EL CASO DEL GAS METANO EN DEPÓSITOS DE CARBÓN

EXPLOTACIÓN DE GAS NO CONVENCIONAL: EL CASO DEL GAS METANO EN
DEPÓSITOS DE CARBÓN
Margarita Teresa Nieves Zárate1 y Carlos Vásquez Díaz2
La necesidad de diversificar la canasta energética, los altos precios del petróleo y su
escasez relativa, han propiciado la búsqueda de sustitutos que contribuyan a satisfacer
los requerimientos de los diferentes países, industrias y consumidores, cobrando
importancia recursos que no generaban mayor interés, por sus condiciones físicas y
químicas, difícil extracción, y tratamiento, así como los desafíos ambientales y sociales
que representan.
Dentro de estos recursos, se encuentra el gas metano en depósitos de carbón (GMDC),
que junto con el shale y el tight gas hace parte de las tres principales categorías de gas
en fuentes no convencionales.
En el caso del GMDC, al encontrarse adherido al yacimiento de carbón, es fuente de
conflictos entre los intereses de los titulares de derechos para la exploración y producción
de hidrocarburos y los beneficiarios de títulos carboníferos, lo cual plantea la necesidad
de definir quién está facultado jurídicamente para explotarlo, así como la regulación
técnica para su extracción, principalmente ante la concurrencia de este tipo de derechos.
Bajo este contexto, y dadas las riquezas carboníferas de Colombia, resulta imperativo
conocer la experiencia internacional en la producción de GMDC y el sendero transitado en
este país para estructurar un marco jurídico para su exploración y producción que permita
un desarrollo armónico y eficiente de este importante recurso.
Sumado a la importancia económica y geopolítica del GMDC, su extracción es necesaria
por los riesgos que representa para la seguridad minera y su alto potencial contaminante.
En las normas de salud ocupacional y seguridad minera el gas metano es considerado
como un elemento peligroso en el desarrollo de las labores por su alta volatilidad y riesgos
de explosión.3
En el caso de la minería de carbón, estos riesgos comprenden tanto las minas a cielo
abierto, subterráneas y abandonadas, los procesos de ventilación y desgasificación,4
1
Abogada de la Universidad Popular del Cesar, especialista en Derecho Minero y Petrolero de la Universidad Externado de Colombia, candidata a magíster en Derecho con énfasis en regulación Minera, Petrolera y Eléctrica de esta misma universidad. Consultora e investigadora en regulación administrativa, minera, petrolera y energética. Miembro del Grupo de Investigación en Mercados Energéticos de la Universidad Externado de Colombia, [email protected] 2
Abogado de la Pontificia Universidad Javeriana, Magister en Estudios Políticos de la misma Universidad. [email protected] 3
El gas metano es explosivo cuando constituye del 5 al 15% de la atmósfera de la mina. “Development of a Common Practice Standard for a Coal Mine Methane Project Protocol”. SAIC, Estados Unidos. 2009. Pág. 31. Disponible en línea: http://www.climateactionreserve.org/wp-­‐content/uploads/2009/10/Reserve-­‐CMM-­‐Performance-­‐Standard-­‐Analysis-­‐Report.pdf. Consultado 25 de mayo de 2013 5:00 a.m. 4
Coalbed Methane Outreach Program (CMOP), United States Environmental Protection Agency –EPA-­‐ http://www.epa.gov/cmop/basic.html 1 como la cadena de producción del mineral incluyendo su preparación, transporte y
almacenamiento.5
De esta forma, la regulación de diferentes países exige la ventilación de las minas y
controla la liberación de este gas a la atmósfera, considerado como un potente gas efecto
invernadero, 20 veces más contaminante que el dióxido de carbono.6
En consecuencia, el gas metano no representaba ningún interés económico para los
explotadores de carbón sino un riesgo latente para sus actividades. Fue hasta los años
70, cuando se promovió su explotación comercial en Estados Unidos impulsando la
revolución del gas que se vive en ese país.
De acuerdo con el informe “Reglas de Oro para la Edad Dorada del Gas” de la Agencia
Internacional de Energía,7 el gas metano en depósitos de carbón técnicamente
recuperable a nivel mundial asciende a 47 trillones de metros cúbicos (tmc), lo cual
sumado a las reservas convencionales de gas (420 tmc), de shale gas (208 tmc) y tight
gas (76 tmc), brinda una señal de seguridad al mercado para considerar el gas como una
fuente de energía confiable.
En el mismo informe se define el gas metano en depósitos de carbón, Coalbed Methane o
Coal Seam8 como gas natural contenido en mantos de carbón, cuya extracción inició con
fines de seguridad minera.9 “Se trata principalmente de metano contenido en la roca o
depósito de carbón. Parte del metano es almacenado dentro del carbón, como resultado
de un proceso denominado adsorción, por el cual una capa de metano es creada en la
superficie de los poros del carbón. Las fracturas abiertas del carbón también pueden
contener gas libre o agua. En algunos casos, el metano se encuentra presente en
grandes cantidades y puede constituir un serio peligro para la seguridad de las
operaciones mineras.”10
Dentro de las características del yacimiento y las implicaciones para su explotación se destaca la baja permeabilidad de la roca contenedora de la reserva, “Virtualmente toda la permeabilidad del manto de carbón obedece a las fracturas, en la forma de cleats y joints. Estas fracturas tienden a presentarse naturalmente de modo que, dentro de una pequeña parte del manto, el metano puede fluir por la roca. (…) existen mayores variaciones en la concentración del gas en una y otra área del depósito de carbón. Lo cual, junto con las variaciones en el espesor de la roca, representa impactos significativos en la rata de producción.” 11 La explotación del GMDC no es ajena a los impactos ambientales; el agua siempre se encuentra
presente en el manto de carbón, y debe ser extraída para permitir que el gas fluya a
5
“Development of a Common Practice Standard for a Coal Mine Methane Project Protocol”. SAIC, Estados Unidos. 2009. Pág. 5. Disponible en línea: http://www.climateactionreserve.org/wp-­‐content/uploads/2009/10/Reserve-­‐CMM-­‐Performance-­‐Standard-­‐
Analysis-­‐Report.pdf. Consultado 25 de mayo de 2013 5:00 a.m. 6
Coalbed Methane Outreach Program (CMOP), United States Environmental Protection Agency –EPA-­‐ http://www.epa.gov/cmop/index.html 7
INTERNATIONAL ENERGY AGENCY – IEA-­‐ “Golden Rules for a Golden Age of Gas". World Energy Outlook. París. Mayo 2012. Pág. 18. Disponible en: http://www.worldenergyoutlook.org/goldenrules/ [Consultado el 29 de julio de 2012]. 8
Se le denomina de esta forma en Australia y Canadá. 9
Vid. Op. Cit. INTERNATIONAL ENERGY AGENCY – IEA-­‐. Pág. 19. 10
Ibídem. Pág. 28. 11
Ibídem. Pág. 28. 2 través de los pozos perforados. Una de los asuntos de interés de la regulación ambiental
es el manejo y tratamiento del agua.
Asimismo, los depósitos pueden estar localizados a pocas profundidades -que son los
más explotados- y algunos suelen contener hidrocarburos líquidos pesados (gas natural
líquido o gas condensado).
Efectuadas estas precisiones, revisaremos el contexto internacional y nacional del GMDC, previendo los potenciales conflictos y controversias alrededor de su exploración y producción, al igual que los retos de la regulación. I. Contexto Internacional.
En la actualidad existe un contexto internacional de precios de los hidrocarburos aunado a
la falta de nuevos descubrimientos que ha hecho atractiva la exploración de hidrocarburos
en yacimientos no convencionales y en ese mismo sentido, la exploración de GMDC.
La regulación de cada país respecto de la exploración y explotación de hidrocarburos y en
particular de los hidrocarburos en yacimientos no convencionales, está ligada a su
tradición jurídica. Por lo tanto en los temas de propiedad y de concesiones para su
explotación, difiere de la tradición latina a la anglosajona.
Estados Unidos A partir de los años 70 surgió en Estados Unidos el interés por el GMDC como una
importante fuente de energía. Durante el embargo de crudo de la OPEP el Gobierno
federal empezó a promover la producción inmediata de GMDC a través de subvenciones
y deducciones de impuestos.12
En ese país, la definición de los derechos de propiedad y de exploración y producción del
GMDC ha pasado por las Cortes estatales y la Suprema Corte de ese país. El debate se
enmarca en las reservas de tierras y de derechos de propiedad del carbón a favor del
Estado Federal, ordenado por las leyes de 1909 y 1910, emitidas durante el gobierno del
presidente Roosevelt.
El antecedente más importante es el caso Amoco Production Co. vs. Southern Ute Indian
Tribe en el que la tribu indígena Southern Ute disputaba con los titulares de licencias de
exploración y producción de hidrocarburos la propiedad del GMDC en las tierras que le
fueron cedidas por el Estado Federal en Colorado, que incluían las reservas de carbón.
La tribu, como propietaria del carbón argumentó que el GMDC es un componente de ese
mineral y demandó a Amoco Production Company y otras entidades privadas e individuos
ante el Distrito de Colorado.
12
“AMOCO PRODUCTION CO., on behalf of itself and the class it represents v. SOUTHERN UTE INDIAN TRIBE et al. certiorari to the united states court of appeals for the tenth circuit”. 1999. Pág. 871. Documento disponible en http://supreme.justia.com/cases/federal/us/526/865/case.html. Consultado 20 de mayo de 2013. 7:40 p.m. 3 Por su parte, los demandados sostuvieron que el GMDC es simplemente gas situado en
depósitos de carbón.
La Corte del Distrito Federal estimó que el verdadero significado de “carbón” en la
concesión de las tierras del gobierno federal y los derechos a explotar este mineral es el
de “roca sólida” usada como combustible. Sin embargo, la Corte de Apelaciones reversó
la decisión, afirmando que el término “carbón era ambiguo” e invocó el principio
interpretativo consistente en que las ambigüedades en las concesiones de tierras debían
resolverse a favor de la soberanía, concluyendo que las reservas de carbón incluían el
GMDC.13
Finalmente, la Corte Suprema de los Estados Unidos al analizar el caso argumentó que
para la época en que las leyes de 1909 y 1910 reservaron los derechos de exploración y
producción de carbón sobre tierras federales el entendimiento común de carbón no incluía
el GMDC, lo cual obedeció a que es un gas, y a que se consideraba como una sustancia
distinta liberada del carbón a medida que éste era extraído y no como parte del mismo.14
Con esta decisión, la Corte Suprema revocó el fallo de la Corte de Apelaciones,15
implicando la ausencia de derechos de exploración y producción del GMDC de la tribu
indígena en las tierras concedidas.
Resta decir que la principal orientación de la regulación a la actividad petrolera busca
controlar aspectos técnicos de recuperación de reservas y también el control ambiental a
los mecanismos de aumento de recobro tales como la inyección de sustancias a los
yacimientos.
Recientemente se han empezado investigaciones sobre los impactos ambientales del
fracturamiento hidráulico por parte de la EPA y de acuerdo a los resultados obtenidos
posiblemente se harán ajustes a la legislación federal. De la misma manera, se han
desarrollado nuevas herramientas de información sobre los químicos utilizados en la
perforación y producción de los pozos así como del empleo de técnicas de perforación o
producción, incluyendo químicos utilizados.
Dentro de ellos, se encuentra la página www.fracfocus.org, con el fin de revelar los
químicos empleados para el fracturamiento hidráulico, así como el control y protección de
los reservorios de aguas subterráneas.
Australia
carlos.vasquez 5/29/13 10:19 AM
Eliminado:
En Australia, el entendimiento sobre la regulación aplicable a la exploración y explotación
de GMDC es similar a la de Estados Unidos. Se diferencia el derecho a explorar y
explotar yacimientos de carbón de los yacimientos de GMDC. Las entidades regulatorias y
las normas aplicables difieren de un recurso a otro.
13
14
15
Ibid. Pág. 872. Ibid. Pág. 874-­‐875. Ibid. Pág. 880. 4 Respecto de la regulación aplicable a la exploración y explotación de hidrocarburos no
convencionales, es importante indicar que las dificultades para el desarrollo de este tipo
de proyectos radica en la resistencia al uso de la técnica del fracturamiento hidráulico.
Sin embargo, Australia tiene potencial para este tipo de yacimientos y ha implementado
una estrategia para el desarrollo de las cuencas ubicadas en el sur de Australia. Por lo
anterior, requiere un marco regulatorio que involucre a los grupos de interés y también
que tenga en cuenta los impactos ambientales en este tipo de industria.
Unión Europea.
La Unión Europea no ha desarrollado regulación específica en torno al control técnico y
ambiental de la explotación de hidrocarburos no convencionales.
Por tanto, es necesario remitirse a la regulación ambiental para desentrañar disposiciones
específicas al desarrollo de actividades de exploración y explotación de estos
hidrocarburos.
En este punto es importante indicar que si bien no hay una legislación específica en torno
al desarrollo de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos
no convencionales, cualquier proyecto que pueda tener un impacto en el ambiente o en
las comunidades de la zona de influencia, deberá dar cumplimiento a las normativas
generales de protección al medio natural, legislación en materia de aguas y también de
químicos.
En cuanto al otorgamiento de permisos para la exploración y explotación de hidrocarburos
no convencionales, cada Estado miembro ha tomado sus decisiones dentro del marco
legal de la Unión. Estas decisiones han estado mediadas por la utilización del
fracturamiento hidráulico y su impacto en el ambiente.
Así, mientras que Francia, Bulgaria y República Checa han prohibido el uso de esta
técnica, el Reino Unido por su parte ha autorizado este tipo de desarrollos. En materia
general, la Unión Europea ha tomado la decisión de no prohibir su uso pero sí desarrollar
un marco regulatorio fuerte para este tipo de proyectos.16
Colombia
En Colombia, el interés por la exploración y producción de GMDC surgió recientemente.
Desde la perspectiva técnica del negocio petrolero se ha entendido que los hidrocarburos
no tienen diferenciación, sino que la distinción está en los reservorios o yacimientos en
que se ubican. Las definiciones contenidas en la Resolución 181495 de 2009 expedida
por el Ministerio de Minas y Energía, en lo referente a los yacimientos indican lo siguiente:
16
Iana Dreyer y Gerald Stang. “The shale gas ‘revolution’:Challenges and implications for the EU”. Disponible en http://www.shalegasespana.es/es/index.php/recursos/publicaciones/potencial-­‐de-­‐los-­‐recursos/111-­‐la-­‐revolucion-­‐del-­‐gas-­‐de-­‐esquisto-­‐
desafios-­‐e-­‐implicaciones-­‐para-­‐la-­‐ue 5 “Yacimiento: Es toda formación rocosa del subsuelo en la cual se encuentran
acumulados naturalmente hidrocarburos móviles y que están caracterizados por un
sistema único de presiones.
Yacimiento convencional: Son todos aquellos donde ocurren acumulaciones de
hidrocarburos en trampas estratigráficas y/o estructurales. Estos yacimientos
presentan buenas porosidades y moderadas a buenas permeabilidades, son
fáciles de desarrollar y se les asocian reservas limitadas, explotables en pocos
años.
Yacimientos no convencionales: Son todos aquellos donde la acumulación es
predominantemente regional, extensa y la mayoría de las veces independiente de
trampas estratigráficas o estructurales. Poseen bajas porosidades y
permeabilidades y pobres propiedades petrofísicas. Su desarrollo requiere de alta
tecnología, se les asocia muchas reservas y son capaces de producir por varias
décadas. Los típicos yacimientos no convencionales incluyen las arenas apretadas
de gas, carbonatos apretados, gas de capas de carbón, hidrocarburos de
carbonatos y/o areniscas naturalmente fracturadas, arenas bituminosas, gas de
lutitas”.
La concepción adoptada por el Estado colombiano en este aspecto es que la diferencia
entre convencionales y no convencionales no es por la composición química o física de
los hidrocarburos, sino por el tipo de reservorio o yacimiento en que se encuentra. Así, en
Colombia la acepción correcta es hidrocarburos en yacimientos no convencionales, tal
como están definidos en la Resolución 181495 de 2009.
No obstante lo anterior, es posible que este tipo de yacimientos hayan sido explotados
con anterioridad a la expedición de normas específicas al respecto o a que la entidad
estatal encargada haya iniciado actividades de exploración y explotación de
hidrocarburos.
Sin perjuicio de las condiciones técnicas y geológicas aplicables, es importante tener en
cuenta que los contratos de exploración y producción otorgados por el Estado
Colombiano, sólo recientemente distinguieron yacimientos convencionales y no
convencionales.
A nivel contractual, su materialización expresa se encuentra en la suscripción y desarrollo
de los contratos de Asociación (Río Ranchería 2000) y de exploración y producción (La
Loma 2004), con el objeto de explorar y producir “gas metano asociado al carbón”.17
Asimismo, existe un claro interés de empresas tanto mineras como petroleras en extraer
estos recursos, y del Gobierno Nacional por promover una regulación específica en esta
materia.
En cuanto a la regulación de esta actividad, se plantean diversos interrogantes: la posible
violación de derechos adquiridos por el otorgamiento de derechos de exploración y
17
Datos tomados de la presentación “Perspectivas de los Hidrocarburos No Convencionales en Colombia” realizada por el Dr. Julio Cesar Vera en la XXVIII Conferencia Energética Colombiana, Bogotá, Septiembre de 2011. Disponible en www.minminas.gov.co. 6 producción sobre áreas previamente comprometidas para la exploración y explotación de
otros minerales, específicamente el carbón; la capacidad institucional para contratar y
administrar estas áreas; la necesaria articulación entre las autoridades minera (Agencia
Nacional de Minería –ANM-), petrolera (Agencia Nacional de Hidrocarburos –ANH-) y
ambiental; y a su vez la claridad en las competencias y facultades de una y otra autoridad.
Para abordar estos planteamientos es necesario precisar que el debate en Colombia por
la exploración y producción de GMDC, se remonta al conflicto entre Cerrejón y
Drummond, cuando este último inició actividades de exploración de GMDC en el área del
contrato de asociación Río Ranchería ubicado en el Departamento de La Guajira y
adquirido mediante cesión del antiguo socio de Ecopetrol en este bloque.
Este contrato, cuenta con la particularidad de superponerse en gran parte con áreas
correspondientes a títulos mineros de carbón concedidos previamente a Cerrejón.
A raíz de este conflicto, la ANH optó por suspender la asignación de áreas para la
exploración y producción de gas metano “asociado” al carbón a través del Acuerdo No.
42 del 29 de noviembre de 2006 emitido por su Consejo Directivo, con el fin de evaluar y
determinar el proceso de asignación que deba adelantarse para la exploración y
explotación de este hidrocarburo.
Adicionalmente, la ANH ha definido de forma específica los hidrocarburos no
convencionales en la minuta de los contratos, excluyendo la posibilidad de explorar y
explotar GMDC. Esta exclusión se mantiene en los contratos recientemente suscritos
como resultado de los procesos competitivos Ronda Colombia 2010 y 2012.
Este antecedente de controversias entre las compañías por el GMDC, también generó la
expedición del documento CONPES 3517 de 2008 del 12 de mayo de 200818 denominado
“Lineamientos de política para la asignación de los derechos de exploración y explotación
de gas metano en depósitos de carbón”, emitido por el Consejo Nacional de Política
Económica y Social del Departamento Nacional de Planeación.
En este documento se plantea que “dadas las especificidades que presenta la extracción
del GMDC, y en especial la posible coexistencia con títulos mineros, es conveniente la
expedición de las normas técnicas correspondientes, de los reglamentos de contratación y
de los modelos de contratos a que haya lugar. La regulación que expidan los organismos
administrativos competentes no constituirá desarrollo de las previsiones del Código de
Minas, estatuto éste del que se encuentran excluidos los hidrocarburos, sino de la
normatividad prevista para los recursos hidrocarburíferos.”
Recomienda al MME expedir en un plazo de seis meses las normas técnicas requeridas,
la adopción de
mecanismos pertinentes para prevenir posibles conflictos entre
explotadores de carbón y productores de GMDC y para obrar como facilitador en la
solución de tales conflictos en un término de nueve meses.
También recomienda a la ANH la adopción de un reglamento para la contratación de
áreas para la exploración y producción de GMDC en un término no superior a nueve
18
Documento disponible en línea: http://www.minminas.gov.co/minminas/downloads/UserFiles/File/conpes%203517.pdf. Consultado el 18 de mayo de 2013, 10:5 pm. 7 meses o proponer los ajustes pertinentes al reglamento de contratación vigente, así como
un modelo de contrato para tal fin, entre otras recomendaciones a diferentes autoridades.
A partir de la suscripción de los contratos de la Ronda Colombia 2010, la ANH incorporó
en las minutas contractuales la posibilidad de explorar en busca de y desarrollar
hidrocarburos no convencionales para las compañías que cumplieran con los mas altos
estándares de los términos de referencia del proceso de selección (habilitadas para
bloques tipo 1 y tipo 2), excluyendo la posibilidad de explorar y explotar gas en mantos de
carbón.
Esta exclusión permanece en los 50 contratos suscritos en la Ronda Colombia 2012, que
contempló desde sus términos de referencia, la adjudicación de bloques para explorar y
producir hidrocarburos no convencionales, con una minuta adaptada para esta actividad.
3.2 Competencias institucionales para la regulación de actividades de exploración
y producción de GMDC
Para abordar este tema, es imprescindible realizar un análisis sobre las competencias
específicas del Ministerio de Minas y Energía, la ANH y Ecopetrol cuando fungía como
administrador de los hidrocarburos de propiedad del Estado, para así determinar si a la
luz de la normatividad vigente están facultadas para regular la exploración y explotación
de hidrocarburos no convencionales en el país.
En primer lugar, conforme al Decreto 381 de 2012 “Por el cual se modifica la estructura
del Ministerio de Minas y Energía”, éste tiene como objetivo formular, adoptar, dirigir y
coordinar las políticas, planes y programas del Sector de Minas y Energía (art, 1).
En particular, el artículo 2 del Decreto mencionado, indica que es función del Ministerio,
“Formular, adoptar, dirigir y coordinar la política nacional en materia de exploración,
explotación, transporte, refinación, procesamiento, beneficio, transformación y distribución
de minerales, hidrocarburos y biocombustibles”. Además entre sus funciones también se
encuentra la de “Formular, adoptar, dirigir y coordinar la política sobre las actividades
relacionadas con el aprovechamiento integral de los recursos naturales no renovables y
de la totalidad de las fuentes energéticas del país”.
De modo, que es claro que el Ministerio de Minas y Energía es competente para formular
la política en materia de exploración y explotación de hidrocarburos, adoptar los
reglamentos y hacer cumplir las disposiciones constitucionales, legales y reglamentarias
relacionadas con la exploración, explotación, de recursos naturales no renovables, como
lo son los hidrocarburos, y proponer soluciones a las discrepancias entre empresas del
sector minero energético.
Siendo indiscutible su facultad para reglamentar técnicamente la actividad, como lo ha
hecho a través de resoluciones como la 181495 de 2009 que establece medidas en
materia de exploración y explotación de hidrocarburos.
Aunado a lo anterior, por principio de especialización, es dentro de los ministerios la
entidad técnica e idónea para encargarse de regular la actividad de exploración y
explotación de hidrocarburos en aquello que no corresponda a la Ley.
8 En lo atinente a la ANH, el Decreto 4137 de 2011 que cambió la naturaleza jurídica indicó
en el artículo 3 que el objetivo de esta entidad es administrar integralmente las reservas y
recursos hidrocarburíferos de propiedad de la Nación; promover el aprovechamiento
óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos y contribuir a la seguridad energética
nacional.
A su vez, el Consejo Directivo de la ANH tiene como funciones específicas establecidas
en el artículo 8º del Decreto 4137 de 2011, definir los criterios de administración y
asignación de las áreas hidrocarburiferas de la Nación para su exploración y explotación y
también Aprobar los manuales de contratación misional de la Agencia, los modelos de
contratos de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación, y
establecer las reglas y criterios de administración y seguimiento de los mismos.
Asimismo, en virtud del Decreto 2310 de 1974 Ecopetrol tenía la función de explorar y
explotar hidrocarburos de propiedad nacional “la cual podrá llevar a efecto dichas
actividades, directamente o por medio de contratos de asociación, operación, de servicios
o de cualquier otra naturaleza, distintos de los de concesión celebrados con personas
naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras”. (Art. 1).
De modo que no existe duda alguna sobre las competencias de estas tres entidades
especializadas del Estado para regular lo referente a la contratación de hidrocarburos no
convencionales.
Puntualmente, corresponde a la ANH como administradora del recurso, evaluar el
subsuelo hidrocarburífero del país y asignar áreas para su exploración y explotación, lo
que implica el diseño del modelo contractual así como el procedimiento para su
asignación, conforme a la Constitución Política que establece que los recursos naturales
no renovables pertenecen al Estado (Art. 332), que consagra la libertad de empresa (art.
333), y siguiendo la política que sobre esta materia adopten el Ministerio de Minas y
Energía y el Consejo Directivo de la ANH, y evidentemente, las disposiciones legales.
Iguales funciones correspondían a Ecopetrol hasta el 26 de junio de 2003 en su condición
de administrador del recurso.
Sobre la existencia de vacíos legislativos para la regulación de la exploración y
explotación de GMDC, encontramos de sumo interés las conclusiones del precitado
documento CONPES 3517:
“El aprovechamiento del GMDC en Colombia no hace necesaria la adopción de nuevas
normas de carácter legal, toda vez que ni la legislación minera ni la normatividad en
materia de hidrocarburos presentan vacíos o inconsistencias que deban ser subsanados.
Sin perjuicio de lo anterior, dadas las especificidades que presenta la extracción del
GMDC, y en especial la posible coexistencia con títulos mineros, es conveniente la
expedición de las normas técnicas correspondientes, de los reglamentos de contratación y
de los modelos de contrato a que haya lugar. La regulación que expidan los organismos
administrativos competentes no constituirá desarrollo de las previsiones del Código de
Minas, estatuto éste del que se encuentran excluidos los hidrocarburos, sino de la
normatividad prevista para los recursos hidrocarburíferos”.
9 Esta apreciación puede ser cierta en la medida en que las regulaciones en materia de
hidrocarburos corresponden más a Decretos, Resoluciones del Ministerio de Minas,
Acuerdos del Consejo Directivo de la ANH y cláusulas contractuales, que a disposiciones
legales en sentido estricto, a diferencia de la actividad minera que cuenta con un Código
de origen legal.
Sin embargo más allá de analizar si es necesario o no que estas regulaciones se
encuentren en la Ley,19 para efectos de nuestro estudio, lo importante es que las
entidades involucradas son competentes para asignar dichos bloques y emitir las
regulaciones que sin duda se requieren, sin obviar la importancia de fortalecer las
disposiciones ambientales y sociales que permitan afrontar los retos que implica el
desarrollo de esta actividad y blindar al país de los riesgos que conlleve su ejercicio.
3.3. Posible violación de derechos adquiridos por el otorgamiento de contratos de
exploración y producción sobre áreas previamente otorgadas para la exploración y
explotación de minerales.
Sobre este punto, partiendo de los conflictos actuales y potenciales, consideramos que en
primer lugar debe analizarse cuál es o podría ser el derecho presuntamente vulnerado.
A nivel internacional existe claridad sobre la naturaleza del GMDC al considerarlo un
hidrocarburo por sus condiciones físicas y químicas propias del gas natural. Esto también
es claro para la doctrina nacional20 y las autoridades minero energéticas, a partir del
tratamiento dado a los recursos en los proyectos de reglamentación y el hecho de que los
contratos de GMDC han sido otorgados por el administrador del recurso hidrocarburífero.
Esta condición no genera controversia a partir de la normatividad contenida en el Código
de Minas, pues ésta excluye expresamente de su ámbito de aplicación los hidrocarburos
líquidos y gaseosos (Art. 2).
Lo cual, unido a que el artículo 61 del mismo Código, define que los concesibles en liga
íntima, subproducto y asociados sólo se predican entre minerales, deja sin piso cualquier
pretensión de derecho adquirido por el minero respecto a los hidrocarburos presentes en
vetas de carbón.
Incluso el Decreto 20 de 1969 bajo el cual se otorgaron diferentes contratos para la
exploración técnica y explotación económica de carbón que continúan vigentes, también
distingue las minas y los yacimientos de hidrocarburos y reconoce las diferentes
competencias de las entidades involucradas.
Por ello, no habría lugar a considerar que el titular del derecho a explorar y extraer el
recurso “carbón”, también tenga derecho para producir el gas natural presente en sus
depósitos.
19
Lo cual tendría un primer inconveniente como lo son los vertiginosos avances tecnológicos en materia de exploración y explotación de hidrocarburos, que requieren una adaptabilidad constante de la reglamentación o por ejemplo, la aparición de nuevas fuentes como los hidrocarburos no convencionales, y su regulación. El argumento contrario sería el alto margen de discrecionalidad del Ejecutivo. 20
Sobre el particular, ver COCK ORDÓÑEZ, Vivian. “La Extracción del Gas Metano en Depósitos de Carbón y su Regulación”. En Temas de Derecho Petrolero. Universidad Externado de Colombia, Bogotá, 2011. 10 La violación del derecho adquirido, se podría presentar en cambio, si como producto del
ejercicio del derecho a explorar y producir GMDC, se impide el desarrollo de la actividad
minera previamente concedida, pues se afectaría el derecho adquirido para explorar y
explotar carbón, derecho que a partir de su concesión hace parte del activo de la
compañía.
Para lo cual, la propuesta existente consiste en que las partes involucradas lleguen a
acuerdos concretos respecto a sus programas de exploración y explotación, que implica
coordinar cronogramas de actividades, métodos de exploración y producción, planes de
manejo ambiental, relacionamiento con las comunidades, infraestructura, servidumbres,
área de operación, entre otros.
En aras de impedir que se vulneren los derechos adquiridos, las autoridades minero
energéticas, deben garantizar su ejercicio y establecer reglas claras para los casos en
que se presenten estos conflictos de modo que tanto el titular minero como el de
hidrocarburos no convencionales tengan certeza sobre las situaciones a las cuales se
enfrentan.
3.4. Forma de resolver eventuales conflictos por superposición de áreas y potencial
afectación de derechos.
El eventual conflicto que hasta el momento se ha identificado tanto a nivel nacional como
internacional, es la superposición de áreas para exploración y extracción de carbón y
exploración y producción de hidrocarburos.
Sin descartar que se puedan presentar conflictos con otro tipo de minerales que también
requieran una regulación específica.
El aspecto a destacar, es que al Estado le corresponde velar por el aprovechamiento
óptimo de los recursos naturales no renovables, evitando su desperdicio y subutilización.
En este caso, si existen dos compañías interesadas en producir minerales e hidrocarburos
en una misma área, debe velar por su adecuado desarrollo, buscando el máximo
beneficio en el marco de la sostenibilidad ambiental, la explotación racional de los
yacimientos y el respeto por los derechos adquiridos,21 que vale decir, no son absolutos y
deben ceder ante el interés general que debe evaluarse en cada caso en particular.
Por ello, las empresas interesadas en producir estos recursos, titulares de concesiones
mineras o de hidrocarburos, deben sujetarse a la normatividad que regule su explotación
concurrente.
A nivel normativo, la Constitución Política impone al Estado, -como propietario del
subsuelo y de los recursos naturales no renovables-, la obligación de intervenir en su
explotación, conforme a las condiciones que determine la Ley (Arts. 334, 360).
21
En este caso, el derecho adquirido a explorar y explotar carbón. 11 Y le atribuye el deber de “planificar el manejo y aprovechamiento de los recursos
naturales, para garantizar su desarrollo sostenible, su conservación, restauración o
sustitución”, así como la prevención y control de los factores de deterioro ambiental,
imponiendo las sanciones legales y exigiendo la reparación de los daños causados. (Art.
80).
En desarrollo de esos mandatos, el Ministerio de Minas y Energía, en conjunto con el
Departamento Nacional de Planeación y la Consultora Petroleum Development
Consultants desarrollaron una propuesta de reglamentación técnica y de modelo
contractual para la exploración y producción de yacimientos no convencionales de
hidrocarburos.
Este prototipo contractual planteaba en el apéndice D sobre “Procedimientos en relación
con las situaciones de Coexistencia”, que en el evento en que las operaciones del titular
de una licencia de GMDC entren en conflicto con las operaciones mineras de un titular de
una licencia minera, deberán conjuntamente resolver la controversia.
Si no lograban un acuerdo, la disputa será resuelta por un tribunal de resolución de
conflictos constituido por un representante de la ANH, uno del INGEOMINAS y presidido
por un representante del Ministerio de Minas y Energía. Ambas partes del conflicto están
obligadas por las determinaciones del Tribunal y sus licencias serán modificadas de
acuerdo al concepto del Tribunal.
Adicionalmente, el Congreso de la República expidió la Ley 1274 de 2009 referente a
servidumbres petroleras. Esta ley en su artículo 8º dispone lo siguiente:
“ARTÍCULO 8o. CONCURRENCIA DE SERVIDUMBRES. Las servidumbres de
ocupación de terrenos también se podrán establecer sobre predios ocupados por
otros titulares de derechos para el aprovechamiento de recursos naturales no
renovables, siempre que con su ejercicio no se interfieran los derechos de estos.
En el evento en que los industriales involucrados no llegaren a ningún acuerdo
para llevar a cabo las actividades concurrentes, el Ministerio de Minas y Energía
fijará los parámetros técnicos que permitan la ejecución de unas y otras, teniendo
en cuenta los programas técnicos aprobados, los cuales serán de obligatorio
cumplimiento para las partes, sin perjuicio de la indemnización a que haya lugar”.
Se establece entonces que las servidumbres se pueden superponer siempre que en
desarrollo de sus actividades no se interfiera con los derechos del otro titular. Así, cuando
no haya acuerdo respecto de tal superposición, será el Ministerio de Minas y Energía
quien fije los parámetros técnicos que permitan la ejecución de las dos actividades.
Si bien, el artículo aludido es una enunciación de los posibles conflictos y los mecanismos
de solución, se puede establecer desde este momento que la Ley impone dos fases para
llegar a los acuerdos: (i) negociación directa y (ii) fijación de parámetros de explotación
conjunta por cuenta del Ministerio de Minas.
Esta disposición amplía el alcance del artículo 166 del Código de Minas sobre
servidumbres, al predicar su ejercicio no sólo entre mineros, sino también entre otros
12 titulares de derechos sobre el subsuelo, lo cual tiene una clara incidencia en los conflictos
por el GMDC.
A pesar de que se ha cuestionado la expedición y aplicabilidad de esta disposición del
Decreto por no guardar unidad de materia con el asunto que buscaba regular como son
las servidumbres mineras, esta Ley, ha surgido en medio del conflicto que se ha
enmarcado, encontrándose dentro del escenario de posibilidades jurídicas para abordar la
controversia.
De modo que, se cita el Decreto porque hace parte del panorama jurídico actual, y ha
generado confusiones y percepciones de inseguridad jurídica frente a derechos
adquiridos. Igualmente, evidencia falta de coordinación y coherencia en las soluciones
planteadas.
Ahora bien, en el año 2012, el Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución
180742 de 2012.
Esta resolución establece los procedimientos para la exploración y explotación de
hidrocarburos en yacimientos no convencionales y se incluyó en los artículos 18 y 19,
disposiciones referentes a la coexistencia de explotaciones, sea de yacimientos
convencionales o de recursos minerales. A continuación nos permitimos transcribir los
mencionados artículos:
“Artículo 18. Acuerdos Operacionales. Cualquier trabajo en un área donde se
tienen operaciones para la exploración y explotación de yacimientos
convencionales de hidrocarburos o donde existen títulos mineros, y por lo tanto
existe superposición parcial o total con otra actividad de hidrocarburos o con una
actividad minera, el contratista interesado en la exploración y explotación de
yacimientos no convencionales deberá propiciar un acuerdo con el titular. para lo
cual se surtirá el siguiente trámite.
1. Presentar a la persona natural o jurídica adjudicataria del título y/o contrato
existente, un aviso formal y por escrito de la necesidad de ocupar terrenos para las
actividades de exploración y explotación de los recursos.
2. Facilitar un acuerdo con la persona natural o jurídica adjudicataria del título y/o
contrato existente con el objeto de establecer un cronograma de reuniones para
presentar el plan de trabajo de la etapa de exploración de los yacimientos no
convencionales.
3. Iniciar la etapa de negociación directa entre las partes con el propósito de pactar
las condiciones para la coexistencia entre las distintas operaciones. Esta etapa no
podrá superar los ciento ochenta (180) días calendario, contados a partir del
primer acercamiento
4 En caso de no llegar a un acuerdo sobre las condiciones para la coexistencia de
las operaciones se deberá levantar un acta, debidamente firmada por las partes,
en la que conste las causas de la negociación fallida y los planes de actividades
que cada una de las partes presentó para la negociación, planes que deberán
13 remitirse junto con el acta al Ministerio de Minas y Energía. Si la persona natural o
jurídica adjudicataria del título y/o contrato existente se abstiene de firmar el acta
referida dentro del plazo para la negociación directa, el contratista informará por
escrito de tal situación al Ministerio de Minas y Energía, o quien este delegue,
dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes.
Artículo 19. Intervención del Ministerio. Si las personas naturales o jurídicas
adjudicatarias del título y/o contrato existente no llagasen a un acuerdo sobre las
condiciones para la coexistencia de las operaciones, el Ministerio de Minas y
Energía, o quien este delegue escogerá un experto con experiencia relevante,
entre dos hojas de vida propuestas por las partes en desacuerdo. El Ministerio de
Minas y Energía o quien haga sus veces tendrá un plazo no mayor a sesenta (60)
días, para evaluar y escoger al experto, quien será contratado por los titulares del
contrato y/o título minero, y su remuneración será pagada en partes iguales por las
dos partes, en caso excepcional esta será asumida por la compañía contratante
para exploración y explotación de yacimientos no convencionales.
El experto deberá entregar dentro de un plazo máximo de seis (6) meses, una
memoria técnica con los estudios, argumentos y conceptos emitidos, con la mejor
opción para la optimización de los recursos naturales a explotar, la cual será
revisada por el personal técnico del Ministerio de Minas y Energía, o quien este
delegue Posteriormente, el Ministerio en conjunto con las Autoridades Mineras e
Hidrocarburíferas señalarán, mediante acto administrativo, los trabajos que deberá
realizar cada una de las partes”.
Al analizar estas disposiciones se entiende que el Ministerio mantiene el principio de
solución de conflicto por superposición de áreas en las dos fases sugeridas en la Ley
1274 de 2009. Una primera etapa de arreglo directo y una segunda de definición de
parámetros por parte del Ministerio si las partes no llegan a acuerdos.
La ventaja de esta disposición es que limita la etapa de negociación directa a 180 días
calendario contados desde el momento en que se presenta de manera formal la solicitud
de ocupación de terrenos para el desarrollo de las actividades relacionadas con los
hidrocarburos.
A falta de arreglo directo, será el Ministerio el que defina los acuerdos operacionales y
tendrá 60 días para escoger un experto que deberá ser contratado por los titulares de los
derechos sobre los recursos naturales no renovables, y este experto deberá entregar una
memoria técnica dentro de los 6 meses siguientes a su contratación.
Una vez entregadas estas memorias, el Ministerio definirá mediante acto administrativo y
en conjunto con las autoridades mineras y de hidrocarburos cuando haya lugar y definirá
las obligaciones de cada una de las partes del conflicto.
A la fecha esta disposición no ha sido aplicada y no se puede evaluar su pertinencia con
relación a la experiencia del desarrollo de un proceso de este tipo.
Sin embargo, en la actualidad se han presentado cuestionamientos al procedimiento
establecido en esta resolución.
carlos.vasquez 5/29/13 8:18 AM
Eliminado:
14 El primero de ellos es que se deja a los particulares la resolución de un conflicto en cuyo
origen también tuvo participación el Estado al otorgar la concesión para la exploración y
producción de hidrocarburos con posterioridad al contrato para la explotación de carbón.
Estado, que además es el propietario de los recursos naturales en disputa.
El segundo cuestionamiento, es que no se garantizan los derechos adquiridos de carácter
general, puesto que la solución del conflicto no atiende a criterios de quién tiene mejor
derecho para hacer uso del área en la cual se encuentran dos recursos no renovables.
No obstante, debe considerarse que los derechos no son absolutos, razón por la cual los
dos explotadores deben someterse a la reglamentación técnica que para el efecto
establezca el Estado.
Aunado a lo anterior, en este caso están de por medio aspectos ambientales y de
seguridad industrial pues, “la historia minera en este país considera el gas metano como
un factor de riesgo en sus labores y como un gran contaminante a la atmosfera, debido a
las explosiones ocasionadas por las emisiones de gas en algunas de las minas de carbón
ubicadas en las cuencas carboníferas de Colombia, pero estas explosiones que
ocasionan grandes pérdidas humanas podrían prevenirse si se tiene en cuenta los
contenidos de gas presentes en los mantos de carbón y pensar en extraer este recurso
tan limpio, de alta calidad y ambientalmente amigable con anterioridad”.22
Igualmente, debe considerarse el interés del Estado por obtener el máximo beneficio de
sus recursos naturales no renovables y también de contar con un energético tan
importante para el país, como lo es el gas natural, teniendo en cuenta que es parte
fundamental de la canasta energética del país y también que en materia general se está
buscando aumentar reservas de hidrocarburos en el país.
Por tanto, consideramos que como la resolución del conflicto debe partir de un
entendimiento entre las partes involucradas, primordialmente entre los empresarios
minero e hidrocarburífero, la regulación expedida por el gobierno atiende a esta
consideración.
Asimismo, estos acuerdos deben buscar que las actividades coexistan, permitiendo el
desarrollo de la extracción de carbón, al tiempo que se aprovechan los recursos gasíferos.
Esta ha sido y es la solución adoptada a nivel internacional por los países abanderados
en la producción de GMDC sin importar la propiedad estatal o privada del recurso.23
Sin embargo, aún en el evento en que las partes lleguen a un acuerdo en la etapa previa
al sometimiento del asunto a la resolución de las autoridades minera e hidrocarburífera,
el Estado como propietario del subsuelo, y garante de la conservación de los recursos
naturales, debe revisar y avalar los acuerdos a los que lleguen los empresarios, puesto
que es imperativo garantizar el aprovechamiento sostenible de los recursos desde el
punto de vista técnico, ambiental y social.
22
MOJICA AMAYA, Lucila. Manual para la medición de gas asociado al carbón (GMAC) mediante pruebas de desorción con el equipo Canister. Tesis de grado para aspirar al grado de Ingeniera Geológica. 2001, Pág.9. 23
Sobre el particular ver CONPES 3517 de 2008; “Study to Design Contract Model & Regulation to Exploit & Explore Non-­‐Conventional Hydrocarbon Fields” Petroleum Development Consultants, UK. 15 carlos.vasquez 5/28/13 7:47 PM
Eliminado:
Lo anterior, sin perjuicio de la vigilancia permanente del cumplimiento de los acuerdos
alcanzados.
El Estado también debe determinar si dentro de las reglas para resolver los conflictos dará
prioridad a un recurso sobre el otro, o si esto se evaluará en cada caso concreto
depndiendo de la antigüedad de los derechos concedidos, el potencial geológico, la mayor
rentabilidad para el Estado, entre otros factores.
En todo caso, debe atenderse a las reglas de la industria que señalan que para que la
explotación del gas metano al carbón sea viable, se requiere su extracción de forma
previa o concurrente a las operaciones mineras.24
Habría sido pertinente establecer criterios de prioridad para la extracción de uno u otro
recurso, y en general, un marco general del contenido de los acuerdos operacionales.
Sin embargo, esta opción limitaría la posibilidad de negociación en la etapa de arreglo
directo entre las partes y podría perder de vista los avances tecnológicos para la
extracción de los recursos.
Esto último es muy importante puesto que a diferencia de cualquier otro acuerdo de
voluntades, en éste deberán primar las consideraciones técnicas antes que las jurídicas
para evitar que la colisión de derechos impida el desarrollo de las actividades de una u
otra industria.
Ahora bien, es necesario tener en cuenta que los proyectos minero y petrolero son de
largo plazo y por tanto en la ejecución tanto de las operaciones propias de cada una de
las actividades, como en la aplicación de los acuerdos operacionales, se debió establecer
la posibilidad de intervención del Gobierno cuando no existan mecanismos de arreglo
directo pactados.
Consideramos pertinente, que en concordancia con la regulación de la actividad de no
convencionales, se expida un reglamento de asignación de áreas para este tipo de
yacimientos, en el cual se permita, en los casos de GMDC, que participen las empresas
mineras que cumplan con los estándares establecidos para su exploración y explotaciónSin embargo, este derecho no puede ser considerado un mejor derecho frente a otras
empresas de hidrocarburos.
Otra alternativa es que la regulación sobre el aprovechamiento del GMDC establezca que
frente a la existencia de propuestas de contrato de exploración y producción de gas sobre
el área ya contratada, el concesionario minero tenga la opción de competir por el área
para la producción de este recurso, y de esta forma elegir el proponente que cuente con
mejores condiciones técnicas, financieras, operacionales, de responsabilidad social
empresarial y ambiental y que ofrezca la mayor rentabilidad para el Estado.
24
Presentación “CBM Environment and Regulatory Framework in Colombia”. Realizada por Irena Agalliu como parte del taller Hidrocarburos No Convencionales organizado por la ANH, 9 de junio de 2011. Disponible en www.anh.gov.co 16 Una de las ventajas de la regulación expedida es que no sólo limita los conflictos de
superposición de áreas a minerales e hidrocarburos sino que también incluye la
superposición entre derechos otorgados para explorar y explotar hidrocarburos en
yacimientos convencionales y no convencionales.
Pudo regularse el conflicto incluso entre los beneficiarios de títulos mineros de carbón en
su obligación de ventilar la mina y los controles de seguridad minera que debe ejercer
frente al gas metano presente en la misma y los derechos que confieren los contratos de
hidrocarburos para explotar este recurso. Sin embargo, por unidad de materia la
resolución 180742 de 2012 no podía incluir disposiciones referentes a la explotación de
carbón.
De la regulación se destaca que contempla la hipótesis de superposición de derechos
para la exploración y explotación de hidrocarburos y minerales en general, no sólo de los
titulares de licencia de carbón. Al preverlos, se anticipa a nuevos vacíos ante las
dinámicas y desafíos de estas industrias.
Igualmente, debe considerarse la posibilidad de conflictos entre más de dos titulares de
derechos de exploración y producción de recursos naturales no renovables e incluso entre
los beneficiarios de títulos mineros de carbón en su obligación de ventilar la mina y los
controles de seguridad minera que debe ejercer frente al gas metano presente en la
misma y los derechos que confieren los contratos de hidrocarburos para explotar este
recurso.
En la forma de abordar la solución a estos conflictos, la institucionalidad minero
energética no ha atendido de forma oportuna las recomendaciones del documento
CONPES 3517 de 2008.
Este documento que establece la política con un carácter meramente declarativo es un
reflejo de la forma como se ha abordado el conflicto, que a la fecha no vislumbra solución.
En todo caso, el principal reto para el Estado y la institucionalidad minero-energética es
lograr una efectiva coordinación entre las autoridades minera e hidrocarburífera, en
cuanto a información geológica, y de asignación de áreas.
En esta sinergia, necesariamente debe involucrarse a agentes como el Ministerio de
Ambiente, Corporaciones Autónomas Regionales, INCODER, Ministerio del Interior y de
Justicia, DIMAR25, cuyas determinaciones afectan directamente el ejercicio de estas
industrias y por ende, su desarrollo o estancamiento.
Esto, sin mencionar el respaldo que se requiere por parte de las comunidades presentes
en las áreas objeto de la actividad, cuya licencia “social”, es imprescindible para la buena
marcha de proyectos de tanta envergadura e impacto ambiental, social y económico.
25
En los casos de actividades off-­‐shore. 17 Por último, resta mencionar los beneficios jurídicos otorgados para la comercialización de
gas no convencional. Al respecto, en el Decreto 2100 de 2011, Decreto que se expidió
para establecer mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional
de gas natural, entre los considerandos se incluyó el siguiente:
“Que los hidrocarburos no convencionales, como el gas en esquistos y el gas
metano en depósitos de carbón, entre otros, tienen características particulares en
su proceso de exploración y explotación que requieren reglamentación y
esquemas comerciales que incentiven su desarrollo en el país”.
Adicionalmente, para incentivar la actividad de comercialización de gas no convencional
en Colombia, ésta se excluyó de los mecanismos de comercialización de gas establecidos
por la CREG.
No obstante lo anterior, se deberán sujetar a las modalidades de contratos de suministro
previstos en la regulación y también podrán aplicar los mecanismos y procedimientos de
comercialización que fije la CREG.
A su vez, a los productores y comercializadores de gas proveniente de yacimientos no
convencionales, se les permite desarrollar actividades de generación termoeléctrica en los
siguientes términos:
“Artículo 15. Incentivos a la producción de gas proveniente de yacimientos no
convencionales. Los productores o productores-comercializadores de gas de
yacimientos no convencionales podrán desarrollar directamente la actividad de
generación termoeléctrica que utilice como fuente primaria el gas que produzcan,
sujetándose íntegramente a la regulación vigente sobre esta actividad.
Parágrafo 1°. El MME, la ANH y la CREG, dentro de la órbita de sus
competencias, podrán implementar incentivos adicionales a los previstos en este
artículo para promover la explotación y comercialización de gas proveniente de
yacimientos no convencionales”.
Está pendiente por analizar los beneficios económicos que reportan estas disposiciones a
los productores de gas de yacimientos no convencionales y en particular de GMDC. Sin
embargo, establecer un programa de incentivos en comercialización de gas implica un
profundo análisis dado que al tratarse de un mercado regulado, cualquier incentivo puede
afectar el equilibrio económico desarrollado por la regulación aplicable.
No obstante lo anterior, es claro que desde el gobierno se ha hecho un esfuerzo para
incentivar la actividad de no convencionales y en particular de GMDC. Sin embargo, falta
mayor articulación entre las entidades involucradas en la industria para desarrollar una
política unificada en esta materia y que pueda abarcar toda la industria de hidrocarburos.
Conclusiones
Existen vacíos normativos en cuanto al tratamiento y resolución de conflictos entre
titulares mineros y contratistas de exploración y producción de hidrocarburos no
convencionales. La puesta en marcha de estas actividades de forma concurrente
18 demanda altos desafíos para el Estado, entre ellos, lograr una efectiva coordinación entre
las autoridades y normatividad minera e hidrocarburífera así como su oportuna y eficiente
intervención en la resolución de conflictos.
El Estado debe participar en la resolución de los conflictos generados en la superposición
de áreas para producir tanto minerales como hidrocarburos no convencionales, no sólo en
su condición de titular del subsuelo, sino por propiciar este tipo de conflictos sin contar
con la normatividad e instrumentos suficientes para asumir estos desafíos y resolver las
desavenencias entre industriales.
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