SEPTIEMBRE 2014_INFORME_COLOMBIA PAIS PETROLERO O CON PETROLEO

Estudios Económicos
COLOMBIA: ¿PAÍS PETROLERO O CON PETRÓLEO?
Análisis de la Unidad de Estudios Económicos
Introducción
Se dice que Colombia es un país petrolero. Sin embargo, en mismas palabras del vicepresidente
corporativo de Pacific Rubiales, Federico Restrepo, en cuanto a la forma como en el mundo ven la
producción de crudo en Colombia: “Es un país con petróleo, pero no tiene una industria
desarrollada para ser considerado un país petrolero”.
Para saber si Colombia es o no un país petrolero, se hace necesario entender qué ha sucedido
históricamente con la producción, las contrataciones, exploración, explotación y transporte de
hidrocarburos en Colombia.
I.
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN COLOMBIA
Como comenta Ocampo en Historia Económica de Colombia, la producción de hidrocarburos ha
dependido de las políticas económicas.
Durante la posguerra (1939-1975) la diversificación de las ventas externas en Colombia no fue una
meta prioritaria exceptuando el período de promoción de exportaciones (1959-1960).
Durante la fase de modernización industrial (1945/6-1954/5) la estrategia fue la sustitución
progresiva de las importaciones, en su mayoría de bienes industriales. En medio de la canalización
de recursos de crédito mayores hacia la industria, las inversiones directas del estado y el creciente
proteccionismo, se creó Ecopetrol en 1948, comprometiendo así al estado en la producción de
derivados del petróleo.
Durante el período 1955-1974 el coeficiente de exportaciones del país disminuyó a causa del lento
crecimiento de las exportaciones de café (a excepción de la segunda mitad de la década del
setenta). Las exportaciones minerales durante este período crecieron a causa del aumento del
precio del oro durante la primera mitad de la década del setenta, pero la producción de
hidrocarburos en Colombia no corrió con la misma suerte; el hallazgo de gigantescas reservas en
otras partes del mundo hizo que las compañías multinacionales no encontraran atractivo explorar.
A principios de los setenta se postuló la necesidad de desmontar parcialmente el estado
intervencionista, afectando a la industria y al agro, pero no al sector minero energético; Sin
embargo, la construcción de infraestructura y la provisión de servicios sociales aumentaron, junto
con el tamaño del sector público.
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En 1973 se presentó el shock petrolero, es decir, el incremento de los precios de los combustibles
por manos de la OPEP; así bajo la administración de López Michelsen la tendencia cambió y
durante la segunda mitad de la década de los ochenta la producción de petróleo y carbón se
dinamizó.
Luego de los desequilibrios de los años ochenta (la década perdida), Colombia tuvo un proceso de
ajuste que alcanzó su máximo en 1984 y 1985. En 1986 se alcanzó un período de recuperación
gracias a la bonanza cafetera y el crecimiento de las exportaciones mineras en Colombia.
Durante el período 1986-1995 el país creció a pesar de la corta bonanza cafetera, gracias a los
sectores no tradicionales de la agricultura, las manufacturas y las grandes exportaciones mineras
(petróleo, carbón y ferroníquel).
Durante estos años (sobre todo desde la segunda mitad de los ochenta), la estructura productiva
cambió con excepción del sector minero que aumentó su participación en el PIB (por las ventas de
petróleo y carbón); es necesario también resaltar que desde entonces las inversiones estatales
apoyaron nuevos desarrollos en carbón y ferroníquel y continuaron haciéndolo en el sector
hidrocarburos, fundamentalmente a través de contratos de asociación de multinacionales. Ya con
el proceso de privatización en marcha, las inversiones del estado se mantuvieron en este último.
Como expone la Upme, en el nuevo milenio el Decreto Ley 1760 de 2003 fue el cambio
institucional que junto con el aumento de los precios y la inversión, dio un giro total en la política
petrolera.
Por medio de éste decreto se creó la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), y se esclareció el
papel del estado en la industria del petróleo; La ANH se encargó, desde entonces, de la
administración de los recursos de hidrocarburos petroleros de la nación, de la asignación de las
áreas de hidrocarburos para su exploración y explotación y del recaudo de las regalías y
compensaciones monetarias de propiedad del Estado por la explotación de hidrocarburos.
Consecuencia de estas nuevas políticas la producción pasó de 687 miles de barriles diarios en el
2000 a 944 en el 2012 tal y como se muestra en el Gráfico 1.
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Gráfico 1: Evolución de la producción colombiana de petróleo
Fuente: Cadena del petróleo 2013.
I.
CONTRATACIONES PETROLERAS
Como expone Ecopetrol en el libro conmemorativo de sus 60 años y Aguilar en Petróleo y
Desarrollo, desde 1905 ha prevalecido la concesión con grandes ventajas al capital extranjero, con
el objetivo de vincular tecnología privada internacional y capital extranjero de riesgo; lo anterior
con excepción de 1971 cuando se prohibieron las concesiones.
En 1974 se usó el contrato de asociación llamado contrato 50-50; este consiste en que el socio
privado realice las inversiones exploratorias bajo su propio riesgo, si estas son positivas en
petróleo, la explotación la hará asociado bajo la dirección de un comité ejecutivo en el que están
representadas la nación (con Ecopetrol) y la empresa asociada; este contrato tenía 28 años de
duración, de los cuales 6 eran de exploración y 22 de explotación.
La proporcionalidad se encontraba dada por un 50% para Ecopetrol y el resto para el socio
privado. Una variación de esta proporcionalidad se introdujo en 1989 condicionándola al volumen
de producción acumulado; desde el inicio de la explotación y hasta un acumulado de 60 millones
de barriles al socio le corresponde 50% después de regalías, así por cada 30 millones de barriles de
producción acumulada, el socio recibe el 5% menos hasta llegar a un mínimo de 30% (que se da a
partir de 150 millones de barriles).
En 1989, se redujeron los incentivos privados para explorar. Los aumentos de reservas e ingresos
para la compañía y el Gobierno generaron expectativas de ser un país petrolero y alentaron las
presiones por renegociar el contrato de asociación. Lo anterior desincentivó la producción.
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Los cambios posteriores al contrato de asociación intentaron compensar el impacto negativo de la
modificación de 1989; en 1994 se introdujo una repartición basada en el cociente entre ingresos y
gastos acumulados.
Un parámetro introducido internacionalmente, el factor R, se introdujo en 1996; este tiene en
cuenta para la distribución el volumen de inversión, la producción, los costos y los precios del
petróleo, haciéndola más razonable económicamente.
En 1997 se redujo la participación del Estado al 30% de la producción en campos pequeños y se
mantuvo en el 50% para pozos grandes; este cambio se logró vender con la base de que, con la
geología colombiana, es mejor el 30% de algo que el 50% de nada.
El último cambio se hizo en 1999, introduciendo un esquema de regalías escalonado; éste
empezaba con el 5% para pozos pequeños, pasando al 25% para campos de tamaño superior a 60
millones de barriles; de esta manera mejoró el factor de repartición de acuerdo al cociente entre
ingresos y gastos, y se introdujeron descuentos en regalías para el gas y por calidad del crudo
hallado.
Entre 1985 y 1992 se firmaron un promedio de 20,6 contratos anuales, y entre 1993 y 2002 14,8
contratos anuales, una reducción del 28% por período; asimismo, se llegó a firmar solamente un
contrato en 1999.
En 2003 ante la amenaza de desabastecimiento, surgió la necesidad de hacer un contrato más
atractivo que el anterior; así, se introdujeron tres modalidades de contratos de concesión: el
contrato de exploración y producción (e&p), el contrato de evaluación técnica (tea) y el especial.
El contrato e&p tiene las siguientes características: el período de exploración es de 6 años,
prorrogable por 4 años más, el de evaluación es de 1 a 2 años prorrogables por 2 años más, y el de
explotación de 24 años prorrogables; los programas de trabajo en exploración deben tener una
actividad mínima, pero la evaluación y la exploración son discreción del contratista; la producción
es autónoma y se hace bajo la responsabilidad del contratista, el cual es dueño de la totalidad de
la producción después de las regalías; y los pagos se hacen por el uso del subsuelo (US $ por
hectárea), dependientes del tamaño del área contratada y de la duración de la fase de
exploración.
El contrato tea es un modelo más sencillo, orientado a evaluar potenciales de hidrocarburos en
áreas especiales bajo responsabilidad del contratista. Podrá tener un máximo de 18 meses en
áreas continentales y un máximo de 24 meses en áreas costa afuera. Un contrato tea o una parte
de este se puede convertir en contrato de e&p cuando su titular presenta programas exploratorios
que sean aceptados por la ANH, conforme a su reglamentación vigente.
Con el contrato especial se pretendió comprender aquellos negocios jurídicos de características y
prestaciones especiales, distintos de los anteriores, que la entidad pudiera suscribir en el futuro,
según minutas aprobadas por el Consejo Directivo a propuesta de la administración, con arreglo al
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ordenamiento jurídico superior aplicable, al citado Reglamento y a los términos de referencia del
procedimiento se selección de que se trate o a las reglas adoptadas por el mismo Consejo para
casos excepcionales de asignación directa.
II.
EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN
Tomando como referencia a la UPME y a Aguilar en “Petróleo y Desarrollo”, la historia de la
exploración en suelo colombiano se inició en 1921.
Durante el siglo pasado se perforaron cerca de 1.800 pozos exploratorios, de los cuales 576
presentaron resultados positivos, pues demostraron presencia de hidrocarburos. En lo corrido del
nuevo siglo la perforación exploratoria ha reportado 793 pozos, de los cuales han sido exitosos 21.
En 1925 se dio uno de los campos más exitosos: La Cira que ubicada en el magdalena medio,
alcanzó una producción de 5.000 barriles por día en 2005 y que con la aplicación de nuevas
tecnologías logró llegar a 25.000 barriles, nivel que ha venido manteniéndose en los últimos años;
otro caso se dio en Antioquia en 1941: campo Casabe, cuya producción en 2010 superó los 16.000
barriles diarios.
En Arauca se inicia la exploración en 1959 con la perforación del pozo la Heliera1 en Puerto
Rondón y en 1960 en manos de Socony-Mobil el pozo Tame1. En 1980 se perforaron Arauca1 y 2
en Saravena por Intercol. En 1981 Ecopetrol perforó el Pozo Río Ele; A pesar del número de
perforaciones, la producción fue modesta.
En Casanare y el Meta los primeros hallazgos se lograron en los años 70 en las zonas de Trinidad y
Tocaría primero y Apiay y Cubarral después. Asimismo, Ecopetrol exploró y explotó en el Meta,
donde explota en asociación con la Chevron los Campos Castilla y Chichiméne. En 1981 se
descubrió el Campo Apiay, en consecuencia se intensificó la exploración en el área y se
descubrieron Sunia, Guatiquía y Libertad. Se construyó una planta de refinería y el oleoducto
central de los llanos que transporta el crudo a los centros de refinería del país.
Aun así, en la década de 1970 la actividad exploratoria era escasa, he aquí la razón por la cual el
país no tuvo más opción que convertirse en un importador neto de crudo en 1975. Por esta razón
la política petrolera estuvo encaminada a abrir paso al esquema de contrato de asociación para
estimular a las empresas multinacionales a unirse al sector.
La mayor consecuencia de esta política, fue el descubrimiento del pozo Caño Limón (1983; 1.250
millones de barriles), un año después La Yuca y Matanegra. Permitiendo así a partir de 1986 la
autosuficiencia petrolera del país y la recuperación de su condición de exportador neto de crudo.
Ya en Casanare y luego de resultados negativos persistentes en exploraciones, las noticias no eran
favorables debido a que no existía la tecnología para perforar a grandes profundidades en una
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zona con tan poca información de subsuelo y dificultades geológicas. Sin embargo, entre 15.000 y
18.000 pies de profundidad se alcanzan los pozos de Cusiana y Cupiagua, los cuales siguen siendo
un importante soporte del abastecimiento del país.
En 1988 con la perforación del pozo Cusiana1, se descubre gas y se abandona Cusiana2 por
problemas mecánicos. En 1990 se comienza a perforar Cusiana2 y se comprueba un gigantesco
yacimiento de petróleo y gas, y se denomina Campo Cusiana (750 millones de barriles); éste
campo alcanzó su máximo de producción en 1999 e inició su declinación. En 1992 se perfora
Cupiagua1 descubriendo así una estructura diferente denominada Campo Cupiagua (500 millones
de barriles).
Entre los distintos hallazgos que siguieron en los 90, el más famoso es Rubiales, descubierto en
1998 en cercanías a Puerto Gaitán, Meta; poco se le prestó atención por su lejanía, y porque en
épocas del petróleo a menos de 30 dólares no era tan atractivo explotarlo ya que se trata de un
crudo pesado, parecido al arequipe, por el que se paga menos que un crudo liviano de Cusiana o
Caño Limón. Sin embargo desde el 2009 se retomó el campo con reservas por 500 millones de
barriles.
Es así que en el siglo pasado el panorama petrolero lucía como en la ¡Error! No se encuentra el
origen de la referencia..
Ilustración 1: Áreas productoras de petróleo, oleoductos y gasoductos
Fuente: Petróleo y Desarrollo
Tal cual expone Upme, en 2011 la exploración se desarrolló en tres cuencas sedimentarias que
registraron: Llanos Orientales 95 pozos perforados (33 pozos productores); el Valle Superior del
Magdalena, con ocho pozos y la cuenca Caguán-Putumayo, con seis pozos perforados. De los 126
pozos exploratorios perforados, el 87% (109) lo hicieron empresas privadas, en su mayoría
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extranjeras; el 10%, (12 pozos) se perforaron en asociación con Ecopetrol, y el 4%, (5 pozos)
fueron perforados por Ecopetrol.
Como se expone en las memorias al congreso 2012-2013 de Minminas, la ANH en su calidad de
entidad administradora de los recursos hidrocarburíferos de la nación, estructuró y realizó durante
el año 2012 el proceso denominado “Ronda Colombia 2012”.
En este proceso abierto, se recibieron ofertas de inversionistas tanto nacionales como
internacionales sobre diferentes áreas en el país para la exploración y explotación de
hidrocarburos. En dicho proceso se ofrecieron 115 bloques, de los cuales 30 tienen prospectividad
para yacimientos no convencionales (difícil extracción) y 13 para costa afuera.
Desde su creación hasta diciembre de 2012, la Agencia Nacional de Hidrocarburos había firmado
349 contratos E&P, de estos se encuentran vigentes en periodo exploratorio 291 contratos; 58 han
sido terminados o renunciados (9 en el 2012).
Como Portafolio publicó el 21 de Agosto de este año, se firmó el primer contrato de los
adjudicados en la Ronda Colombia 2014.
De los 1.400 millones de dólares con los que se comprometerán las empresas en los 26 bloques
adjudicados, 710 millones de dólares corresponden a cinco contratos; de estos, dos son contratos
de evaluación técnica costa afuera, uno es de no convencionales y dos son de exploración y
producción para yacimientos convencionales en el Putumayo.
Consecuencia de la política petrolera del nuevo milenio han aumentado los pozos perforados
como se muestra en el Gráfico 2, pasando de 10 en el 2002 a 130 en el 2012; asimismo, han
aumentado los Pozos productores, no productores y las reservas incorporadas tal y como se
expone en el Gráfico 3.
En adición, los mayores campos que hoy en día están en producción se muestran en el Gráfico 4.
Ahora bien, con cierre a 31 de diciembre de 2012, las reservas de petróleo mostraron un total de
2.377 millones de barriles (Gráfico 5).
Finalmente, las actividades hidrocarburíferas que se han llevado a cabo en Colombia hasta Junio
de 2013 se encuentran plasmadas en la Ilustración 2.
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Gráfico 2: Número de pozos perforados
Fuente: Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos – Seguimiento a la exploración – ANH
Gráfico 3: Pozos productores, no productores y reservas incorporadas
Fuente: Cadena del petróleo 2013
Gráfico 4: Campos productores con producción mayor a 10.000 Barriles de Petróleo Diario
Fuente: Cadena del petróleo 2013
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Gráfico 5: Reservas probadas de petróleo en Colombia
Fuente: Cadena del petróleo 2013
Ilustración 2: Actividades Exploratorias
Fuente: Cadena del Petróleo 2013
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III.
TRANSPORTE
Cuadrilla de trabajadores transporta tubería del oleoducto de la Ian, 1924. Fuente: Ecopetrol
La infraestructura de transporte de hidrocarburos que posee el país ha sido diseñada para la
atención del manejo de los crudos desde su ubicación de producción hasta las refinerías o puertos
de exportación y el manejo de los derivados desde las refinerías y de los puertos de importación
hasta las plantas de almacenamiento y distribución situadas en las zonas de mayor consumo.
A. Oleoductos
Según Ecopetrol, el paso inmediato al descubrimiento y explotación de un yacimiento es su
traslado hacia los centros de refinación o a los puertos de embarque con destino a la exportación.
Para ello se construye un oleoducto, trabajo que consiste en unir tubos de acero a lo largo de un
trayecto determinado, desde el campo productor hasta el punto de refinación y/o de embarque.
La capacidad de transporte de los oleoductos varía y depende principalmente del diámetro de la
tubería. Es decir, cuanto más grande sea el diámetro, mayor la capacidad. En Colombia hay
oleoductos desde 4 hasta 36 pulgadas de diámetro.
Estas líneas de acero pueden ir aéreas en puentes colgantes y sobre la superficie o bajo tierra y
atraviesan la más variada topografía. En Colombia, las tuberías bajo tierra generalmente van
enterradas a 1,20/2,0 metros de profundidad.
En la parte inicial del oleoducto una “estación de bombeo” impulsa el petróleo y, dependiendo de
la topografía por donde éste pase, se colocan otras estaciones denominadas de reimpulso o
refuerzo, necesarias para que le permitan superar sitios de gran altura, como las cordilleras en
Colombia, y transportar el petróleo hasta la estación terminal.
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Los oleoductos disponen también de válvulas de seccionamiento y válvulas de choque que
permiten controlar el paso del petróleo entre la estación inicial y terminal y atender
oportunamente situaciones de emergencia.
En el año 2012 el transporte de crudos por el sistema de oleoductos movilizó un poco más de
1.218,6 mil barriles por día (Gráfico 6).
Gráfico 6: Evolución del transporte de petróleo por el sistema de Oleoductos
Fuente: Ecopetrol
1) CENIT
Ecopetrol anunció la creación de CENIT, empresa de dedicación exclusiva al transporte y logística
de hidrocarburos. Tiene la propiedad de todas las instalaciones y facilidades de transporte de
crudos y derivados y como tal será la segunda empresa más grande del país, constituida como una
filial (100%) de Ecopetrol.
Entre sus principales objetivos se encuentran: Ser una compañía especializada para ampliar y
fortalecer la red de oleoductos y poliductos frente al reto de la creciente producción de
hidrocarburos (crudos y derivados); y permitir el acceso a todos los actores, con reglas claras y
transparentes, al sistema de transporte.
B. Buque tanques
Como expone Ecopetrol, los Buque tanques son enormes barcos dotados de compartimentos y
sistemas especiales diseñados para el transporte marítimo de petróleo crudo, gas, gasolina o
cualquier otro derivado.
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Son el medio de transporte más utilizado para el comercio mundial del petróleo. La capacidad de
cada una de estas naves varía según su tamaño, el servicio que preste y la ruta que cubra.
Usualmente trasportan cientos de miles de barriles.
La operación de cargue puede tardar de 12 horas a dos días, contando el amarre inicial y el
desamarre final del buque en el sitio de cargue. En ella intervienen, desde las autoridades
portuarias y ambientales de la Nación donde se realiza la operación y los representantes de las
compañías que venden y compran el crudo, hasta el capitán del buque y los buzos de puerto que
conocen las tuberías por donde se transporta el petróleo en el lecho marino.
C. Transporte por carretera
Las tracto mulas son utilizadas para transporte de Tuberías y usualmente trayectos cortos de
hidrocarburos.
Según datos de Ecopetrol, hay 63 rutas de transporte de crudo, Nafta, Combustóleo y Refinados;
estas equivalen a un recorrido de 20.646 kilómetros.
Debido a la ineficiente infraestructura del país el transporte por carretera es costoso; esto sumado
con el aumento de la inversión en oleoductos, lleva a una disminución del uso de tracto camiones
para el transporte de hidrocarburos.
Lo anterior es consecuente con los resultados de la última Encuesta Orígen- Destino del Ministerio
de Transporte. El sector minero realizó 910.195 viajes en el 2013 equivalentes sólo al 3% del total;
asimismo, el total de carga rondó las 20.797.422 toneladas equivalentes sólo al 9% del total.
A esta problemática se suma que en el 2010 Ecopetrol persuadió a los empresarios
transportadores a invertir en vehículos tipo cisterna para atender la expectativa de un boom
proyectado de incremento de la producción petrolera y del número de barriles diarios fijado por el
gobierno.
Más de 7.000 vehículos fueron adquiridos a partir del segundo semestre de 2011 para cubrir la
demanda del transporte terrestre, de los cuales se estima que un 50% fue adquirido para el sector
de hidrocarburos, esto corresponde a 3.500 vehículos tipo carrocería cisterna, que sumados a los
que ya estaban operando corresponden a un total de oferta aproximada de 7.500 unidades sólo
en el 2012.
Así, teniendo en cuenta las proyecciones de aumento de los oleoductos, se espera una evidente
sobreoferta de vehículos.
Esto pondría en estado de indefensión a los transportadores de hidrocarburos; ya que el poder de
imposición del precio lo tendría el productor y debido a la sobreoferta, el transportador no podría
hacer más que aceptar las condiciones del generador.
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IV.
¿PAÍS PETROLERO?
Según la Upme, de continuarse con las mismas tasas de crecimiento en la incorporación de
reservas y la producción, la situación de autoabastecimiento se volvería insostenible a mediados
del 2018 a menos que se cuente con descubrimientos importantes en ésta década. Esta
aseveración considera las reservas probables, si se incluye los tres tipos de reservas la situación
cambia y sería en el 2020 en que se perdería la autosuficiencia.
Sin embargo, si se toma como base la meta de alcanzar una producción de 1.000.000 barriles de
petróleo por día, que ésta crezca a un ritmo de 3% anualmente, y se considerara la expectativa
moderadamente optimista de la proyección del escenario medio que plantea nuevos hallazgos de
269 millones de barriles anuales (superior a los resultados reales de esta década que son de 252
millones anuales en promedio), se calcula que hacia el año 2023 las reservas se habrán agotado,
tal como lo evidencia el Gráfico 7.
De esta manera, teniendo en cuenta el poco tiempo de reservas y el historial petrolero, se puede
afirmar que Colombia no es un país petrolero.
Gráfico 7: Autosuficiencia petrolera
Fuente: ANH, ECOPETROL, cálculos UPME
V.
CONCLUSIONES
A pesar de ser un país con abundancia en Recursos naturales, la realidad actual es que cerca del
90% del crudo que se produce hoy procede de campos descubiertos hace más de dos décadas y en
el mismo intervalo no se ha descubierto en Colombia campos mayores a 500 millones de barriles.
En un escenario positivo en el que las reservas alcanzarán aproximadamente sólo hasta el 2023, es
necesario sentarse a pensar en políticas dirigidas no sólo a controlar la demanda, buscar nuevas
fuentes energéticas (biocombustibles por ejemplo), o incentivar nuevas exploraciones.
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Dada la dependencia económica a la minería que Colombia ha ido presentando (Container Edición
No 129 Julio 2014), se debe buscar el aprovechamiento de la estructura existente al mismo tiempo
que una manera de mantener una política de precios de combustibles justa.
Entre las opciones se encuentra la inversión para poseer Refinerías de punta; esto le permitiría a
Colombia importar el petróleo crudo (más barato que el combustible) y de manera eficiente
proveer a los colombianos combustibles más baratos y de buena calidad, al tiempo que generaría
puestos de empleo a los colombianos; además podrían llegar incluso, al punto de exportar ya no
materia prima, sino bienes con valor agregado, impactando positivamente a la economía en su
conjunto.
Otra política que necesita especial atención es el apoyo a otros sectores de la economía como la
industria, la agricultura y el transporte.
Éste último mereciendo especial atención por su álgida función en la economía del país. Un sector
transporte eficiente, se refleja en mayores puestos de empleo, menores costos de producción,
aumento en la competitividad del país, su producción y finalmente en un impacto positivo en la
calidad de vida de la población colombiana.
VI.
BIBLIOGRAFÍA
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