portafolio amplio, donde las reservas agotables de crudo fueran sustituidas por
fuentes alternas. Las regalías en su esencia hacen alusión al pago por el
agotamiento. En el contexto actual, este pago es la inversión en investigación-
innovación que permita reemplazar una unidad energética de recurso agotable por
otra de recurso renovable. Es positivo que la ley presentada por el gobierno
destina el 10% de las regalías a investigación-desarrollo. Ecopetrol aplica varias
estrategias de inversión en desarrollo tecnológico que es clave para avanzar en
exploración-producción (E&P). Una consiste en los esfuerzos del Instituto
Colombiano del Petróleo (para crear tecnologías nuevas); otra es incorporar
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tecnología ya probada. Ecopetrol también colabora con diferentes universidades
nacionales y extranjeras (últimamente en la recuperación de pozos).
Proyectos Ecopetrol-PDVSA
Integración espontánea: Cuando se viene desde Venezuela a Colombia, el
primer departamento organizado que se ve es a Santander, dando una
oportunidad clave para tener contacto regular, desarrollar redes entre
universidades e institutos de investigación, buscar proyectos conjuntos y
estructurar negocios regionales (transfronterizos). Cantidad de venezolanos,
veteranos de PDVSA están en diferentes empresas de Colombia. La gente que
Chávez despidió tiene muy alto nivel de formación y mucha visión para negocios.
Ellos sabían manejar el negocio de petróleo en Venezuela. Están llegando a
Barrancabermeja, Bogotá y al (Departamento del) Meta. Los ejecutivos de Pacific
Rubiales son venezolanos, de los que hicieron el sabotaje (huelga, lockout) en
PDVSA en 2002/2003. Las condiciones de los trabajadores en Puerto Gaitán son
deprimentes. No por ser venezolanos, pero ellos no reconocen los derechos
laborales, ni sindicales de Colombia; impiden la entrada (de los sindicalistas) al
campo de producción; hay 17 retenes. Por desconocimiento de la cultura
colombiana del manejo de relaciones petroleras con la red de trabajadores,
ocurren problemas como en Puerto Gaitán; las relaciones USO-Ecopetrol han
avanzado de manera sinérgica al calor de los tiempos.
Estrategias para conectar modelos distintos: El Consenso de Washington
(CW) tuvo efectos distintos en Colombia y en Venezuela. En Venezuela, el CW
(después de la apertura de PDVSA a la inversión privada extranjera en los 90)
empujó hacia la revolución de Hugo Chávez, que reforzó el concepto nacionalista
de la propiedad del recurso. En Colombia, el CW motivó apertura comercial,
estrategia de desindustrialización y más liberalismo económico: en el sector
petrolero se escogió el modelo brasilero, más liberal y mercado-céntrico, frente al
modelo venezolano-mexicano que es Estado-céntrico. Colombia hoy está
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matizando la política liberal; si bien el escenario es de liberalización,
competitividad y TLC, hay elementos utilizables incluso para recuperar un poco de
industrialización (investigaciones de tecnología como una de las locomotoras de
Santos). Eso podría jugar a favor de la relación con Venezuela, por ejemplo, en
sintonizar proyectos de refinación. En la relación, los colombianos ven el negocio,
los venezolanos no tanto el negocio (como el interés geopolítico). Dos estrategias
para construir la relación: (a) Desde arriba hacia abajo: desde los Estados se
acuerda una serie de proyectos de común interés (como lo está tratando el
gobierno Santos); (b) Desde abajo hacia arriba que podría ser más efectivo:
Ecopetrol debería promover redes con universidades venezolanas y colombianas
(creando sinergia entre proyectos específicos); en esta dinámica de trabajo lo
tecnológico y lo económico podrían, en un momento dado, supeditar lo político.
Entre Colombia y Venezuela habría que crear una dinámica económica, con buen
fundamento técnico, capaz de supeditar la política personalista. La administración
conjunta de un oleoducto Orinoco-Pacífico podría ser un comienzo. Santos ha sido
muy pragmático. Chávez podría cambiar, dada la importancia geopolítica de la
salida venezolana al Pacífico a través de Colombia. Chávez ya no es tan gritón y
peleador, como antes. La visión podría ser la Comunidad Europea del Carbón y
del Acero (1951), en la cual Francia y Alemania Federal subordinaron estos
sectores de su economía a una Autoridad supranacional (como para prevenir otra
guerra).
Oleoducto binacional: Proyectos como marco de acción de técnicos o E&P
conjunta, incluso en la FPO, podrían ser realizados sin mayor problema. En todo
proyecto de E&P en territorio venezolano PDVSA tendrá control mayoritario de
60%. En cambio el proyecto del oleoducto Orinoco-Pacífico tiene importancia
geopolítica. Entra en la competencia EEUU-China: haría mucho más barato para
PDVSA exportar a China (que ahora es bien costoso por el Canal de Panamá).
EEUU dejará que se hagan estudios de factibilidad, que se demorará 2-3 años;
pero cuando se decida la construcción (inversión), Washington interferirá, y más si
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el presidente es republicano. El escenario mundial es favorable al proyecto: EEUU
va perdiendo peso, y China va ganando. Rusia, China y otros (IBSA) están
haciendo contrapeso a EEUU. El oleoducto llegaría a la refinería proyectada en
Tumaco. Colombia percibiría derechos de tránsito. EEUU posiblemente se oponga
al oleoducto incluso con un gobierno venezolano que no sea de Chávez. En
Venezuela con el tiempo gobernaría la derecha y en Colombia la izquierda: sería
el juego normal de la política.
El gasoducto Transguajiro fue financiado completamente por Venezuela, por lo
cual el corto tramo colombiano también está en propiedad venezolana. El
oleoducto sería de 3000 kilómetros (un 30% en Colombia), y Venezuela
difícilmente podría financiarlo sola. Colombia tendría que entrar como participante,
y convendría una participación privada. Chávez insistiría en una sociedad conjunta
PDVSA-Ecopetrol; no toleraría mucha participación privada. Si hubiera
participación privada (por el lado colombiano), se necesitarían garantías
contractuales para evitar que el Estado del otro lado nacionalizara esa
participación (o que el socio privado vendiera su paquete a PDVSA).
Viabilidad: Aunque el oleoducto sea estratégico, también importa su viabilidad
económica. En la evaluación de la inversión se considera el riesgo, que aumenta
con la inestabilidad política, las dudas respecto a lo que podría pasar; los
derechos de propiedad definidos son importantes también en caso de una
infraestructura binacional; otro problema es tener los volúmenes comprometidos
para el oleoducto: si los hubiera por parte colombiana, darían cierta rentabilidad,
aún antes de manejar los volúmenes venezolanos. Los volúmenes colombianos
están enfocados al proyecto del Oleoducto Bicentenario (terminal Coveñas). El
oleoducto binacional se alimentaría primordialmente de la FPO cuya producción
crecería formidablemente de corto a mediano plazo; demanda sobra en China.
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2.2. EL FUTURO PRECIO DEL PETROLEO
De acuerdo a los acontecimientos de los últimos días con la amenaza de una
nueva gran recesión económica mundial y el análisis de ocho parámetros macro-
económicos y técnicos, aunque el precio de petróleo tiene más a la baja que al
alza, a raíz de los nuevos grandes descubrimientos de petróleo convencional en
Irán, Brasil y Angola, y no convencional (esquistos, arcillas y otras rocas
compactas) en Australia, Canadá, Polonia, Francia, Ucrania, Rusia, Argentina,
África del Norte y Oriente Medio, que están cambiando el panorama petrolero
mundial con un posible disparo en las reservas. Igualmente, otras razones para la
baja es la liberación de cuotas en la OPEP y la división de sus miembros, donde
Arabia propende por un aumento en la producción; la liberación de las reservas
estratégicas de los países miembros de la AIE; la disminución en la demanda de
petróleo en los países miembros de la OCED a raíz de la crisis económica; la muy
posible solución negociada al conflicto en Libia; y la enfermedad de Chávez que lo
puede llevar fuera del escenario donde éste pregona por los altos precios,
pronostico que hacia el futuro los precios del petróleo no bajarán de 50
dólares/barril.
Las civilizaciones industrializadas, tal como les ocurre hoy, parecieron estar en
grave peligro hace un cuarto de siglo, cuando las naciones árabes suspendieron
sus embarques de petróleo en 1973; el precio de la gasolina subió bruscamente y
lo que siguió fue el pánico. Los automotores hacían largas filas en las gasolineras,
mientras la creciente tensión desencadenaba peleas, hasta ocasionales ataques
con armas de fuego.
Los fabricantes de automóviles se esforzaban por reestructurar sus cadenas de
ensamblaje para construir autos compactos que reemplazaran a los monstruos
devoradores de gasolina. Los empresarios invirtieron millones de dólares en
nacientes compañías de energía alterna.
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Los políticos pontificaron sobre la necesidad de un apretón al cinturón colectivo y
ofrecieron créditos fiscales a los propietarios de casas por introducir material
aislante para ahorrar energía. Mientras tanto, escenarios apocalípticos predecían
una escasez mayor de combustibles fósiles y precios de 100 dólares por barril
para el año 2000. Sin embargo, en 1998 y 1999, el petróleo se vendió entre 10 y
15 dólares el barril, no 100, lo cual solamente se vino a presentar 7 años después.
Hoy, con precios que bordean los 100 dólares, considerando el ajuste por la
inflación de Estados Unidos, el petróleo y la gasolina son igual de costosos que
antes del embargo petrolero árabe (Fig. 4). El precio del barril de petróleo debería
estar a 100 dólares.
Fig. 4. Gráfica del precio del barril de petróleo WTI comparativo con el ajustado por inflación
Los parámetros que analizo, independientes de la crisis económica mundial, para
predecir los precios altos, son los siguientes:
Las relaciones Reservas, producción, demanda, descubrimiento:
Desde la entrada en funcionamiento del primer pozo petrolero, en 1859, hasta
nuestros días, se han consumido 945.000 millones de barriles de oro negro (cada
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barril equivale a 159 litros) o, lo que es lo mismo, 5.260 trillones de julios (unidad
de medida de la energía). Actualmente, más del 80% de la producción mundial
procede de los yacimientos hallados antes de 1973. De hecho, los
descubrimientos son cada vez más raros y los yacimientos existentes se
encuentran sobre todo en el fondo de los océanos y en las regiones donde las
condiciones climáticas son especialmente hostiles. A finales de 2010, el millón de
pozos en funcionamiento generaba una producción total de 32.000 millones de
barriles al año.
Si nos limitamos a considerar los yacimientos comerciales, las grandes compañías
petroleras estiman que las reservas mundiales van de un billón a un billón
ochocientos mil millones de barriles. Con el actual ritmo de consumo, las reservas
se agotarían totalmente en 40 años, según la hipótesis más pesimista, o en 80
años, según la más optimista, pero el punto de equilibrio entre la capacidad de
producción y la demanda, ocurrirá dentro de pocos años, considerando un
crecimiento en la demanda mundial del 3% anual.
Este año, los pozos, desde Arabia Saudita hasta la profunda cuenca marina cerca
de las costas de Brasil, bombean 88 millones de barriles diarios para satisfacer la
demanda. Pero, excepto Arabia, Irak y Kuwait, los demás miembros de la OPEP,
no están en capacidad de incrementar su producción. La producción Saudita
alcanza los 9,5 millones de barriles diarios. El segundo gran productor, Irán, llega
a niveles de no más de 3,8 millones de barriles de crudo por día, mientras que la
cifra para Venezuela es de poco menos de 2.8 millones. Estados Unidos, con 5,3
millones de barriles, también es un gran productor, pero hay que considerar que
asimismo es uno de los mayores consumidores. La Administración de Información
Energética de Estados Unidos calcula que, a menos que haya una recesión
mundial, se estarán quemando 120 millones de barriles por día para el 2020. Las
Naciones consumidoras de petróleo están pues abocadas a una enorme crisis, a
menos que se avance no sólo en nuevas tecnologías para incrementar las
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reservas, sino en la búsqueda, a corto plazo, de un energético que sustituya el
petróleo.
Entre los que dudan se encuentra en geólogo petrolero Colin Campbell, consultor
de Petroconsultant, con sede en Ginebra, y autor de The coming oil crisis (La
próxima crisis del petróleo), quien afirmó en 2001 que se pueden concebir nuevas
formas de extraer petróleo, pero poner en explotación esas tecnologías tardará
mucho. Además dijo: “He viajado por el mundo para estudiar los yacimientos y
dondequiera golpea el problema del límite. En cada yacimiento se repite la misma
historia una y otra vez. El petróleo se agota”. Los pozos producen el petróleo
siguiendo una curva en forma de campana sesgada, con un incremento durante
los primeros cinco años y una declinación que termina a los 30 años de vida
activa. Los vastos yacimientos descubiertos en los años 70, desde Alaska al Mar
del Norte, ya han alcanzado la cima de su producción. Lo que es peor, el hallazgo
de yacimientos gigantes no ha vuelto a ocurrir desde el decenio de los 60. Hoy, la
proporción entre barriles descubiertos y producidos es de uno por cada cuatro.
El mundo ha sido minuciosamente explorado y ha quedado claro que no queda
ninguna nueva región petrolera por descubrir comparable a Alaska o el Mar del
Norte, excepto quizás el Mar Caspio. Dentro de cuatro años la producción mundial
llegará a su límite máximo y comenzará a declinar, resultando en escasez a nivel
mundial. Llegado ese momento, incrementar la producción entre los países del
Medio Oriente podría cubrir la brecha y dejar al mundo vulnerable a un embargo
petrolero.
El control de la producción:
Durante el 98, a raíz del derrumbe de los precios por el excedente de crudo en el
mercado, Arabia Saudita, Irán, México, Argelia, Venezuela y Noruega se asociaron
para forzar un aumento en los precios mediante una leve reducción de sus
exportaciones. Recortaron su producción en marzo (1.3 millones de barriles
diarios) y junio (1.5 millones). Los estrategas de la OPEP, temiendo que la
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especulación sobre los catastróficos problemas que se pronosticaban con las
computadoras en el pasaje al nuevo milenio, alentase otra caída de los precios,
redujeron la producción en marzo del 99 en 1.7 millones, y la mantuvieron más allá
de marzo del año 2000. Durante la presente década el escenario ha sido el
mismo, con el aporte significativo de presión que le ha dado Chávez a la OPEP.
Esto, junto con el incremento abrupto de la demanda en la China y la jugada
maestra de compras a futuro de los bancos anglosajones en el 2005, montó la
escena para una escalada que llevó los precios del crudo por encima de 140
dólares el barril e inició para OPEP una nueva etapa en que sus decisiones
comenzaron a marchar a la zaga de los acontecimientos. El impacto fue tan fuerte,
que llevó al mundo a una crisis financiera y en consecuencia, a la crisis
económica que actualmente vive el mundo. Campbell recientemente señaló que
podrían llegar a tener mayor control del mercado e imponer el precio que les
venga en gana. Ya en el 99 había dicho: “Anticipo un problema con los precios del
petróleo dentro de uno o dos años; puede sonar caprichoso, ahora que se
encuentran en su nivel más bajo. Pero fácilmente se podrían duplicar”.
Quizás sus pronósticos eran los más sombríos, pero hasta aquellos convencidos
de que habrá combustible en abundancia largo rato, afirmaban que debiera
manejarse este recurso con cautela. Venezuela es uno de los países que se
opone al incremento en la producción de crudo. Antes del 11 de septiembre de
2001 Arabia Saudita se oponía, hoy las cosas son diferentes. Los sauditas dicen
que ya están en niveles de producción máxima y que para incrementar su
producción deben perforar nuevos pozos.
El control de la producción ha dado los resultados que la OPEP esperaba, lo que
demuestra que, al aliviarse levemente la crisis económica y así llegasen a
aparecer nuevas reservas, el control seguirá presentándose para lograr mantener
el precio sobre los 50 dólares.
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Costos de producción:
Un parámetro de la exploración petrolera que ha dado pasos de gigante en los
últimos 25 años son los yacimientos submarinos de petróleo que se encuentran
muchas veces en ambientes naturales hostiles, como las costas de Noruega y
Brasil, con perforaciones de hasta 3000 metros; pero en el próximo decenio se
bajará mucho más. En la actualidad el 25% del petróleo se extrae de las
profundidades marinas. Algunos estudios consideran que el 90% de los
yacimientos aún por descubrir se encuentra por debajo de esa profundidad. Por
tanto, se tendrán que desarrollar tecnologías avanzadas que permitan descender
a esas profundidades. Hacia el 2020 el 80% del petróleo producido se extraerá de
cuencas submarinas.
Otra alternativa de futuro son las llamadas arenas petrolíferas. A diferencia del
petróleo crudo (y del gas), por lo general atrapados en formaciones rocosas
porosas y liberadas por la perforación, las arenas petrolíferas están formadas por
betún, arena, agua y arcilla. En este caso el reto consiste en aislar el betún y
transformarlo en petróleo bruto sintético. La arena es extraída por palas
mecánicas y transportada en grandes camiones para su proceso. El potencial de
sus reservas es enorme. La compañía canadiense Syncrude ha producido así
1.800 millones de barriles desde que iniciara sus actividades en 1980. Hasta ahora
se han descubierto 16 depósitos de arena petrolífera en todo el mundo. Los más
importantes se encuentran en el norte de Canadá, y en el río Orinoco, en
Venezuela. Estas alternativas imponen un piso de 50 dólares por barril, ya que es
una tecnología muy costosa; por ejemplo, el costo de producción de un barril en el
mar del norte es de 30 dólares.
En muchas partes del mundo, incluido el Caribe Colombiano, el lecho marino
contiene gas natural atrapado dentro de los cristales helados llamados hidratos ó
catratos. Se les extrae introduciendo un tubo en el subsuelo para sacar un núcleo
de lodo y cristales. El problema es que a menos que ese núcleo esté debidamente
protegido, el cambio de presión y temperatura hacia la superficie, puede hacerlo
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explotar. Eso no ha disuadido a los Estadounidenses y Japoneses, que han
aprobado millonarias sumas de dinero para investigar y crear la tecnología con la
que se proponen perforar, para ver si es factible extraer ese combustible. Los
ingenieros químicos también encontraron una forma de convertir el gas natural en
combustible líquido, pero el proceso es costoso. “Los nazis lo hicieron en los días
finales de la Segunda Guerra Mundial, por necesidad”, dice Anderson. Les
siguieron los sudafricanos durante el boicot internacional de los años del
apartheid. “Nadie les vendía petróleo”, señala. “Tenían que buscar la forma de
fabricarlo ellos mismos”. Pero costaba caro. Hace 25 años hubiera costado
100.000 millones de dólares construir una planta con capacidad para producir
100.000 barriles diarios de combustible líquido a partir del gas natural. Aunque
ahora las compañías lo hacen a gran escala con tecnología mejorada, y el costo
se ha reducido, este sigue estando cercano a los 50 dólares/barril.
El crecimiento económico de los “tigres” Asiáticos:
La crisis económica actual que llevó el precio por debajo de los 50 dólares a
principios de 2009, así como la depresión económica de hace diez años de las
vibrantes economías asiáticas, generó una acumulación de existencias de crudo
que hundió su precio a alrededor de 10 dólares el barril. Pero la recuperación de la
región influyó en el aumento de los precios por encima de los 100 dólares el barril
a finales del año 2007, lo cual se repetirá una vez superada la actual crisis. A
medida que avanza en su industrialización, Asia está desarrollando una
monumental sed de petróleo. Actualmente consume 20 millones de barriles – 22
por ciento – de los 88 millones de barriles que el mundo consume cada día.
Asia consume ahora más o menos el mismo volumen de petróleo que Estados
Unidos, pero los países de esa región cuentan con 3.000 millones de habitantes,
en tanto que los Estados Unidos solo tienen 300 millones. El consumo anual per
cápita en los Estados Unidos es de 24 barriles, en Asia es solo de tres barriles y
en América Latina de cuatro. ¿Qué se puede esperar cuando modestas mejorías
en el nivel de vida en esas regiones – más automóviles, más refrigeradoras, más
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lavadoras y secadores, más hogares con aire acondicionado – resulten en
mayores aumentos en la demanda global de petróleo?. Miremos unos ejemplos:
Corea del Sur, que tiene que importar hasta la última gota del petróleo que
consume, ya ocupa el sexto lugar entre los mayores compradores mundiales de
crudo. China solo está a la zaga de Estados Unidos; si bien puede atender parte
de sus necesidades de energía de fuentes internas, éstas están lejos de producir
lo que hace falta para las necesidades de la rápidamente creciente economía. Y
Japón siempre ha estado en un consumo total de petróleo. En 1999, China
importó uno por cada cinco barriles que consumió, hoy la relación es de dos por
cada cuatro, y se pronosticaba, antes de la crisis económica, una proporción de
tres por cada cuatro, para el fin de ésta década. “La demanda de China es por sí
una importante razón para el aumento de los precios del petróleo”, aseveró Tim
Condon, un economista de ING Barings Securities en Hong Kong, en el año 2008.
Refinerías saturadas:
Los oleoductos están atorados de crudo, la demanda sobre buques cisterna es
altísima, y en mercados claves como el de Estados Unidos las refinerías están
operando a su máxima capacidad, con el riesgo de sufrir catástrofes operacionales
al no darse tiempo para un adecuado mantenimiento. La industria no ha construido
en Estados Unidos una nueva refinería en diez años y el número de ellas ha
caído desde 1990 de 205 a 159.
La infraestructura del aparato industrial productivo:
Desde 1860 el mundo industrial se construyó en torno al petróleo. Por eso las
fuentes alternas de Energía, en su mayoría renovables, como la solar, la eólica y
la geotérmica, no han podido desplazar al petróleo. La solución perfecta ya está
aquí: una celda que extrae hidrógeno combustible de las moléculas de agua o
alcohol, el cual no produce carbono al quemarse, sino agua. Pero en un mundo
fabricado con petróleo, son pocos los gobiernos y las compañías que se molestan
en invertir en el desarrollo de tecnologías alternativas. Aun si lo hicieran, es
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probable que persista el uso del petróleo. “El cambio de combustible podría ser
fácil, pero no así el de infraestructura”, dice Edwards. El problema es que el
mundo está equipado para el petróleo. “Tenemos cientos de miles de gasolineras.
Cuando llegue el cambio, será lento. Y de seguro que no será voluntario”, agrega.
2.3. CURVA DE HUBBERT
El extraordinario aumento del precio del barril de petróleo, que a finales del año
2007 llegó a superar los 100 dólares para el tipo West Texas Intermediate, es
originado por la escasez de este recurso en el mercado mundial. El problema en
este momento no se encuentra por el lado de la capacidad de la oferta, sino por el
lado de la fuerte demanda en el mundo. Técnicamente una escasez se define
cuando un producto no alcanza a satisfacer la demanda, y eso es lo que está
ocurriendo en el mercado mundial de petróleo, aunque esta escasez no se debe a
problemas críticos en la producción (oferta) de petróleo en el mundo, pues la
capacidad de extracción continúa creciendo, "hasta ahora," pero a un ritmo mucho
más pausado que el de la demanda.
Los proyectos petroleros de extracción, tienen obstáculos físicos, que provocan
que su implementación sea más lenta de lo que las economías desearían. La
causa actual de la debilidad del mercado petrolero mundial fue el continuo
incremento de la demanda de las economías en expansión, que a estas fechas ha
alcanzado ya los 88 millones de barriles de petróleo al día, según la "Agencia
Internacional de la Energía."
Algunos países ya están quedándose sin petróleo y las filas de espera para
adquirir los suministros de este recurso, son ahora organizadas por el precio. La
cotización del crudo se ha convertido en el instrumento natural de discriminación
en la distribución de tan necesario recurso. Las naciones que tengan para pagar
un barril por encima de los 50 dólares podrán continuar con sus programas de
crecimiento económico, los que no, sencillamente se tendrán que esperar a que el
precio baje para poder comprarlo.
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En Centroamérica ya se resiente el enorme incremento en el precio del crudo y el
sector más vulnerado es el de la generación eléctrica debido a que su
funcionamiento depende del combustóleo y del gas.
La demanda de las principales economías del mundo, al parecer no cederá para lo
que resta del año. Estados Unidos, con un crecimiento de 3.5% anual, China con
un crecimiento cerca del 9% anual y la India con un 6% anual de crecimiento en
promedio, desde hace 5 años, son elementos que indican que la demanda de
petróleo continuará incrementándose, por lo que se espera que el precio siga su
vertiginoso ascenso.
Recientemente, la Organización de Países Productores de Petróleo, la OPEP, ha
incorporado a la producción mundial, un millón de barriles para tratar de contener
el alza de los precios del crudo. Sin embargo esta medida, que en otros tiempos
frenaba de inmediato los aumentos del precio, hoy no ha podido siquiera contener
temporalmente la carrera de la cotización del petróleo.
La AIE continúa recomendando a la OPEP, que aumente su producción de
petróleo para controlar el mercado, pero, según los expertos, los países miembros
se mantienen produciendo a pleno rendimiento desde hace varios meses, y la
producción fuera de la OPEP también se encuentra bombeando a tope, por lo que
no hay al parecer en el corto plazo la capacidad de incorporar más barriles de
petróleo.
El mayor productor del mundo es Arabia saudita con alrededor de 9.5 millones de
barriles producidos en tan solo un día. A este país se le ha considerado siempre el
colchón de amortiguamiento para incrementar la producción de petróleo cuando
han ocurrido interrupciones en los suministros o en los periodos en que el precio
se ha elevado de manera importante por cuestiones políticas, pero en estos
momentos, se empieza a dudar seriamente, si es real esa capacidad. Matt
Simmons, especialista en financiamiento y desarrollo de proyectos petroleros, ha
cuestionado severamente la capacidad restante de producción de esta nación
árabe y sobre todo el volumen de sus reservas. Una prueba clara de que no existe
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capacidad excedente en estos momentos, que pudiera ser incorporada para tratar
de frenar el alza de los precios, es que ningún país productor desaprovecharía la
oportunidad que representa el rally de los altos precios, para incrementar sus
ingresos, aumentando su producción y obtener mayores ganancias. Si nadie lo
está haciendo es, sencillamente, porque no existe más capacidad de producción.
Los nuevos proyectos de infraestructura petrolera de extracción de crudo
considerados como "grandes," aquellos de más de 500 millones de barriles, son
contados y muy pocos. Para el año 2006 iniciaron la operación alrededor de 16
proyectos de este tipo, para el año 2007 fueron 10. A partir del 2008 son un poco
más críticas pues solo se pusieron en marcha 3 proyectos de esta dimensión.
Para el 2009 también 3 y finalmente, para el 2010 ninguno. Según los expertos en
materia de exploración y producción de petróleo, el tiempo necesario para poner
en marcha a pleno rendimiento un yacimiento desde el momento en que se
anuncia su existencia, es de alrededor de 6 años, por lo que el seguimiento del
incremento en la capacidad de producción mundial es más o menos sencilla de
predecir. Cualquier descubrimiento que se halla anunciado en fechas recientes, no
podrá entrar en operación hasta después del 2010. La exploración de petróleo
está llegando cada vez a regiones más remotas, donde el crudo es más costoso
de extraer, normalmente es de menor calidad y además se encuentra en
yacimientos mucho más pequeños a los encontrados en décadas pasadas.
La producción actual de petróleo, proviene, en más de un 70% de campos
maduros, que tienen más de 25 años de ser explotados de manera intensiva,
donde ya se han aplicado métodos de extracción por medio de inyección de agua,
de gas y de nitrógeno. El consumo mundial le lleva una enorme ventaja a lo que
cada año se descubre. La proporción es abismal, se consumen todos los días 5
barriles de petróleo por cada uno que se descubre.
Si actualmente el precio del barril de petróleo se ha situado en niveles alcanzados
durante el periodo del embargo petróleo de los años 70, que origino una severa
crisis económica en el mundo, solo porque la demanda le ha tomado una ligera
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ventaja a la oferta, las complicaciones serán mucho más graves cuando la
producción mundial de petróleo llegue a su máxima capacidad o pico de
producción, se estanque, "no continué creciendo," finalmente ceda y empiece su
declinación como estiman los especialistas de la Asociación para el Estudio del
Petróleo y el Gas, "ASPO", por sus siglas en ingles.
Según la ASPO, la producción mundial de petróleo iniciará su declinación entre el
año 2007 y el 2010, lo que supondrá una escasez todavía mas severa a la que
hoy está llevando a los precios del petróleo a nuevos máximos históricos cada
semana.
Una vez que la producción mundial de petróleo inicie su declinación no habrá
poder humano que la detenga y el proceso continuará deteriorándose con los
años. Este fenómeno de declinación de la producción mundial se explica por
medio de los métodos de análisis que hiciera en la década de los años cincuenta,
el geólogo King Hubbert sobre la producción de petróleo de los Estados Unidos.
Hubbert, calculó con 14 años de anticipación, en 1956, con extraordinaria
precisión, la fecha en que los Estados Unidos no podrían producir más petróleo
aunque se perforarán más pozos. En un principio nadie podía comprobar esa
teoría, por lo que fue subestimada e ignorada. Pero en el año de 1970, para
sorpresa de todos, la producción de petróleo Estadounidense, dejo de aumentar,
se estancó y finalmente inicio su declinación, como lo pronostico el análisis de
Hubbert.
Este proceso de disminución, continúa hasta ahora y provoca que Estados Unidos
requiera importar cada año más petróleo. El método de análisis de Hubbert,
conocido como la "curva de Hubbert" (Fig. 5), fue reconocido y desde entonces,
se aplica tanto para pronosticar el periodo de agotamiento de un pozo, como para
el de un campo, el de un yacimiento, el de un país entero o el de todo el mundo.
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Fig. 5. Curva de la declinación de la producción mundial de petróleo según la ASPO. www.peakoil.net. Fuente: Boletín de la ASPO en español www.crisisenergetica.org
2.4. TEORIA DE OLDUVAI.
La Teoría de Olduvai fue formula por Richard Dunkan y se basa en un esquema
de datos que establece que la esperanza de vida de la Civilización Industrial es
menor o igual a 100 años. Desarrollaremos la teoría desde sus raíces primitivas en
la civilización griega hasta la de reputados científicos del siglo XX. Esta visión
resulta útil porque aunque la teoría es fácil de entender, resulta muy difícil (esto
es, angustiosa) de aceptar para la mayoría de la gente, lo mismo que lo fue para
Dunkan.
La Teoría de Olduvai no tiene nada que ver con la geología ni con la paleontología
de la Garganta de Olduvai. Ni ha sido sancionada por la experiencia. Es más bien
una teoría sencilla que trata de demostrar la relación entre la producción (y el uso)
de la energía mundial y la población humana en términos de exceso y colapso.
Dunkan eligió el nombre de “Olduvai”, porque 1) es un nombre famoso, 2) He
estado allí, 3) es un sonido sordo, profundo, horripilante y ominoso y 4) es una
buena metáfora para el modo de vida de la “Edad de Piedra”. De hecho, las
formas de vida que existieron en la Garganta de Olduvai fueron (y todavía lo son)
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una forma de vida sostenible –local, tribal y solar- y, para bien o para mal,
nuestros antecesores la practicaron durante millones de años.
No hay duda de que el cenit y el declive de la Civilización Industrial debería ocurrir
como una compleja combinación de factores, tales como la sobrepoblación, el
agotamiento de los recursos no renovables, los daños ambientales, la
contaminación y la erosión del suelo, el calentamiento global, los nuevos virus
emergentes y los recursos destinados a las guerras. Dicho esto, la Teoría de
Olduvai utiliza una única métrica simple, definida como la “Ley de White”, pero
ahora trae un nuevo elemento: la electricidad.
La mayor parte de la experiencia de Dunkan ha sido en redes de suministro
eléctrico de alto voltaje y en los sistemas de Gestión de Energía (en inglés Energy
Management Systems o EMS) que los controlan. La electricidad no es una fuente
de energía primaria, sino más bien un “transportador de energía”: sin masa, viaja a
una velocidad cercana a la de la luz y a efectos prácticos, no puede ser
almacenada. Además, los sistemas eléctricos de potencia son costosos,
complejos, voraces en cuanto a consumo de combustibles, contaminantes y
requieren una operación y un mantenimiento de 24*7*365 días. Otro problema es
que la electricidad se da por supuesta. Simplemente se da al conmutador y las
cosas suceden.
En resumen: la electricidad es la quinta esencia de la vida moderna, pero los
sistemas de suministro eléctrico son, en sí mismos, exigentes, peligrosos y
delicados. Todo esto apunta a que los cortes permanentes estarán estrechamente
relacionados con el colapso de la Civilización Industrial, el que se denominará más
adelante el “precipicio de Olduvai”.
Definiciones: “Petróleo” (O, de oil, en inglés) Significa el crudo y los líquidos de
gas natural. “Energía” (E) significa las fuentes primarias de energía, en concreto,
petróleo, gas, carbón, energía nuclear e hidroeléctrica. “Pop”, significa población;
“ô” significa producción de petróleo per capita “ê” significa producción de energía
per capita. “G” significa millardos (giga, en inglés, ó 109). “b” significa barriles de
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petróleo. “boe” significa barriles de petróleo equivalente (“barrels of Oil Equivalent,
en inglés, en contenido energético, no en calidad). “J” significa Julios. “Civilización
Industrial” y “Civilización Eléctrica”, como veremos, significan lo mismo.
La Civilización Industrial aparece como una curva en forma de pulso de la energía
per capita “ê” consumida en promedio. La “esperanza de vida” (esto es, la
duración) de la Civilización Industrial, se define como el tiempo –en años- entre el
punto de arranque de la subida, en el que “ê” alcanza el 30% de su valor máximo
o cenit y el punto correspondiente en el que ê vuelve a alcanzar el mismo valor en
el declive. El nuevo elemento es que la Teoría de Olduvai ahora se enfoca sobre
los problemas asociados a las redes de suministro eléctrico de alto voltaje en todo
el mundo.
Civilización y Kilovatio Disponible: Aunque los combustibles fósiles son todavía
muy importantes, la electricidad tiene un valor indispensable como energía de uso
final en la Civilización Industrial. Para determinar su importancia, es imprescindible
distinguir entre la energía primaria consumida para generar electricidad, respecto
de la energía primaria consumida en todos los demás usos no eléctricos, tales
como los que realizan un trabajo o generan calor.
Considérese lo siguiente. Se estima que el 42% de la energía primaria mundial
utilizada en 1999 lo fue para generar electricidad. Esto debe compararse con la
contribución del petróleo para todos los usos finales no eléctricos, que fue del
39%; o de la contribución del gas de un 18% o de la simple contribución del
carbón de un 1%. Esto es, cuando lo que cuenta es la calidad energética,
entonces la importancia de la electricidad queda muy, pero que muy evidenciada.
Por ejemplo, si se desea calentar una habitación, entonces un julio (J) de
electricidad “equivale” a 1 J de electricidad. Pero si lo que se desea es alimentar la
televisión, entonces, un julio de electricidad “equivale” a 3 J de carbón. Así que si
alguien se debe preocupar por la energía, no hay que perder tiempo con el
petróleo, el gas o el carbón. ¡Hay que pre-ocuparse del conmutador que hay en la
pared!
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ENERGÍA Y CIVILIZACIÓN
“Con otros factores considerados constantes, la cultura evoluciona en función de
la cantidad de energía que cada año se incrementa, o en función de cómo se
incrementa la eficacia de los medios e instrumentos que transforman dicha
energía…No debemos desgajar la historia del desarrollo cultural de este punto de
vista”. Leslie White, 1949. La 2ª Ley de White”
El petróleo es líquido, almacenable y transportable. Es la mayor fuente de energía
primaria de la Civilización Industrial (¡Pero no la mayor fuente energética de “uso
final”!). Se ha desarrollado un nuevo método para modelar y simular, y se ha
realizado una serie de cinco predicciones para la producción mundial de petróleo;
una nueva predicción cada año. La figura 6 muestra los principales resultados de
dicha previsión más
reciente.
Fig. 6. Producción Mundial OPEP y No OPEP de Petróleo Notas: (1) Se prevé que la producción mundial de petróleo llegue a su cenit el año 2006. (2) El
momento de cruce entre la producción OPEP y No OPEP ocurrirá en el año 2008. (3) La tasa de
producción de petróleo de las naciones de la OPEP entre 1985 y 1999 respecto de las naciones No
OPEP, se incrementó 9,33 veces.
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La Figura 6 muestra los datos de la producción mundial de petróleo desde 1960 a
1999 y nuestras previsiones para el periodo 2000 al 2040. Nótese que la tasa de
crecimiento general de la producción de petróleo se deceleró entre 1960 y 1999
(Curva 1). En detalle: la tasa promedio de crecimiento entre 1960 y 1973 fue de un
brutal 6,65% anual. Después, de 1973 a 1979, el crecimiento se frenó a un 1,49%
anual. Con posterioridad, de 1979 a 1999, se deceleró a un glaciar 0,75% por año.
Cuando nos movemos más allá del periodo histórico, la previsión #5 calcula que la
producción mundial de petróleo alcanzará su cenit histórico el año 2006. Después
de ese pico y hasta el año 2040, la producción de petróleo caerá un 58,8%, con un
promedio de decrecimiento anual del 2,45% por año durante 34 años.
Se prevé que el momento en que los países de la OPEP comienzan a producir
más petróleo que el resto No OPEP, sucede en el año 2008 (curvas 2 y 3). Este
hecho dividirá el mundo en dos campos: uno con excedentes de petróleo y el otro
con ninguno. La predicción #5 presenta el siguiente escenario: (1) Al comienzo del
2008, los 11 países de la OPEP producirán más del 50% del petróleo mundial. (2)
A continuación, la OPEP controlará cerca del 100% de las exportaciones
mundiales. (3) BP Amoco (2000) coloca las “reservas probadas” de la OPEP en el
77,6% del total mundial. (4) La producción de la OPEP de 1985 a 1999 creció a un
fuerte promedio de un 3,46% por año. En contraste, la producción de los países
No OPEP creció a un perezoso 0,37% por año en el mismo periodo de 14 años.
Los modelos de predicción del petróleo, los programas de aplicación para hacerlos
funcionar y la Guía de Usuario, se encuentran todos disponibles en:
http://www.halcyon.com/duncanrc (Duncan, 2000 a).
El cenit de la producción mundial de petróleo (2006) y el momento de cruce de las
producciones OPEP y No OPEP son importantes en el esquema de Olduvai, que
se discutirá más adelante. Pero antes, veamos la relación entre la producción
mundial de petróleo y la población mundial. La Figura 7 muestra los datos
históricos:
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Fig. 7. Producción mundial de petróleo per capita 1920-1999
Notas: (1) La producción anual promedio per capita (ô) creció exponencialmente entre 1920 y
1973. (2) Después, la tasa de crecimiento anual quedó en prácticamente cero, entre el periodo
1973 y el pico o cenit mundial de producción per capita, en 1979. (3) Posteriormente, entre 1979 y
1999 ô decreció fuertemente en un promedio de un 1,20% por año. (4) Respuesta típica “¡no lo
sabía!” (5) Los pequeños dibujos hacen énfasis en que el petróleo es, de lejos, la mayor fuente
primaria de energía para el transporte (por ejemplo, aproximadamente un 95% del petróleo
producido en 1999 se dedicó al transporte)
La Figura 7 muestra la producción mundial de petróleo per capita entre 1920 y
1999. La curva representa la relación entre la producción mundial de petróleo (O)
y la población mundial (Pop). Por ejemplo, ô = O/Pop in barriles per capita por año
(esto es, en b/c/año). Nótese que ô creció exponencialmente entre 1920 y 1973.
Después creció de forma poco significativa entre 1973 y 1979, que fue el año del
cenit de la producción mundial per capita. Finalmente, decreció entre 1979 y 1999
al ritmo de un 1,20% anual; esto es, de 5,50b/c en 1979 a 4,32 b/c en 1999.
(”¡debes estar bromeando!”)
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El pico o cenit de 1979 y el posterior declive de la producción mundial de petróleo
per capita se muestran en la página 11 de BP-Amoco (2000),
http://www.bp.com/centres/energy/. Para no perdérselo.
Conclusión: Aunque la producción mundial de petróleo (O) se incrementó entre
1979 y 1999 un promedio de un 0,75% por año, la población mundial (Pop) creció
aún más deprisa. Por ello, la producción mundial per capita (ô) cayó en un
promedio de un 1,20 % por año entre 1979 y 1999.
Como ya se ha mencionado, el principal objetivo de este estudio, es describir,
discutir y probar la Teoría de Olduvai de la Civilización Industrial con los datos
históricos. Aplicando la Ley de White, nuestra métrica o indicador es la relación
entre la producción total de energía (E) y la población mundial (Pop); esto es, ê =
E/Pop.
La figura 8 muestra ê durante el periodo histórico.
Fig. 8. Producción de energía mundial per capita: 1920-1999.
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Notas: (1) La producción promedio de energía mundial per capita (ê) creció de forma significativa
entre 1920 y el año de cenit de la producción per capita mundial, en 1979. (2) Después del pico,
entre 1979 y 19999 ê decreció a un promedio del 0,33% por año. Esta tendencia de caída es
conocida como la “pendiente de Olduvai”, que se discutirá más adelante. (3) Los pequeños dibujos
son para resaltar que la entrega de electricidad a los usuarios finales es la condición sine qua non
del modo de vida moderno. No los hidrocarburos.
Obsérvese la variabilidad de ê en la figura 8. En detalle: entre 1920 y 1945 ê
creció de forma moderada a un promedio de un 0,69% por año. Después, entre
1945 y 1973, creció a un vertiginoso ritmo de un 3,45% por año. Entre 1973 y el
año del cenit del consumo per capita mundial, 1979, el crecimiento se frenó a un
0,64% por año. Pero después –y por primera vez en la Historia- ê comenzó un
declive a largo plazo entre 1979 y 1999. Este periodo de 20 años se denomina la
“pendiente de Olduvai”, el primero de tres intervalos decrecimiento del “esquema
de Olduvai”
Conclusión: Aunque la producción mundial de la energía (E) entre 1979 y 1999
creció a un promedio del 1,34% por año, la población mundial (Pop) creció más
deprisa. Por ello, la producción mundial per capita (ê) descendió a un promedio del
0,33% por año durante esos 20 años. Véase la Ley de White al principio de esta
sección.
Reconocimientos: Por lo que se, el reconocimiento debe ser para Robert Romer
(1985), por ser el primero en publicar los datos del periodo del cenit de la
producción mundial de energía per capita (ê) entre 1900 y 1983. El colocó el cenit
o pico (¡de forma correcta!) en 1979, seguido de un fuerte descenso hasta 1983, el
último año de sus datos. El reconocimiento va también para Gibbons, et. al (1989)
por publicar un gráfico de ê entre 1950 y 1985. Gibbons, et al. puso el pico en
1973. Pero curiosamente, ninguno de los estudios mencionados hizo mención
alguna de la importancia del cenit o pico y el subsiguiente declive de la producción
de energía per capita.
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El pico o cenit de 1979 y el descenso de la producción de energía per capita
mundial (ê) se pueden observar en http://www.bp.com/centres/energy. Echen una
ojeada.
LA EVOLUCIÓN DE UNA IDEA
El alumno árabe Ibn Khaldun (en español Ibn Jaldún) (1332-1406), creía que la
“solidaridad de grupo” era el requisito previo de toda civilización. “La civilización
necesita los valores tribales para sobrevivir, pero esos mismos valores son
destruidos por la civilización. En concreto, la civilización urbana destruye los
valores tribales con lujos que debilitan los lazos jerárquicos y de comunidad y con
deseos artificiales de nuevos tipos de cocina, nuevas modas en el vestido, casas
más grandes y otras novedades de la vida urbana” (Weatherford, 1994).
Joseph Gravill observó en 1665 que, aunque el uso de máquinas hacía la vida
más fácil, también la hacía más dependiente. “Por ejemplo, si se estimulan las
demandas artificiales, los recursos se van consumiendo a un ritmo creciente”
(Eiseley, 1970)
Pero por lo que se, fue el escritor y aventurero Washington Irving (1783-1859) el
que primero se dio cuenta de que la civilización podría colapsar rápidamente.
Las naciones están perdiendo rápidamente su nacionalidad. El gran y creciente
intercambio de modas y la uniformidad de opiniones mediante la difusión de la
literatura, están destruyendo rápidamente aquellas peculiaridades que prevalecían
con anterioridad. Dentro de poco nos haremos un solo pueblo, a menos que una
vuelta a la barbarie nos arroje de nuevo en el caos. (Irving, 1822).
El primer manifiesto que he encontrado de que la civilización Industrial está a
punto de colapsar en una forma de vida primitiva, vino del biólogo y matemático
Alfred Lotka.
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La especie humana, vista desde una amplia perspectiva y como un ente que
incluye sus aspectos económico e industrial ha cambiado firme y radicalmente su
carácter, en el periodo en que vivimos. En este sentido nos hemos alejado del
punto de equilibrio un hecho muy significativo, desde un punto de vista práctico,
porque implica que tenemos un periodo de ajuste para volver a alcanzar el
equilibrio y sería muy optimista el que creyese que esto se puede lograr sin
esfuerzo ni trabajo....Mientras, ese repentino declive puede parecer simplemente
una vuelta al equilibrio eterno, ya que las ganancias previas se compensarían con
las pérdidas, pero dicho declive no dejaría de sentirse como una catástrofe
superlativa. Nuestros descendientes, si es que ese es su destino, quedarían
pobremente compensados y verían que, de hecho, nosotros vivimos en la
abundancia y el lujo. (Lotka, 1925).
El erudito Norbert Wiener (1894-1964) escribió en 1950 que lo mejor que podemos
esperar del papel del progreso es que “nuestros intentos para progresar de
respecto de nuestras necesidades abrumadoras, puedan llevar en sí el terror
purgante de una tragedia griega”
Los recursos de América parecían inagotables en 1500...Sin embargo, la
existencia de nuevas tierras impulsó una actitud similar a la de la reunión del té
maldito de Alicia. cuando el té y las pastas se acababan en un asiento, lo natural
era cambiarse de lugar y ocupar un nuevo asiento...A medida que pasaba el
tiempo, se vio la mesa de te americana no era inagotable....Lo que muchos no
percibimos es que los últimos 400 años fueron un periodo especial en la historia
del mundo....Esto es parcialmente el resultado de una comunicación creciente,
pero también de un control mayor de la Naturaleza la que, en un planeta limitado
como la Tierra, puede terminar siendo a largo plazo una esclavitud para la
Naturaleza misma. (Wiener, 1950).
Sir Charles Galton Darwin escribió en 1953: La quinta revolución vendrá cuando
hayamos gastado los almacenes de carbón y petróleo que se han ido acumulando
en la Tierra durante cientos de millones de años....Es de esperar que antes de ello
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se hayan desarrollado otras fuentes de energía...pero sin considerar el detalle, es
obvio que habrá una gran diferencia en el modo de vida....tanto si se encuentra un
sustituto conveniente o no de los fósiles actuales, no hay duda de que esto
representará un gran impacto en las formas de vida. Este cambio puede ser
justamente llamado una revolución, pero a diferencia de todos los precedentes, en
este no hay forma de que conduzca a incrementos de población, sino quizás a
justamente lo contrario. (Darwin, 1953).
Sir Fred Hoyle lo dejó claro en 1964: A menudo se dice que si la especie humana
no consigue una forma de vida estable aquí en la Tierra, otras especies tomarán el
relevo. En el sentido de desarrollo de la inteligencia, esto no es correcto. Ya
hemos, o pronto habremos agotado los prerrequisitos físicos necesarios en lo que
concierne a este planeta. Con el carbón agotado, el petróleo agotado, los
minerales metálicos de calidad agotados, no hay especies, por muy competentes
que sean, que puedan dar el salto desde las condiciones de vida primitiva a la
tecnología de alto nivel. Este es un asunto de un solo disparo. Si fallamos, este
sistema planetario falla, en lo que respecta a la inteligencia. Lo mismo se verifica
para otros sistemas planetarios. En cada uno de ellos habrá una posibilidad y una
sola. (Hoyle, 1964).
MODELOS MUNDIALES, ETC.
Quizá sea la visión occidental del hombre y la naturaleza la visión demoníaca más
difundida. Entre nosotros, generalmente se cree que el hombre es algo aparte de
la Naturaleza y superior a ella. De hecho, la evolución es un proceso para crear al
hombre y sentarlo en el vértice de la pirámide de los monos. El hombre ve la
Tierra como un tesoro que puede saquear a voluntad. Y desde luego, el
comportamiento de los occidentales, especialmente desde el advenimiento de la
Revolución Industrial, ofrece una evidencia incontrovertible que sustenta esta
afirmación. Ian McHarg, 1971
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Jay Forrester, del MIT construyó en 1970 un modelo mundial “para entender las
opciones que le quedan a la Humanidad, según la sociedad entra en la transición
del crecimiento al equilibrio”.
¿Qué sucede cuando el crecimiento se acerca a límites fijos y es forzada a dejar
paso a algún tipo de equilibrio? ¿Existen posibilidades ante nosotros, que nos
puedan llevar a mundos futuros alternativos?...El crecimiento exponencial no será
eterno. El crecimiento de población y la industrialización pararán. Si el hombre no
lleva a cabo acciones conscientes para limitar el crecimiento de población y las
inversiones de capital, las fuerzas inherentes al sistema natural y social se
encargarán de limitar el crecimiento. El asunto es solo cuestión de cuándo y cómo
cesará el crecimiento, no de si cesará. (Forrester, 1971).
El comportamiento básico del modelo mundial de Forrester, trataba del exceso y
del colapso. Proyectó que el estándar de vida material (en inglés material standard
of living, o MSL), llegaría a su cenit en 1990 y después decrecería hasta el año
2100. Además, medido por el MSL (esto es, los puntos de subida y bajada al 30%
del total del cenit), la esperanza de vida de la Civilización Industrial era de unos
210 años. (Forrester, 1971, Figura 4-2). Utilizó un modelo mundial para investigar
las políticas sociales (por ejemplo, la “acción consciente” cultural) para posibilitar
la transición a la sostenibilidad.
En nuestros sistemas sociales, no hay utopías. No hay formas de comportamiento
sostenibles que estén libres de presiones y tensiones...Pero para desarrollar las
formas más prometedoras, se necesitará una dedicación y una contención en un
futuro a tan largo plazo que el hombre puede no ser capaz de mantener. nuestro
mayor reto ahora es cómo manejar la transición del crecimiento al equilibrio. Las
sociedades industriales tienen tras de sí unas tradiciones antiguas que han
promovido y recompensado el crecimiento. El folclore y los cuentos sobre el éxito,
alaban el crecimiento y la expansión. Pero ese no es el camino del futuro. (ibid.,
1971).
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Encontró que la sostenibilidad podría alcanzarse en el modelo del sistema
mundial, si se aplicaban, en 1970, las siguientes cinco políticas sociales:
Tasa de uso de los recursos naturales, reducida un 75%
La generación de contaminación, reducida un 50%
La generación de inversión de capital, reducida en un 40%
La producción de alimentos reducidos un 20%
La tasa de natalidad reducida un 30% (ibid., 1971)
Los críticos (la mayoría de ellos economistas) dijeron que esas políticas eran
“inocentes” y “poco realistas”. Afortunadamente, el equipo del proyecto acababa
de completar un estudio de dos años utilizando el modelo más comprensible
“Mundo3”. También investigaron las políticas sociales que podían llevar a la
sostenibilidad en el sistema. Sin embargo, el sistema de referencia del “Mundo3”
(como el de Forrester, en 1971) también proyectaron el exceso y el colapso del
sistema mundial.
Este es el modelo “Mundo3” de referencia...tanto la población Pop, como la
producción industrial per capita (en inglés Industrial Output Per Capita, o IOPC),
crecían más allá de los niveles sostenibles y por tanto decrecían después. La
causa de su declive se podía trazar hasta el agotamiento de los recursos no
renovables (Meadows, et al., 1972, Figura 35).
El modelo “Mundo3” de referencia (ver 1972 arriba) proyectaba que la producción
industrial per capita (IOPC) alcanzaría su cenit o pico máximo en el 2013 y
después caería de forma aguda hasta el 2100. Además, la duración de la
Civilización Industrial (medida entre los puntos de subida y bajada al 30% del pico
máximo) alcanzaba los 105 años.
Presenté la primera Teoría de Olduvai al público en 1989.
El transcurrir de la historia humana se puede dividir en tres fases.
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120
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
La primera, o fase preindustrial fue un largo periodo de equilibrio cuando las
herramientas simples y máquinas muy sencillas limitaban el crecimiento
económico.
La segunda, o fase industrial, es un periodo muy corto de no equilibrio, que
arrancó con fuerza explosiva cuando nuevas y poderosas máquinas eliminaron
temporalmente todos los límites del crecimiento.
La tercera, o fase de desindustrialización, se sitúa inmediatamente después,
durante el periodo en que las economías industriales se deslizarán hacia un nuevo
periodo de equilibrio, limitado por el agotamiento de los recursos no renovables y
el continuo deterioro del medio ambiente (Duncan, 1989)
En 1992, veinte años después del primer estudio del “Mundo3”, los miembros del
equipo recalibraron el modelo con los últimos datos disponibles y los utilizaron
para “adivinar un futuro sostenible”. Pero:
Todo lo que nos declaró Mundo 3 es que el modelo del sistema y por implicación,
el sistema del “mundo real”, tiene una fuerte tendencia a excederse y colapsar. De
hecho, en los miles de modelos sometidos a prueba que hemos intentado estos
años, el exceso y el colapso han sido con mucho, los resultados más frecuentes
(Meadows, et al., 1992).
¡El modelo de referencia Mundo 3 actualizado, de hecho dio casi exactamente los
mismos resultados que surgieron del primer estudio en 1972! Por ejemplo: la
producción industrial per capita (IOPC) alcanzó su cenit o pico máximo en 2014
(contra el 2013 en el modelo anterior) y la duración de la Civilización Industrial
salió con 102 años (contra 104 años anteriormente).
El escritor australiano Reg Morrison, también prevé que el exceso y el colapso es
adonde se dirige la humanidad. En su escenario (no tiene modelo formal), la
población mundial alcanza los 7.000 millones de personas en el 2036. Y de ahí
decrece a 3.200 millones en el año 2090, con una pérdida promedio de 71,4
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121
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
millones de personas por año (esto es, más muertes menos nacimientos) a lo
largo de 54 años.
Dada la gráfica actual de la población humana, sus indicadores también dicen
mucho de un mensaje mucho mayor y desde nuestro punto de vista, mucho más
ominoso: el ciclo de la plaga humana está a punto de alcanzar un clímax
demográfico para después colapsar. No solo nuestros genes han conseguido
ocultar o disimular que somos mamíferos totalmente típicos y por tanto,
vulnerables a todas las pruebas y equilibrios habituales de la evolución, sino que
también han logrado cerrarnos en el ciclo de la plaga, que parecen haber diseñado
a propósito. Gaia está corriendo con precisión de reloj suizo (Morrison, 1999).
Las discusiones siguientes muestran que muchos profesionales respetados han
alcanzado conclusiones que son consistentes con la Teoría de Olduvai, a la que
ahora trataremos.
LA TEORIA DE OLDUVAI: 1930-2030
El sistema inmune de la Tierra, por así llamarlo, ha reconocido la presencia de la
especie humana y está comenzando a reaccionar. La Tierra está intentando
sacudirse de la infección del parásito humano. Richard Preston, 1994.
La Teoría de Olduvai, volviendo al asunto, establece que la esperanza de vida de
la Civilización Industrial es menor o igual a cien años, medida como el promedio
mundial de producción de energía por persona y año: ê = E/Pop. La Civilización
Industrial, según aquí se define, comenzó en 1930 y se prevé que acabe sobre el
año 2030 o incluso antes. Nuestros principales objetivos para esta sección tienen
tres vertientes: (1) discutir la Teoría de Olduvai entre 1930 y 2030, (2) identificar
los eventos energéticos importantes durante este periodo y (3) enfatizar que
Civilización Industrial = Civilización Eléctrica = al “modo de vida moderno”. La
figura siguiente muestra la teoría de Olduvai.
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122
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Fig. 9. La Teoría de Olduvai: 1930-2030
Notas: (1) 1930 Þ La Civilización Industrial comenzó cuando (ê) alcanzó el 30% del valor pico
máximo o cenit. (2) 1979 Þ ê alcanza el pico máximo de 11,15 boe/c. (3) 1999 Þ El fin del petróleo
barato. (4) 2000 Þ Comienzo de la “Jihad de Jerusalén”. (5) 2006 Þ Cenit predicho en la
producción mundial de petróleo. (6) 2008 Þ El punto de cruce OPEP con países No OPEP. (7)
2012 Þ cortes eléctricos permanentes ocurren a nivel mundial. (8) 2030 Þ La Civilización Industrial
acaba cuando ê cae a niveles de 1930. (9) Obsérvese que hay tres intervalos de declive en el
esquema de Olduvai: la pendiente, el declive y el barranco o acantilado, cada uno de los cuales es
más agudo que el anterior (10) los pequeños dibujos hacen hincapié en que la electricidad es la
energía de uso final esencial para la Civilización Industrial.
La Figura 9 muestra la curva completa de Olduvai entre 1930 y el año 2030. Los
datos históricos aparecen de 1930 a 1999 y los valores hipotéticos del 2000 al
2030. Estos 100 años se denominan “Civilización Industrial”. La curva y los
sucesos constituyen ambos el “esquema de Olduvai”. Obsérvese que la curva
general tiene una forma de onda como un pulso, que se denomina exceso y
colapso. Ocho grandes sucesos definen el esquema de Olduvai.
Los Ocho Sucesos: El primero, en 1930 (ver nota 1 de la Figura 9) marca el
comienzo de la Civilización Industrial, cuando ê alcanzó los 3,32 boe/c. Este es el
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123
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
“punto de arranque del 30%”, una forma estándar de definir la duración de un
pulso. El segundo suceso, en 1979 (Nota 2) marca el pico máximo o cenit de
producción mundial de energía per capita, cuando ê alcanzó los 11,15 boe/c. el
tercer suceso, en 1999 (nota 3) marca el fin del petróleo barato. El cuarto suceso
de 28 de septiembre de 2000 (nota 4) marca la erupción de la violencia en el
Medio Oriente; esto es, la Jihad de Jerusalén. Además el “JJ” señala el final de la
“pendiente” de Olduvai, en el que ê decrece a un 0,33% por año, entre 1979 y
1999.
En la Figura 9 se aprecian los siguientes intervalos en el esquema de Olduvai. El
“declive” de Olduvai, el primero de los intervalos futuros, comienza en el año 2000
con una escalada de la guerra en el Medio Oriente. El quinto suceso de Olduvai en
el 2006 (Nota 5) señala el pico máximo o cenit de la producción mundial de
petróleo. El sexto suceso en el 2008 (Nota 6) marca el momento en que la OPEP
supera la producción de los países No OPEP, producen el 51% del petróleo
mundial y controlan cerca del 100% de las exportaciones mundiales de petróleo.
El año 2011 señala el final del “declive” de Olduvai, en el que ê decrece un 0,67%
por año entre el 2000 y el 2011.
El “precipicio” es el último intervalo del esquema de Olduvai. Comienza con el
séptimo suceso en el 2012 (Nota 7) cuando empiezan a suceder una serie de
cortes eléctricos permanentes de carácter epidémico y finalmente, las redes
eléctricas de potencia, finalmente expiran. El octavo suceso en 2030 (Nota 8)
señala la caída de la producción (o uso) de energía mundial per capita al nivel de
1930. Este es el punto de descenso del 30% respecto del pico, cuando la
Civilización Industrial se convierte en historia. La tasa de decrecimiento de ê es del
5,44% por año entre el 2012 y el 2030.
“La mano escribe y después se mueve”. La decreciente fiabilidad del suministro
eléctrico ya ha comenzado.
Los cortes eléctricos en California y en otras partes, son el resultado de un largo
proceso de desarrollo económico, del incremento incesante de dispositivos
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124
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
informáticos engullidores de energía, del aumento de la población y de un parón
en la construcción de nuevas plantas de energía, en medio de la desregulación del
mercado energético. Como los cortes amenazan con expandirse hacia el este en
los próximos años, los ciudadanos norteamericanos se pueden ver en la tesitura
de tener que optar por la energía o el medio ambiente; entre construir más plantas
de energía o convivir con los dolores de cabeza económicos y las inconveniencias
de suministros eléctricos inadecuados. (Carlton, 2000)
El negocio de la electricidad ha llegado al límite de su capacidad de generación,
sea ésta basada en las plantas de carbón, en las nucleares o en saltos
hidroeléctricos. El negocio eléctrico ya ha respondido a esta escasez. Se han
pasado pedidos para instalar un gran número de plantas generadoras de
electricidad basadas en gas natural. Pero esas plantas de energía requieren una
ingente cantidad de gas natural. El incremento dramático del consumo de gas que
esto exige, simplemente no se puede abordar, porque el gas no está ahí
(Simmons, 2000).
Como ya hemos subrayado, la Civilización Industrial está atada a la electricidad.
Por decirlo de alguna forma, en 1999 la electricidad suministró el 42% de la
energía de uso final en todo el mundo, contra el 39% del petróleo (el combustible
fósil líder). Aun así, esa pequeña diferencia del 3% empaña la magnitud real del
problema, porque omite la diferente calidad de las diferentes formas del uso final
de la energía. Pidiendo disculpas a George Orwell y a la Segunda Ley de la
Termodinámica “Todos los julios (J) de energía son iguales, pero unos son más
iguales que otros”. Esto es, si uno calienta su café, entonces un julio de energía
funciona igual que un julio de energía eléctrica. Sin embargo, si uno desea
conectar su ordenador, entonces 1 julio de energía representa 3 julios de petróleo.
Por tanto, la relación entre la importancia de la electricidad, frente al petróleo en la
Civilización Industrial, nos es de 42:39, sino algo más parecido a 99:1. cocientes
similares se pueden hacer extensivos a la electricidad frente al gas y al carbón.
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125
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Pregunta: ¿Dónde ocurrirá la mortandad masiva de Olduvai? Respuesta: En todas
partes. Pero las grandes ciudades serán, desde luego, los lugares más peligrosos
para vivir cuando las redes eléctricas mueran. Allí quedarán millones de personas
densamente empaquetadas en edificios altos, rodeados por hectáreas y hectáreas
de asfalto y cemento: no habrá electricidad, no habrá trabajo y no habrá alimento.
Las áreas urbanas se despoblarán rápidamente cuando las redes eléctricas dejen
de existir. De hecho, ya hemos trazado las zonas peligrosas (ver, por ejemplo La
Tierra Viviente –en inglés Living Earth-, 1966). En concreto, las grandes ciudades
aparecen como puntos brillantes de color amarillo anaranjado en los mosaicos de
los satélites de la NASA, cuando fotografían la Tierra de noche. Esas luminarias
del planeta están diciendo “atención”, “cuidado” y “peligro”. Los Ángeles y Nueva
York, Londres y París, Bombay y Hong Kong son puntos calientes insostenibles.
RESUMEN Y CONCLUSIONES
La teoría de la civilización se puede retrotraer desde la filosofía griega, hacia el
500 a.d.C., hasta un grupo de respetados científicos del siglo XX. Por ejemplo: las
referencias de dos modelos de simulación realizadas en los años 70, ponen la
esperanza de vida de la civilización entre 100 y 200 años. La Teoría de Olduvai se
define específicamente como la relación entre la producción mundial de energía y
la población mundial. Establece que la esperanza de vida de la Civilización
Industrial es igual o menor de 100 años: entre 1930 y 2030. La teoría se ha
contrastado con datos históricos entre 1920 y 1999.
Aunque todas las fuentes de energía son importantes, la Teoría de Olduvai
establece que la electricidad es la quintaesencia de la Civilización Industrial. La
producción de energía mundial per capita se incrementó enormemente entre 1945
y el la fecha del cenit o pico máximo, en 1979. Desde entonces hasta 1999, y por
primera vez en la Historia, decreció entre 1979 y 1999 a un ritmo de un 0,33%
anual (la “pendiente” de Olduvai, en la Figura). Después, entre 2000 y 2011, según
el esquema de Olduvai, la producción de energía per capita, se reducirá en un
0,70% anual (el “declive” de Olduvai). Después, entre el 2012 habrá una serie de
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cortes eléctricos permanentes en todo el mundo. Esos cortes, junto con otros
factores, provocarán una caída del consumo de energía per capita hasta el 2030
de un 3,32% anual, hasta alcanzar el mismo valor que en 1930 (el “precipicio” de
Olduvai). Por definición, la duración de la Civilización Industrial es igual o menor
de 100 años.
El “declive” de Olduvai entre el 2001 y el 2011 puede parecerse a la Gran
Depresión que tuvo lugar entre 1929 y 1939: desempleo, colas para las comidas
de caridad y gentes sin hogar. En cuanto al “precipicio” de Olduvai, no conozco
precedente en la historia humana.
Los gobiernos han perdido todo respeto. Las organizaciones mundiales son
ineficaces. El neotribalismo está rampante. La población supera los seis mil
millones y sigue creciendo. El calentamiento global y los nuevos virus son portada
todos los días. La fiabilidad de las redes eléctricas está cayendo. Y en el momento
en que la energía desaparezca, estaremos de vuelta en la Edad de Piedra.
En 1971 llegué a la siguiente conclusión: “Si Dios hizo la Tierra para ser habitada
por seres humanos, desde luego la hizo para el modo de vida de la Edad de
Piedra”. La Teoría de Olduvai debe someterse a juicio.
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3. CONTRATACION PETROLERA Y STATE TAKE
La política petrolera tiene que ver con la contratación para las fases de exploración,
desarrollo y producción. La tabla 5 ilustra los parámetros que establecen la
modalidad de contratación petrolera en el ámbito internacional. Todos son relativos.
Tabla 5. Parámetros para la contratación.
ECONOMÍA DE
EXPLORACIÓN
ECONOMÍA
DESARROLLO
ECONOMÍA
PRODUCCIÓN
ENFOQUE Análisis de Riesgo -
oferta de entrar/ceder
por contrato.
Factiblemente
evaluación de
exploración
Evaluación de
adquisición
RIESGO Perforación/hallazgo
Muy Alto
Costos, oportunidad,
precios.
Moderado
En su mayor parte
riesgo de Precios.
Bajo
BONOS Firma de Bonos
Muy Sensitivo
Bonos al principio
Usualmente no son
sensitivos
Bonos de
producción
Usualmente no son
sensitivos
PARTICIPACIÓN
DEL GOBIERNO Parte muy importante
del riesgo de capital
Enorme pero tan
riesgoso como en la
exploración
Usualmente no es
aplicable
REQUERIMIENTO
S DE CAPITAL
IMPORTANTE
Capital de
exploración en
sísmica, bonos,
geología y geofísica,
perforación
Costos de desarrollo
en perforación,
facilidades de
superficie y
transporte
Costos de operación
COSTOS DE
OPERACIÓN Economía no
sensitiva
Moderadamente
sensitiva
Muy sensitiva
TAMAÑO DEL
CAMPO Enorme
100 - 150+ MMbbls
Moderado
5 – 50+ MMbbls
Límite económico
INGRESO DEL
CONTRATISTA Preocupación
Crítica
Preocupación
Importante
Preocupación
importante REGALÍAS Puede ser muy discutida en la exploración y desarrollo, y causa
prematuro abandono. COSTOS LÍMITES
DE RECOBRO Preocupación
Importante
Preocupación muy
Importante
Aquí no importan
VALORES DE
RESERVAS Valor esperado
Hipotético
Flujo efectivo
discutido
Bajo
Flujo efectivo
discutido
Alto
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128
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Negociaciones.
Los gobiernos han trazado numerosas estructuras para la extracción de la renta
económica en el sector petrolero. Algunos son bien balanceados, eficientes y
claramente diseñados. El tema fundamental es de todos modos la exploración y/o
desarrollo, factible bajo las condiciones subrayadas en el sistema fiscal.
El propósito de la estructura fiscal y la fijación de impuestos es capturar toda la renta
económica posible. Esto consiste en dar a la industria una parte razonable del
beneficio, o ingreso.
Objetivos Gubernamentales.
El objetivo de un gobierno es maximizar la riqueza a partir de sus fuentes naturales
para fortalecer los niveles apropiados de la actividad exploratoria y de desarrollo.
Además, para cumplir esto, el gobierno debe diseñar sistemas fiscales que:
Suministren una justa reversión al estado y a la industria
Eviten especulaciones indebidas
Limiten una carga administrativa indebida
Suministren flexibilidad
Produzcan una competencia sana y una eficiencia en el mercado.
El diseño de un sistema fiscal eficiente debe tener consideraciones del riesgo
geológico, de las reservas potenciales, de la seguridad económica y social, y del
nivel de violencia.
Objetivos de la Compañía Petrolera.
Los objetivos de las compañías petroleras son encontrar equidad y maximizar la
riqueza descubriendo y produciendo reservas de petróleo y gas al menor costo
posible y garantizar los más altos beneficios posibles.
Además de esto, deben descubrir grandes campos. Infortunadamente, las regiones
de grandes campos son pocamente encontradas y acompañadas por estrictos
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129
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
términos fiscales. La industria del petróleo es confortable con términos severos si
ellos son justificados por un suficiente potencial geológico.
El primer aspecto económico de negociaciones contrato/licencia, son el compromiso
de trabajo y los términos fiscales.
Compromiso de Trabajo.
Los compromisos de trabajo son generalmente medidos en kilómetros de datos
sísmicos y en número de pozos. Hay algunas instancias donde el compromiso de
trabajo puede consistir solamente de la adquisición de datos sísmicos con una
opción para perforar. Otros contratos tienen fuertemente obligaciones agresivas de
perforación.
Los términos del compromiso de trabajo imponen penas por el no rendimiento. El
compromiso de trabajo es un aspecto crítico de la exploración internacional. Esto
incorpora la mayor parte del riesgo de la exploración petrolera.
3.1. SISTEMAS DE CONTRATACIÓN MUNDIAL.
Los gobiernos y las compañías negocian su interés en uno de dos sistemas básicos:
las concesiones y los contratos. La diferencia fundamental entre ellos es el resultado
de diferentes actitudes hacia la propiedad de las fuentes minerales.
3.1.1. Sistema Concesionario.
El sistema concesionario, como su término implica, permite la propiedad privada de
las fuentes del mineral. Los Estados Unidos, de acuerdo, son el ejemplo extremo del
sistema donde el individuo puede tener derecho propio sobre el mineral. En los
demás países el gobierno se apropia de todas las fuentes minerales, pero bajo el
sistema concesionario transferirá títulos a una compañía si ellos están produciendo.
La compañía está sujeta entonces al pago de regalías e impuestos.
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130
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
La concesión evolucionó en su carácter y filosofía, de tal manera que en la
actualidad algunos países la utilizan con términos más favorables al anfitrión que
aquellos que se establecían en los antiguos contratos.
Esta segunda generación de Concesión tiene como principales características el
reconocimiento de la propiedad del Estado sobre los recursos, la validez por tiempo
limitado y programas de trabajo acordados. En algunos casos las regalías son
variables y el riesgo exploratorio es asumido totalmente por la compañía.
Una característica de la Concesión moderna es el reconocimiento por parte de las
petroleras de la propiedad y soberanía del Estado sobre los recursos naturales
contenidos en el territorio.
Adicionalmente, le brinda al Estado un papel significativo tanto en la selección de la
tecnología para el desarrollo de un campo, como en el control de la producción de
los recursos naturales.
3.1.2. Sistema Contractual.
Bajo el sistema contractual el gobierno retiene la propiedad de los minerales. Las
compañías petroleras tienen derecho a recibir una parte de la producción o renta a
partir de la venta de petróleo y gas de acuerdo con un contrato de producción
compartida o un contrato de servicio. En la industria del petróleo, Indonesia es el
pionero de los contratos de producción compartida, con el primer contrato firmado a
principios de los años 60´s.
Las medidas contractuales se dividen entre contratos de servicio y contratos de
producción compartida. La diferencia entre ellos depende de todos modos de la
compensación que recibe el contratista en efectivo o en especie (crudo). La
diferencia entre contratos de servicio de riesgo y de servicio puro depende de los
honorarios basados en los beneficios. Los contratos de servicio puro (no riesgo) son
poco vendidos. En los contratos de servicio puro el contratista realiza el trabajo de
exploración y/o desarrollo a nombre del país anfitrión a cambio de un honorario.
Todo el riesgo es asumido por el estado.
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131
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Contratos de Producción Compartida (PSC).
En este acuerdo, la compañía actúa como contratista del Gobierno anfitrión y como
contraprestación toma un porcentaje de la producción para recuperar los costos. La
producción restante se distribuye entre la compañía y el Estado con base en una
proporción acordada. La evolución de este tipo de contratos dio lugar al modelo de
“Ganancias Compartidas”.
Elementos del Contrato de Producción Compartida
Recuperación de Costos (Cost Recovery) para la compañía petrolera, que asume
totalmente los costos de exploración asociados con el descubrimiento.
Distribución de la Producción. Después de deducir la cantidad de petróleo acordada
entre el Estado y la compañía (Cost Oil), la producción restante (Profit Oil) es
distribuida entre el Estado y la compañía, con base en una escala de producción
(diaria o acumulada) de los campos descubiertos.
Régimen Fiscal. Excluye regalías debido a que al ser éstas un impuesto basado en
la producción, el Gobierno estaría penalizando a la compañía tanto en la producción
como en las utilidades (impuesto de renta).
Contrato de Ganancias Compartidas con base en la Rentabilidad.
Se originó en los años 80 como respuesta al deseo de un gran número de países de
participar significativamente en los grandes hallazgos al tiempo que proporcionar un
ambiente atractivo para las compañías en la exploración de áreas de alto riesgo,
conocidas como áreas de frontera.
El elemento clave de este contrato es que la petrolera dispone de una porción de los
ingresos para recuperar los costos, así como de un retorno acordado de su
inversión. Una vez el flujo de caja aumenta y el contratista ha recibido esas
compensaciones, el Estado aumenta su participación en los dividendos por medio de
mayores regalías o mediante impuestos de renta adicionales.
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La rentabilidad, base para la distribución de las ganancias, puede ser medida en
términos de la Tasa Interna de Retorno (TIR) o Factor R (Ingresos/Egresos) de cada
campo o contrato.
Contratos de Servicios.
Las principales características de este tipo de acuerdos son:
El ciento por ciento de la producción pertenece al Gobierno al igual que las reservas.
El Estado compensa a la compañía por el servicio prestado mediante el pago de una
tarifa acordada.
El atractivo de este contrato para las compañías es la expectativa de que pueden
adquirir un porcentaje del crudo producido a un precio preferencial.
Las regalías no son usadas en este tipo de acuerdos.
Existen dos variedades de este tipo de contratos:
Contratos de Servicio con Riesgo.
El contratista asume todos los costos de exploración. Si no hay un descubrimiento,
el contrato termina y la compañía cesa de explorar. En caso contrario, el Estado es
totalmente dueño del recurso y puede posteriormente contratar, con la compañía
que realizó el descubrimiento o con cualquier otra, la ejecución del desarrollo del
campo descubierto. Este tipo de contrato es sólo viable en aquellas áreas donde
exista una buena probabilidad de encontrar fácilmente un campo comercialmente
explotable.
Contrato de Servicios sin Riesgo.
Son acuerdos en los cuales una compañía conduce las operaciones por cuenta del
Estado o su empresa Estatal. Los riesgos y costos son asumidos en su totalidad
por el Estado y por consiguiente cualquier descubrimiento es de su propiedad. La
petrolera actúa como un contratista del Estado y como tal su remuneración consiste
en una tarifa fija en efectivo acordada por las partes.
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133
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
La adopción de este tipo de contratos supone la disponibilidad de un cierto nivel de
capital de riesgo por parte del Estado y un bajo nivel de incertidumbre respecto del
hallazgo de hidrocarburos en las áreas que aplicarían para el acuerdo.
Este acuerdo es generalmente usado para adelantar operaciones de producción y no
para operaciones de exploración, en virtud a que las primeras implican un menor
riesgo y por consiguiente, la remuneración es proporcionalmente menor.
Joint Ventures (Contratos de Unión de Riesgo).
Básicamente son “sociedades” entre las compañías petroleras y el Estado. Tienen
lugar cuando el Estado, a través de la compañía nacional petrolera o de cualquier
otro organismo estatal, se convierte en socio en la explotación de un
descubrimiento.
Los socios del Joint Venture distribuyen el riesgo y las ganancias que genere el
negocio aun cuando frecuentemente sobre bases diferentes. En algunos casos, el
socio que originó el Joint Venture puede tener derecho a un pago extra o
compensación. En otros, el socio titular del derecho o permiso para explorar o
explotar un área puede recibir una concesión de los otros socios, consistente en el
pago de toda o parte de su proporción de algunas de las inversiones efectuadas
en desarrollo del acuerdo como, por ejemplo, la perforación de un número
acordado de pozos. Las variaciones sobre este aspecto son infinitas, lo que le
permite Joint Venture ser completamente flexible para la negociación de sus
términos.
Cuando existe una participación por parte del Gobierno en un Joint Venture,
normalmente se establece que se inicie a partir del comienzo de la producción de
un campo, esto quiere decir que el Estado es “conducido” (no asume costos) por
los otros socios durante el período de exploración.
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En algunos países es posible encontrar acuerdos Joint Venture en los cuales el
Estado es “conducido” por los otros socios en los costos de desarrollo, además de
los causados durante la etapa de exploración. En tales casos, el reembolso de los
costos se realiza sólo cuando el Estado comienza a obtener beneficios
económicos del desarrollo.
Todos los acuerdos Joint Venture involucran la suscripción de un Acuerdo de
Operación Conjunta (Joint Operating Agreement - JOA). En él se establecen los
términos de operación entre los socios que conforman el acuerdo, como fecha
efectiva y término del contrato, interés de participación, responsabilidades del
operador, programas y presupuestos de trabajo, procedimiento para la
transferencia y renuncia de intereses y normas de confidencialidad de la
información, entre otros.
Factor de Rentabilidad (Factor R).
En el ámbito mundial este sistema contractual ha tenido poca acogida, aunque en los
países que se ha implementado ha tenido buenos resultados. Entre los países que
se han acogido al sistema se encuentran Ecuador, en los contratos de servicios;
Túnez y recientemente Colombia entre otros.
En Ecuador, el factor R estaba basado sobre la siguiente escala incremental:
Rata de Producción (Q) Factor R
Hasta 10.000 BOPD 0.30
10.001 - 30.000 BOPD 0.25
30.001 - 50.000 BOPD 0.23
50.001 - 70.000 BOPD 0.20
70.000+ 0.18
Tabla 6. Factor R en Ecuador
Para entender mejor este sistema calcularemos como ejemplo el factor R para una
tasa de producción diaria de 16.438 bpd.
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135
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
R = (0.3 * 10.000 + 0.25 * 6.438) / 16.438 = 0.2804
Según el cálculo anterior, el factor R efectivo es de 0.2804.
El más común de los contratos de factor R es el implantado en Túnez cuya
definición está basada mediante la fórmula:
Factor RIngresos Netos Acumulados
Costos Totales Acumulados
En Túnez las regalías del petróleo y el gas, los impuestos, y la participación del
gobierno son todas basadas sobre el Factor R, en donde los ingresos netos
acumulados son la renta neta acumulada actualmente recibida por el contratista, la
cual es igual al volumen del negocio (renta bruta) para todos los impuestos
anuales menos los impuestos pagados y los costos totales acumulados son los
costos en exploración y gastos de tasación y los costos de operación actualmente
incurridos por el contratista a partir del día de la firma del contrato.
Contratos Híbridos.
Combinan elementos de las diferentes modalidades de contratación: regalías,
distribución de producción, porcentaje de recuperación de costos, impuestos de
participación del Estado, etc.; tal es el Contrato de Asociación Colombiano.
Si se mira retrospectivamente el desarrollo mundial de la industria petrolera,
observamos cómo la contratación petrolera evolucionó principalmente como
resultado del poder de negociación adquirido por los países propietarios del
recurso, que en el pasado delegaron la actividad petrolera a las compañías
privadas, pero que a partir del momento en que confirmaron la importancia
estratégica del petróleo, empezaron a consolidar una posición firme en el mayor
aprovechamiento de sus recursos. En la tabla 7 se muestran algunos ejemplos
sobre la regulación petrolera mundial:
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136
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Tipo de Gobierno
Constitución
Sistema Legal
Legislación Petrolera
Agencia del Estado Autorizada
Nueva Guinea
Primer Ministro Estilo de democracia parlamentaria
9/16/1975 Leyes comunes inglesas
Acta petrolera 1977 4/1978 Capítulos 198
Departamento de Minerales y Energía
Malasia Monarquía Constitucional
8/31/1957 Enmendada en 1963
Leyes comunes inglesas
Departamentos de Petróleo Actas 1974/5
Petronas Compañía Petrolera Nacional
Nigeria Gobierno Militar desde 1983
10/1/1979 enmendada en 2/84 revisada 1989
Leyes comunes inglesas. Leyes islámicas y tribunal legal
Perforación de petróleo y registros de producción de 1969
Nigerian Nat. Oil Co. (NNOC)
Colombia República – Domina la Rama Ejecutiva
7/5/1991 Basada sobre leyes Españolas
Decreto ley 1760 de 2003
Ecopetrol Y ANH
Túnez República 6/1/1959 Basada sobre leyes civiles francesas y leyes islámicas
Decreto Ley 85-9 14/9/85 Modificado por la ley 87-9 6/2/87 y el decreto ley 90-55 18/6/90
Ministro para Energía y Minas
Qatar Monarquía tradicional
Constitución provisional promulgada el 4/2/1970
Sistema discrecional de leyes controladas por el Amir y la ley islámica
No tiene Ley de petróleos
Qatar Petroleum Producing Co. (QPPC)
Vietnam Estado Comunista
12/18/1990 Basada sobre la teoría legal comunista y la ley civil francesa
Ley del 29/12/1987 sobre investigaciones extranjeras
Petrovietnam
Tabla 7. Ejemplo de las Estructuras de Regulación Petrolera Mundial.
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137
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
3.2. REGALÍAS.
Las regalías son en su concepto fundamental, derechos quitados del tope de la renta
bruta y el tratamiento es similar bajo casi todos los sistemas fiscales.
Muchos contratos de producción compartida no tienen una regalía, ejemplos de este
tipo se encuentran en países como Albania, Angola, Bangla Desh, India, Indonesia,
Irlanda, Malta y España entre otros.
El lenguaje del contrato filipino es idéntico al de los demás contratos de producción
compartida con la excepción de la rebaja por incentivo de participación filipina
(FPIA). La FPIA es parte del honorario de servicio y está basado en las rentas
brutas justo con una regalía excepto que el gobierno paga al grupo contratista hasta
el 7.5% de las rentas brutas. Esta parte del honorario del contrato es equivalente o
puede ser visto como una regalía negativa. La FPIA, está basada en un sistema
escalonado que puede llegar hasta un 7.5% si la participación filipina es del 30% o
más en onshore o del 15% offshore.
Participación Filipina (%)
FPIA (%)
Hasta el 15 0
15 - 17.5 1.5
17.5 – 20 2.5
20 - 22.5 3.5
22.5 – 25 4.5
25 - 27.5 5.5
27.5 – 30 6.5
30+ 7.5 Tabla 8. Sistema de regalías negativas en Filipinas
Un porcentaje de regalía específica es una cantidad fija cobrada por barril o por
tonelada. Esta especie de regalía es relativamente rara, pero puede también ir con
otro nombre, tal como tarifa de exportación como en la antigua Unión Soviética. Otro
tipo de porcentaje de regalía específica es el US$1.00/bbl como recaudo de
impuesto de guerra en Colombia. Este recaudo se inició en 1990 y es cobrado
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138
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
durante los primeros seis años de producción. Esto es aún más regresivo que una
regalía ordinaria.
A nivel mundial cualquier regalía por encima del 15% es excesiva. Es ineficiente y
contraproducente tener regalías tan altas. Una regalía del 20% como en nuestro
país sobre un precio del petróleo de US$18/bbl es US$3.6/bbl. Esto marca una
enorme diferencia con el desarrollo de campos pequeños y de producción marginal.
Un campo marginal por ejemplo, puede requerir hasta un 50% de las rentas brutas
sobre la vida del campo para recuperar el capital y los costos de operación. Una
regalía del 20% en la situación representaría el 40% de los beneficios. Un remedio a
este problema que ha llegado a ser popular son las regalías escalonadas y otros
elementos fiscales para acomodar las situaciones marginales.
Regalías Escalonadas.
Una característica encontrada en muchos sistemas fiscales del petróleo son las
regalías escalonadas como por ejemplo en Abú Dhabi, Camerún, China, Gabón,
Marruecos en el sistema concesionario y Tailandia, entre otros, usadas por
regalías, impuestos y varios otros aspectos. El enfoque más común es un
incremento escalonado basado en promedios diarios de producción. El siguiente
ejemplo muestra unas regalías escalonadas desde un 5% hasta un 15% de
acuerdo en un aumento de 10.000 bpd de producción.
Producción Diaria (BOPD) Regalía (%)
Hasta 10.000 5
10.001 - 20.000 10
20.000+ 15
Tabla 9. Ejemplo de un Sistema de Regalías Escalonadas
Si la producción diaria es de 15.000 bpd, la regalía efectiva a pagar por el contratista
es de 6.667% (10.000 bpd 5% + 5.000 bpd 10%).
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139
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Los niveles de producción en el sistema de regalías escalonadas deben ser elegidos
cuidadosamente. Si los intervalos son también altos, entonces el sistema no tiene
flexibilidad. En algunas situaciones tener intervalos de 50.000 bpd pueden ser
también altos o los conservadores de 10.000 bpd pueden ser también bajos. La
elección de la escala es realizada por el tamaño del descubrimiento
La industria internacional del petróleo ha entrado en una era de intensa
competición global. Cada día hay más países que se abren al negocio y están
agresivamente buscando capital. En 1993 hubo licencias oficiales en 40 países.
Otras naciones estuvieron activamente negociando con compañías petroleras.
Las repúblicas de la antigua Unión Soviética dominan la escena. Esto ha creado
un competitivo aumento de conciencia entre todos los países del mundo. Los
países deben ser proactivos y sus esfuerzos de mercadeo tienen que ser
consistentes con su cultura, su geología y sus términos fiscales. Regiones tales
como el Sudoeste de Asia, América Latina y el Oeste de África, están siendo
evaluados sobre las bases de prospectividad, términos fiscales y negocios
ambientales en general. Países con ciertas regiones geográficas pueden
necesitar cooperación.
En la actualidad más gobiernos están dependiendo de contratos de producción
compartida, bajas regalías y menos firma de bonos. Los gobiernos son más
flexibles en la adjudicación de bloques y licencias. Las compañías petroleras
independientes se están proyectando al exterior como nunca antes, entrando al
campo de las mejores compañías petroleras.
3.3. TENDENCIAS MUNDIALES DE CONTRATACIÓN PETROLERA.
Aunque la primera forma de contratación, la concesión, reinó por casi un siglo, en
1938 el nuevo gobierno revolucionario Mexicano cambió las regalías, siendo esta la
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140
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
primera expresión de insatisfacción contra el sistema de concesión existente. La
segunda expresión surgió cuando en 1948 el gobierno de Venezuela promulgó una
ley sobre el impuesto de renta, mediante la cual se aseguró una distribución del
50/50, de los beneficios o utilidades en la explotación, entre el Gobierno y las
compañías petroleras. Otros países productores lo imitaron, iniciándose así el
movimiento en el Medio Oriente (v. g., Arabia Saudita, en 1950, Kuwait en 1951 e
Irak en 1952). Aunque estas medidas para aumentar la participación económica de
los gobiernos fueron revolucionarias en su momento, no recibieron mayor oposición
de parte de las compañías.
La crisis surgió cuando Irán demandó otros cambios relativos al control de las
operaciones y del mercado del petróleo. Las grandes compañías se opusieron
rotundamente al programa de iranización de la industria, que se inició con la
nacionalización de la famosa Anglo Iranian Oil Company. El gobierno iraní perdió la
batalla porque las grandes multinacionales hicieron muy efectivo un “embargo"
contra la producción de las empresas nacionalizadas.
De todas maneras, el sistema de concesión se vio sometido a grandes presiones en
los países donde se había establecido. La irrebatible discrecionalidad de las
compañías privadas sobre las operaciones y decisiones claves, relativas a los
precios y niveles de producción, fueron vistas como perjudiciales y en detrimento de
los intereses nacionales. Es interesante resaltar cómo, en la industria del petróleo en
general, durante la etapa de la exploración las compañías tienen un gran poder
negociador al paso que, al descubrir reservas importantes, esta posición se ve
disminuida frente a los gobiernos. Este fenómeno ayudó a que, habiéndose
descubierto grandes reservas, los Estados respectivos vieran incrementada su
fuerza negociadora, propiciando un ambiente favorable a los cambios en el esquema
de la antigua concesión.
El error clave del sistema de concesión radicaba en haberle dado a las compañías
privadas el control total sobre las operaciones petroleras dentro de los países
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141
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
productores, mediante el otorgamiento de derechos exclusivos, sumamente amplios,
tal como ya se comentó. Es esencial que el gobierno tenga adecuados
conocimientos técnicos, gerenciales y científicos, para poder llevar a cabo el control
efectivo de las operaciones petroleras en su territorio, lo cual se ha venido
adquiriendo poco a poco.
Nuestro país no fue ajeno a este proceso, aunque un poco tarde se llegó a la
institución de un cambio en el sistema ya que la industria petrolera nacional se había
paralizado, lo cual nos convirtió en el poco tiempo en importadores de crudo debido
al alto incremento en el consumo de hidrocarburos.
Después del fracaso de las concesiones, en los años 60 y 70’s vinieron
trasformaciones para los sistemas de contratación en los países exportadores,
naciendo los diversos tipos de contratación que hoy conocemos. La década de los
años ochenta fue prácticamente inerte en cambios, pero a principios de los 90,
después de la Guerra del Golfo, hubo una serie de acuerdos petroleros que
reflejan un espíritu de desregulación y desburocratización de los Estados
anfitriones, al mismo tiempo que se permite una mayor libertad o discreción a las
petroleras, principalmente en lo que se refiere a la aprobación de operaciones.
Otro aspecto importante es la preferencia de los Gobiernos por deducir sus
prerrogativas con el propósito de mantener o aumentar el capital privado de
inversión que, dadas las características propias del negocio, es de muy alto valor y
riesgo.
Se observa también un predominio de las formas híbridas de contratación.
Contratos tipo Producción Compartida parecen predominar para nuevas áreas de
exploración, mientras que en el caso de áreas con operaciones existentes la figura
más aceptada es el Joint Venture.
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142
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Cada vez es mayor la preocupación de los países porque sus sistemas de
contratación poseen regímenes fiscales más flexibles, con instrumentos que
permitan hacer al Gobierno más sensible a la rentabilidad de una operación, tales
como las regalías graduadas, los impuestos de renta basados en la tasa de
retorno, impuestos flexibles a la volatilidad del precio del petróleo e incentivos
fiscales para estimular el desarrollo de campos marginales.
La competencia por atraer el capital de inversión ha dado lugar a que los países
adopten más de un tipo de modelo de contratación, dependiendo de riesgo
geológico que presenten las distintas áreas potencialmente petrolíferas, como es
el caso de Ecuador y Perú donde se pueden negociar Joint Ventures,
Concesiones y Contratos de Servicios, o el de Venezuela donde se han realizado
licitaciones para adjudicar Contratos de Servicios para campos marginales y
Contratos de Ganancias Compartidas en nuevas áreas de exploración.
Por último, los contratos recientes hacen un mayor énfasis en las áreas de
transferencia de tecnología y tienen en cuenta disposiciones precisas en torno al
impacto en el medio ambiente. En Colombia en particular, además del Contrato
de Asociación, Ecopetrol ha suscrito y tiene previsto celebrar otros tipos de
contrato para la exploración y explotación de hidrocarburos dentro de las áreas
que se reservó, conservando la filosofía del sistema de Asociación; mientras que
la ANH ha incursionado en una nueva Concesión que han llamado REGALIA /
IMPUESTOS (R/T). Su concepción se fundamenta en las Concesiones modernas
y la modalidad de adjudicación depende de las áreas en las que se aplican.
3.4. POLÍTICA DE CONTRATACION PETROLERA EN COLOMBIA
El análisis de los términos contractuales y fiscales de los contratos E&P en Colombia
permitirá identificar los criterios mínimos que se deben considerar en el momento
de tomar la decisión, para desarrollar un proyecto de inversión petrolera en este
país. Adicionalmente, brindará la oportunidad de conocer la filosofía implementada
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143
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
como política petrolera para incentivar la inversión extranjera en esta industria en
Colombia, haciéndola más atractiva que en otros países de la región, a partir de
mejores condiciones fiscales e incentivos tributarios.
El nacimiento de cada uno de los sistemas contractuales tiene su razón de ser en
procesos históricos, que nos muestran una serie de elementos reales, esenciales
para entender y diferenciar cada uno de tales sistemas.
En general, todos los sistemas de contratación petrolera en el mundo evolucionaron
desde sus raíces básicas hacia modelos menos rígidos que proporcionan una mayor
flexibilidad en la negociación de sus términos.
Se podría afirmar que existen dos corrientes históricas que marcan la evolución entre
los diferentes regímenes petroleros: primero está la llamada de los "regímenes de
licencias", en los cuales el Estado concede derechos a los particulares sobre sus
hidrocarburos, bien sea en forma exclusiva o asociándose con ellos, para llevar a
cabo las operaciones, y la otra, conocida como de los "regímenes contractualistas".
Dentro de los “regímenes de licencia” podemos encuadrar a aquellas naciones que
tienen un sistema de Concesión; dentro del otro régimen se encuentran los
Contratos de producción compartida, los Joint Venture (Contratos de Asociación) y
los Contratos de Servicios.
El régimen contractual en exploración y producción en Colombia está enmarcado
dentro del contexto internacional, teniendo sus pros y sus contras que son
analizados enseguida para comprender por qué nuestro “State Take” es el más bajo
de Latinoamérica, por qué no somos un país petrolero, por qué no hay grandes
multinacionales explorando en Colombia, por qué las grandes inversiones las hace y
las tiene que seguir haciendo Ecopetrol S.A, por qué no es conveniente seguir
privatizando nuestra empresa Estatal, por qué la importancia estratégica de
fortalecer la Agencia Nacional de Hidrocarburos, por qué no hay una bonanza
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144
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
petrolera real, por qué importaremos gas desde el próximo año y petróleo desde el
2015, y, sobre todo, por qué necesitamos con urgencia aprobar una Ley Marco de
Hidrocarburos.
Lo primero en analizar son los riesgos que existen para el inversionista qué, al
evaluarlos, determinan la clasificación de nuestro país en su portafolio de inversión.
Las empresas internacionales expertas en la evaluación del riesgo-país los agrupan
en riesgos políticos, económicos, comerciales e industriales.
Dentro de los riesgos políticos está la estabilidad del régimen, que en nuestro país es
una fortaleza por ser una de las democracias más antiguas de Latinoamérica; la
disputa de fronteras cuando en ellas hay buenos prospectos petroleros (Los Monjes
y San Andrés son casos en Colombia); la influencia del sindicalismo en el sector,
debilitado durante el gobierno Uribe; la legislación ambiental, una debilidad en
nuestro caso por ser inoperante y retardataria en la gestión exploratoria; el
terrorismo, menguado en el gobierno anterior pero en reciente reactivación; y el
estado de guerra o conflicto interno, que ha sido reconocido por el actual gobierno, lo
cual le quita puntos importantes en la clasificación de preferencia a nuestro país.
Dentro de los riesgos económicos tenemos fortaleza en el crecimiento del producto
interno bruto –PIB, la baja inflación y la no expropiación de la propiedad privada; las
escasas reservas monetarias representan un riesgo moderado, mientras que la alta
deuda externa y la balanza de pagos negativa, son consideradas por los
inversionistas variables de alto riesgo.
Los riesgos comerciales son los que menos impactan desfavorablemente en los
inversionistas petroleros, pues nuestro país permite la repatriación de capital y la
financiación externa o de terceros; hay estabilidad legal al no ser retroactivas las
leyes, garantizando las condiciones pactadas; se eliminó, en el nuevo sistema
contractual, la obligatoriedad de suministro interno que contemplaba el anterior
contrato de asociación, permitiéndole al inversionista exportar su producción; no
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145
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
existe política de precios como ocurría en el antiguo sistema concesionario, pues
éstos se rigen por el precio internacional; y no hay sistema de cuotas que restrinjan
la producción como ocurre en los países miembros de la OPEP cuando hay
sobreoferta.
Los mayores riesgos se encuentran en la misma industria, pues el que más pesa es
el geológico, y en nuestro país es muy baja la probabilidad de encontrar prospectos
petroleros con reservas superiores a 100 millones de barriles (todos los campos
descubiertos en los últimos 20 años tienen reservas inferiores a esta cifra); el riesgo
operacional es muy alto por el acoso de los grupos insurgentes al margen de la ley,
la saturación de la infraestructura de transporte y la falta de vías de penetración a las
zonas petroleras que dificultan la logística exploratoria. En este grupo de riesgos se
resalta a favor de los inversionistas los términos contractuales, el acceso a la
información y la facilidad de negociación que brinda la ANH.
De acuerdo a la evaluación de los riesgos enumerados anteriormente, Colombia en
los últimos 12 años ascendió del puesto 76, en la lista de riego-país del portafolio de
inversión, al puesto 34; y mejoró el índice de prospectividad petrolera de 5 a 15,
pasando de poco competitivo a moderadamente competitivo, producto de la
disminución en la participación del Estado en la renta petrolera (State Take), la cual
bajó del 80% al 42% en promedio.
Esto último se logró introduciendo reformas a favor de los inversionistas en el
sistema contractual, la ley de regalías y el sistema tributario, así: en primera instancia
el gobierno de Pastrana modificó en 1999 el contrato de asociación, aumentando la
participación del inversionista en la producción, después de regalías, del 50% al
70%; cambió la liquidación de las regalías del 20% constante a una escalonada, que
varía del 5% al 25% dependiendo de la producción del campo; eliminó el impuesto
de remesa que era del 7%; permitió la repatriación de capital y las utilidades; cambió
el método de depreciación de activos “por unidades producidas” al método de “línea
recta” con valor de salvamento nulo, reduciendo el periodo de depreciación de 22 a 5
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146
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
años; y eliminó el leasing financiero (inversión) de la contabilidad petrolera, dejando
únicamente el leasing operacional (costos), beneficiando de este modo al
inversionista por la amortización que Ecopetrol tenía que hacer del 30% de estas
inversiones.
Posteriormente, con el Decreto-Ley 1760 de 2003, el gobierno de Uribe creó la ANH,
la cual en 2004 eliminó el contrato de asociación, volviendo al antiguo contrato de
concesión, donde la participación del Estado en la producción pasó del 30%,
después de regalías, a un promedio del 7% en las concesiones otorgadas por
licitación o subasta, o al 0% en los contratos otorgados directamente. Igualmente, el
gobierno de Uribe creó otro alivio tributario con la deducción por la compra e
importación de activos fijos (en sus primeros 6 años de gobierno del 40% y en sus 2
últimos años del 30%), que sumado a la depreciación acelerada aprobada en el
gobierno de Pastrana, el Estado terminó devolviendo a los inversionistas el valor de
sus inversiones más un regalito equivalente al 13 por ciento de ese valor. El gobierno
de Santos desmontó esta deducción por compra de activos fijos, señalando que se
trataba de un privilegio temporal que ya había cumplido con su cometido.
Además de las mejoras contractuales, en regalías y tributarias, la mayoría de los
Inversionistas reconocen que la política de seguridad democrática, junto con la
estabilidad política y legislativa mejoró las condiciones para la inversión extranjera,
generando un panorama bastante atractivo para la mayoría de empresas
multinacionales. Por lo cual, muchos analistas consideran que el aumento de la
producción, constante desde 2006, de debe a la amalgama de todas estas variables.
Sin embargo, considero que el incremento en las actividades de exploración y
producción se debe principalmente al alza de precios del petróleo desde 2005, que
hizo posible la explotación de yacimientos de crudo pesado descubiertos hace
décadas (Rubiales, Castilla), que hoy representan el 80% del incremento de la
producción. El aumento del precio y las deducciones tributarias por compra de
activos permitió invertir en tecnologías modernas para recuperar crudo residual en
campos maduros (La Cira-Infantas, Casabe). Realmente los cambios contractuales y
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
en regalías ha permitido el incremento de la exploración en cuencas sedimentarias
consideradas de menor riesgo, donde ya se ha probado la existencia comercial de
hidrocarburos, con lo cual se han descubrimiento campos pequeños que sólo
aportan el 10% de la producción.
Sumando todas las políticas y externalidades anteriores, el país está cerca al millón
de barriles diarios, la meta máxima antes de volver a la declinación si no
descubrimos un gran yacimiento. Este incremento de la producción no ha ido de la
mano con la expansión de la infraestructura de transporte, punto en el cual Ecopetrol
(55%), Pacific Rubiales (32,8%) y Petrominerales se unieron para construir el
Oleoducto Bicentenario entre Casanare y Coveñas, que será puesto al servicio a
fines de 2012.
3.4.1. Concesiones.
Es la más antigua forma de contratación petrolera. Las primeras concesiones fueron
firmadas a finales del siglo pasado, con las compañías que dieron origen a las que
ahora son las más grandes multinacionales.
Aunque, sin licencia alguna conocida, con el pozo Tubará perforado en 1883 cerca a
Barranquilla, por don Manuel María Palacio, don David López y el geólogo Luis
Striffler, se dio inicio a la exploración petrolera en Colombia; es sólo a través del
sistema de concesión desde 1886 que se inicia oficialmente la “utilización” del
petróleo, cuando el Gobierno otorgó la primera Concesión para este fin en la costa
norte a Jorge Isaac (quien buscando carbón encontró petróleo); el cual rigió hasta
1974 cuando el presidente Alfonso López Michelsen expidió el Decreto Ley 2310 por
medio del cual abolió el sistema concesionario como mecanismo de contratación
petrolera en el país. Sin embargo, la primera Concesión formalmente firmada por el
gobierno de Colombia para la exploración de petróleo, se realizó con el señor
Roberto De Mares, quien en representación de una compañía canadiense, filial de la
Standard Oil, suscribió la Concesión Armella-De Mares (valle inferior del Magdalena)
a finales del siglo XIX. Luego vinieron más contratos, como las Concesiones De
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Mares y Barco. Con la De Mares (para el valle medio del Magdalena) se marcó la
pauta de la exploración y se dio inicio al desarrollo de la industria. Luego de la
abolición de las Concesiones, a los concesionarios se les respetaron los derechos
hasta la fecha de reversión, y es así como en la actualidad aún existe una vigente
extendida por 20 años más por el presidente Uribe en 2003, la cual es:
Número Nombre Empresa Fecha Final Regalía
2162 Yalea Perenco 05 - 03 - 2.023 11.5 %
Tabla 10. Concesiones Vigentes
Este contrato en general era bastante rígido y consistía en que la nación otorgaba a
un particular un área determinada para explorar y explotar petróleo. Su filosofía
consistía en entregar a las compañías el derecho exclusivo a buscar, obtener,
explotar, desarrollar, disponer para la venta, transportar, exportar y vender el
petróleo y las sustancias derivadas, sobre grandes extensiones territoriales, por
largos períodos, a cambio de regalías y algunos impuestos. El Gobierno no tenía
participación en la administración de las operaciones ni aportaba capital de riesgo.
Las labores que se desarrollaron bajo el sistema de Concesión condujeron a que en
el país se descubrieran 54 yacimientos comercialmente explotables, con reservas
recuperables de 2.600 millones de barriles que le permitieron a Colombia atender
completamente sus requerimientos internos hasta finales de 1975, cuando se inició
la importación de hidrocarburos para atender las necesidades nacionales de
consumo.
Las principales características de los contratos de Concesión eran las siguientes:
Extensión. El área que se otorgue debía ser mínima de 5.000 hectáreas y
máxima de 50.000. En los territorios situados en la zona oriental, es decir, al este y
sureste de la cima de la cordillera oriental, esta extensión podía llegar hasta 200.000
hectáreas.
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Término de Exploración. El término inicial para desarrollar las actividades
exploratorias era de cinco años, con prórrogas ordinarias de tres años y
extraordinarias de otros tres. En la zona oriental era de siete años, con las mismas
prórrogas antes mencionadas.
Término de Explotación. Vencido el plazo de exploración, el concesionario,
si encontró petróleo, debía poner en producción el campo durante un lapso de 30
años, prorrogables por diez años más, si el descubrimiento ocurría al occidente de la
cordillera oriental; y de 50 años, prorrogables a veinte años más (como ocurrió con
Yalea), si el descubrimiento ocurría al oriente. Al expirar estos períodos, las
concesiones revierten gratuitamente al Estado con todas sus instalaciones.
Regalías. El concesionario paga una participación, en especie o en dinero a
voluntad del gobierno, que fluctúa entre 3 y 14.5 por ciento del producto bruto
explotado, de acuerdo con la distancia entre el campo de producción y el puerto de
embarque. El porcentaje aumenta a medida que el campo está más cerca del puerto
de embarque.
Agotamiento. El concesionario tiene derecho a una deducción anual por
agotamiento con base en un porcentaje fijo igual al 10% del valor bruto del producto
material extraído del yacimiento o yacimientos que estaban en explotación. Este
porcentaje no podía exceder en ningún caso el 20% del total de la renta líquida fiscal
del contribuyente, computada antes de hacer las deducciones por agotamiento.
Algunas compañías petroleras firmaron Contratos de Concesión con base en el
Decreto Ley 2140 de 1955, que estableció una deducción anual ordinaria del diez
por ciento y una especial del quince por ciento cuando se invertía cada año no
menos de US$ 800.000 en actividad exploratoria.
Impuesto de Renta y Complementarios. El concesionario paga impuestos
sobre renta y complementarios, derechos de aduana, etc.
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150
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3.4.2 El Contrato de Asociación.
El panorama de la industria internacional con el incremento en los precios del
petróleo a principios de la década de los setentas, marcó el final de una era de
energía relativamente barata y la transición a un período de alto costo energético,
con grandes repercusiones económicas para aquellos países importadores de
petróleo.
Esta situación no fue ajena a Colombia y su efecto llevó al Gobierno Colombiano a
nuevos mecanismos de conservación y sustitución energética y a reconsiderar su
sistema tradicional de exploración y explotación de petróleo.
A partir de la Ley 20 de 1969, la exploración y explotación de hidrocarburos en el
país por parte de particulares se rige por el Contrato de Asociación, llamado así
principalmente por las características de la relación que se constituye entre las
partes cuando se realiza un descubrimiento reconocido conjuntamente como
comercial.
Posteriormente, con el objeto de incentivar la exploración de hidrocarburos, el
Gobierno determinó una nueva estructura de precios para los crudos que se
descubrieran, con base en el precio internacional de petróleo.
En Colombia las actividades exploratorias y de explotación se llevan a cabo
directamente por la Empresa Colombiana de Petróleos, Ecopetrol, o a través de
Contratos de Asociación con empresas nacionales o extranjeras, privadas o
estatales.
La asignación de áreas de exploración es llevada a cabo por Ecopetrol a través de
un sistema que combina la contratación directa y un método de licitaciones o
concursos. Bajo el sistema de licitaciones, la negociación está sujeta a los
términos y condiciones de cada procedimiento.
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Las compañías interesadas en participar en las actividades de exploración de
hidrocarburos dentro del territorio colombiano pueden consultar la información
técnica existente en los sectores de su interés, en las salas que Ecopetrol ha
dispuesto en sus oficinas para tal efecto, o pueden adquirirla mediante el pago de
una tarifa, de acuerdo con el volumen de información requerida.
Cuando una compañía está interesada en suscribir Contratos de Asociación por la
modalidad de contratación directa, debe contactar a la Vicepresidencia de
Exploración y Producción de Ecopetrol y presentar una propuesta para actividades
exploratorias y transferencia de tecnología durante el período de exploración. La
propuesta también debe incluir un mapa que muestre la zona de interés en
relación con el último Mapa de Tierras de Ecopetrol. Además, deberá suministrar
las garantías necesarias para apoyar la oferta (si es necesario), junto con las
credenciales legales, técnicas y operacionales e información financiera (técnica y
contable de los dos años anteriores).
La filosofía y la base de los Contratos de Asociación es el alto riesgo, el cual siempre
es asumido por el asociado.
Las dificultades que se tienen que enfrentar en la actualidad para descubrir nuevas
reservas de hidrocarburos en el mundo hacen cada vez más riesgosa y costosa la
actividad exploratoria. Para diversificar el riesgo, los países deben adelantar labores
exploratorias por sí mismos o recurrir al capital privado de riesgo.
La competencia que esta situación genera para atraer capitales privados hace que
cada país desarrolle un sistema específico de contratación para adelantar labores de
exploración y producción de nuevas reservas de petróleo y gas, así como la
implantación de diferentes incentivos tributarios. En este sentido se han desarrollado
modelos de contratación que van desde las concesiones modernas hasta los
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contratos de servicios, pasando por contratos de producción compartida, “Joint
Ventures”, etc.
La participación de las partes en el riesgo exploratorio y la distribución de los
beneficios una vez realizado el descubrimiento, son los factores fundamentales que
establecen las diferencias entre los diversos modelos contractuales.
Es importante aclarar que Colombia es un país con petróleo, más no un país
petrolero. Así pese a los grandes descubrimientos realizados recientemente en el
Piedemonte Llanero, sólo se ha logrado extender la autosuficiencia manteniendo
ciertos niveles de exportación hasta el año 2005.
La adjudicación de las áreas en nuestro país para adelantar labores de exploración
para la búsqueda de hidrocarburos por particulares se realiza mediante un sistema
mixto que combina la asignación de áreas mediante dos procesos diferentes:
Áreas permanentemente disponibles, asignadas mediante procesos de contratación
directa bajo el criterio “First Come - First Serve”, es decir, que si se presentan dos o
más ofertas durante el proceso de negociación, la primera opción de contratación la
tiene la compañía que haya presentado su propuesta primero. De no concretarse la
negociación con esta primera compañía, se entra a negociar con la segunda que
haya presentado propuesta y así sucesivamente.
Áreas disponibles para adjudicación mediante licitación o concurso. En este caso, la
contratación está sujeta a las condiciones de cada proceso de licitación.
Características Generales del Contrato de Asociación Estándar (antes de la
ronda 2000).
El Contrato de Asociación colombiano nació como una respuesta al desarrollo fiscal
petrolero a nivel mundial con el fin de atraer el capital privado de riesgo, en
momentos en que el país se vio obligado a importar hidrocarburos a altos precios,
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153
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
con las consiguientes repercusiones económicas. Este modelo de contrato es único,
por cuanto no puede ser clasificado específicamente dentro de uno de los sistemas
de contratación mencionados anteriormente. Es así como incluye el pago de
regalías utilizado en la concesión; la producción se distribuye entre las partes como
lo hacen los modelos de producción compartida y Ecopetrol participa con un
porcentaje en las inversiones de desarrollo como si fuera un “Joint Venture”.
El objeto del contrato es la exploración de una zona determinada del territorio
colombiano y la eventual explotación de los hidrocarburos de propiedad de la Nación
que puedan encontrarse en dicha área.
El Contrato de Asociación colombiano es básicamente de adhesión en el cual
únicamente se negocian el área a ser contratada, los compromisos exploratorios que
deba realizar la Asociada durante el período de exploración y unas obligaciones
respecto de programas de transferencia tecnológica.
Términos y Condiciones.
El Contrato colombiano tiene una duración máxima de 28 años contados a partir de
la fecha efectiva del contrato (60 días a partir de la fecha de firma) y consta de dos
etapas principales a saber: Período de Exploración y Período de Explotación.
Período de Exploración.
Su duración inicial es de tres años con posibilidad de ser prorrogado anualmente
hasta por tres años adicionales a solicitud de la Asociada y con la debida aprobación
por parte de Ecopetrol. Durante este período, todos los trabajos exploratorios que
adelante la compañía Asociada para dar cumplimiento a los compromisos adquiridos
al suscribir el contrato, corren por cuenta y riesgo de la misma. De igual forma, la
Asociada debe ofrecer programas de capacitación para el personal de Ecopetrol con
el fin de cumplir con los compromisos de transferencia tecnológica.
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La información que se genere en desarrollo de las actividades exploratorias debe ser
entregada por la compañía Asociada a Ecopetrol, que podrá supervisar las
operaciones que adelante la Asociada, cuando lo considere necesario.
El contrato terminará al finalizar el tercer año, a menos que previamente, se hayan
solicitado y autorizado las prórrogas al período de exploración, o al término del
sexto año, si no se ha descubierto un campo comercial.
Período de Explotación.
Si durante el período de exploración, en cumplimiento de las obligaciones
exploratorias pactadas la Asociada realiza un descubrimiento de hidrocarburos, debe
presentar a consideración y evaluación de Ecopetrol un estudio que demuestre que
dicho campo es comercialmente explotable.
Si Ecopetrol acepta la existencia de un campo comercial, se da comienzo a la
operación conjunta y se crea el Comité Ejecutivo del Contrato. Sólo hasta entonces,
Ecopetrol entra a participar con el 50% de las inversiones necesarias para el
desarrollo del campo y los gastos de operación los cubre cada una de las partes en
la misma proporción en que se distribuye la producción. Así mismo, Ecopetrol
reconoce a la Asociada el 50% de los costos de exploración (Sísmica y pozos
exploratorios perforados anteriores al descubrimiento comercial), con el 50% de la
producción que le corresponde, después de deducido el porcentaje correspondiente
a regalías (20%). El monto de dichos costos se determina en dólares, tomando
como fecha de referencia aquella en que la Asociada haya efectuado los
desembolsos.
Por otro lado, si Ecopetrol no acepta la comercialidad del campo, la Asociada podrá
ejecutar los trabajos que considere necesarios para explotarlo por su cuenta y riesgo
y se podrá rembolsar con el cien por ciento de su producción, después de deducido
lo correspondiente a la regalía, hasta el 200% de los trabajos realizados para
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155
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producir el petróleo y hasta el 50% de los costos directos de exploración en que haya
incurrido para el descubrimiento del mismo. Una vez efectuado el reembolso por
parte de la Asociada, las instalaciones y los bienes adquiridos por la asociada para la
explotación del campo pasarán a formar parte de la cuenta conjunta y Ecopetrol
podrá entrar a participar en la explotación del campo, si así lo desea.
El período de explotación tiene una duración de 22 años. Sin embargo, con una
anticipación no menor a cinco años a la fecha de vencimiento del Contrato, Ecopetrol
y la Asociada podrán entrar a estudiar las condiciones para que esta última continúe
la operación de los campos en explotación, con posterioridad al término de 28 años
establecido como duración máxima del Contrato.
Evolución del Criterio de Distribución de la Producción.
Los cambios de la situación energética mundial y del país a lo largo de los 28 años
de existencia del régimen de asociación en Colombia, han motivado la inclusión de
modificaciones al modelo de contratación, con el objeto de mantener un balance
entre los beneficios para el país y la magnitud de los posibles hallazgos, mejorar la
competitividad de Colombia en el mercado internacional de Capitales de riesgo y
ajustar el texto del Contrato a las leyes vigentes.
La historia del Contrato de Asociación Estándar (antes de las modificaciones de junio
de 1.999 y aplicadas a partir de la ronda 2.000) puede dividirse en tres etapas, de
acuerdo con la forma en que se realiza la distribución proveniente de cada contrato,
después de deducido lo correspondiente a la regalía (20%).
Distribución 50/50.
Etapa comprendida desde 1974 hasta 1989, en donde la distribución de la
producción después de regalías se mantenía en una relación constante del 50%
para Ecopetrol y 50% para la Asociada, a lo largo de la explotación de los campos
comerciales descubiertos.
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156
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Durante este mismo período a principios de 1987, Ecopetrol impulsó un modelo de
contratación para algunas de sus áreas de reserva. En dicho modelo, denominado
de Participación de Riesgo, la principal particularidad era la participación de
Ecopetrol en el riesgo exploratorio asumiendo un porcentaje de la inversión,
generalmente del 15% del monto de los costos de perforación a partir del segundo
pozo o del tercer año. Por este motivo Ecopetrol recibía proporcionalmente una
mayor participación en la producción después de regalías. Los demás términos y
condiciones eran los mismos del modelo del Contrato de Asociación. Este último
modelo no tuvo mayor acogida por parte de las compañías asociadas, ya que bajo
esta modalidad sólo se suscribieron 21 contratos, tres de los cuales permanecen
vigentes por los descubrimientos de hidrocarburos realizados.
CONTRATOS DE
PARTICIPACIÓN
DE RIESGO
COMPAÑÍAS
CAMPOS
DESCUBIERTOS
CUENCAS
SEDIMENTARIA
S
ÁREA
1 RUBIALES COPLEX/TETH
YS/
TURNSECTOR/
DYAS
Rubiales Llanos Orientales 51,300
2 SANTANA
ARGOSY/NEO
ENERGY
Toroyaco, Linda,
Mary y Miraflor
Putumayo
34,782
3 ESPINAL
LASMO/CMSN
OMECO INC.
Purificación y
Matachín
Valle Superior del
Magdalena
103,56
1 Tabla 11. Contratos de Participación de Riesgo Vigentes
Distribución de Producción Acumulada.
En vista de la recuperación de Colombia como país exportador de petróleo, a partir
de 1986 con el descubrimiento del Campo Caño Limón, y con la situación cambiante
de precios, el Gobierno Nacional, con el fin de favorecer los intereses del país,
decidió eliminar la inequidad que presentaba el contrato en el evento de descubrir
grandes yacimientos, con bajos costos de desarrollo.
Es así como los contratos suscritos entre 1990 y Marzo de 1994, establecen la
distribución de la producción después de regalías, con base en la producción
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157
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acumulada de cada contrato, iniciando con una distribución de 50% para cada parte,
hasta alcanzar una distribución del 70% y 30%, con el mayor porcentaje a favor de
Ecopetrol.
DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN
PORCENTAJE DESPUÉS DE REGALÍAS
PRODUCCIÓN ACUMULADA
(MBBLS) ASOCIADA ECOPETROL
Hasta 60 50 50
60 – 90 45 55 90 – 120 40 60 120 – 150 35 65 150 + 30 70
Tabla12. Distribución de la Producción Acumulada
Durante el período de aplicación del modelo de producción escalonada se expidió la
Ley 6a de 1992, con la cual se reglamentó la contribución especial denominada
Impuesto de Guerra la cual contempla el pago de aproximadamente US$1/bbl,
después de descontado el porcentaje correspondiente a regalías durante un período
de seis años.
Lo anterior sumado a la caída de los precios internacionales del petróleo motivó una
tendencia decreciente en general en la actividad exploratoria durante la vigencia del
esquema de distribución escalonada de la producción, con un nivel de contratos
suscritos del orden de los 15 contratos por año, presentándose el límite más bajo
durante 1993 con sólo nueve contratos suscritos. Es claro que si se mantenía dicho
comportamiento en la actividad exploratoria, el nivel de nuevos descubrimientos
disminuiría y para el primer decenio del próximo siglo dejaríamos de ser
autosuficientes en materia de producción de petróleo, con las consiguientes
consecuencias de carácter económico.
Distribución con Factor R.
Con el propósito de recuperar el nivel el nivel competitivo del Contrato de Asociación
dentro del ámbito internacional así como los niveles exploratorios, a partir de marzo
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de 1994 se introdujo una modificación sustancial en la metodología usada para
definir la distribución de la producción de hidrocarburos resultante de dichos
contratos. En general, se dejó a un lado la metodología de la distribución de la
producción con base en la producción acumulada, para pasar a un sistema que
contempla la rentabilidad propia de cada contrato. Es así como se implementó el
denominado Factor R, el cual se define como la relación entre los ingresos y los
egresos acumulados de la Asociada durante el desarrollo del mismo.
Después de deducido el porcentaje correspondiente a la regalía (20%), la
distribución de la producción es del 50% para Ecopetrol y el otro 50% para la
Asociada, hasta tanto la producción acumulada proveniente del área contratada
alcance los sesenta millones de barriles como a su vez que el Factor R sea mayor o
igual a uno, esto es que la Compañía Asociada haya recuperado su inversión.
Distribución de la producción para
El Asociado de acuerdo al Factor R.
Una vez la producción acumulada del contrato alcance los sesenta millones de
barriles, la distribución de la producción, después de deducido lo correspondiente
a la regalía, se realiza de acuerdo con el Factor R (Factor de Rentabilidad) que
tiene en cuenta la relación entre los ingresos y los egresos acumulados de la
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Asociada. El Factor R se aplicará para períodos de un año (julio 1/ junio 30),
sobre la liquidación de éste con base en los valores acumulados al 31 de
diciembre del año inmediatamente anterior.
DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN PORCENTAJE DESPUÉS DE REGALÍAS
VALOR DEL FACTOR "R"
ASOCIADA ECOPETROL
0.0 a 1.0 50 50
1.0 a 2.0 50/R 100-50/R
2.0 ó más 25 75 Tabla 13. Distribución de la Producción según el Factor R.
Como contraprestación por la explotación de hidrocarburos, las leyes colombianas
establecen una regalía equivalente al 20% de la producción total de hidrocarburos, la
cual es recibida por Ecopetrol en especie, para posteriormente distribuirla entre los
beneficiarios (departamentos productores, municipios productores y portuarios y el
Fondo Nacional de Regalías), en la forma y porcentajes establecidos por la Ley.
Esta regalía es deducible del Impuesto de Renta.
Con la implantación del Factor R en el Contrato de Asociación, se evidenció la
acogida por parte del capital privado, demostrada con la celebración de ocho
contratos de este tipo en el último trimestre de 1994, lo que significó un aumento en
el nivel de contratos suscritos con respecto al año inmediatamente anterior,
comportamiento que no se presentaba desde 1990.
Durante el primer trimestre de 1995, con el objeto de mejorar la competitividad del
país en lo que se refiere a campos pequeños, e incentivar la participación de
capitales privados de riesgo en las actividades exploratorias, se introdujo una nueva
modificación al modelo del Contrato de Asociación, que permite mejorar la
rentabilidad del Asociado una vez realizado un descubrimiento de hidrocarburos e
iniciada su explotación comercial.
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160
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Dicha modificación tiene que ver con el reembolso de los costos directos de
exploración de los pozos exploratorios secos y de la adquisición sísmica, el cual se
realizará con el cincuenta por ciento de la producción que le corresponde a Ecopetrol
del campo comercial descubierto.
También se crearon los Contratos de Riesgo Compartido, en los cuales Ecopetrol
mantiene su condición de operador y participa en un 50% en las inversiones
necesarias para la exploración. Surgió como un mecanismo para flexibilizar la
participación de Ecopetrol en la exploración de las áreas asignadas para su
Operación Directa.
Los Contratos de Riesgo Compartido se basan en el Contrato de Asociación con las
siguientes diferencias:
Ecopetrol asume el 50% de las inversiones en exploración.
Ecopetrol es el Operador tanto en exploración como en explotación.
La distribución de la producción parte de la base del 50% para Ecopetrol o
más, según la mejor oferta de las compañías invitadas.
Después de deducidos los porcentajes correspondientes a las regalías, el resto del
petróleo y gas producidos en el contrato se repartirán entre Ecopetrol y la Asociada
en la forma pactada en la negociación, considerando que ésta es la única variable
sobre la cual se centran las ofertas de las compañías invitadas. Esta proporción
(mayoritaria desde el principio para Ecopetrol) se mantendrá hasta que la producción
acumulada del área contratada llegue a los sesenta millones de barriles de crudo, al
igual que en el modelo vigente del Contrato de Asociación.
Una vez sea superado este valor, los porcentajes de distribución variarán según el
resultado de la aplicación del Factor R, conservando un mayor porcentaje para
Ecopetrol.
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161
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Por tratarse de áreas para actividad directa de Ecopetrol, su asignación se efectuará
mediante un proceso competitivo, en el cual las compañías invitadas ofrecerán a la
Empresa un porcentaje de producción adicional.
Con una primera licitación de dos áreas - Tocoragua, en el Piedemonte Llanero, y
Troyano, en el Putumayo -, el contrato de riesgo compartido introdujo una nueva
modalidad en la distribución de la producción.
Esta consiste en que el Factor R se aplicará con un valor X propuesto por las
compañías licitantes. Una vez evaluado el cumplimiento de los requisitos técnicos,
el valor que asigne el aspirante a esta X será definitivo a la hora de entregar el
contrato. Es decir, será de quien ofrezca mejores opciones a Ecopetrol y por ende al
País.
Con la perforación en noviembre del año 1997 de dos pozos exploratorios en Arauca
y Putumayo, Ecopetrol inició la ejecución de los primeros contratos de Riesgo
Compartido. Las operaciones se realizaron en Tocoragua, en las estribaciones de la
cordillera Oriental, en límites del municipio de Tame con Casanare, y en Troyano en
el Piedemonte del Putumayo.
Los pozos estuvieron a cargo de la Estatal Petrolera y de dos multinacionales, a las
cuales les fue adjudicado el proyecto a finales del año 1996, en una licitación
privada, en la que participaron cinco proponentes.
La estructura de Tocoragua fue otorgada a la Japan National Oil Corporation,
mientras que en Troyano operaron la Canadian Petroleum International Resources.
Devolución de Áreas
Si la Asociada ha realizado un descubrimiento comercial dentro del área del Contrato
durante el período de exploración, al final del sexto año deberá devolver el 50% del
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área contratada. De igual forma, al final del octavo año deberá devolver el 50% del
área que tenga contratada en ese momento y finalmente, al vencimiento del décimo
año, la Asociada deberá realizar la devolución definitiva de áreas, conservando sólo
los campos productores y una zona de protección de cinco kilómetros alrededor de
los mismos.
3.4.3 Otros Sistemas vigentes de Contratación Petrolera en Colombia
Operación Directa.
El hecho de que Ecopetrol hubiera nacido al revertir la Concesión De Mares y que su
primer reto fuera mantener la producción de este campo, no le impidió emprender
por su propia cuenta en 1953 la búsqueda de reservas en el Valle Medio del
Magdalena.
La operación de los campos, que revertían o eran comprados, se adelantó
simultáneamente con actividades de tipo exploratorio, lo cual le permitió a Ecopetrol
en los años 70 explorar los Llanos Orientales, en Tauramena, lo que se constituyó en
la primera incursión en lo que hoy es Cusiana.
Los resultados han permitido reorientar estrategias dirigidas a la búsqueda de un
máximo aprovechamiento de los recursos disponibles, mediante la flexibilidad y
adecuación a las exigencias del país. Es así como en los 80 se opta por buscar
yacimientos en las áreas cercanas a la infraestructura propia y aparece Apiay, primer
campo desarrollado totalmente por la Empresa, con esquemas ágiles y propios de
contratación, que lo convierten en el más rentable de todos los que hoy se operan de
manera directa. En los años 90, la actividad exploratoria directa se orienta a
encontrar yacimientos con grandes perspectivas, en el Piedemonte Llanero.
En la actualidad Ecopetrol opera 110 campos de los cuales 20 han sido descubiertos
por ella. Esto ha sido posible gracias a la seriedad y profesionalismo de su gente,
factores que se conjugan con la información disponible, lo cual se convierte de las
mayores ventajas competitivas de la Empresa.
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163
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Hacia el futuro, el hecho de que tanto la operación directa como el trabajo con las
asociadas, dependan de una sola Vicepresidencia, permitirá coordinar estrategias
que garanticen mayor eficiencia en los resultados, con la participación del personal
de Ecopetrol y el uso adecuado de los conocimientos, la información y la
infraestructura disponible.
Contrato de Evaluación Técnica.
Tiene por objeto la evaluación de la información técnica disponible sobre un área de
grandes proporciones, buscando interpretar y correlacionar a escala regional todos
los datos disponibles y lograr un modelo geológico del área con el fin de establecer
su prospectividad. Se han efectuado evaluaciones técnicas en las cuencas del Valle
Inferior del Magdalena, Valle medio del Magdalena, Amazonas y a lo largo del
Piedemonte de la Cordillera Oriental.
El término de estos contratos ha sido en promedio de 30 meses, tiempo durante el
cual las compañías se comprometen a efectuar trabajos de geología, geofísica,
geoquímica, cartografía, muestreo, mapeo, aerofotografía, interpretación de
imágenes de satélite, reprocesamiento e interpretación sísmica y, en algunos casos,
adquisición de nueva información sísmica, para finalizar con sus recomendaciones
sobre los futuros programas de exploración. Como contraprestación la compañía
obtiene una opción preferencial para suscribir contratos de Asociación estándar en
los sectores que sean de su interés.
Este mecanismo de contratación ha permitido avanzar en el conocimiento de las
cuencas sedimentarias del país y enfocar su estrategia de exploración.
Contrato de Servicios de Producción Bajo Riesgo.
Para flexibilizar la participación de Ecopetrol en los Contratos de Asociación y
optimizar la administración de sus recursos se prepara esta modalidad con el fin de
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brindar a las compañías petroleras la posibilidad de operar campos ya descubiertos
que se caracterizan por su bajo impacto económico y estratégico, y marginalidad.
En este sentido, Ecopetrol puede otorgar a un tercero la tarea de producción a
cambio del pago de una tarifa o de un porcentaje en la participación de la
producción, según lo que se encuentre más conveniente.
Por el interés despertado en las diferentes compañías para producir en estos
campos, se viene elaborando el modelo contractual, con el cual se regularían las
relaciones con los socios. Aquí se destaca el hecho de tratarse de un servicio de
producción con riesgo que será asumido por el contratista, quien a su vez se
encargará por completo de la operación de los campos, recibiendo como
contraprestación el pago de una tarifa o un porcentaje de producción de tal manera
que pueda adelantar la explotación de los campos y obtener un margen de
rentabilidad.
3.4.4 La Última Reforma del Contrato de Asociación (1999)
Medidas Contractuales
El cambio contractual aprobado por la Junta Directiva de Ecopetrol en mayo de
1999 contempla una reducción en la participación de la empresa estatal del 50% al
30% una vez se establezca la comercialidad del campo, permitiéndole a la
compañía asociada aumentar el porcentaje de las reservas que le corresponden
frente a un resultado exitoso en la fase exploratoria. Adicionalmente, se ajustó en
el contrato la forma como opera el Factor R en la distribución de la producción,
con lo cual se le permite al asociado una recuperación más rápida de costos y, por
ende, una mejora en la rentabilidad que puede obtener en cada proyecto.
Régimen de Regalías
En lo referente al Régimen de Regalías, la modificación aprobada por el Congreso
de la República dentro de la Ley del Plan Nacional de Desarrollo, implica pasar de
un porcentaje fijo de regalías del 20% a un sistema de regalías variable de
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acuerdo con el volumen de producción registrado para cada período de
liquidación. Este nuevo régimen, aplicable a los nuevos descubrimientos
realizados con posterioridad a la fecha de promulgación de la nueva Ley, empieza
con un porcentaje constante del 5% siempre y cuando la producción diaria
promedio del campo para el respectivo período de liquidación no supere los 5.000
BPD o su equivalente en gas. De este límite de producción y hasta 125.000 BPD,
el porcentaje de regalías se irá incrementando en forma lineal hasta alcanzar el
valor de 20%. Para el rango de producción comprendido entre 125.000 y 400.000
BPD, la tasa de regalías se mantendrá en nivel de 20%. Por encima de 400.000
BPD y hasta 600.000 nuevamente las regalías serán un porcentaje variable
calculado con base en una ecuación de línea recta, cuyo límite superior será 25%.
Este último porcentaje se mantendrá en este valor para cualquier producción que
exceda los 600.000 barriles de petróleo por día.
Estímulos Tributarios
Un componente importante de las inversiones exploratorias y de producción
correspondiente a los activos intangibles, tales como los pozos exploratorios y de
desarrollo, los cuales según el sistema anterior debían ser amortizados durante la
vida de explotación de los campos, es decir por cada barril producido (sistemas de
unidades de producción). Este método conducía a que los efectos de las
amortizaciones se sintieran a muy largo plazo en el estado de Pérdidas y
Ganancias de las compañías petroleras, afectando desfavorablemente sus niveles
tributarios. Para mejorar esta situación, en la última Reforma Tributaria, el
Congreso de la República sustituyó el procedimiento de amortización basado en el
sistema de unidades de producción por el método de línea recta en cinco años,
permitiendo una depreciación acelerada de estos activos tangibles, con su
consiguiente beneficio de carácter tributario.
Los ajustes incorporados tanto en el modelo de contratación, como en el régimen
de regalías y en el método de depreciación de intangibles elevan la rentabilidad
esperada de los inversionistas en más de 10 puntos porcentuales.
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Licenciamiento Ambiental
En el aspecto ambiental, el gobierno le ha dado un gran impulso a la coordinación
entre las diferentes agencias estatales encargadas del manejo de los recursos
naturales y de las relaciones con las comunidades indígenas. Con la expedición
del decreto 788 de mayo 4 de 1999 se han simplificado los procedimientos para la
tramitación y obtención de las licencias ambientales y se ha reducido
sustancialmente el período para la aprobación. Con el nuevo sistema se elimina
en un 60% las necesidades de aprobación de licencias para la perforación
exploratoria. Las actividades de exploración sísmica, solo en casos excepcionales,
requerirán de permisos ambientales. Y algo que es muy importante, se expedirán
licencias ambientales de manera integral para la totalidad de proyecto petrolero,
mientras anteriormente se exigía una para cada actividad: exploración,
producción, transporte y líneas de flujo. Ahora la expedición de un permiso se
demora máximo 120 días.
Estabilidad política.
El país ha demostrado una ininterrumpida tradición de respeto a la propiedad
privada y ha honrado sus compromisos internacionales de toda índole, a pesar de
los cambios legislativos que han tenido lugar.
Para contrarrestar posibles prevenciones derivadas del texto del artículo 58 de la
Constitución Política de Colombia de 1991, que establecía la posibilidad de la
expropiación sin indemnización por la vía administrativa (norma que nunca se
aplicó), el Gobierno Nacional por intermedio del Congreso reformó en 1995 dicho
artículo.
La reforma del artículo 58 fue bien recibida por parte de las compañías petroleras
vinculadas a nuestro país, como se pudo comprobar con las declaraciones del
presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, gremio que congrega a las
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empresas multinacionales del sector hidrocarburos que tienen negocios con
Ecopetrol.
Análisis de los Últimos Cambios en el Contrato de Asociación.
Las modificaciones efectuadas a los contratos a finales de los 80, le restaron
competitividad al país para atraer inversiones exploratorias. El contrato original en
su época permitió el descubrimiento de campos como Caño Limón, Cusiana /
Cupiagua y Chuchupa. A partir de la introducción del contrato de producción
escalonada en 1989, la actividad petrolera disminuyó dramáticamente. A este
cambio contractual debe sumársele la creación de nuevos impuestos y el aumento
en las tarifas de los existentes en las últimas reformas tributarias.
Factores negativos del entorno
La Inseguridad en las operaciones, la inestabilidad en las reglas del juego, las
demoras injustificadas en los trámites burocráticos, etc., son factores reales que
estaban incidiendo de manera tal que demoraban innecesariamente las
inversiones o, peor aún, en ocasiones se hacía imposible realizarlas.
Aparte de la inseguridad tuvieron especial importancia (i) las demoras en el
otorgamiento de licencias y permisos ambientales, así como (ii) la dilación en la
definición de reglas del juego claras para efectuar las consultas a las minorías
étnicas.
La mayor o menor eficacia de medidas tendientes a mejorar la competitividad está
referida al mejoramiento de la situación en estos factores del entorno. Tanto el
gobierno como el congreso, reconociendo esta situación, han hecho manifiesta su
preocupación adaptando medidas en los tres últimos años que han buscado
mejorar la competitividad del país.
Se han hecho modificaciones a nivel contractual, tales como: (I) cambiar la forma
como se distribuye la producción entre Ecopetrol y las compañías asociadas; (II) la
extensión del reembolso de la mitad de los costos exploratorios a los pozos secos
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y a los trabajos de sísmica; y (III) la disminución en las tarifas de transporte en
los oleoductos de Ecopetrol. Así mismo el Congreso, en la reforma tributaria de
1995, elimina discriminaciones al abolir la contribución especial (impuesto de
guerra) para nuevos descubrimientos, y al reducir la tarifa del impuesto de
remesas.
Por supuesto, estas medidas se han dado en la dirección correcta y han dado un
mensaje claro sobre la intención del gobierno y del Congreso de mejorar las
condiciones de competitividad del país.
Sin embargo, todo ello no mejoró en la forma requerida la competitividad el país, la
gradualidad y el poco alcance le han restado efectividad a las medidas tomadas.
Ante la evidencia de bajas cifras de actividad exploratorias, que muestran que el
país continuaba siendo poco atractivo y frente al hecho de que países vecinos se
han convertido en destinos preferenciales para las inversiones petroleras, en
octubre de 1997 el Gobierno introdujo nuevos cambios.
Estas modificaciones fueron positivas, en especial para incentivar inversión en las
cuencas no exploradas del país (áreas inactivas) que, según Ecopetrol, se
caracterizan "por su bajo nivel de información geológica, su complejidad técnica y
operacional y su localización en zonas geográficas alejadas de la infraestructura
existente".
Con respecto a las áreas activas, es decir aquellas donde existe más probabilidad
de encontrar petróleo y en donde la actividad exploratoria debería ser más
vigorosa, las recientes modificaciones fueron positivas aunque de poco alcance.
De hecho, a nivel internacional frente a la muestra de países seleccionada,
Colombia ocupaba el último lugar en materia de participación estatal (la mayor),
cercana al 90%, participación sustancialmente mayor a la que tenía el país cuando
estaba vigente el contrato original.
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En otras palabras, en el contexto internacional la comparación de términos
fiscales colocaba al país en un nivel más bajo de competitividad, con los cambios
introducidos en 1997. Es mejor para las cuencas no exploradas, pero fueron
medidas que mostrarán efectos positivos en el largo plazo.
Los cambios efectuados en mayo de 1999 aún no se pueden evaluar. Por
supuesto el análisis de competitividad no arroja resultados absolutos, mucho
depende del peso que se le dé a cada uno de los factores que la componen,
porque es bien claro que las condiciones económicas, aunque importantes, deben
ponderarse con las otras variables que conforman el ambiente de inversión.
Esto explica por qué en un reciente análisis de Petroconsultants, Colombia se
ubica en un nivel alto dentro del rango de competitividad internacional. En efecto,
este estudio cobijó varios de los factores que conforman dicho ambiente de
inversión, asignándoles un peso o importancia para determinar la calificación final.
Así, a la historia reciente de descubrimientos ("prospectividad") este estudio le
asignó la mitad de la calificación - Colombia tiene un récord muy positivo-, al paso
que se le asignó menor incidencia a los términos fiscales (35%), y al riesgo político
por guerra y violencia (7.5%). Vale la pena anotar que en este mismo estudio al
analizar los términos fiscales y el riesgo político, separadamente, la baja de
competitividad del país lo mantenía en los mismos niveles de los últimos años. En
el ranking mundial, Colombia se ubicaba de 61 entre 90 país en materia de riesgo
político; sin embargo, sin duda el mejor indicador lo constituiría el resultado final
de las licitaciones de la ronda del 2000.
Un análisis acertado resultará de medir no tanto el mayor o menor número de
compañías que participaron en estas últimas rondas - que fue positiva - ni la
participación ofrecida a Ecopetrol, sino la magnitud de las inversiones de los
compromisos que se adquirieron.
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170
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Estaremos en un buen rango de competitividad cuando los planes de inversión y
los cronogramas que se pacten sean lo que el país requiere.
Retos
El país tenía una gran meta: conocer su potencial petrolero y desarrollarlo de la
mejor manera, a través de una política petrolera integral y de largo plazo.
Teniendo en cuenta esta meta, los retos en material exploratoria y de producción
eran:
Reto exploratorio
Ecopetrol planteó que era necesario quintuplicar el número de pozos exploratorios
para poder llegar a un nivel de producción de 1.6 millones de barriles diarios en el
año 2010. Con ello se esperaba un aumento en las reservas del país de 5000
millones de barriles.
Quintuplicar los niveles de actividad exploratoria es alcanzable si tenemos en
cuenta que el país ha superado en el pasado tales niveles de actividad, cuando las
condiciones de competitividad eran favorables. Aún más, consideramos que la
meta debe ser de 100 pozos exploratorios al año, tal como lo plantea el Plan
Energético Nacional. Además la comparación internacional es muy diciente, en
Colombia por cada 1000 km2 se han perforando 3 pozos, mientras que en Estados
Unidos se perforaron 83 y en Canadá 11.
Reto en producción
El perfil de producción del país mostró una tendencia creciente hasta lograr casi
duplicar la producción en 10 años a partir del año 2000. Con este aumento se ha
logrado mantener un aporte creciente de la industria petrolera a la económica
nacional.
Los retos son muy claros en especial porque existen grandes oportunidades. El
sector petrolero puede seguir siendo, como lo es hoy en día, factor multiplicador y
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171
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
financiador del desarrollo económico del país. Y para hacerlo realidad es
necesario asumir con vigor y decisión una efectiva política que parta de considerar
las realidades del contexto nacional e internacional, y en especial el gran potencial
petrolero colombiano.
Resultados
¿Cuánto corresponde hoy al Estado colombiano y cuánto a la compañía asociada
en los beneficios del petróleo, en cada barril que se produzca con los nuevos
contratos? Difícil de cuantificar por dos razones, la primera porque todavía no
existe un contrato en etapa de explotación al cual se le aplique el nuevo Factor R
en sus versiones de octubre de 1997 y mayo de 1999, quizás el más próximo sea
la parte reasignada de piedemonte que Ecopetrol cambió de escalonado a Factor
R, y la segunda porque no hay información precisa disponible sobre todos y cada
uno de los conceptos comprendidos en la fórmula. Sin embargo, algunos
antecedentes y reflexiones pueden darnos una visión aproximada del punto.
Cuando se introdujo el escalonamiento, la participación del Estado en la renta
petrolera oscilaba entre 75% y 80%. La distribución acumulada hizo que
aumentara alrededor de 5 puntos porcentuales, quedando entre 80% y 85%. Con
el factor R, aplicado hasta octubre de 1997, los estimativos la colocaron de nuevo
en la proporción anterior al escalonamiento. A partir de octubre de 1997, si se
acepta el argumento central de Ecopetrol para justificar las nuevas políticas
petroleras, cual fue la urgencia de incentivar la postrada exploración, es lógico
deducir que la parte de las asociadas aumentó con la correlativa rebaja para el
Estado. No es aventurado, entonces, pensar que la mejoría para las compañías
debe ser significativa pues, evidentemente, con los cambios Ecopetrol pretende
estimular a los inversionistas. El estado ha cedido a favor de las multinacionales,
cuestión lamentable pero que se explica por falta de confianza en el país y la
excesiva violencia que en nuestro medio rodea las actividades de la industria
petrolera. Un precio económico muy alto que estamos pagando por explorar en
las condiciones actuales. La renta del gobierno es diferente en cada país y se
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172
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
define como “la proporción de la renta económica que ingresa al fisco en forma de
regalías, repartición de la producción, impuestos o cualquier participación directa
de la empresa petrolera nacional”. Las fluctuaciones del ingreso del gobierno van
desde el 25% en Irlanda hasta el 88% en Noruega, para campos muy rentables.
La Extensión de los Contratos de Asociación – caso Caño Limón.
El Contrato de Asociación Cravo Norte (Caño Limón) se firmó el 11 de junio de
1980 entre Oxy (Occidental de Colombia) y Ecopetrol, en el cual se descubrieron
11 campos con reservas originales superiores a 1.500 millones de Barriles de
petróleo, de los cuales se han producido más de 1.000 millones, siendo el contrato
que más petróleo ha producido en la historia del país. La comercialización se dio
en abril de 1986 con terminación 22 años después (abril de 2008, la cual fue
acordada para diciembre del mismo año, para compensar las pérdidas de
producción por los atentados al oleoducto Caño Limón- coveñas). Sin embargo, en
abril de 2003, el gobierno de Uribe lo extendió hasta el límite económico, o sea…
a Perpetuidad.
La extensión se sustentó en la recomendación del documento Conpes 3245 de
2003 que busca garantizar el abastecimiento de hidrocarburos al país, y en el
concepto 1149 del Consejo de Estado, donde se sugiere la extensión siempre y
cuando sea lo más conveniente económicamente para el país, represente un
menor riesgo y que el asociado adopte nuevos compromisos y ceda derechos que
previamente no tenía; sin embargo, en la cláusula 18 del otrosí se le da libertad a
la Occidental de disponer libremente de su crudo quitándole a obligatoriedad de
vendérselo a Ecopetrol si el país lo requiere para el consumo interno. El
argumento económico del gobierno fue que, supuestamente, le representaría a la
Nación un valor presente neto de 846 millones de dólares, es decir, 94 millones de
dólares más de lo que se obtendría si no se firma la extensión, basándose en una
producción proyectada que declinaba aceleradamente desde 85.000 barriles
diarios en el año 2004 (realmente estaba en 95.000) a 25.000 barriles diario en el
año 2010, a un precio proyectado de 25 dólares el barril.
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173
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Lo anterior, hoy está comprobado que fue mal proyectado, ya que la producción
actual, sin las inversiones adicionales, es de 50.000 barriles diarios, (con las
inversiones en pozos infill y campos aledaños de otro contrato, firmado
simultáneamente, es de 80.000 barriles diarios), y el precio del barril desde el año
2.005 ha estado por encima de los 70 dólares en promedio. Desde el punto de
vista de compromisos, la OXY le dio a ECOPETROL un bono del 1.6% de la
producción total, desde Junio 30 de 2006 a diciembre 31 de 2008 (cláusula 7ª del
Otrosí). Este bono lo recibió ECOPETROL a cambio de entregar a perpetuidad el
36% de la producción total que vale más de 4 mil millones de dólares a precio de
hoy, según el cálculo de reservas de ECOPETROL. Este valor es muy superior si
se recalcularan las reservas correctamente.
Me pregunto: Un yacimiento tan noble, casi ideal, con permeabilidades 50 veces
superiores a las normales en cualquier yacimiento, que no requiere fracturamiento,
ni inyección de agua para recobro secundario por tener un acuífero infinito…
¿Será más rentable para una multinacional que para Ecopetrol S.A?
Los términos del acuerdo contemplaron inversiones de hasta 263 millones de
dólares en los siguientes seis años, con la intención de aumentar las reservas
recuperables en cerca de 50 millones de barriles de petróleo. La primera fase, que
se desarrolló entre 2004 y 2006, incluyó la perforación de 40 pozos y la
adquisición de 100 kilómetros cuadrados de sísmica 3D. Los pozos adicionales,
no incrementaron las reservas, ni el factor de recobro final del yacimiento, sino
que, al ser pozos infill (de relleno) sirvió para sostener la producción y no permitir
una mayor declinación a la proyectada.
Con la extensión del contrato lo único que ganó Ecopetrol fue su participación a
partir de mediados de 2006, que incrementó de 50 al 52 por ciento sin tener que
invertir, pero perdió el 45% de su participación desde el 2009, puesto que en ese
momento debería revertir a su favor el 100%. Antes de la fecha de reversión, la
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participación era 50-50, después de regalías que son del 20% según el contrato,
pero que deberían ser del 32% desde el primero de enero de 2009 como lo ordena
la ley 756 de 2002 (este 12% adicional lo está dejando de recibir los entes
territoriales).
Adicionalmente, en la Cláusula 12, numerales 12.3, 12.4 y 12.5 se permite el uso
de las instalaciones de tratamiento y transporte para procesar otros crudos de
propiedad de la OXY, al igual que se le da participación de los ingresos que se
perciban o se llegaren a percibir por el procesamiento o transporte de crudos de
terceros. Y según la Cláusula 13 del Otrosí, a partir del 1 de enero del 2009 y
hasta la terminación del contrato la OXY reconocerá a ECOPETROL US$
0,22/barril sobre su participación en la producción de petróleo por el arriendo del
uso de la infraestructura.
Por último, le pregunto a la opinión pública y al gobierno nacional: ¿Será buen
negocio para el país entregar a una compañía extranjera un yacimiento que venía
produciendo un promedio de 95.000 barriles diarios durante los últimos tres años a
la firma de la prórroga?
3.4.5 La nueva política de Contratación Petrolera (ANH – 2004)
Las alarmas estaban prendidas. Las reservas probadas de hidrocarburos en
Colombia alcanzaban en 2003 para cinco o seis años y había urgencia de
incrementar la exploración, con el fin de hallar nuevos yacimientos que le
devuelvan la tranquilidad al país en materia petrolera. Por lo anterior, el Gobierno,
a través de un nuevo esquema de contratación, está buscando convertir al país en
un punto más atractivo para que los inversionistas vuelvan sus ojos y coloquen
sus capitales en el sector.
Analistas petroleros señalaron que para paliar la crisis del sector petrolero, el
Gobierno debía cambiar los esquemas de contratación por unos que beneficien
más a los inversionistas y perjudiquen al fisco nacional. Una cosa estaba clara,
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desde los años 90 Colombia había abandonado la exploración en busca de
hidrocarburos. Esta falta de interés de unos y otros hizo que en el país no se
encontrará durante mucho tiempo ningún pozo de importancia y sólo se dieron
anuncios que a la postre sólo fueron eso, anuncios.
Los modelos Contractuales en Colombia han dado un giro importante en su
esquema contractual eliminando el contrato de Asociación mejorando la
prospectividad, materialidad y rentabilidad. Demuestra gran prospectividad para
independientes dado que los resultados materiales como para super majors (en el
piedemonte llanero) no se ha concretado hasta el momento.
En Colombia la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH, es quien administra las
áreas (mapa de tierras) para la exploración y explotación de petróleo y gas a lo
largo y ancho del país, incluidas las cuencas marítimas. Quien desee buscar oro
negro debe solicitar el área en forma directa o participar en los procesos de
adjudicación por licitación o subasta que ofrece la Agencia, con quien debe firmar
un contrato (concesión moderna) en caso de resultar beneficiado. Este contrato
de Exploración y Producción de Hidrocarburos tiene un periodo de 6 años de
exploración que inicia a partir del día inmediatamente siguiente a la firma del
contrato. Las actividades de esta fase son respaldadas por una garantía bancaria
que debe expedir el contratista ante la ANH. El contrato permite al contratista
solicitar prórroga de 6 meses adicionales si no se ha cumplido con las actividades
exploratorias comprometidas, siempre y cuando se haya iniciado actividad mínimo
1 mes antes de la fecha de vencimiento de la fase. El contratista asumirá todas
las pérdidas en caso de que no haya descubrimientos en el área contratada. Al
momento de presentarse un descubrimiento el contratista debe presentar ante la
ANH un programa de evaluación dentro de los seis (6) meses siguientes a la
finalización de la perforación del pozo exploratorio descubridor o de la finalización
del periodo de Exploración, lo que ocurra primero. Una vez declarada la
comercialidad tendrá una vigencia de 24 años o hasta el límite económico del
campo.
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176
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
En caso de que se solicite extensión de la fase de Explotación, el Contratista debe
entregar a la ANH un 10 % adicional de producción de hidrocarburos líquidos
livianos o un 5% de gas no asociado o Hidrocarburos Líquidos pesados, después
de regalías. El contrato E&P muestra un sistema concesionario con regalías muy
moderadas pero con una captación del estado de rentas excesivas generadas por
precios reales altos de crudo.
Las áreas son adjudicadas a través de rondas licitatorias o por contratación directa
si es un área libre. Dentro de las obligaciones con las que se deben cumplir en el
contrato esta la creación de un Fondo de Abandono para que se cubran todas las
necesidades de financiación en el abandono de pozos y la restitución ambiental en
las áreas de producción.
Derechos económicos por uso de sub-suelo en áreas de exploración: Por
cada fase el contratista reconocerá y pagará a la ANH un derecho por unidad de
superficie nominado en dólares de los Estados Unidos de América, que resulta
de multiplicar el número de hectáreas y fracción de hectárea del área Contratada.
Tabla 14. Factor cálculo Derecho Económico
VALOR POR FASE EN U$/ HECTAREAS
Off shore 0,76
Polygons A y B 2,29 3,06 3,06 4,59
Out of Polygons 1,53 2,29 2,29 3,06
USO DEL SUELO
Tamaño de áreaPor las primeras 100.000
Has.
Por cada héctarea adicional a
100.000 Has.
Phase Duration <= 18 meses > 18 meses <= 18 meses > 18 meses
Este pago se debe realizar dentro del mes siguiente al inicio de la respectiva fase.
Para las fases inferiores a 12 Meses este pago no aplica.
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Derechos económicos por uso de sub-suelo en áreas de evaluación y
producción: El contratista reconocerá y pagará a la ANH un derecho cuyo valor
en dólares de los Estados Unidos de América, será el que resulte de multiplicar la
producción de hidrocarburos que corresponden al contratista. Por once centavos
de dólar y diecinueve centésimos de centavo de dólar de los Estados Unidos de
América (USD $ 0.1119) por cada barril de Hidrocarburos Líquidos.
Derechos económicos por precios altos: A partir del momento en que la
producción acumulada de hidrocarburos líquidos de cada área de producción,
incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de barriles, y en el
evento de que el precio del crudo marcador "West Texas Intermediate" (WTl)
supere el Precio Base Po, dependiendo de la gravedad API del crudo, (Según
tabla) o cuando la producción de gas alcance los cinco (5) años, y se destine a la
exportación, y el precio del marcador "U.S. Gulf Coast Henry Hub" supere el
Precio Base Po, (Según la misma tabla) el contratista entregará a la ANH, en el
punto de entrega una participación en la producción neta de regalías. Según la
siguiente fórmula:
Q = [(P - Po) / P] x S
Q = Derecho económico a entregar a la ANHP = Precio WTI
Po = Precio Base de referencia según la tabla A1
S = Porcentaje de participación según la tabla A2
Tabla 15 (A1)1. Factor Calculo Precios Altos
PRECIOS BASE DE REFERENCIA
> de 29º API $ 30,22> de 22º API e inferior o igual a 29º API $ 31,39
> DE 15º API e inferior o igual a 22º API $ 32,56Descubrimientos localizados a más de 300 mts
de profundidad $ 37,20
> a 10º API e inferior o igual 15º API $ 46,50
Po (US$/BI)
(Año 2008)
Gravedad API de los Hidrocarburos Liquidos
producidos
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Tabla 16 (A2). Porcentaje Participación -Precios Altos
PORCENTAJES DE PARTICIPACIÓN
Po <= P < 2Po 30%2Po<= P < 3Po 35%
3Po<= P < 4Po 40%
4Po <= P < 5Po 45%
5Po<=P 50%
Porcentaje de
participación (S)Precio WTI (P)
Derechos económicos en pruebas de producción: Los Hidrocarburos Líquidos
obtenidos como resultado de las pruebas de producción realizadas por el
contratista también causarán los derechos de que tratan los puntos anteriores.
Transferencia de tecnología: Estos dineros se destinan para apoyar el
fortalecimiento institucional y sectorial, el contratista se compromete a realizar a
su cargo y a su costa programas de investigación, capacitación, educación y
apoyar el programa de becas de la ANH. Este pago se debe realizar al inicio de
cada fase exploratoria y debe ser de hasta por un valor del veinticinco por ciento
(25%) del valor que resulte de multiplicar el número de hectáreas y fracción de
hectárea del área contratada. Esta obligación no puede exceder la suma de cien
mil dólares de los Estados Unidos de América (US$100.000.oo). Respecto de las
áreas de producción, la obligación será de hasta por un valor del diez por ciento
(10%) del monto del derecho por el uso del subsuelo, por cada año calendario.
Devoluciones de áreas: EL Contratista puede hacer devoluciones parciales
siempre y cuando no se afecte el cumplimiento de las obligaciones contraídas en
el contrato. Para algunos casos el porcentaje de devolución es pactado. Al final del
periodo de Exploración si no hay descubrimiento se debe devolver toda el área. Si
hay descubrimiento se debe devolver toda el área menos el área de producción.
Regalías: Actualmente, se maneja un nuevo esquema de regalías a partir de la
ley 141 de 1994 y la ley 756 de 2002 los yacimientos que se descubrieron antes
de la aprobación de esta ley pagan una regalía fija de un 20 %. En adelante, se
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
paga una regalía escalonada por la explotación de hidrocarburos de propiedad
nacional sobre el valor de la producción en boca de pozo, el porcentaje que resulte
de aplicar la siguiente escala.
Tabla 17. Base calculo Regalías
Royalty Rates
Production Rate (b/d) Royalty Rate (%) < 5,000 8 5,000 - 125,000 8 - 20 125,000 - 400,000 20 400,000 - 600,000 20 - 25 > 600,000 25 Source: Wood Mackenzie
Para explotación en campos ubicados en tierra firme y costa afuera hasta a una
profundidad inferior o igual a mil (1.000) pies, se aplicará el ochenta por ciento
(80%) de las regalías equivalentes para la explotación de crudo; para explotación
en campos ubicados costa afuera a una profundidad superior a mil (1.000) pies, se
aplicará una regalía del sesenta por ciento (60%) de las regalías equivalentes a la
explotación de crudo. Para la explotación de hidrocarburos pesados de una
gravedad API igual o menor a quince grados (15° API), las regalías serán del
setenta y cinco por ciento (75%) de la regalía aplicada para hidrocarburos livianos
y semi-livianos. Esta disposición se aplicará a la producción proveniente de
nuevos descubrimientos, contratos de producción incremental o a los campos
descubiertos no desarrollados.
Impuestos: En el período de explotación, se debe pagar una tarifa
correspondiente al nivel de producción. Por hidrocarburos líquidos la tarifa es de $
EE.UU. 0.10/bbl neto producido. Para el gas natural la tarifa es de $ EE.UU.
0.10/mcf neto producido. El impuesto a la renta es de 33%. Se debe pagar un IVA
del 16 % sobre los materiales o servicios contratados en Colombia. Sin embargo
puede ser deducible del impuesto a la renta.
Multas: Una vez se conozca el incumplimiento la ANH podrá imponer multas que
generen la satisfacción eficaz y eficiente de las obligaciones a cargo del
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contratista. Están podrían ser por el monto del valor de la actividad incumplida o
cuando se dé el caso de un valor indeterminado de la obligación se impondrán
multas por primera vez hasta de cincuenta mil dólares de los Estados Unidos de
América (U$ 50.000) la segunda vez será por el doble de la inicialmente impuesta
así sucesivamente doblando el valor del tope máximo de las multas impuestas
hasta igualar el valor de las garantías
Terminaciones del contrato: Son varias las causales de terminación del
contrato entre las más importantes se consideran.
Puede ser por renuncia durante el periodo de exploración o en cualquier
momento del periodo de producción.
Por vencimiento del periodo de exploración y/o producción.
Por declaración de terminación por incumplimiento.
En cualquier tiempo por mutuo acuerdo entre las partes entre otras.
El contrato E&P en Colombia NO tiene arbitraje internacional.
Participación Estatal en la Renta Petrolera
En cualquier país se conoce como renta petrolera la suma de: las
compensaciones (contraprestación económica pactada con la compañía
encargada de la exploración y depende del área asignada), las regalías
(contraprestación económica que se recibe durante la explotación y depende del
volumen producido y del precio de venta después de restar el transporte hasta
refinería o puerto), el impuesto a la renta (liquidado sobre la ganancia operacional
de la compañía), el impuesto por transporte, el impuesto de industria y comercio
(aplicado principalmente a la comercialización de los derivados del petróleo y gas),
el impuesto o regalía por refinación, el impuesto de remesa (aplicado a los
dividendos sacados del país por las compañías extranjeras), la participación en la
producción (recibida por la empresa Estatal o los entes territoriales), los bonos
especiales (aplicados en caso de guerra, desastres naturales o por precios altos
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OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
en la venta del hidrocarburo) y la ganancia neta después de impuestos del
contratista o empresa operadora. Esta ganancia neta la obtiene la compañía
después de restar a sus ingresos los costos de extracción, tratamiento, transporte,
amortización de la inversión en exploración, depreciación por inversiones en
activos para la producción y el impuesto a la renta.
En el caso Colombiano, con el sistema de contratación actual, que es el más
benévolo de Latinoamérica para las compañías inversionistas, la renta petrolera
comprende la suma de las compensaciones por uso del subsuelo, las regalías, un
bono como derecho por precios altos, los impuestos a la renta, al transporte, y la
ganancia neta del contratista. Aunque existe impuesto o regalía por refinación e
impuesto de industria y comercio por la venta de sus derivados, no se tienen en
cuenta por ser operaciones downstream (refinación, petroquímica y
comercialización de derivados), cuasi-monopolio del Estado. Esto quiere decir que
para calcular nuestra renta petrolera se tienen en cuenta únicamente las
operaciones upstream (exploración, explotación y transporte). Aquí en Colombia
no hay participación de la producción, ni impuesto de remesa. Esta renta petrolera,
según la Agencia Nacional de Hidrocarburos –ANH, es del 60%; o sea que de un
barril producido, el 60% es renta petrolera. De esta renta petrolera, el 42% es para
el Estado (el 25,2% de un barril producido), representado en impuestos netos
(después de alivios tributarios), regalías, derechos del subsuelo y el derecho a
precios altos.
Las compensaciones (derechos económicos por el uso del subsuelo que recibe la
ANH) oscilan, dependiendo de la ubicación y área del bloque, entre 0,25 y 1.5 US$
por hectárea, pagadas durante la exploración desde la segunda fase, y 0.1 US$
por barril de petróleo ó 0,01 US$ por millón de BTU si es gas, durante la etapa de
producción.
Las regalías (se dividen en dos clases así: las directas recibidas por los entes
territoriales productores y los puertos, y las indirectas recibidas por el Fondo
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182
OSCAR VANEGA ANGARITA GEOPOLÍTICA Y POLITICA PETROLERA
Nacional de Regalías –FNR), son flexibles y sensibles a los diferentes niveles de
producción de los campos. Las regalías son del 8% para campos que produzcan
hasta 5.000 Barriles de Petróleo por día –BPD (5.700 pies cúbicos de gas
equivalen a un barril de petróleo); para producciones entre 5.001 BPD y hasta
125.000 BPD varía en línea recta entre el 8% y el 20%; para producciones desde
125.001 BPD hasta 400.000 BPD el 20%; para producciones entre 400.001 BPD y
600.000 BPD varía en línea recta entre el 20% y el 25%; y para producciones
mayores o iguales a 600.001 BPD el 25%. Realmente oscilan entre el 4.8% y el
25% porque existe un descuento del 25% si el petróleo es pesado (menor o igual a
15 °API) y, en el caso del gas, 20% de descuento si es continental ó 40% si es
costafuera. En promedio las regalías actuales son del 8%, porque se liquida por la
producción de cada campo y no por la producción total del contrato. Las regalías
directas las recibe en especie la ANH según la liquidación del Ministerio de Minas
y las paga en dinero a los entes territoriales después de descontar los costos de
transporte a refinería o puerto y los descuentos para el Fondo de Ahorro y
Estabilización Petrolera –FAEP, para el Fondo Nacional de Pensiones de las
Entidades Territoriales –FONPET, el cual es del 5%, y el 1% para interventorías.
Bajo este esquema, si se excluye a Ecopetrol S.A y se analiza únicamente para
inversionistas privados, la renta petrolera se limita a cinco variables que ocurren
durante la etapa de explotación (upstream): las compensaciones recibidas por el
gobierno nacional a través de la ANH (0.1 US$ por barril de petróleo ó 0,01 US$
por millón de BTU si es gas), las regalías (8% en promedio) una parte recibida
directamente por las entidades territoriales y otra por el gobierno nacional a través
del Fondo Nacional de Regalías -FNR, el impuesto a la renta recibido por el
gobierno nacional a través de la DIAN (33% de la renta líquida gravable del
inversionista), los derechos por precios altos (30% del excedente sobre el precio
base) recibidos por el gobierno nacional a través de ANH, y la ganancia neta del
inversionista. En la columna anterior expuse lo referente a las compensaciones
económicas que se reciben durante la exploración y explotación, y la liquidación
de las regalías según el tipo de hidrocarburo y los volúmenes producidos. Los
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derechos por precios altos se reciben cuando la producción acumulada supera los
5 millones de barriles y si el precio internacional WTI es superior a 35 US$/barril
(precio base).
Esto significa que si nuestro petróleo se vende en el mercado internacional a 80
US$/barril (caso Cusiana), el gobierno nacional recibe a través de la ANH el 30%
de 45 (la diferencia entre 80 y 35), o sea 13.5 US$/barril. El impuesto a la renta es
el 33% de la ganancia operacional del inversionista. Sin embargo, este ingreso es
significativo a partir del sexto año de producción del campo, pues durante los
primeros cinco años existen alivios y descuentos tributarios generados por las
depreciaciones y amortizaciones de las inversiones realizadas durante las etapas
de exploración y desarrollo del campo.
Según la ANH, la renta petrolera es el 60% de un barril; o dicho de otra forma, por
cada 100 pesos que se obtengan de ingreso bruto, 40 pesos cubren los costos de
exploración (amortización), desarrollo (depreciación), operación (costos de
producción y tratamiento), transporte y abandono (fondo para remediar daños
ambientales). De los 60 pesos que quedan como renta petrolera, el inversionista
se queda con 34.8 pesos (58%) y el Estado con 25.2 pesos (42%). De esos 25.2
pesos, 8 pesos son regalías, de los cuales 5.44 pesos le corresponden a los
puertos, y a los municipios y departamentos productores como regalías directas (el
21.59% de lo que recibe el Estado – STATE TAKE). O sea que el gobierno
nacional se queda con el 78.41% del STATE TAKE. En resumen, a las regiones
productoras de hidrocarburos les llega el 9% de la renta petrolera, al gobierno
nacional el 33% y al inversionista el 58%.
Resumiendo, el State Take lo componen las regalías, los impuestos, los derechos
de uso del subsuelo y los derechos por precios altos. Empezaré analizando el
último, que contempla el pago al Estado del 30% del sobreprecio cuando el barril
supere los 35 dólares (precio base para este año - se ajusta cada año). Según las
estadísticas de Ecopetrol S.A y de la ANH, en Colombia existen 324 campos, de
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los cuales 8 fueron descubiertos con reservas originales de petróleo (OOIP)
superiores a 1.000 millones de barriles, 11 entre 500 y 1.000 millones, 35 entre
100 y 500 millones, 25 entre 50 y 100 millones, 78 entre 5 y 50 millones, y 167
campos con menos de 5 millones de barriles de petróleo. O sea que el 51.54% de
los campos descubiertos en nuestro país tienen reservas inferiores a 5 millones de
barriles. Igualmente, los campos en Colombia tienen en promedio un factor de
recobro –FR (porcentaje extraído o sacado a superficie) del 18%.
Lo anterior indica que difícilmente en los descubrimientos futuros, se logrará
cobrar el derecho por precios altos, pues a éste sólo se tendrá acceso cuando la
producción acumulada supere los 5 millones de barriles. Para tener éste derecho
desde antes del quinto año de producción, debería descubrirse un yacimiento con
reservas superiores a los 500 millones de barriles, para lo cual existe solamente
un 5.8% de probabilidad. Si se descubriese uno entre 100 y 500 millones (10.8%
de probabilidad), se disfrutaría de ese derecho después de los 10 años de
producción. En el caso de yacimientos con reservas entre 50 y 100 millones de
barriles (7.7% de probabilidad), se obtendría ese derecho al final de la terminación
del contrato de concesión, después de 20 años, cuando ya no quede mucho
petróleo por recuperar y el campo revierta a la nación. En el resto de posibilidades
(75.7%) los colombianos nunca veríamos ese componente del state take, pues el
campo se abandonará antes de que llegue a los 5 millones de barriles producidos
acumulados. Resumiendo, el derecho por precios altos no se debe tener en
cuenta para el cálculo del State Take y menos para los próximos 10 años, pues
con el actual sistema contractual no se ha descubierto ningún campo con reservas
superiores a 100 millones de barriles. Puedo afirmar, sin temor a ruborizarme, que
la ANH introdujo este componente como un saludo a la bandera. Es una utopía y
una falacia matemática si se llegare a contabilizar para calcular el State Take.
Si llegáramos al millón quinientos mil barriles por día, la producción promedio por
campo será de 4.630 barriles/día (1’500.000/324) para unas regalías promedio del
8% según la ley 756 de 2002, con la cual se liquidan las regalías de los nuevos
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contratos. El impuesto a la renta es del 33% sobre la ganancia líquida gravable. O
sea, después de descontar a los ingresos los costos de producción, tratamiento,
transporte, trasiego, manejo, amortización de inversiones para la exploración,
depreciación de inversiones en activos para el desarrollo del campo, los derechos
del subsuelo y las regalías.
Según estadísticas de Ecopetrol S.A, el costo de producción y tratamiento
promedio de un barril es 12 US$, el costo de abandono es 0.5 US$/Bl, el costo por
depreciación es 2.5 US$/Bl y el costo por amortización es 1.0 US$/Bl. Según
OCENSA, el costo promedio de transporte, trasiego y manejo es de 8 US$ el
barril. El total de costos descontados es de 24 dólares. Si el precio promedio WTI
durante el último año fue de 80 dólares el barril y la calidad promedio de nuestro
petróleo es 25° API, el precio de venta promedio fue de 60 US$/Bl, para una renta
petrolera de 36 dólares. A esta renta petrolera le descontamos los derechos del
subsuelo durante la explotación por 0.10 US$/Bl y 4.8 US$/Bl correspondiente a
las regalías promedio del 8%, para una renta líquida gravable de 31.1 US$ y un
impuesto a la renta de 10.26 US$ por barril (33%).
El State Take se expresa como el porcentaje de la renta petrolera que le
corresponde al Estado. De esta forma, el componente al State Take por regalías
es del 13.3% (4.8/36), por impuestos del 28.5% (10.26/36) y por derechos del
subsuelo del 0.28% (0.1/36). Este último prácticamente despreciable. Para un
State Take total del 42.1%.
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4. CONCLUSIONES
En el año 2003, con motivo de la celebración de los 100 años del diario La
República, se realizó un foro sobre política petrolera, donde propuse la creación
de una ley marco de hidrocarburos que apalancara y diera soporte robusto a la
reciente escisión de Ecopetrol, blindando la empresa contra una futura
privatización y estableciendo, desde el Congreso de la República, políticas serias
a largo plazo, que sirvieran de carta de navegación a la naciente Agencia Nacional
de Hidrocarburos. De esa manera nos hubiéramos evitado lo que ha ocurrido
desde ese entonces hasta la fecha:
Primero, la conversión de nuestra empresa petrolera estatal en una empresa de
economía mixta, sin capacidad de refinación (estamos importando combustibles,
lo cual nos tiene con la gasolina más costosa de América); con necesidad de
capital para continuar comprando campos “viejos” con escasas reservas
remanentes, y continuar “raspando la olla” en los campos maduros y marginales
de su propiedad, ante el poco éxito exploratorio. Ecopetrol S.A ha invertido en los
últimos cinco años recursos similares a las utilidades obtenidas –gracias a los
altos precios internacionales de petróleo- dirigidos mayoritariamente a la
producción (por ejemplo, el 50% de los 6.900 millones de dólares invertidos el año
anterior y el 44% de los 3.260 millones de dólares invertidos durante el primer
semestre de este año), y muy poco a la exploración o búsqueda agresiva de
nuevas reservas que nos garanticen la autosuficiencia y eviten el colapso
económico del país ante una eventual importación de petróleo en medio de una
muy posible crisis energética mundial. Aunque Pacific Rubiales anunció esta
semana un descubrimiento del tamaño del campo Rubiales en un nuevo bloque,
este contrato está bajo la modalidad de concesión, donde el país (excepto las
regalías), no tendrá participación en la producción; o sea que a futuro, de
requerirse el petróleo, debemos comprárselo a precio internacional y en dólares
corrientes, que será análogo económicamente a tener que importarlo.
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En cuanto a reservas probadas certificadas, hoy contamos con 2.100 millones de
barriles equivalentes, de los cuales el 40% es crudo pesado y extrapesado; pero lo
grave es que en los últimos 10 años sólo se han incorporado 300 millones de
barriles con nuevos descubrimientos, mientras que hemos producido 2.300
millones. O sea que por cada 6.7 barriles producidos, agregamos uno nuevo (a
nivel mundial por cada 5 consumidos se descubre uno). Igualmente,
agradezcamos que “se nos apareció la virgen” con el incremento del precio de los
hidrocarburos desde el 2005, porque de lo contrario, este petróleo pesado no se
estuviera produciendo, ya que el negocio no cerraría financieramente, y el país
estaría importando petróleo (además de combustibles); o en su defecto,
comprando a precio internacional el petróleo que los inversionistas privados están
extrayendo de las entrañas de nuestro subsuelo.
Segundo, una Agencia Nacional de Hidrocarburos limitada en recursos, lo cual le
ha impedido implementar políticas agresivas de calentamiento de cuencas. Sus
metas son muy pobres, pues proyectan incorporar 4.000 millones de barriles a
2020, fecha en la cual se habrá producido una cifra similar, a la tasa de un millón
de barriles diarios actual; e inferior, si la producción llega al escenario P50 de 1,4
millones de barriles diarios pronosticado por la misma Agencia. En otros retos al
2020 (aerogeofísica, sísmica 2D, estudios geológicos, cartografía, perforación
estratigráfica), al finalizar 2010 se acercó al cumplimiento del 50% de algunos de
ellos, lo que demuestra que se quedaron cortos en las metas, pues con esta
pequeña cantidad de estudios difícilmente tendremos información suficiente para
lograr descubrir las reservas de hidrocarburos que se requieren para satisfacer las
necesidades internas después de 2015. Es preocupante, en un país como
Colombia con el 80% de las cuencas sedimentarias inexploradas, ver las
estadísticas de perforación de pozos exploratorios, con una pobre meta de 60
pozos por año; mientras que en Estados Unidos, cuyas cuencas están 100%
exploradas, se perforan 47.000 pozos por año. Las cifras en este sentido muestran
que escasamente se han igualado las estadísticas de los años 80, cuando el
contrato de asociación le daba participación al Estado en la renta petrolera (State
Take) del 78%, mientras que el contrato actual, sólo nos deja el 42%. Algo está
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pasando. El Congreso debe legislar urgentemente aprobando una ley marco de
hidrocarburos, donde se establezcan las calidades mínimas de los miembros de la
junta directiva de la ANH, quienes son los responsables de las políticas
exploratorias a futuro. El contrato de E&P debe revisarse y debe ser el Congreso,
como en muchos países, quien defina los parámetros del mismo y no una junta
desconocida y sin experiencia, quien apruebe asuntos de tanta responsabilidad,
actuando como convidados de piedra.
Según palabras del exdirector del ICP, Ing. Néstor Fernando Saavedra, en el
panel sobre “prospectividad petrolera” celebrado en el marco de la décima
segunda semana técnica de ingeniería de petróleos de la UIS… “Colombia está
atrasada 30 años en ciencia y tecnología respecto al promedio mundial, y el
mundo está atrasado 30 años respecto a Estados Unidos”, refiriéndose,
obviamente, al desarrollo de nuestra industria petrolera; porque nadie sabe mejor
que él que la transferencia tecnológica a la que se comprometieron las compañías
extranjeras cuando firmaron los otrora contratos de asociación, fue un fracaso.
Ésta se cumplió con unos simples cursos de no más de cuarenta horas que
dictaban conferencistas extranjeros en un lujoso hotel de Bogotá, a la que asistían
unos pocos funcionarios “administrativos” de Ecopetrol, que en poco o nada
contribuían a difundir o transmitir los escuetos conocimientos allí recibidos. Hoy,
con el nuevo contrato de E&P, la transferencia de tecnología está acordada en
especie; más precisamente en el 25% de los derechos por el uso del subsuelo,
recibidos por la ANH, de los cuales desconocemos su destino. En nada, hasta el
momento, ha contribuido al desarrollo tecnológico y científico desde las facultades
de petróleo de país, si revisamos el número de proyectos de investigación que han
sido financiados. Esto explica también, por qué el factor de recobro de nuestros
yacimientos es escasamente del 20%, mientras que el promedio en el mundo es
del 40% y en los Estados Unidos del 70%.
La ley marco de hidrocarburos debe apuntarle a jalonar el desarrollo tecnológico
del país, como lo ha hecho Brasil, asegurando recursos ciertos y abundantes para
la educación superior y la investigación; financiando la dotación de laboratorios, la
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creación de programas de maestría y doctorado, la repatriación de cerebros
fugados y la contratación de científicos extranjeros de alto nivel. Debe
reglamentarse que el 10% de las regalías aprobadas en la reforma constitucional
que creo el Sistema General de Regalías vaya directamente a Colciencias, las
Universidades, el ICP, los CDT’s y las Corporaciones de investigación y desarrollo
tecnológico. Con la actual producción existe margen para hacerlo, pero debe
crearse por ley un impuesto por barril para este fin, teniendo en cuenta que
nuestro contrato petrolero es el más rentable de Latinoamérica para los
inversionistas. De esta manera aumentamos en algo el margen de participación
estatal en la renta petrolera. Recordemos que con el actual contrato de concesión
los hidrocarburos son del Estado cuando están en el subsuelo, pero pasan a ser
del inversionista cuando están en superficie. Igualmente, aprovechando los altos
precios, así como se ha aprobado la creación de un nuevo fondo de ahorro y
estabilización para evitar la enfermedad holandesa ante una supuesta bonanza, la
ley marco debería asegurar la creación de un fondo de exploración petrolera con
el fin de tener recursos suficientes para el calentamiento de cuencas por parte de
la ANH y para la perforación exploratoria por parte de Ecopetrol (mientras siga
siendo Estatal), sobre todo si a futuro bajan los precios, pues dejará de ser
rentable la extracción de petróleo pesado, y/o no habrán inversionistas interesados
en esta actividad.
El Congreso de la República tiene el reto de definir una política energética futurista
y coherente con los intereses nacionales, en la perspectiva de usar estos recursos
en un proyecto de desarrollo integral de la economía del país, elaborando una ley
marco en consenso con la industria, la USO, la academia y las diferentes
organizaciones sociales. Los países industrializados se caracterizan porque sus
parlamentos han construido su riqueza en sus leyes antes que en su tierra. La
mayoría de nuestros congresistas y gobernantes, de pronto, han tomado la vida
como un constante devenir, más que un ser, faltándoles convicción para hacer
realidad los sueños y dentro de dichos sueños se denota una grave falta de
previsión. El éxito de los países industrializados está es su capacidad para
anticipar sus crisis energéticas, planear estrategias y asumir retos sin importar el
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precio. Desde la segunda guerra mundial las potencias han determinado el control
del mundo a partir del combustible fósil. La situación geopolítica actual es producto
de la mentalidad futurista de estas naciones. La habilidad del estadounidense de
ver el presente desde el punto de vista del porvenir, atado a garantizar su futuro
suministro de energía, explica el por qué la toma de Afganistán e Irak, por qué sus
intrigas infundadas con Irán, y por qué mantienen cerca de un millón de marines
en el triángulo del medio oriente, donde está el 70% de las reservas petroleras del
mundo y las segundas mayores reservas de litio (necesarias para los futuros
automóviles eléctricos).
Por otro lado, el presidente Santos sancionó el acto legislativo que crea el Sistema
General de Regalías y Compensaciones, y el Congreso aprobó la ley
reglamentaria que a su vez reformará la ley 756 de 2002. Con sentimiento
nacionalista, despojándome de la camiseta del regionalismo que porté durante el
tránsito de la enmienda constitucional, reconozco que lo aprobado refleja la
equidad y el bien común que obliga la Carta Magna, haciéndose una
“redistribución” más justa de las regalías, para beneficio de la mayoría de los
colombianos, al ser la riqueza del subsuelo propiedad de la Nación. Igualmente, el
gobierno central podrá poner a andar las cinco locomotoras de la prosperidad y el
desarrollo. Estos recursos serán su combustible, pues la administración Uribe dejó
seco el tanque, con un hueco fiscal de $30 billones y vigencias futuras
predestinadas que comprometen recursos hasta el 2016 equivalentes al 85% de
este déficit. De la misma manera, al desaparecer el Fondo Nacional de Regalías,
el Ministerio de Hacienda se ahorra cerca de $5 billones que han ido a TES desde
el 2003 para financiar la Seguridad Democrática, y otros recursos de similar
monto, que está en el Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera, que
posiblemente no se des-ahorrarán a favor de los Entes territoriales, pues como
dice el adagio popular: “muerto el perro, muerta la sarna”. Sin embargo, la
senadora Maritza Martínez ha propuesto que estos dineros se inviertan en
recuperar la malla vial y en auxiliar los damnificados por el invierno. Habrá que
verlo.
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Las regiones productoras, sobre todo las petroleras que generan el 80% de las
regalías, quedan con la encrucijada de tomar medidas más inteligentes, y sus
habitantes con el deber de atinar con la elección de gobernantes gestores, con
músculo político y capaces de elaborar proyectos que capten recursos de los
nuevos fondos creados y de otras fuentes; pues definitivamente hacia el 2015 sus
ingresos por regalías directas se verán disminuidos gradualmente hasta el 40% de
lo recibido este año; con dos agravantes de por medio: por un lado, en el pasado
les recortaron los giros a través del Sistema General de Participación; y por el otro,
la mayoría de estos Entes hicieron piñata con las regalías futuras involucrándose
en un severo endeudamiento, cuyos pagos no van a poder cumplir, o para hacerlo
tendrán que bajar sus coberturas de educación, salud y saneamiento básico.
Barrancabermeja, principal municipio petrolero de Santander, produce cerca de 50
mil barriles por día, de los cuales el 14% en promedio son regalías (el 40% de la
producción paga regalías del 20% y el 60% del 10% por ser producción
incremental). De estas regalías al municipio le corresponde el 20,5% según la ley
756 de 2002; o sea que está recibiendo el 2.87% (0.205x14%) de cada barril
extraído de su subsuelo, que al precio WTI de 100 US$/Bl y a una TRM de 1800
$/US$ le generarán ingresos cercanos a $80 mil millones este año, sin sumar las
regalías por refinación ni embarque fluvial. De la misma manera, el departamento
de Santander recibirá aproximadamente $185 mil millones. Sin embargo, así la
producción y el precio se mantengan, en el 2012 estos dos Entes territoriales
recibirán el 70% de estos ingresos, en el 2014 la mitad y desde el 2015 el 40%.
Pero, tampoco se deben hacer piñatas con estas cifras, pues la producción de
Barrancabermeja y de los otros municipios petroleros del departamento empezará
a declinar al final de este año, estimando que a 2015 producirán diariamente
menos de la mitad de lo que producen hoy (a no ser que se haga un nuevo y
significativo descubrimiento); con el componente adicional que, para aquella
época, la liquidación de regalías será del 10% en promedio, si se tiene en cuenta
que más del 80% de esa escasa producción, será “producción incremental”. Por lo
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cual, los ingresos por regalías a partir de ese año serán inferiores al 15% de lo que
se reciba este año.
Con excepción del crecimiento esperado en la producción de crudo pesado del
Meta, al resto del país le pasará casi lo mismo, y muy probablemente la
“mermelada” de las regalías, que se piensa esparcir, no alcanzará para toda la
“tostada”. Igualmente, la reforma revive con el nombre de “triángulos de buen
gobierno” la Comisión Nacional de Regalías creada con la ley 141/94 y eliminada
por politiquera y corrupta en el 2003.
Ojalá que la nueva ley para reglamentar esta reforma y derogar la ley 756 de
2002, contemple un aumento en la liquidación de regalías al 20% nuevamente,
para compensar la reducción de recursos a los Entes productores, y considere
como unidad conjunta la suma de la producción de los campos con diferentes
contratos y nombres que producen del mismo yacimiento, con el fin de evitar la
artimaña de pagar menos regalías. Por otro lado, debe definirse los perfiles y
calidades mínimas de los aspirantes a conformar la junta administradora de los
nuevos fondos (compensación regional, desarrollo regional, y ciencia y tecnología
e innovación) para garantizar la honestidad, la pulcritud, la eficiencia y los buenos
usos y destinos de las futuras regalías, o sino terminaremos en algo más de lo
mismo. Nuestros actuales parlamentarios deben romper esa tradición de políticas
petroleras cortoplacistas definidas por los gobiernos de turno, quienes por falta de
visión han vivido embriagados por el paradigma de la autosuficiencia, y aprobar
una LEY MARCO DE HIDROCARBUROS.
MIL GRACIAS POR SU ATENCIÓN
