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Compendio del Petróleo en Colombia 1 Crudo Transparente Informe CTI 2012/01 Compendio del Petróleo en Colombia Crudo Transparente Noviembre 2012

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Compendio del Petróleo en Colombia

 

1    

Crudo Transparente Informe CTI 2012/01

Compendio del Petróleo en Colombia

Crudo Transparente

Noviembre 2012

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Compendio del Petróleo en Colombia

 

2    

Índice  de  Materias    

Antecedentes  de  la  Industria  Energética  ................................................................................................  7  

Reservas  de  Hidrocarburos  de  Colombia  ............................................................................................  7  

Petróleo  ...........................................................................................................................................  7  

Gas  ..................................................................................................................................................  7  

Hidrocarburos  No  Convencionales  .................................................................................................  8  

Dependencia  de  los  Ingresos  Provenientes  del  Sector  Extractivo  ..........................................................  9  

Deficiencias  en  la  Gestión  del  Sector  Energético  ..................................................................................  10  

La  Fase  de  Preproducción  .................................................................................................................  10  

Licencias  para  Exploración  ............................................................................................................  10  

Permisos  de  Producción  ................................................................................................................  10  

La  Etapa  de  Producción  .....................................................................................................................  10  

Licencias  de  Importación,  Cuotas,  Tarifas  .....................................................................................  10  

Contratos  de  Servicios  de  Apoyo  ..................................................................................................  11  

Contabilidad  de  Recuperación  de  Costos  .....................................................................................  11  

Características  del  Crudo  ......................................................................................................................  12  

Densidad  ...........................................................................................................................................  12  

Petróleo  Ligero  ..................................................................................................................................  12  

Petróleo  Pesado  ................................................................................................................................  12  

Petróleo  Extrapesado  ........................................................................................................................  12  

Petróleo  Extrapesado  Bitumen  Natural  ............................................................................................  12  

Contenido  de  Azufre  .........................................................................................................................  12  

Impacto  de  la  Refinación  ..................................................................................................................  12  

Definición  de  las  Reservas  de  Hidrocarburos  .......................................................................................  13  

Visión  General  ...................................................................................................................................  13  

Reservas  ............................................................................................................................................  13  

Reservas  Probadas  ............................................................................................................................  13  

Reservas  Probables  y  Posibles  ..........................................................................................................  13  

Recursos  ............................................................................................................................................  14  

Recursos  Contingentes......................................................................................................................  14  

Recursos  Prospectivos  ......................................................................................................................  14  

Gas  Natural  ...........................................................................................................................................  15  

Visión  General  ...................................................................................................................................  15  

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Compendio del Petróleo en Colombia

 

3    

Gas  No  Asociado  ...............................................................................................................................  15  

Gas  Asociado  .....................................................................................................................................  15  

Metano  de  Yacimiento  Carbonífero  .................................................................................................  15  

La  Historia  del  Gas  Natural................................................................................................................  15  

La  Industria  de  Servicios  Petroleros  ......................................................................................................  17  

Visión  General  ...................................................................................................................................  17  

Tendencias  Notables  .........................................................................................................................  17  

Los  Hidrocarburos  No  Convencionales  y  Perforación  Submarinas  ...............................................  17  

Demanda  de  Contenido  Local  .......................................................................................................  17  

Participantes  Clave  en  la  Industria.  ...............................................................................................  18  

Otras  Industrias  Extractivas  en  Colombia  .............................................................................................  19  

Carbón  ...............................................................................................................................................  19  

Metano  de  Yacimiento  Carbonífero  .................................................................................................  19  

Oro  ....................................................................................................................................................  19  

Piedras  Preciosas  ..............................................................................................................................  19  

Níquel  ................................................................................................................................................  19  

Otros  Recursos  ..................................................................................................................................  20  

La  Combinación  de  Energías  .................................................................................................................  21  

Visión  General  ...................................................................................................................................  21  

Tendencias  Históricas  .......................................................................................................................  21  

Fuentes  de  Energía  No  Convencionales  ............................................................................................  21  

Gas  de  Esquisto  .................................................................................................................................  22  

Metano  de  Yacimientos  Carboníferos  ..............................................................................................  22  

Fuentes  de  Energía  Renovables  ........................................................................................................  22  

Proyecciones  Futuras  ........................................................................................................................  22  

Marco  Normativo  ..................................................................................................................................  24  

Trámites  Para  Compartir  Ingresos  ....................................................................................................  24  

Contratos  Actuales  de  la  ANH  .......................................................................................................  24  

Los  Contratos  del  Pasado  ..................................................................................................................  24  

1970-­‐1999  .....................................................................................................................................  24  

Los  contratos  de  1990  ...................................................................................................................  24  

Las  Rondas  de  Concesión  de  Licencias  ..........................................................................................  25  

Historia  de  la  Industria  en  Colombia  .....................................................................................................  26  

El  Renacimiento  Energético  Después  de  los  Años  2000  ...................................................................  26  

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Compendio del Petróleo en Colombia

 

4    

El  Entorno  de  Seguridad  ....................................................................................................................  26  

Reforma  Normativa  ..........................................................................................................................  26  

La  Industria  Petrolera  bajo  el  Presidente  Santos  ..............................................................................  26  

Los  Orígenes  y  la  Evolución  de  la  Industria  Petrolera  en  Colombia  ......................................................  28  

Los  Orígenes  ......................................................................................................................................  28  

1918-­‐1969  .........................................................................................................................................  28  

1970-­‐1994  .........................................................................................................................................  28  

1995  en  Adelante  ..............................................................................................................................  28  

Entidades  del  Estado  .............................................................................................................................  29  

El  Ministerio  de  Minas  y  Energía  de  Colombia  .................................................................................  29  

La  Agencia  Nacional  de  Hidrocarburos  (ANH)  ..................................................................................  29  

Historia  ..........................................................................................................................................  29  

Papel..............................................................................................................................................  29  

Ecopetrol  .......................................................................................................................................  29  

Participantes  Internacionales  ...............................................................................................................  33  

Visión  General  sobre  las  Entidades  Privadas  en  Colombia  ...............................................................  33  

Campos  Petroleros  y  Gasíferos  .............................................................................................................  34  

Campos  Petroleros  y  Gasíferos  en  Colombia  ....................................................................................  34  

Infraestructura  Clave  ............................................................................................................................  37  

Vision  General  de  la  Infraestructura  en  Colombia  ............................................................................  37  

Oleoductos/Gasoductos,  Refinerias  y  Terminales  ........................................................................  37  

Cuello  de  Botella  en  la  Infraestructura  de  Colombia  ....................................................................  37  

La  Refinería  de  Cartagena  .................................................................................................................  38  

Propiedad  ......................................................................................................................................  38  

Capacidad  ......................................................................................................................................  38  

Planes  de  Ampliación  y  Modernización  ........................................................................................  38  

La  Refinería  de  Barrancabermeja......................................................................................................  38  

Propiedad  ......................................................................................................................................  38  

Capacidad  ......................................................................................................................................  38  

Proyecto  de  Modernización  ..........................................................................................................  38  

Oleoducto  Alto  Magdalena  ...............................................................................................................  39  

Ruta  ...............................................................................................................................................  39  

Capacidad  ......................................................................................................................................  39  

Propiedad  ......................................................................................................................................  39  

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Compendio del Petróleo en Colombia

 

5    

Oleoducto  Caño-­‐Limón  .....................................................................................................................  39  

Ruta  ...............................................................................................................................................  39  

Capacidad  ......................................................................................................................................  39  

Propiedad  ......................................................................................................................................  39  

Ataques  al  Oleoducto  ....................................................................................................................  39  

Información  Sobre  Transparencia  .........................................................................................................  40  

La  Maldición  de  los  Recursos  ............................................................................................................  40  

Vision  General  ...............................................................................................................................  40  

Historia  y  Acogida  Actual  de  la  Idea  ..............................................................................................  40  

Trabajo  de  Sachs  en  los  Años  Noventa  .........................................................................................  40  

 ...................................................................  40  

Actitudes  de  Institutos  Importantes  .................................................................................................  40  

Institutos  Importantes  ..................................................................................................................  40  

Empresas  Petroleras  .....................................................................................................................  41  

Causas  Económicas  ...........................................................................................................................  41  

La  Enfermedad  Holandesa  ............................................................................................................  41  

Relación  Entre  Deuda  y  Petróleo  ......................................................................................................  41  

Causas  Políticas  .................................................................................................................................  42  

Debilitamiento  del  Estado  .............................................................................................................  42  

Conflictos  ......................................................................................................................................  42  

Transparencia  en  Contratos  ..................................................................................................................  43  

Visión  General  ...................................................................................................................................  43  

Detractores  y  Argumentos  Contrarios  ..............................................................................................  43  

La  EITI  y  Transparencia  en  Contratos  ................................................................................................  44  

EITI.........................................................................................................................................................  45  

Conformidad  con  la  EITI  ....................................................................................................................  45  

Requisitos  para  Validación  ................................................................................................................  45  

Inscripción  .....................................................................................................................................  45  

Preparación  ...................................................................................................................................  45  

Divulgacion  ....................................................................................................................................  45  

Propagación  ..................................................................................................................................  46  

Evaluación  y  Validación  .................................................................................................................  46  

Retención  de  Validación  Como  País  Cumplidor  ............................................................................  46  

Criterios  de  la  EITI  .........................................................................................................................  46  

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Compendio del Petróleo en Colombia

 

6    

Estatuto  de  Recursos  Naturales  ............................................................................................................  47  

Visión  General  ...................................................................................................................................  47  

Fundación  del  Estatuto  .....................................................................................................................  47  

Preceptos  ..........................................................................................................................................  47  

Asuntos  Generales  ............................................................................................................................  47  

Asuntos  Iníciales................................................................................................................................  47  

Asuntos  Secundarios  .........................................................................................................................  48  

Responsabilidad  Global  .....................................................................................................................  48  

Institución  .........................................................................................................................................  48  

Publiquen  Lo  Que  Pagan  .......................................................................................................................  49  

Visión  General  ...................................................................................................................................  49  

Historia  ..............................................................................................................................................  49  

Actividades  ........................................................................................................................................  49  

Gobernación/gestion  ........................................................................................................................  49  

 

 

   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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Compendio del Petróleo en Colombia

 

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Antecedentes  de  la  Industria  Energética  

Reservas  de  Hidrocarburos  de  Colombia  El sector energético colombiano es bastante joven y ha tenido un periodo de crecimiento rápido en los últimos años. El área total que está siendo explorada ha incrementado ocho veces desde el año 2003, de 12,5 millones de hectáreas a más de 100 millones de hectáreas en 2011.

Petróleo  

Reservas  Según el Reporte Estadístico BP de 2011, al final de 2010 Colombia contaba con 1,9 billones de barriles (bbl) de reservas probadas, lo que constituye un aumento de un 39.1% del total del año anterior, y casi alcanzando el nivel de 1990 cuando el país tenía 2 bbl de reservas probadas. Las reservas colombianas representaron un 0.1% de las reservas mundiales.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia (ANH) considera que las reservas podrían aumentar hasta 4 billones de barriles para el año 2020.

Niveles  de  Producción  Entre 2007 y 2009 los niveles de producción de petróleo en Colombia crecieron un 42.8% hasta alcanzar 801.000 barriles por día (bpd) en 2010.

Según Joydeep Mukherji de , Colombia probablemente alcanzaría su objetivo de 1,5 millones de barriles por día para el año 2015. El gobierno estableció una meta de 920.000 bpd para el año 2011, sin embargo la producción alcanzó casi 930.000 bpd en julio 2011. Mukherji expuso en su análisis que los aumentos en las reservas de gas y petróleo desde el año 2007 pueden ser atribuidos a una mayor inversión en los campos ya existentes no a nuevos descubrimientos importantes.

Gas  

Reservas  Según el Reporte Estadístico BP de 2011, las reservas probadas de gas natural en Colombia al final de 2010 representaron 0,1 trillones de litros cúbicos, una estimación que ha permanecido generalmente estable desde 1980.

La mayoría de las reservas colombianas de gas natural se encuentran en la Cuenca de los Llanos, sin embargo la cuenta de La Guajira representó la mayoría de la producción en 2011. Las estadísticas de la producción de gas natural han incrementado a la vez que las cifras de la producción de petróleo gracias a una mayor inversión en los campos existentes, un consumo nacional en auge y nuevas oportunidades de exportación.

Niveles  de  Producción  En 2010 Colombia produjo sólo un billón de pies cúbicos de gas natural por día, con un 70% del consumo siendo local y el resto exportado a Venezuela.

No obstante, considerando los pronósticos de crecimientos de las reservas, Zamora, el ex director de s una cuestión de tiempo hasta que tengamos suficiente confianza para

desarrollar una nueva etapa en nuestra industria del gas, la cuales abrirnos

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Compendio del Petróleo en Colombia

 

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explicando que podrían haber una o más plantas de gas natural licuado (GNL) construidas en Colombia.

Según la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en Inglés) una gran parte de la producción de gas natural en el país se ve reinyectada para facilitar una mejor extracción de petróleo.

Hidrocarburos  No  Convencionales  A principios de 2012 poca exploración en gas de esquisto y crudo pesado se estaba llevando a cabo Colombia. Sin embargo, se esperaba que las rondas de concesión de licencias que se llevarían a cabo en 2012 pusieran en marcha la inversión en hidrocarburos no convencionales en el país, donde los hidrocarburos no convencionales representaran el 30% de las áreas ofrecidas.

La Agencia Internacional de Energía en los Estados Unidos calcula que Colombia tiene 4 trillones de pies cúbicos de gas de esquisto en sus reservas probadas y 19 trillones de pies cúbicos de reservas técnicamente recuperables. La ANH de Colombia afirma que el país puede convertirse en una parte integral en la revolución del gas no convencional.

Estimaciones han sugerido que las reservas colombianas del Metano de Yacimiento Carbonífero (CBM, por sus siglas en inglés) son entre 84 y 480 billones de metros cúbicos. Hay potencial de reservas en las cuencas de Bogotá, Cauca, Catatumbo, Llanos, Medio Magdalena y en el Rio Cauca, y en octubre 2004 la minera de carbón Drummond anunció que iba a empezar perforación en busca de CBM en sus propiedades colombianas.

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Compendio del Petróleo en Colombia

 

9    

Dependencia  de  los  Ingresos  Provenientes  del  Sector  Extractivo  

Existen dos medidas de dependencia de ingresos provenientes del petróleo, como se muestra en la figura de abajo. La primera es la relación entre ingresos provenientes del petróleo e ingresos fiscales, o el ingreso total del gobierno. La segunda es la proporción entre los ingresos provenientes del petróleo y el total de las exportaciones. El Fondo Monetario Internacional (FMI) calculó que entre los productores del Golfo, Los Emiratos Árabes Unidos demuestran la menor dependencia del petróleo, con el petróleo siendo responsable por un poco más de la mitad de los ingresos del estado, y un poco menos de la mitad de las exportaciones.

En comparación, Qatar demostró una proporción del 70% de ingresos estatales, y el 80% del total de sus exportaciones. El FMI identificó al menos 30 países donde los ingresos del petróleo y del gas representaban al menos un 25% de los ingresos del gobierno durante el período 2005-2008 y donde hubiera suficiente información para un análisis adecuado:

Angola, Arabia Saudita, Argelia, Azerbaiyán, Bahréin, Bolivia, Brunei, Camerún, Chad, Congo, Ecuador, EAU, Gabón, Guinea Ecuatorial, Indonesia, Irán, Kazakstán, Kuwait, Libia, México, Nigeria, Noruega, Omán, Qatar, Rusia, Sudán, Timor-Leste, Trinidad y Tobago, Venezuela, Vietnam, y Yemen.

Cabe a notar que la dependencia de los ingresos provenientes del petróleo no tiene relación con la cantidad de petróleo producido o exportado. Yemen, que exportó unos 448.000 barriles por día en 2003, muestra un nivel más elevado de dependencia de los ingresos provenientes del petróleo que Arabia Saudita, que exportó aproximadamente 10,2 millones de barriles durante el mismo período, es decir 20 veces más.

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Compendio del Petróleo en Colombia

 

10    

Deficiencias  en  la  Gestión  del  Sector  Energético    

La  Fase  de  Preproducción  

Licencias  para  Exploración  Generalmente la producción de petróleo y de gas se desarrolla en dos etapas; la concesión de licencias para la exploración de regiones específicas es la etapa inicial y la segunda tiene lugar después del descubrimiento del petróleo o del gas, cuando se hacen planes exactos. Dada la dificultad de la predicción y las cantidades de dinero en juego, existe un gran potencial de corrupción en la concesión de licencias para la exploración de ciertas regiones. Por ejemplo, en 1999 Nigeria otorgó una serie de licencias para la exploración off-shore a empresas que no tenían experiencia previa en la producción de petróleo. Mientras tanto en Libia, lucrativos contratos de exploración estuvieron en juego cuando en 2010 BP enfrentó una protesta sobre vínculos hechos por la prensa entre la compañía y la liberación del terrorista de Lockerbie, Ali Al-Megrahi.

Permisos  de  Producción  Una vez hechos los descubrimientos, el permiso de producción introduce nuevas posibilidades de corrupción. En algunos casos, la empresa que hizo el descubrimiento ya ha acordado los términos para extraer el petróleo, pero sobre todo en países posconflicto, se puede obtener licencias sin el debido proceso. Un informe de 2004 sobre compañías con operaciones de extracción de minerales en Libia descubrió que sólo 45 de las 70 empresas poseían las licencias necesarias. En otros casos, los políticos de los países anfitriones pueden usar la amenaza de la renegociación o la revocación de los derechos de producción para extorsionar pagos ilegales de las empresas. Muchos economistas coinciden que la subasta representa la mejor manera de evitar corrupción y asimetría de información entre gobierno y empresa durante la etapa de la concesión de licencias para producción. No obstante, corrupción es posible incluso en el marco de un proceso de subasta, ya que una empresa y un funcionario del gobierno pueden operar en secreto para organizar las modificaciones y renegociaciones subsiguientes del contrato.

La  Etapa  de  Producción    

Licencias  de  Importación,  Cuotas,  Tarifas  Una vez que una empresa está produciendo en el país, el gobierno anfitrión goza de varias herramientas con las cuales puede cambiar las condiciones de las empresas con operaciones en su país - que ya han hecho grandes inversiones y por esto cuentan con incentivos para continuar la producción incluso frente a los obstáculos inesperados. Esto se conoce entre los economistas como

capacitad de extorsionar a la compañía, debido a su gran inversión, puede ser explotada por interés público como cuando el gobierno de Abdul Karim Qassem alzó las tasas portuarias del Terminal de Petróleo de Basra un 1200% de la noche a la mañana como parte de la lucha contra la Iraq Petroleum Company en los años sesenta, o puede ser usada para el beneficio privado de funcionarios con influencia en el gobierno anfitrión.

Entre tales herramientas de bloqueo se encuentran las licencias para la importación del capital necesario para producir, (como aconteció en Angola), las tasas de tránsito en las puertas y a través de los oleoductos/gasoductos, (como hizo la industria iraquí cuando tenían discusiones con su vecino Siria, y más recientemente entre Ucrania y Rusia), y cambios en los distintos impuestos corporativos u otros.

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Compendio del Petróleo en Colombia

 

11    

Contratos  de  Servicios  de  Apoyo  La industria petrolera, de acuerdo con la tendencia en la economía mundial en las últimas décadas, ha elegido subcontratar en muchas de sus operaciones. Esto significa que, incluso cuando una licencia de operación de alto nivel ha sido otorgada a una empresa, bajo el escrutinio público y a través de un proceso de subasta, dicha empresa posteriormente firmará contratos con otras compañías (que pueden tener un valor de cientos de millones de dólares), que desarrollarán varias actividades para cumplir con el contrato original con el gobierno anfitrión. Ya que estos contratos son entre dos empresas del sector privado, normalmente existen fuera del alcance de las agencias gubernamentales de auditoría o de integridad.

Contabilidad  de  Recuperación  de  Costos  Un gran número de empresas petroleras establecen disposiciones en sus contratos para recuperar la enorme inversión que han hecho en descubrir y producir petróleo y gas. Tradicionalmente esto está sobre una escala móvil que varía con el tiempo, mediante la cual la empresa inicialmente adjudica una gran proporción de los ingresos del petróleo para la recuperación de sus gastos, pero esta proporción disminuye gradualmente con el tiempo. A menudo las grandes petroleras tienen métodos sofisticados de contabilidad y pueden - por ejemplo, encontrar maneras de aumentar sus gastos y disminuir ganancias en un país cuyos impuestos sean relativamente altos, transferir sus ganancias a otro país en donde los impuestos corporativos sean más bajos. En algunos casos, las multinacionales ejecutan transacciones complejas entre varias empresas filiales a través de distintos sistemas jurídicos nacionales. Esto se conoce co resultar en costos por encima de los del mercado, los cuales las empresas luego pueden recuperar de los ingresos provenientes de la producción de petróleo.

Todos estos contextos pueden ocurrir entre el gobierno anfitrión y la petrolera, como se vio en Indonesia en el período 2009-2010 acerca de la contabilidad de recuperación de costos.

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Compendio del Petróleo en Colombia

 

12    

Características  del  Crudo  

Densidad  La densidad del petróleo se expresa en grados, usando la escala API. Esto es una escala de gravedad especifica desarrollada por el Instituto Americano de Petróleo (API por sus siglas en inglés), diseñada para medir la densidad relativa de varios productos petrolíferos líquidos. La medida se expresa en grados y normalmente los valores se encuentran entre 10°y 70° gravedad API. La gravedad específica del petróleo es su densidad con relación al agua a la temperatura de 60 ° Fahrenheit.

Petróleo  Ligero  

más.

Por ejemplo la nueva mezcla de petróleo crudo superligero de Arabia Saudita tiene una gravedad API de 44°. El petróleo proveniente de los campos libios es también tradicionalmente muy ligero y las nueve categorías de exportación del país tienen gravedades API entre 26° y 43.3°.

Petróleo  Pesado  El petróleo pesado es un petróleo denso y viscoso con una gravedad API baja. Las definiciones varían, sin embargo, es generalmente aceptado que el límite máximo de los petróleos pesados sea 22° API.

Por lo general no es posible extraer los crudos pesados en su forma natural por medio de un pozo petrolero o utilizando medios ordinarios de producción. Es necesario calentar o diluir la mayoría para que pueda fluir por un pozo o un oleoducto.

En Venezuela, por ejemplo, el Petróleo Crudo Pesado Bachaquero tiene una gravedad API de 17°.

Petróleo  Extrapesado  El Petróleo extrapesado tiene una gravedad API de menos de 10°.

Petróleo  Extrapesado  Bitumen  Natural  , el bitumen (o betún) tiene muchas de las características

del crudo pesado, sin embargo es más denso y viscoso.

Contenido  de  Azufre  Se puede medir el petróleo crudo en términos de los niveles de azufre (entre dulce y agrio). Crudo

s definido comúnmente como el petróleo con un contenido de azufre menos de 0.5%, en .5% o más.

Impacto  de  la  Refinación  La densidad y nivel de azufre de petróleo crudo afecta al nivel de procesamiento y de conversión necesarios para alcanzar lo que se conoce como zcla ó

El petróleo ligero y dulce es más caro que el petróleo pesado y más agrio porque necesita menos procesamiento y produce un mayor porcentaje de productos de valor agregado como gasolina, diesel, y gasavión. Las categorías de petróleo más pesadas normalmente exigen procesamiento adicional para producir productos más ligeros.

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13    

Definición  de  las  Reservas  de  Hidrocarburos  

Visión  General  Se han empleado distintos sistemas para clasificar las reservas de petróleo y de gas desde el desarrollo inicial de la industria en el siglo XIX. Sin embargo, las definiciones más usadas provienen del Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos de la Sociedad de Ingenieros de Petróleo de los EEUU (SPE por sus siglas en inglés).

Los cálculos de reservas tienen una gran influencia en la valoración para las empresas de exploración y producción. Todas las reservas son cálculos de yacimientos subterráneos que no pueden ser examinados físicamente y que siempre involucran un grado de incertidumbre. Sin embargo, tales sistemas son importantes debido a que crean un je univers de términos y definiciones claras dando lugar a estimaciones de reservas fidedignas y fácilmente comparables para inversionistas, autoridades, reguladoras, gobiernos y consumidores. Sin embargo, cabe anotar que en los distintos países del mundo, las agencias gubernamentales y las organizaciones emplean definiciones ligeramente diferentes.

Según el Vicepresidente de la consultora de petróleo Ryder Scott, existe una tendencia hacia la contratación de auditorías externas para la estimación de las reservas. Con un énfasis creciente en la responsabilidad corporativa en los informes financieros, afirma que hoy en día las empresas petroleras y gasíferas cuentan con ingenieros independientes para evaluar o hacer la auditoría de las reservas petrolíferas.

Reservas  Según las Directrices subcategoría de los recursos naturales de un país, que representa aquella parte de los recursos que es comercialmente recuperable y ha sido justificada por el desarrollo. Se puede dividir las reservas en 3 categorías que dependen de la certeza de recuperarlas.

Reservas  Probadas  La categoría más valiosa de las reservas es la de servas probadas pueden ser estimadas con fica un alto nivel de confianza que las cantidades serán recuperadas. Para ser seguras, hay que tratar todos los aspectos comerciales de las reservas. Son las cuestiones técnicas las que separan las categorías probadas de las no probadas.

Se emplea frecuentemente el término 1P para describir las reservas probadas. BP publica un Reporte Estadístico anual que detalla las reservas probadas de 50 países productores.

Reservas  Probables  y  Posibles   de menor categoría, que a menudo se combinan

cuentan con niveles de certeza técnica decrecientes. Las reservas probables son reservas que tienen una menor certeza de ser recuperadas

pero una mayor probabilidad de ser recuperadas aquellas reservas cuya recuperación es menos factible que las

reservas probables según datos de geológico y de ingeniería.

El término 2P se emplea para denotar la suma de reservas probadas y probables, y el 3P para las reservas probadas, probables y posibles. Generalmente la suma de reservas probadas y probables 2P es considerada la mejor estimación de recuperación resultante de operaciones comprometidas.

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Recursos  La palabra comercio y técnico antes de tener confianza en la extracción subsiguiente de los volúmenes.

Recursos  Contingentes  Estos son recursos potencialmente recuperables pero no se consideran suficiente maduros para

los recursos contingentes tienen que clarificar y cumplir con las condiciones claves y las contingencias que prevenían el desarrollo comercio. Por ejemplo, todos los permisos internos y externos necesarios tienen que ser otorgados a la empresa o a punto de ser otorgados, incluso los permisos gubernamentales y ambientales. Además se necesitan pruebas concretas de la voluntad de la gestión de la empresa a empezar el desarrollo en un tiempo razonable (típicamente 5 años, pero puede ser más tiempo).

Recursos  Prospectivos  Los recursos prospectivos son los volúmenes calculados con relación a las cantidades no descubiertas. Estos representan las cantidades de petróleo, en una fecha determinada, que se estiman ser potencialmente recuperables de los yacimientos de petróleo o de gas identificados por medio de pruebas indirectas, pero que no han sido perforados. Este grupo representa un riesgo mayor que recursos contingentes puesto que hay que considerar el riesgo del descubrimiento

ue descubrir los hidrocarburos, evaluar los yacimientos, y dar una estimación de las cantidades que serían recuperables bajo proyectos adecuados de desarrollo.

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Gas  Natural  

Visión  General  Alrededor de un 85% de gas natural producido en los pozos convencionales es metano, un compuesto muy inflamable que consta de un átomo de carbono y cuatro átomos de hidrógeno. Es incoloro y en su forma pura inodoro. Puesto que el gas no tiene olor, las empresas de gas a menudo añaden un químico al gas para darle un olor característico para asegurar la detección de fugas de gas por su olor.

Se puede encontrar el gas natural como gas asociado, gas no asociado, gas húmedo (un tipo de gas no asociado) o metano de yacimiento carbonífero (CBM por sus siglas en inglés).

Las unidades de medida usadas con gas natural se basen en lo general en el volumen y se usa pies cúbicos (un pie cúbico siendo el área de un pie de largo, por un pie de ancho, por un pie de fondo). Este volumen se expresa normalmente en BPC (billones de pies cúbicos), TPC (trillones de pies cúbicos y MPC (miles de pies cúbicos).

Según el Departamento de Energía de los EE. UU, durante muchos años se consideró que el gas natural no tenía ningún valor y se lo desechó y, incluso en estos días, varios países usan la quema de gas en antorcha.

Gas  No  Asociado  El gas no asociado es el gas que se encuentra en las reservas que no tienen cantidades significativas de petróleo crudo. Muchas veces se ubica muy profundo donde el calor ha partido los hidrocarburos en moléculas de gas menores y más ligeras. El gas de esquisto es tipo de gas no asociado no convencional.

Gas  Asociado  El gas asociado acompaña el petróleo crudo, sea disuelto en el crudo o sea como una tapa de gas libre encima del yacimiento de petróleo.

Cuando no se puede usar, el gas asociado se ve reinyectado en el pozo, quemado en antorcha o echado a la atmósfera.

Metano  de  Yacimiento  Carbonífero  El metano de yacimiento carbonífero (CBM) o el gas de la veta del carbón (CSG por sus siglas en inglés) es el gas natural extraído de los yacimientos carboníferos durante la minería subterránea de carbón.

La  Historia  del  Gas  Natural  Debido a la falta de gasoductos, durante el siglo XIX se usó casi todo el gas natural encontrado como combustible para lámpaque gas podía proveer fuego para cocinar o calentar los edificios.

La construcción de gasoductos permitió el suministro de gas natural a nuevos mercados. Uno de los primeros gasoductos importantes se construyo en 1891 en los EE. UU, no obstante se construyeron pocos gasoductos antes del fin de la Segunda Guerra Mundial en los años 40.

El Papel del Gas Natural en la Combinación Energética

La Asociación Internacional de Energía estima que el gas natural puede sobrepasar el carbón y competir con el petróleo para el año 2035 y representar un 25% de la demanda mundial de energía.

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Petroleum Economist

de bajo carbono, incluyente:

La huella de carbono más baja de todos los combustibles fósiles. Menos tiempo de construcción de las centrales eléctricas de gas y más

flexibilidad operativa. La posibilidad de reducir los gases de efecto invernadero de un 25% en el sector

de transporte en comparación con los combustibles tradicionales.

La Agencia Internacional de Energía (IEA por su siglo en inglés) señala que el gas natural puede ayudar diversificar el suministro de energía y por eso mejorar la seguridad energética.

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La  Industria  de  Servicios  Petroleros  

Visión  General  Las compañías de servicios petroleros ayudan a las empresas de perforación en la industria petrolera en el establecimiento de los pozos de petróleo y gas. Estas compañías manufacturarán, arreglarán o se ocuparán del mantenimiento del equipo utilizado en la extracción de petróleo o el transporte. Los servicios pueden incluir las pruebas sísmicas (mapear las estructuras geológicas subterráneas), los servicios de transporte (como el traslado de plataformas petroleras o torres de perforación) y servicios direccionales (como perforaciones sesgadas o horizontales). A menudo las Compañías Petroleras Nacionales (NOCs por sus siglas en inglés) y las Compañías Petroleras Internacionales (IOCs por sus siglas en inglés), tienen una falta de capacidades técnicas y geológicas para convertirse en compañías de servicios.

Según el informe de 2010 de GBI Research, la industria de servicios petroleros mundial ha vivido un crecimiento considerable en los últimos años, y se prevé que en 2015 será una industria de $200 billones (aumentó de los $140 billones que valió en 2008). Esto se debe en parte al crecimiento en las actividades en los campos offshore alrededor del mundo. Sin embargo la crisis económica de 2009 llevó a un período de crecimiento más lento.

Tendencias  Notables  

Los  Hidrocarburos  No  Convencionales  y  Perforación  Submarinas  Los observadores de la industria pronostican que la industria de energía no convencional creciente llevará la demanda en la industria de servicios. La producción de petróleo de esquisto y otros hidrocarburos no convencionales presentará retos logísticos y tecnológicos y exigirá un aumento enorme en las plataformas suministradas. También se espera que el repentino aumento de actividad en perforaciones submarinas estimulará la demanda. Por ejemplo, The Economist, una revista económica inglesa, informó que Halliburton una empresa estadounidense tenía la intención de incrementar su fuerza laboral de 60.000 personas por un 25% durante 2011. El banco Dahlman Rose estimó que los presupuestos mundiales para exploración iban a crecer por un 14% en 2011 hasta $533 billones.

Según los reportajes en The Economist, los Estados Unidos se encuentra en el centro del boom de la industria de servicios petroleros, donde las empresas eran los pioneros de la técnica de perforación horizontal para acceder al gas y petróleo de esquisto.

Demanda  de  Contenido  Local  Según Ayman Asfari, el CEO de Petrofac, una empresa con sede en el Reino Unido, las Compañías Petroleras Nacionales (NOCs por sus siglas en inglés) (es decir operadores locales) en sus contratos de exploración, producción y construcción de plantas. Gracias a esto, las Compañías Petroleras Internacionales (IOCs por sus siglas en inglés) se ven en desventaja y crea una oportunidad en la que las empresas de servicios petroleros pueden construir bienes con socios locales, ocuparse del mantenimiento de dichos bienes durante un período de tiempo y después devolverlos al NOC para operaciones de largo plazo.

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Participantes  Clave  en  la  Industria.  Según Arabian Oil and Gas en 2008 las 10 empresas de servicios petroleros más grandes del mundo eran:

1. Schlumberger Limited 2. Halliburton 3. Saipem 4. Transocean Ltd. 5. Baker Hughes 6. Fluor 7. Weatherford International 8. BJ Services Company 9. Petrofac 10. China Oilfield Services Ltd.

Un reportaje de The Economist sugiere que por el hecho de que ofrecen una amplia gama de

and Weatherford International) gozan de una ventaja sobre las empresas menores, ya que las NOCs frecuentemente prefieren trabajar con una firma en lugar de varias.

En 2011 un grupo de profesores de escuelas de administración llevaron a cabo un estudio con el propósito de identificar las 100 empresas más innovadores del mundo. Encontraron que de las 100 empresas, 6 provenían de la industria de servicios petroleros. Dos de estas eran Schlumberger y Halliburton, y dos más eran empresas líderes en el sector de equipo de perforación FMC Technologies y Cameron International. Las dos restantes eran China Oilfield Services y Tenaris SA.

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Otras  Industrias  Extractivas  en  Colombia  

Aparte del petróleo y el gas, la industria extractiva de Colombia produce los siguientes:

Carbón  Colombia es la principal fuente de importaciones de carbón de los EE. UU. La mayoría de los yacimientos carboníferos de Colombia se encuentran en la Península de la Guajira en el norte del país y en el Piedemonte Andino. La combustión del carbón es bastante limpia, debido al contenido bajo de azufre (menos del uno por ciento).

La producción de carbón en Colombia, trabajo exclusivo de empresas privadas, casi dobló entre los años 2000 y 2009, y el gobierno colombiano quiere doblar la producción otra vez para el año 2019.

En diciembre 2011 el ministro de Minas y Energía de Colombia, Mauricio Cardenas, afirmó que Colombia estaba produciendo 75 millones de toneladas de carbón cada año, cifra que deberá alcanzar 100 millones de toneladas para 2015. Casi toda la producción se exporta y el país es entre los cinco o seis exportadores mayores del mundo. la

Metano  de  Yacimiento  Carbonífero  El metano de yacimiento carbonífero (CBM por sus siglas en inglés) es un hidrocarburo gaseoso que existe junto con las reservas carboníferos. Según la minera Drummond, las minas de Colombia pueden contar con hasta 2,2 trillones de pies cúbicos (tpc) de CBM, un gas que posee el potencial de incrementar masivamente las reservas probadas de gas natural.

Oro  La producción de oro en Colombia subió más de 30% durante 2011 debido a los precios altos del mineral que atrajeron a las empresas multinacionales, pero también a los grupos guerrilleros y paramilitares que usan el recurso para financiar el conflicto actual, según el New York Times.

En 2010 había más de 40 empresas internacionales haciendo exploraciones de oro y el gobierno espera producir aproximadamente 3 millones de onzas de oro en 2012, lo que valió alrededor de quinientos millones de dólares en el mercado de oro en los principios de 2012 (En comparación con 1,57 millones de onzas en 2009 y sólo 501.500 onzas en 2006).

Piedras  Preciosas  Históricamente Colombia ha sido reconocida como un productor importante y el mayor exportador del mundo de esmeraldas.

Según el Servicio Geológico de los Estados Unidos, entre los años 1995 y 2005 el país produjo un 47% de las esmeraldas del mundo. De acuerdo con información consultada en 2010, Colombia permanece siendo el mayor productor de la piedra más grande, sin embargo tal vez Zambia la hará sobrepasado en términos de producción total. En 2010 se sugirió en algunos informes que el país estaba experimentando un boom en sus exportaciones debido a la demanda del mercado de India para sus esmeraldas.

Níquel  Según las estimaciones del gobierno, en 2011 Colombia poseía seis depósitos de níquel, con reservas medidas de 37,8 millones de toneladas y 46,48 millones de toneladas de reservas indicadas. El gobierno aspira a incrementar la producción de níquel hasta 105.000 toneladas para el año 2019.

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Otros  Recursos  También Colombia produce platino, mineral de hierro, plomo, acero, plata y zinc.

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La  Combinación  de  Energías  

Visión  General  a la distribución del consumo de las distintas fuentes de

energía de una región a otra en el país. Cada país del mundo usa la energía de manera diferente, es

Según el Reporte Estadístico BP, en 2010 el consumo del petróleo representó un 34% de la energía primaria del mundo; el carbón representó un 30%; el gas contribuyó un 24%; la energía hidroeléctrica representó un 6.5% y los no renovables (salvo la hidroeléctrica pero incluyendo biocombustibles) contribuyeron un 1.8%.

Según The Economist, una fuente de energía siempre ha dominado la combinación de energías. En la era preindustrial, era la madera que dominó, durante la revolución industrial el carbón era la más importante y el petróleo dominó el siglo XX. Para el año 2030 se pronostica que el gas natural habrá cobrado más importancia, sin embargo la eficiencia energética significará que el crecimiento económico será mucho menos intensivo en su uso de energía alrededor del mundo.

El informe BP Energy Outlook 2030 destaca tres tendencias claves que dictan la economía de energía actual: La industrialización, La urbanización y la motorización. Estas tendencias se deben a:

Un mayor consumo de energía Una mayor eficiencia del uso de energía en producción y consumo Una mayor diversificación de las fuentes de energía. Una mayor demanda de energía limpia y conveniente en el punto de utilización.

Tendencias  Históricas  La primera ola de industrialización uso el carbón para la energía, un combustible que dominó hasta el fin de la Segunda Guerra Mundial. La próxima transición importante involucró la llegada de la electricidad y el motor de combustión interna, evento que permitió una diversificación hacia otras formas de energía. Paulatinamente, se remplazó el carbón como la fuente principal de la generación de energía por el gas natural y los recursos renovables.

Sin embargo, entre los años 2000 y 2011, la porción que el carbón representó en la combinación de energías incrementó un 4% gracias al crecimiento rápido en China, cuyo crecimiento en el siglo XXI se ve, en su mayor parte, debido a la quema de carbón. En 2011, el consumo de carbón había subido por un 7.6% y su crecimiento era el más rápido desde 2003.

Fuentes  de  Energía  No  Convencionales  Según la empresa de servicios petroleros Schlumberger, el término refiere al petróleo y al gas natural que ha sido producido de una manera que no cumple los criterios de la producción convencional. Las condiciones para recursos no convencionales inevitablemente cambian con el paso del tiempo por su relación con la disponibilidad de las tecnologías de exploración y producción, el ambiente económico y otros factores. De acuerdo con la definición de2011, los recursos como el metano de yacimiento carbonífero (CBM), el gas de esquisto, las reservas fracturadas y el gas de arenas compactas se consideran recursos no convencionales.

El Petroleum Economist predice que los recursos no convencionales tendrán un papel importante en satisfacer la demanda mundial de energía en el futuro, y que el surgimiento del gas no convencional en los EE. UU se destacará como el cambio critico. Sin embargo, alrededor de un 75% de los recursos no convencionales del mundo se encuentran afuera de América del Norte.

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Según el informe de 2011 de La Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés) titulado ¿Entramos en una edad de oro del , se estima que los recursos no convencionales son tan grandes como los recursos convencionales, y el gas no convencional hoy en día representa un 60% de la producción comercializada en los EE. UU.

Gas  de  Esquisto  The Economist afirma que el descubierto de reservas enormes del gas de esquisto llevará un cambio notable en la combinación de energías en el mundo. Pronostica que el hecho de que las reservas más grandes del gas de esquisto se ubican en China, los EE. UU, Argentina, México y Sudáfrica, cambiará la geopolítica tradicional del suministro mundial de energía.

el potencial de poner la industria energética del mundo patas arriba y remplazar los combustibles fósiles en la combinación de energías en varios lugares, y potencialmente impedirá el desarrollo de los recursos renovables. Sin embargo, la industria tiene que hacer frente a unos obstáculos considerables de reputación y de normatividad.

Metano  de  Yacimientos  Carboníferos  El metano de yacimiento carbonífero (CBM por sus siglas en inglés) es uno de los recursos que se desarrolla en Australia, China, India e Indonesia entre otros países.

La empresa de servicios petroleros Halliburton afirma que antes de 2009 la contribución de CBM en la combinación de energías de nivel mundial era poco, no obstante tiene un potencial impresionante para el futuro. Según el ingeniero petrolero Joe Awny, en alguna región CBM puede convertirse en una fuente principal de gas en lugar de ser sólo un complemento al gas convencional. En el largo plazo, indicó que se prevé que CBM será de alta importancia para los EE. UU, India, China, Polonia, Sudáfrica, Zimbabue y otros países como una fuente principal de gas.

Fuentes  de  Energía  Renovables   las fuentes como la energía eólica, solar, térmica, maremotriz

(de la marea) y undimotriz (de las olas), entre otros. La industria renovable todavía es muy joven, sin embargo aunque la contribución a nivel mundial actualmente es poca, registra una tasa de crecimiento alta. La energía eólica, por ejemplo, tuvo niveles de crecimiento de más de un 30% entre los años 1997 y 2007.

Según un informe sobre el progreso de las energías renovables, las tasas de crecimiento de las energías renovables están entre 30% y 40% en los últimos años debido a unas políticas tendientes a crear mercados y reducciones de los costos. No obstante, la demanda de energía de los combustibles fósiles, como el carbón y el petróleo, ha sobrepasado la demanda de energía limpia.

Proyecciones  Futuras  La Agencia Internacional de Energía (IEA por su siglo en inglés) predice que la porción de la combinación de energías a nivel mundial que representa el gas natural incrementará de del 21% en 2011 a un 25% en 2035 y la importancia del carbón disminuirá. Sin embargo, en su informe, una énfasis más grande en el gas natural en la combinación de energías dista mucho de ser suficiente para evitar un aumento de la temperatura media global de menos de 2 grados, ya que, a pesar de que se prevé que el gas reemplazará algunas cantidades de carbón y del petróleo en la combinación de energías, también sustituirá a la energía nuclear, de ese modo incrementando las emisiones de gases de efecto invernadero.

Según las estimaciones de BP, los cambios a la combinación de energías se producirán con una relativa lentitud a causa de las duraciones largas de activos. Sin embargo los combustibles con el crecimiento más rápido serán las energías renovables que según las estimaciones crecerán a un

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8.2% cada año entre 2010 y 2030. Entre los combustibles fósiles, se prevé que el gas natural incrementará con la tasa más rápida (un 2.1% cada año). Su perspectiva predice que el petróleo continuará su declive largo con relación a su cuota del mercado y que las mejoras recientes en la cuota del mercado que representa el carbón, debidas a la industrialización rápida de China e India, se revertirán para el año 2030.

En cuanto a las contribuciones al crecimiento, durante el período entre los años 1990 y 2010, los combustibles fósiles contribuyeron un 83% del crecimiento de energía, en tanto que en el período 2010-2030, se pronostica que los combustibles fósiles sólo contribuirán un 64% del crecimiento.

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Marco  Normativo  

Trámites  Para  Compartir  Ingresos  

Contratos  Actuales  de  la  ANH  Cuando se formó la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en 2003, asumió el control del rol normativo, anteriormente la responsabilidad de Ecopetrol, la empresa del estado. Al mismo tiempo diseñaron nuevos contratos con distintos trámites para la recaudación de regalías e impuestos de las empresas petroleras.

Como resultado de los cambios en el marco normativo hechos por el Presidente Uribe, cortaron a los pagos de regalías de un 20% obligatorio y inflexible a una sistema que utiliza una escala móvil entre el 8% y el 25% dependiendo de los niveles de producción. También la cuota de los ingresos que recibió el estado disminuyo del 70% a unos 50-55%. Desde 2003 ha sido posible para las empresas privadas con operaciones en Colombia tener un 100% del interés en una operación petrolera.

Los nuevos contratos incluyen un descuento para crudo pesado (para crudos con una gravedad API menos de 15°) y un descuento para gas.

Después de una oferta exitosa en la subasta y la concesión de un bloque, los contratos de la ANH consisten en tres distintas etapas:

1. La fase de exploración inicial (seis años para hacer el descubierto, con la posibilidad de una extensión de dos años).

2. La fase de evaluación (dos años para evaluar si la empresa quiere desarrollar más el campo).

3. La fase comercial (se otorgan 24 años para desarrollar los depósitos antes de perder la licencia para el campo).

Los  Contratos  del  Pasado  

1970-­‐1999  Durante la historia de la producción de petróleo en Colombia los términos financieros han cambiado varias veces para las empresas petroleras. Según los términos de los contratos negociados entre 1970 y 1989, los inversores extranjeros se encargaron de toda la fase de exploración. Si se consideró que un descubierto era rentable, la empresa estatal Ecopetrol entraría con una participación de 50% y pagaría una regalía de un 20% a la empresa privada durante la producción. Bajo tales condiciones contractuales, se permitió a las empresas privadas recuperar un 50% de sus costos de exploración antes de otorg

En 1990 hubo una modificación a las condiciones contractuales que afirmó que al pasar una producción de 60 millones bpd, la participación de Ecopetrol crecería por encima del 50%. En 1994 se acordó otra enmienda que cambió a las condiciones de la participación de Ecopetrol.

Los  contratos  de  1990  Esta enmienda representó una combinación de los acuerdos contractuales del pasado y otorgó a Ecopetrol una participación de un 30% hasta la aprobación de un límite de la producción, después de la que la participación podía incrementar hasta un 65%. Aunque los contratos nuevos de la ANH han sustituido a estos contratos, todavía están en vigencia en algunos bloques de desarrollo en Colombia.

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Las  Rondas  de  Concesión  de  Licencias  Según el banco Tudor, Pickering and Holt, en cuanto a la asignación de tierras petroleras de Colombia del pasado, las empresas con el crecimiento de la competencia en el sector, la nueva ANH organizó una serie de rondas de subasta a partir de 2007 en adelante.

Las rondas principales que se llevaron a cabo antes de 2011 eran la Ronda Caribe 2007, la Mini-ronda 2007, La Ronda Colombia 2008, la Mini-ronda 2008 y la Ronda Colombia 2010.

El criterio que se usa para la asignación de los bloques considera el valor de la oferta del operador y su habilidad de cumplir con sus compromisos.

De acuerdo con información consultada en los principios de 2012, otra ronda tendrá lugar en noviembre o diciembre de 2012.

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Historia  de  la  Industria  en  Colombia  

 El  Renacimiento  Energético  Después  de  los  Años  2000  Según un informe de 2010 de la organización Council of the Americas, en la última década Colombia ha convertido su sector energético, que antes sufría mucho, en uno de los destinos más populares de América Latina para inversión en el sector de gas y petróleo, cambio que se ve debido a la estabilidad política, económica y jurídica en el país y un sano equilibrio construido por el gobierno entre las empresas privadas y los entes públicos.

El  Entorno  de  Seguridad  Según un reportaje de la BBC, una de las razones principales para el renacimiento de la industria petrolera en Colombia desde 2003 es la mejora enorme en el entorno de seguridad en el país después del empiezo de la presidencia de Álvaro Uribe Vélez en 2002.

, el programa contra las drogas y las guerrillas financiado por los Estado Unidos, el ejército podía recuperar el control de la mayoría del territorio nacional. Según lo que comentó el ex ministro de Minas y Energía Carlos Rodado, la frecuencia de los ataques de las guerrillas izquierdistas a los torres de alta tensión cayó de aproximadamente 500 en los principios de los años noventa hasta alrededor de 30 en 2011. Rodado afirmó también que los ataques a oleoductos y gasoductos disminuyeron de 270 en 2001 hasta unas pocas decenas por año.

Reforma  Normativa  Se creó La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en 2003, y inmediatamente el ente asumió el papel regulador que antes era el de la empresa estatal Ecopetrol.

Con la introducción del nuevo marco institucional, Ecopetrol tenía que competir por las licencias de exploración y producción contra otras empresas privadas en un campo de juego parejo y en noviembre de 2007 la empresa flotó una porción de sus acciones en la Bolsa de Valores de Colombia. A partir de 2003, las petroleras privadas podían tener un 100% de la propiedad en campos con menos de 60 millones de barriles de reservas.

Este modelo institucional siguió el ejemplo de la empresa brasileña Petrobras, una empresa que antes era controlada por el estado que se privatizó para mejorar transparencia y competencia en el proceso de subasta. Brasil sometió la empresa a la disciplina del mercado con la salida a bolsa de un 40% de sus acciones en 2010. En 2007 Ecopetrol puso a la venta hasta un 20% de sus acciones.

Según un informe de la organización Council of the Americas, el nuevo modelo competitivo y la

entre 2004 y 2009.

La  Industria  Petrolera  bajo  el  Presidente  Santos  Como resultado de la continuación de los precios altos de energía y materias primas desde el empiezo de la administración Santos en agosto de 2010, muchos inversores extranjeros han querido invertir en Colombia. La inversión extranjera directa incrementó por un 56% en 2011 hasta $14,8 billones, de la que un 82% era en los sectores de petróleo y de minería.

La nueva administración bajo Santos ha iniciado una serie de reformas financieras con relación al sector extractivo. Se incluyen una reestructuración del sistema de regalías que transferirá un 20% de los ingresos de las regalías de las autoridades locales al gobierno central, y la creación de un fondo soberano en la misma línea que los creados exitosamente en Noruega y Chile. El objetivo era

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En octubre de 2011 el nuevo ministro de Minas y Energía Mauricio Cárdenas se opuso a un aumento en los niveles de regalías que las empresas petroleras y mineras tienen que pagar, diciendo que no sería adecuado en este aquel momento para el sector y que sería mejor aplazar el debate hasta una fecha posterior.

En 2011 las empresas petroleras estaban pagando regalías con relación a sus niveles de producción. En el sector de carbón, las empresas pagaban entre el 5% y el 10% dependiendo de su producción y en el sector de los minerales las compañías pagaban un 12% para ferroníquel o un 4% para el oro y la plata. El nuevo proyecto de ley propuso aumentar las regalías hasta un límite máximo de un 25% y entre un 8% y 20% para el carbón y otros minerales.

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Los  Orígenes  y  la  Evolución  de  la  Industria  Petrolera  en  Colombia  

Los  Orígenes  En de la industria petrolera de Colombia. Este empiezo se consolidó con el descubierto y el desarrollo

Según Juan Carlos Echeverry, la historia de la industria petrolera y minera puede dividirse en tres períodos:

1918-­‐1969  Durante este tiempo el estado era el propietario de toda la riqueza del subsuelo colombiano. Con la esperanza de descubiertos considerables y las condiciones contractuales favorables en oferta, llegaron empresas internacionales como Exxon, Shell, Chevron y otras. En esta época se descubrieron varios campos nuevos con un total acumulado de 4,18 billones de barriles de petróleo.

Ecopetrol, en estos días parcialmente privatizada y entre las empresas petroleras más grandes de

1970-­‐1994  Según Echeverry este período se destacó como una era de nacionalismo y condiciones contractuales desfavorables, cuando la recaudación del estado se incrementó en los acuerdos contractuales. Se descubrieron campos grandes como Chuchupa (1973), Caño Limón (1983), Cusiana (1988) y Cupiagua (1993). A través de este período se descubrieron 5.169 millones de barriles de reservas de petróleo.

Según el Los Angeles Times, los grandes descubrimientos de BP británico y Occidental estadounidense de los años ochenta y noventa empezaron a disminuir, lo que causó inquietudes que el país perdiera hasta su propia autosuficiencia.

1995  en  Adelante  Colombia era un exportador de petróleo considerable durante los años noventa, atrayendo inversión de petroleros transnacionales como BP, ExxonMobil y Occidental Petroleum y en 1999 el país marcó un nivel récord de exportación de 398.275 barriles por día (bpd) de petróleo y productos refinados. No se alcanzó este nivel otra vez antes de 2010.

Sin embargo a partir de 1993 en adelante el número y tamaño de los descubrimientos se disminuyó. en 2000, con

reservas de alrededor de 100 millones de barriles de petróleo. Como resultado de este descenso, la producción cayó de un punto más alto de más de 800.000 bpd en 1999 hasta cerca de 550.000 bpd en 2004.

Además el empeoramiento en el entorno de seguridad durante este período hizo que Colombia fuera un lugar muy riesgoso para operar, especialmente considerando que las operaciones del sector de exploración y de producción frecuentemente se encontraban en regiones con poco control estatal. Atentados a oleoductos y gasoductos, extorsión y secuestros eran muy comunes.

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Entidades  del  Estado  

El  Ministerio  de  Minas  y  Energía  de  Colombia  El Ministerio de Minas y Energía es el ente gubernamental más importante en el sector de energía. El papel del ministerio es la formulación de políticas en general y la gestión del sector eléctrica de Colombia.

En septiembre de 2011, Mauricio Cárdenas fue nombrado el ministro de Minas y Energíá de Colombia. Antes de servir de ministro, Cárdenas trabajaba como director de la Iniciativa Latinoamericano del think tank el Instituto Brookings con sede en Washington.

La  Agencia  Nacional  de  Hidrocarburos  (ANH)  

Historia  La Agencia Nacional de Hidrocarburos se estableció en 2003 como parte de la reforma del regulador del sector energética colombiano del Presidente Álvaro Uribe.

Papel  La ANH asumió el papel que antes desempeñaba la empresa energética del estado Ecopetrol.

Su trabajo incluye la organización de las subastas de las licencias de exploración a las empresas petroleras y la recopilación de datos sobre los sísmicos, lo que provee a las compañías que participan en las rondas de subasta.

Ecopetrol  Tipo Pública

Fundación 1921 (como Tropical Oil Company), 1951 (como Ecopetrol S.A)

Sede Bogotá (Colombia)

Empleados Importantes Javier Gutiérrez Pemberthy (CEO)

Productos Exploración de petróleo y gas, producción, refinación, transporte.

Ingresos US$ 21,742.9 billones (2010)

Beneficio Neto US$ 4,22 billones (2010)

Activos Totales US$ 35,91 billones (2010)

Patrimonio Neto US$ 21,58 billones (2010)

Empleados 6.744 (2011)

Sitio Web www.ecopetrol.com.co

Perfil  Ecopetrol, en su mayoría propietario del estado, es la empresa petrolera más grande de Colombia y en el pasado era el regulador de la industria.

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Antes conocida como la Empresa Colombiana de Petróleos, antes desempeñaba el papel del regulador de petróleo del estado hasta su privatización parcial cuando empezó a flotar acciones en la Bolsa de Valores de Colombia en noviembre de 2007.

En 2011 Ecopetrol controlaba el 40% de la tierra de exploración en Colombia y el 54% de las reservas de energía probadas. La empresa produjo dos tercios del petróleo crudo en el país y era propietario de tres cuartos de la capacidad de los oleoductos y gasoductos, así como las dos refinerías más grandes de Colombia. Sin embargo Ecopetrol ha ampliado su alcance y en 2011 el 60% de sus ingresos totales vinieron de afuera del país. Afuera de Colombia la empresa se involucra en acEE. UU.

Es la mayor empresa de Colombia y una de las mayores empresas petroleras integradas en América Latina. En la lista Fortune Global 500 de 2011 que detalla las primeras 500 empresas de todo el mundo medidas por los ingresos, Ecopetrol ocupó el puesto 445.

Historia  

Orígenes  Ecopetrol empezó como el Tropical Oil Company y comenzó sus actividades en 1921 con operaciones en el campo Cira-Infantas. En 1951 cuando la concesión Mares fue revertida al estado, la empresa se convirtió en la Empresa Colombiana de Petróleos. Posteriormente la compañía se encargó de la gestión de los recursos de hidrocarburos de la nación.

En 1961 la empresa asumió la gestión directa de la refinería de Barrancabermeja y en 1974 compró la refinería de Cartagena.

En 1970 la compañía se puso bajo el control del Ministerio de Minas y Energía, y la Contraloría General de la República de Colombia asumió su supervisión fiscal.

En 1983, se descubrió el campo Caño-Limón conjuntamente con la empresa petrolera internacional Occidental, un depósito con 1,1 billones de barriles de reservas estimadas. Durante los años noventa Ecopetrol continuó su desarrollo con el descubierto de los campos de Cusiana y Cupiagua en colaboración con BP de Gran Bretaña.

Privatización  Parcial  de  2007  La transformación de Ecopetrol de empresa estatal a empresa pública empezó con un decreto en 2003 que estableció la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). La resultad de esto fue que Ecopetrol perdió el papel de la gestión de los recursos de hidrocarburos. En 2007 Ecopetrol flotó sus acciones en la bolsa de valores por la primera vez en una Oferta Pública de Venta (OPV) que valió US$ 2,8 billones, en la que se vendió un 10.1% de la compañía a accionistas.

cuarta columna de la plataforma fuerte de Colombia con relación al futuro de gas y petróleo en el go como respuesta a los planes de privatización, cinco mil miembros de la Unión

Sindical Obrera de Colombia (USO) piquetearon a sus operaciones en Cartagena y Bogotá en agosto de 2006.

Desde su oferta en la bolsa de valores Ecopetrol ha mostrado un crecimiento impresionante y ha llevado a cabo varias adquisiciones como la de un 51% de las operaciones colombianas de BP que le costó US$ 0,9 billones.

En 2008 un cable diplomático filtrado de los EE. UU sugiere que Ecopetrol considera más y más a

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Direceu Abrahao, el presidente de Petrobras en Colombia está de acuerdo y él comentó que Ecopetrol había pedido a los funcionarios de Petrobras que hablaran con los miembros del Congreso Colombiano sobre el proceso de privatización de Petrobras para calmaran sus temores en los días antes de la aprobación en el Congreso de la privatización exitosa de un 10% de la empresa.

En agosto de 2011 se vendieron en el mercado domestico acciones adicionales, lo que recaudó US$ 1,3 billones para el gobierno colombiano.

En enero de 2012 el ministro de Minas y Energía Mauricio Cárdenas anunció que el gobierno iba a tener otra venta de acciones representando hasta el 3% de su interés del 88.5% de la empresa, en su mayoría dirigida a inversores extranjeros y fondos soberanos de inversión. Se esperó que la venta recaudara US$ 3 billones para el estado, los cuales se usarían para financiar obras de reconstrucción después de un invierno que llevó condiciones severas al país. No obstante, en los principios de 2012 el Congreso todavía no había aprobado la venta.

Actividades  Ecopetrol tiene operaciones de exploración del petróleo crudo y del gas, producción, refinación y proyectos de transporte.

En gasífera y petrolífera en Colombia. En los principios de 2010, Ecopetrol y sus socios estaban produciendo más de 700.000 barriles por día (bpd) de una producción total de menos de 900.000 bpd. Sin embargo, desde aquel tiempo varias empresas independientes se han comprometido invertir más.

En los finales de 2011, Ecopetrol estaba produciendo casi todo su petróleo en tierra firme y cualquiera perforación submarina era exploratoria, no productiva. En 2008 la empresa reveló un programa de inversión de capital de US$ 80 billones para lo que falta de la década, con el objetivo de una producción de un millón bpd, es decir más del doble de la producción en 2008.

En julio de 2011 la compañía reporteó que había encontrado pruebas de depósitos de crudo en cuatro pruebas de pozos en el bloque Caño Sur en la cuenca de los Llanos Orientales en el departamento de Meta y al final de 2011 sus reservas probadas eran unos 1,86 billones de barriles equivalentes de petróleo (bep), un aumento de un 8.3% al año anterior.

refinación y comercialización), Ecopetrol es propietario de dos refinerías en Barrancabermeja y en Cartagena, de donde suministra el mercado nacional y exporta petróleo y productos de petróleo a los Estados Unidos. Según el Petroleum Economist, una revista londinense, la infraestructura clave de la compañía es el Oleoducto Bicentenario, un proyecto que costará unos US$ 4,2 billones, y para el cual estaba buscando socios del sector privado en 2010.

Explosión  de  un  Poliducto  en  2011  En diciembre de 2011 en el Poliducto Salgar-Cartago, controlado por Ecopetrol, sufrió una explosión que resultó en la muerte de 11 personas y otras 99 personas heridas, incluyente la destrucción de varias viviendas. La compañía explicó que la explosión se debió al invierno riguroso y a derrumbamientos de tierras.

Responsabilidad  Social  Corporativa  

Medidas  Medioambientales  En noviembre de 2011 Ecopetrol fue añadido al índice Dow Jones de Sostenibilidad, llegando a ser el duodécimo empresa de gas o petróleo admitida, lo que indicó su compromiso a mitigar los impactos medioambientales de sus actividades.

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Ecopetrol afirma que intenta cumplir con todos las leyes medioambientales, reducir derrames, emisiones de efecto invernadero, residuos sólidos y promover biodiversidad. Según reportajes de Reuters, esta estrategia se debe a los planes de expansión extranjera de la empresa y la necesidad de cumplir con leyes medioambientales estrictas de otros países.

En 2010 la compañía gastó US$ 517 millones en sus programas medioambientales, y se prevé que la cifra será más del doble en 2011. Esta cifra representa un incremento de un 617% sobre las cifras de 2005.

Las medidas de Ecopetrol incluyen:

Proyectos para capturar y comercializar el metano que escapa en los sitios de perforación. La captación de gas natural que escapa en los sitios de perforación y su conversión en

electricidad. Operaciones para desmontar pozos que ya no se utilizan. La perforación de pozos de alivio para mitigar explosiones y otros desastres.

Interacción  con  las  Comunidades  Ecopetrdepartamento de Boyacá porque el grupo indígena rechazan la presencia de la empresa en sus tierras ancestrales.

Para obtener más información sobre esto, consulte el artículo sobre el Impacto Medioambiental de la Industria Petrolera en Colombia.

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Participantes  Internacionales    

Visión  General  sobre  las  Entidades  Privadas  en  Colombia  En 2011 aproximadamente 150 empresas de petróleo y gas tenían operaciones en Colombia.

Según el presidente del Council of the Americas, Eric Farnsworth, a causa del tamaño pequeño de muchos de los campos petroleros en Colombia, la mayoría de las empresas tiende a ser compañías de petróleo independientes, salvo Ecopetrol que es en parte propiedad del estado. En una entrevista en 2011 detalló que los primeros tres productores en el país eran Ecopetrol, Pacific Rubiales (Canadá) y Occidental (EE. UU). Otras empresas canadienses, compañías colombianas locales, Perenco (Gran Bretaña) y Petrobras (Brasil) forman parte de los primeros diez productores.

En una entrevista en 2008, Dr. Armando Zamora, el Director General de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) construyo una lista de las cualidades que en su opinión consideran las empresas cuando toman decisiones sobre inversión extranjera:

Prospectividad Régimen fiscal Estabilidad económica Estabilidad jurídica Estabilidad política Seguridad personal

Desde el punto de vista de Zamora, Colombia es competitiva en cada uno de estos temas, aunque

.

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Campos  Petroleros  y  Gasíferos  

Campos  Petroleros  y  Gasíferos  en  Colombia  La siguiente es una lista de los bloques de producción en Colombia de acuerdo con información consultada en 2011, incluyendo la compañía que opera el bloque:

Petrominerales)

tratus)

Paloma (Apex)

Caracara (Cepcolsa)

(Ecopetrol)

- Potrerillo (Ecopetrol)

-Lebrija (Ecopetrol) -Burdine-Maxine (Ecopetrol)

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-Almagro (Ecopetrol)

-Nutria (Ecopetrol)

aimito (Ecopetrol)

(Ecopetrol)

opetrol)

(Gran Tierra Energy)

)

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-B (Petroleos del Norte)

Rio Chitamena (Equion Energia)

oja (Ecopetrol)

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Infraestructura  Clave  

Vision  General  de  la  Infraestructura  en  Colombia  

Oleoductos/Gasoductos,  Refinerias  y  Terminales  En 2011 Colombia tenía seis oleoductos importantes cruzando el país: Ocensa, Caño-Limón, Llanos Orientales, Alto Magdalena, de Colombia y Transandino; de los cuales cuatro conectan los campos Petroleros y Gasíferos al terminal de exportación a Covenas en la Costa Caribe. El Oleoducto Bicentenario está en desarrollo y deberá ser terminado en 2012.

comercialización), Colombia tenía en 2010 una capacidad de refinación de 290.850 barriles por día (bpd) de petróleo crudo y cuenta con cinco refinerías importantes, todos propiedad de Ecopetrol. La Refinería de Barrancabermeja y la Refinería de Cartagena representan la mayoría la capacidad del país.

Cuello  de  Botella  en  la  Infraestructura  de  Colombia  La infraestructura y la conectividad siempre han representado un reto grande para Colombia debido a las montanas altas y las selvas impenetrables que dividen las distintas regiones del país. Además, el conflicto entre el gobierno y los grupos armados ilegales que ha durado unos 45 años ha permanecido un obstáculo considerable a infraestructura eficiente.

A consecuencia de los mejoramientos en el entorno de seguridad en el siglo XXI, los inversores están empezando a volver.

Sin embargo, la infraestructura inadecuada permanece un obstáculo grande al cumplimiento de las metas de producción de petróleo y gas del gobierno. El Presidente de la Cámara Colombiana de Infraestructura comentó en 2011 que el atraso de la red de transporte tal vez el obstáculo más grande al crecimiento económico del país.

Según el analista de la industria Jamie Somervilleproblemas de la infraestructura en la Cuenca de los Llanos Orientales... Todo el mundo destacó el trasporte del petróleo y la infraestructura como los retos claves pa Varios de estos temores se debieron a la producción/salida reducida del oleoducto Ocensa en los finales de 2011. Un informe del Council of the Americas sugirió que la producción/salida se ve limitada a 30.000 bpd a causa de la falta de infraestructura de transporte adecuada.

No obstante, en los últimos años inversión ha empezado a inundar el país. Por ejemplo, en enero de 2012 la empresa de construcción El Cóndor anunció que iba a llevar a cabo una Oferta Pública de Venta (OPV) de US$ 111 millones para recaudar dinero para financiar inversiones en infraestructura alrededor el país.

Según su sitio web oficial, Ecopetrol y sus socios también han invertido más de US$ 2 billones para aumentar la capacidad de los oleoductos y gasoductos, los almacenamientos y las plataformas de

l total de US$ 960 millones que se invirtieron durante 2010 y 2011, US$ 522 millones vinieron de Ecopetrol y US$ 275 millones de las sociedades de Ecopetrol.

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La  Refinería  de  Cartagena  

Propiedad  Ecopetrol asumió la propiedad total de la Refinería de Cartagena en la Costa Caribe cuando adquirió un 51% de las acciones de Glencore, el grupo de minería y materias primas, en 2009.

Capacidad  En enero de 2010 la Refinería de Cartagena estaba produciendo 80.000 barriles por día (bpd) de petróleo crudo.

Planes  de  Ampliación  y  Modernización  Según un reportaje de 2010 de una revista sobre la industria, el Petroleum Economist, Ecopetrol tenía planes de gastar US$ billones para ampliar y modernizar las refinerías de Cartagena y de Barrancabermeja.

El plan de desarrollo tiene como objetivo la incrementación de la capacidad de la refinería hasta 165.000 bpd. finales de 2012. En 2010, un 17.5% del proyecto había sido terminado.

En enero de 2012 Ecopetrol anunció que había ultimado un paquete financiero de US$ 3,5 billones para la modernización de la Refinería de Cartagena. El financiamiento provenía de un grupo de Agencias de Crédito a la Exportación y bancos comerciales como EXIM de los EE. UU, el Banco de Tokyo-Mitsubishi y el Banco Bilbao Vizcaya Argentaria.

La  Refinería  de  Barrancabermeja  

Propiedad  La Refinería de Barrancabermeja, junto con la Refinería de Cartagena, representa la mayoría de la capacidad de refinación de Colombia de 290.850 barriles por día (bpd).

Capacidad  En 2010, la capacidad de procesamiento de la Refinería de Barrancabermeja era 205.000 bpd y suministra casi el 80% de los combustibles usados en Colombia.

Proyecto  de  Modernización    Según el informe anual de Ecopetrol de 2010, se concluyeron las etapas básicas de construcción e ingeniería del Proyecto de Modernización de la Refinería de Barrancabermeja (PMRB) a lo largo del año.

De acuerdo con su programa, las operaciones empezarán en la refinería modernizada en 2016, con el propósito de mejorar rentabilidad y permitir suministrar todo el mercado de Colombia sin la necesidad de importaciones. Se espera que la refinería produzca combustibles de mejor calidad, lo que reducirá la polución y llevará mejoramientos de la calidad del aire en Colombia.

En agosto de 2011, una empresa de ingeniería y construcción Foster Wheeler anunció que Ecopetrol la había contactado para pedir la puesta en práctica de la segunda fase del PMRB. El proyecto también le dará la capacidad de procesar crudo pesado y aprovechar del petróleo pesado y agrio que se encuentra en Colombia, y proveer la capacidad de producir de tal manera que cumpla con las especificaciones de combustibles limpios.

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Oleoducto  Alto  Magdalena  

Ruta  El Oleoducto Alto Magdalena fue terminado en 1990 y transporta el petróleo crudo 400km de la Valle del Río Magdalena en el suroeste de Colombia hasta Vasconia en el centro del país. También hay una extensión que lleva petróleo al Terminal de Coveñas.

Capacidad  Junto con el Oleoducto de Colombia, el Oleoducto Alto Magdalena es uno de los oleoductos con la menor capacidad en Colombia.

Propiedad  Fue construido por las empresas petroleras Hocol y Shell.

Oleoducto  Caño-­‐Limón    

Ruta  Oleoducto Caño-Limón Coveñas, construido en 1985 vincula el Campo Caño-Limón con el Terminal de Coveñas en la Costa Caribe.

Con 771km de longitud, el oleoducto es el segundo más largo del país.

Capacidad  El oleoducto tiene una capacidad de bombeo de 220.000 barriles por día (bpd) de petróleo crudo. Sin embargo, en 2011 su producción era sólo del orden de 80.000 bpd en promedio.

Propiedad  El oleoducto es una operación compartida entre Ecopetrol y Occidental.

Sin embargo en marzo de 2011 las dos empresas llegaron a un acuerdo que le dio a Ecopetrol 100% del control del oleoducto, mientras que Occidental permanecería como operador al Campo Caño-Limón. Este acuerdo otorgaría a Ecopetrol el acceso al exceso de capacidad del oleoducto.

Ataques  al  Oleoducto  Según un informe del Congreso Estadounidense, el Oleoducto Caño-Limón ha sido un blanco principal de ataques de los grupos armados en Colombia como las FARC y el ELN. En 2001 lo bombearon 170 veces, causando cierres de algunos meses y la pérdida de US$ 500 millones en ingresos y regalías al estado. Desde 2001 se ha visto un gran descenso en el número de ataques. En 2004 había sólo 41 ataques al oleoducto, 34 en 2003 y 17 en 2004.

Sin embargo a lo largo de enero de 2012 dos distintas partes del oleoducto fueron bombeadas en dos ataques separados con una semana de diferencia. La prensa afirmó que las guerrillas izquierdistas fueron los responsables del ataque.

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Información  Sobre  Transparencia  

La  Maldición  de  los  Recursos  

Vision  General  idea que la presencia de una gran cantidad de recursos

naturales, con relación a otras fuentes de ingresos de una sociedad o estado, en realidad conduce a efectos sociales, políticos y económicos negativos en lugar de efectos positivos. La Maldición de los Recursos es una resulta directa de una dependencia de los ingresos provenientes del petróleo. A medida que el movimiento hacía transparencia acerca de los recursos haya desarrollado se ha hecho mucha investigación sobre los inconvenientes en la cadena productiva de la industria petrolera, durante la cual se presentan posibilidades de corrupción y abuso.

Historia  y  Acogida  Actual  de  la  Idea  La idea que los recursos naturales llevan resultados negativas ha existido hasta los años cincuenta, cuando dio lugar a debates energéticos entre los bandos políticos de derecha y de izquierda. A lo largo del tiempo los datos empíricos han apoyado a la idea. En los años setenta, Gobind Nankani, un vicepresidente del Banco Mundial, mostró que un grupo de países de exportación de minerales crecieron por un 1.5% en promedio cada año durante el período 1960 a 1976, la mitad del crecimiento de un grupo de países sin una riqueza minera. En 1988, un estudio encargado por el Banco Mundial examinó las ganancias inesperadas de seis países con una riqueza de petróleo durante el boom de los años setenta y concluyó que estos estados habían tenido menos éxito que los países sin recursos naturales.

Trabajo  de  Sachs  en  los  Años  Noventa  

Abundance and Economic Growth en inglés) en los finales de los años noventa, Jeffrey Sachs y Andrew Warner examinaron a 97 países a lo largo de 18 años, de 1971 hasta 1989, y encontraron que los estados con un gran nivel de exportaciones de recursos naturales tuvieron tasas de crecimiento anormalmente lentas con relación a otros países. El estudio llegó a ser la base del conocimiento alrededor del mundo que era necesario tratar de resolver los problemas que se deben a una abundancia de recursos naturales en sociedades en desarrollo.

 

El profesor de Oxford Paul Collier sugiere que el término plantea la cuestión al revés, puesto que él estima que hay más recursos naturales en países desarrollados que en los países en vías de desarrollo. La dominación de industrias de recursos naturales en varios países en desarrollo se debe simplemente al hecho de que tengan pocas alternativas para llevar a cabo el desarrollo económico, por varios factores políticos y sociales. Collier argumenta que para el billón de personas más pobres del mundo el problema más importante es que no se han descubierto o desarrollado bastante sus recursos naturales.

Actitudes  de  Institutos  Importantes  

Institutos  Importantes  Recientemente el Fondo Monetario Internacional (FMI) ha publicado estudios que discuten las maneras más adecuadas para tratar de la Maldición de los Recursos en Nigeria y Botsuana. El

los países pueden evitarla con buen gobierno. Sin embargo, varios detractores han puesto la eficacia

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de las políticas del Banco Mundial en entredicho, considerando su apoyo de un oleoducto de Chad a través de Camerún que formó parte de sus políticas para el alivio de la pobreza.

Empresas  Petroleras  En los últimos años, las empresas energéticas han empezado a reconocer los retos que los recursos naturales pueden presentar a los países en desarrollo.

No se puede negar la realidad de los problemas que han afligido varios países en vías de desarrollo como resultado de los ingresos provenientes de los recursos naturales. Estoy convencido de que existen varias maneras de mitigar muchos de estos problemas, sin embargo sería erróneo empezar

Petroleum en un discurso en 2004.

ExxonMobil apoyo del proceso EITI porque reconoce la necesidad de buen gobierno en pos de compartir los beneficios de la producción de petróleo, y que la transparencia es una parte integral de esto.

Causas  Económicas  

La  Enfermedad  Holandesa  

recaudación de ingresos provenientes de la exportación de recursos naturales. El término proviene de la situación en los Países Bajos en la que había un declive en la industria manufacturera durante los años sesenta después del descubierto de un campo grande de gas en los finales de los años cincuenta.

La teoría sugiere que la exportación de petróleo lleva a grandes ingresos de moneda extranjera, lo que da lugar a un aumento en la tasa de cambio de la moneda del país. Esto perjudica la competitividad de las exportaciones de otros sectores, y por eso los recursos naturales empiezan a dominar al mercado de exportaciones. A la vez, el dinero involucrado en el sector petrolero atrae trabajo y capital, y entonces afecta de manera negativa los otros sectores de la economía sean exportadores o no.

Relación  Entre  Deuda  y  Petróleo  Desde hace mucho tiempo las economistas han indicado la relación entre ingresos provenientes del petróleo y mayores gastos fiscales. Un caso famoso es el de Venezuela durante los años setenta, cuando el Presidente Carlos Andrés Pérez incrementó el gasto público de manera dramática, pero al mismo tiempo aumentando la deuda del país. El hecho de que todo gasto público, así como la liquidez en la economía, suele subir y bajar de manera imprevisible a medida que fluctúen los precios del petróleo y otras materias primas, plantea un problema considerable de gestión.

Un estudio de 2005 del Instituto de Investigación de Políticas Públicas (IPPR por sus siglas en inglés) analizó datos de 101 países del período 1991 hasta 2002 y concluyó que había una relación estadística entre aumentos en la producción y exportación del petróleo y la deuda pública en el país.

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Causas  Políticas  

Debilitamiento  del  Estado  Un gran número de politólogos ha descrito una maldición de los recursos que hace que el estado no tenga que rendir cuentas y los entes del estado sean débiles. No tienen que rendir cuentas porque los ingresos provenientes de los recursos naturales significan que no hay una necesidad de levantar los impuestos para proveer asistencia social y servicios públicos (hasta cierto punto que depende del nivel de la riqueza de sus recursos). Su debilitamiento se debe al hecho de que los organismos del estado no desarrollan con disciplina, en una meritocracia y con la consideración de objetivos y resultados. El proponente de esta teoría que más se destaca es el Profesor Terry Lynn Karl que estudio Venezuela, Nigeria, Argelia e Irán.

Conflictos  Analistas de la Maldición de los Recursos detallan muchos casos en los cuales la riqueza proveniente de los recursos naturales da lugar a conflictos o los exacerba, sean entre estados o en dentro de un país. Casos que se destacan incluyen:

Sudán del Sur, donde la presencia del petróleo está renovando la tensión entre el gobierno de Jartum y las separatistas del sur.

La región Cabinda de Angola que tiene una riqueza de petróleo. Un movimiento secesionista ha florecido desde el descubrimiento de petróleo en la región.

Nigeria, donde la concentración de petróleo en la Delta de Níger contribuyó a la Guerra Civil de Nigeria de 1966-70, y desde este tiempo ha causado tensiones frecuentes.

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Transparencia  en  Contratos  

Visión  General  La redacción de contratos es necesaria en las industrias extractivas para detallar con precisión y especificación jurídica las obligaciones del estado y de la empresa (o grupo de empresas) que se involucran en un proyecto. Con frecuencia los contratos establecen disposiciones acerca de los impuestos, el medioambiente o la inversión que son de alta importancia para el país de producción.

El informe de Revenue Watch desarrollado un movimiento que pide más transparencia en contratos, entre y más adelante del sector extractivo. Jurisprudencia internacional sobre el derecho a la información, y cada día más apoya la revelación de acuerdos, así como las leyes nacionales sobre la Libertad de Información alrededor del mundo. Estas tendencias que ofrecen herramientas importantes de argumentación y trámite para superar los obstáculos a la revelación, mientras tomando en cuenta otros intereses legítimos.

Según Ingilab Ahmadov del Centro del Monitoreo de las Finanzas Públicas en Azerbaiyán, se conoce ampliamente que una relación transparente entre estado y empresa es una herramienta clave para países con muchos recursos naturales en pos de asegurar una gestión eficiente de sus recursos naturales de tal manera que las generaciones actuales y futuras aprovechen de sus beneficios. Él argumenta que se necesita la transparencia de contratos porque un observador externo que desea comparar contratos similares entre o en dentro de países requiere una manera para averiguar hasta que punto toma en cuenta los intereses de la sociedad. Para determinar la equidad de estos contratos, primero es imprescindible accederlos.

Los proponentes de la transparencia de contratos afirman que la publicación y el escrutinio de los contratos significarán que los gobiernos tendrán que rendir cuentas de todos sus contratos. En su informe sobre el tema, Revenue Watch ncia de contratos es crítico para llevar a una mejor gestión de recursos naturales y más estabilidad de contratos a una industria que ve más

Detractores  y  Argumentos  Contrarios  Uno de los argumentos contrarios más destacados contra la transparencia de los contratos es que daña los intereses comercios de una empresa y empeora su posición competitiva. Cláusulas de confidencialidad son rasgos comunes y legítimos de contratos entre empresas privadas y se usan para evitar que información alcance los grupos públicos.

Los partidarios de la transparencia contradicen esta afirmación, por ejemplo Ingilab Ahmadov responde que las especialistas de la industria tienen conocimiento de todos o casi todos los contratos. Dado el nivel alto de informática y la cooperación estrecha en la industria de hoy en día, no

chenta y noventa. Según Ahmadov, los antecedentes han mostrado que los intereses comerciales de los interesados de los contratos de petróleo o gas no han sufrido de las revelaciones, sino pueden beneficiar de un mejoramiento de su perfil público, lo que en estos días falta mucho.

Susan Maples, en su informe para Revenue Watch, sugiere que una razón por la que las empresas no tienen ganas de implementar transparencia en sus contratos es que la asimetría de información entre grupos, el resultado de acuerdos secretos da ventajas a ciertas compañías, como la negociación de acuerdos comercios más favorables. Maples admite que los argumentos a favor de la confidencialidad de contratos no son insignificantes, sin embargo hacen la vista gorda a las obligaciones especiales de los gobiernos y el derecho democrático a la información.

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La  EITI  y  Transparencia  en  Contratos  De acuerdo con información consultada en 2011, La Iniciativa para la Transparencia en las Industrias Extractivas (EITI por sus siglas en inglés), no exigía la transparencia en contratos de los países participantes. Varias activistas de transparencia han pedido la inclusión de la transparencia en contratos en la iniciativa. Sin embargo, los representativos de la EITI han respondido que la iniciativa necesita mantener su foco original para llevar a cabo cambios amplios e incitar un debate sobre temas variadas relacionadas con gobernación.

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EITI  

Conformidad  con  la  EITI  Los países que desean convertirse en un país candidato a implementar la EITI necesitan cumplir con cinco requisitos, y para alcanzar la certificación de país cumplidor de la EITI tiene dos años y media para ser confirmado como país cumplidor. Una vez que un país es cumplidor, tiene que someterse a una validación al menos cado cinco años, o después de una petición de la Junta Directiva Internacional.

En octubre de 2011 había 12 países cumplidores de la EITI: Azerbaiyán, Mongolia, República Centroafricana, Níger, Ghana, Nigeria, República de Kirguistán, Noruega, Liberia, Timor-Leste, Malí y el Yemen. Sin embargo el Yemen fue suspendido en junio de 2011 debido a inquietudes que no había la participación completa y activa de la sociedad civil y otros actores necesaria para la implementación de la EITI. Había 23 países candidatos a implementar la EITI y dos más, los EE. UU y las Filipinas, habían señalado su interés en implementar la EITI.

Requisitos  para  Validación  

Inscripción  Las normas de la EITI requieren que un país que desea convertirse en un país candidato tenga que cumplir con los siguientes requisitos:

El gobierno tiene que emitir una declaración pública e inequívoca de su intención de implantar la EITI.

El gobierno tiene que comprometerse a trabajar con la sociedad civil y las empresas en la implementación de la EITI.

El gobierno tiene que nombrar a un alto dirigente para conducir la implantación de la EITI. El gobierno tiene que establecer un comité de multi-partícipes para supervisar la implantación

de la EITI. El comité de multi-partícipes, en colaboración con los interesados de la EITI, tiene que

formular y publicar un Plan de Trabajo totalmente costeado, conteniendo objetivos mensurables, un calendario para la implementación y una evaluación de restricciones de la capacidad del gobierno, el sector privado y la sociedad civil.

Preparación  Se exige que el gobierno asegure la participación de las empresas y que elimine cualquier obstáculo pata la implantación de la EITI.

El comité de multi-partícipes tiene que acordarse de los modelos de informe que definen los flujos de ingresos que se incluyen en las divulgaciones de la empresa y del gobierno. La organización nombrada para conciliar cifras y el informe final de la EITI debe ser percibida por los partícipes como creíble, fiable y técnicamente capaz. El gobierno debe asegurar que todas las empresas y entes del gobierno informen y que el gobierno y las empresas refieren a cuentas auditadas según las normas internacionales en sus informes.

Divulgacion  Se exige que las empresas divulguen integralmente todos los pagos materiales según los modelos de informe y que las agencias del gobierno divulguen integralmente todos ingresos materiales. El comité multi-partícipes debe estar satisfecho con que la organización contratada para conciliar las cifras de la empresa y el gobierno lo haya hecho satisfactoriamente, y el conciliador debe asegurar

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que el informe de la EITI es integral y que identifica todas las discrepancias y donde posible las explica y sugiere acciones a tomar para remediarlas.

Propagación  El gobierno y el comité multi-partícipes tienen que asegurar que el informe de la EITI se haya puesto a disponibilidad pública de forma que haya sido públicamente accesible, extenso y comprehensivo y de tal manera que la información pueda contribuir al debate público.

Evaluación  y  Validación  Todas las empresas mineras, petrolíferas y de gas deben dar su apoyo a la implantación de la EITI y se alienta que el gobierno y el comité multi-partícipes actúen con respecto a lecciones aprendidos, afronten discrepancias y aseguren que la implantación de la EITI sea sostenible. Los países de implantación deben entregar Informes de Validación para una fecha acordada con la Junta Directiva.

Retención  de  Validación  Como  País  Cumplidor  Los países cumplidores deben cumplir con todos los requisitos para retener la validación como país cumplidor.

Criterios  de  la  EITI  1. Publicación: Publicación frecuente de todos los pagos por empresas mineras, petrolíferas y

de gas al gob

públicamente accesible, extensa y comprensible. 2. Auditoría: Cuando estas auditorías aún no existan, los pagos e ingresos están sujetos a una

auditoría creíble e independiente, aplicando normas auditorias internacionales. 3. Conciliación: Los pagos e ingresos son conciliados por un administrador creíble e

independiente, aplicando normas auditoras internacionales y con la publicación de la opinión del administrador en relación con esta conciliación incluidas las discrepancias, si se identifica alguna.

4. Alcance: Este enfoque se extiende a todas las empresas incluidas las empresas públicas. 5. Sociedad Civil: La Sociedad civil está activamente comprometida como participante en el

diseño, la vigilancia y la evaluación de este proceso y contribuye al debate público. 6. Plan de Trabajo: El gobierno implicado desarrollará un Plan de Trabajo público y sostenible

financieramente para todos los puntos anteriores, con la ayuda de las instituciones financieras internacionales cuando sea necesario, y que incluye objetivos mensurables, un calendario para la implantación, y una evaluación de restricciones de la capacidad potencial.

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Estatuto  de  Recursos  Naturales  

Visión  General  El Estatuto de Recursos Naturales es una convención en ciernes, un intento a difundir buenas prácticas por toda la industria energética e extractiva alrededor del mundo. Por eso es el desarrollo más reciente del movimiento para la transparencia acerca de los recursos naturales.

Fundación  del  Estatuto  

Reconociendo el ejemplo de la EITI, el estatuto es un intento a ampliar los principios de buen gobernación por todas las partes de la gestión de los recursos naturales. Un borrador del estatuto fue anunciado en febrero de 2009. Además de Collier, varios académicos y el Revenue Watch Institute patrocinaron el estatuto.

La idea de Collier era que los recursos naturales son integral al desarrollo de un gran número de países, especialmente en África. Sin embargo, la razón por la que tantos países han sufrido de la Maldición de los Recursos ha sido una serie de fallas en una cadena crucial de decisiones requeridas para asegurar una explotación efectiva de recursos: una falta de inversión en el proceso de descubrimiento, la ausencia de impuestos adecuados, una falta de inversión interna de los ingresos, y la necesidad de invertir en inversiones a través de construir en el servicio civil la capacidad de gestionar los carteras.

Preceptos   El estatuto consiste en varios preceptos, o principios básicos. Se cree que son aplicables universalmente en todos los países productores de recursos naturales, como la Declaración Universal de Derechos Humanos. Cada uno de estos principios tiene una explicación detallada y un documento de acompañamiento sobre las maneras para lograrlo.

Asuntos  Generales  Precepto 1: La manera de desarrollar los recursos naturales debe ser tendiente a maximizar el beneficio para los ciudadanos del país.

Precepto 2: Los recursos extractivos son activos públicos y las decisiones acerca de su explotación deben ser transparentes y bajo escrutinio bien informado del público.

Asuntos  Iníciales  Precepto 3: Competencia es un mecanismo crítico para asegurar valor e integridad.

Precepto 4: Las reglas fiscales deben ser robustos frente a circunstancias cambiantes para asegurar que los países maximizan el valor de sus recursos.

Precepto 5: las empresas de recursos naturales deben ser operaciones competitivas y comerciales. Deben evitar desempeñar papeles regulatorios u otras actividades.

Precepto 6: Proyectos de recursos pueden causar daño medioambiental y tener efectos sociales que deben ser considerados y mitigados durante todas las etapas del proceso.

Precepto 7: Los ingresos provenientes de los recursos naturales deben utilizarse para promover crecimiento económico sostenido a través de llevar a cabo y mantener altos niveles de inversión interna.

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Asuntos  Secundarios  Precepto 8: La utilización efectiva de los ingresos provenientes de los recursos naturales requiere que los gastos internos crezcan y paulatinamente se establezcan para tener en cuenta la volatilidad de los ingresos.

Precepto 9: El gobierno necesita usar los ingresos provenientes de los recursos naturales como una oportunidad para asegurar gastos públicos efectivos y mejorar la eficiencia de los gastos públicos.

Precepto 10: Las políticas del gobierno deben facilitar inversión del sector privado frente a nuevas oportunidades y cambios estructurales asociados con una riqueza de recursos.

Responsabilidad  Global  Precepto 11: Los gobiernos nacionales de las empresas extractivas y los centros internacionales de capitales deben exigir y asegurar el cumplimiento con las buenas prácticas.

Precepto 12: Todas las compañías extractivas deben cumplir con las buenas prácticas en sus contratos, operaciones y pagos.

Institución  El estatuto hoy en día es un borrador construido por un grupo de académicos internacionales destacados. En marzo de 2010, el estatuto anuncio que tenía un Consejo Consultivo que incluía el ex presidente de México Ernest Zedillo y el comercio africano Mo Ibrahim.

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Publiquen  Lo  Que  Pagan  

Visión  General  Publiquen Lo Que Pagan (PWYP por sus siglas en inglés) es una red internacional de organizaciones de la sociedad civil que piden que los ingresos provenientes del petróleo, la minería y el gas formen el base para el desarrollo y mejoren las vidas de los ciudadanos de a pie en los países con una riqueza de recursos naturales.

De sus primeros días con algunos grupos, la mayoría de los cuales de Inglaterra, PWYP hoy en día tiene miembros en casi 60 países, con coaliciones nacionales asociadas en 31 países.

PWYP se ha conocido como el propulsor principal de una estrategia que expone que los esfuerzos hacía la transparencia deben ser conducidos por obligaciones legales y normativas con las cuales las empresas tienen que cumplir. Esto es a diferencia del enfoque de la Iniciativa para la Transparencia en las Industrias Extractivas (EITI por sus siglas en inglés), que es consensual.

Historia  La pe reció primero en un informe de 1999 de Global Witness sobre las industrias bancaria y del petróleo en Angola.

En consecuencia, en junio de 2002, Global Witness, así como sus miembros CAFOD, Open Society Institute, Oxfam (Reino Unido), Save the Children (Reino Unido) y Transparency International (Reino Unido), empezó la campaña mundial de PWYP. Al grupo fundador pequeño de algunas ONGs se le unieron otras como Catholic Relief Services, Human Rights Watch, Partnership Africa Canada, Pax Christi Netherlands y Secours Catholique/CARITAS France, además de un número creciente de grupos de países en desarrollo.

Actividades  PWYP lleva a cabo campañas públicas e incidencia política para lograr la divulgación de información sobre los ingresos y los contratos en la industria extractiva.

publicar lo que pagaformó la base de sus actividades. Sin embargo, la coalición en estos días pide transparencia y la rendición de cuentas acerca de la gestión y el destino de los gastos públicos, además de la divulgación pública de los contratos con la industria extractiva y que los tramites de la concesión de licencias sean transparentes y en línea con las buenas prácticas internacionales.

Las actividades de PWYP consisten primeramente en abogacía y la formación de grupos de la sociedad civil. El afán creciente de observar los pagos, ingresos y gastos en el sector extractiva también ha generado una necesidad cada vez mayor de formación técnica acerca de tales asuntos como: los sistemas tributarios y de contratación; los trámites de auditoría y contabilidad; los procesos, reglas y políticas de la EITI. PWYP trabaja con actores locales e internacionales para llevar a cabo talleres de formación, conferencias y seminarios para tratar de estas necesidades.

Gobernación/gestion  En 2006 se estableció un Grupo de Asesoría Estratégica para seguir la planeación estratégica. Este grupo consiste en 12 representativos de un amplio espectro de miembros de PWYP de alrededor del mundo.

PWYP tiene un Coordinador Internacional (CI) en Londres así como un coordinador regional de tiempo completo para Africa y coordinadores para todas las coaliciones nacionales asociadas. Estos coordinadores tienen apoyo y supervisión de comités de gestión.

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Representativas de toda la coalición reúnen cada dos años para una reunión de estrategia internacional.