La historia del petróleo en Colombia inicia en 1940 con las primeras explotaciones efectuadas a través de concesiones, las primeras de ellas Mares, y Barco(Colpet), para proseguir con otras encabeza de empresas como Shell en zona de Yondó, y San Pablo, Texas-Gulf en Orito, Intercor en Jobo y Sampués, la concedida a Hocol en territorio de Neiva, Carnicería y Tello, y a Chevron en Zulia, entre otras.Las concesiones permitían a las compañías explotar recursos petroleros entregando el 13% del producto en dinero o especie al Estado. Posteriormente las modificaciones al contrato permitieron que tal porcentaje fluctuara dependiendo de la distancia a los puertos de embarque, y la inversión específica de recursos, así algunas compañías petroleras firmaron contratos de concesión con base en el decreto ley 2140 de 1955, que estableció una deducción anual ordinaria de 10% y una especial de 15% cuando se invertían cada año no menos de US$ 800 mil en actividad exploratoria, desde entonces, abriendo la puerta a la elusión de la participación nacional en la explotación de los yacimientos .
En términos de las categorías de los contratos de explotación de petróleo en el país, puede estimarse que entre 1940-1969 primó la concesión; 1969-1974 la concesión-asociación. En 1974 el contrato de asociación propiamente dicho(50/50), 1986 contrato de riesgo compartido, como modalidad de asociación; en 1989 se establecen los contratos de asociación de acuerdo con la producción acumulada; en 1994, se introduce el factor R como esquema de distribución de la producción en la asociación, y en 2002, la ley 756 que flexibiliza el régimen de regalías, permitiendo al sector privado el control de un 70% de los recursos petroleros explotados.
En términos de las categorías de los contratos de explotación de petróleo en el país, puede estimarse que entre 1940-1969 primó la concesión; 1969-1974 la concesión-asociación. En 1974 el contrato de asociación propiamente dicho(50/50), 1986 contrato de riesgo compartido, como modalidad de asociación; en 1989 se establecen los contratos de asociación de acuerdo con la producción acumulada; en 1994, se introduce el factor R como esquema de distribución de la producción en la asociación, y en 2002, la ley 756 que flexibiliza el régimen de regalías, permitiendo al sector privado el control de un 70% de los recursos petroleros explotados.
La evolución de los mecanismos de contratación se supeditaron a la hipótesis de la previsión de reservas futuras como función del potencial de exploración omitiendo la expectativa del agotamiento del recurso como tal, pese a que entre 1980-1985 el país vivió la dependencia de importaciones de petróleo cuando las exportaciones después de pasados 40 años llegaron al cero absoluto, la demanda de la refinación superó la producción, con efectos en la importación de petróleo de terceros países.
La historia petrolera colombiana 1940-2007 gira entorno a dos grandes yacimientos Caño Limón(1970), con 1000 millones de barriles, y Cusiana(1992) con 2200 millones de barriles, que sustentan groso modo 67 años de bombeo, y las previsiones de 9 años más hasta 2010.
Las fases de ascenso de producción inician desde 1940 con una producción media de 73 mil barriles día interrumpida provisionalmente durante el periodo 1980-85, impulsada en 1986, primer año de explotación completa de Caño Limón, con producción específica de 302 mil barriles día sufragando la demanda interna de las refinerías, lanzando al país a una fase de exportación que aún no finaliza.
El techo de la prod
ucción nacional se presenta en 1998 con 800 mil barriles día, momento tras el cual el país ingresa al periodo de declive alcanzando fase de meseta con la producción en 2006 localizada en cerca de 530 mil barriles día, un 38% menos respecto a la producción de 1998. En cuanto a la caída de las exportaciones a EEUU se destaca la producida entre 2004-2005 cuando evoluciona de 149 a 108 mil barriles día, que corresponde a una contracción del 28%.
ucción nacional se presenta en 1998 con 800 mil barriles día, momento tras el cual el país ingresa al periodo de declive alcanzando fase de meseta con la producción en 2006 localizada en cerca de 530 mil barriles día, un 38% menos respecto a la producción de 1998. En cuanto a la caída de las exportaciones a EEUU se destaca la producida entre 2004-2005 cuando evoluciona de 149 a 108 mil barriles día, que corresponde a una contracción del 28%.Desde el punto de vista de la administración del recurso, resaltan dos momentos, el cambio que se presenta en 1974 con el transito de los contratos del tipo concesión a los contratos de asociación canalizados por Ecopetrol, seguido de la escisión de funciones que se efectúa en 2003 de la misma empresa la cual se divide en 3 componentes: ECOPETROL, que fija las políticas y administra los contratos de asociación, la Agencia Nacional de Hidrocarburos(ANH), dedicada a la promoción y administración de contratos a futuro en un nuevo esquema(contrato que estima control del socio privado superior a la media del contrato de asociación, llegando al 70% de lo hallado), y Ecopetrol S.A.
El cenit del petróleo para los el país está sellado por el comportamiento de la producción de Caño Limón y Cusiana. En el caso de Caño Limón, la producción techo se obtiene en 1993 con 470 mil barriles día, mientras que en etapa de declive en 2005 presenta 87.598, es decir un 81% menos. Cusiana por su parte, promedió entre 1997-2000, 600 mil barriles día, mientras en 2005 llegó a 154.047 es decir un 74% menos.
La producción nacional en fase meseta de 530 mil barriles(2006) se ha sostenido gracias a la explotación de pozos antiguos(maduros), localizados en el departamento del Meta, como Pachaquiaro, Aguila, Caño Sur y Macarenas, los cuales forman parte del Proyecto Integrado de Crudos Pesados. Esta iniciativa contempla, en un lapso que discurre entre 2005 y 2008 completar 14 nuevas perforaciones y concretar operaciones para restaurar o aumentar la producción. Los esfuerzos logrados por medio de la inyección forzada de agua a los pozos, permitió elevar las cotas de producción desde 59 mil barriles día en 2002 a 107.403 barriles día en 2006.
Aún así, las previsiones apuntan a que Ecopetrol en el corto plazo se vea obligado a comprar petróleo proveniente del subsuelo colombiano a las empresas multinacionales dada la imposibilidad de cargar con recursos propios las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena que abastecen el mercado nacional de gasolinas y derivados, en tanto su abastecimiento requiere suministros que ascienden a 313.900 barriles día mientras la producción actual(2006), que corresponde a Ecopetrol asciende a 320 mil, lo que evidencia el limitado margen de maniobra.
Por su parte, la participación de las multinacionales asciende a 210 mil barriles día repartidos entre BP, Occidental y Petrobras, las que eventualmente, aunque no existen compromisos legales en este sentido, suministraran petróleo en venta a Ecopetrol en inmediaciones del año 2007, y de importaciones netas en 2010. La agudización de tal escenario se presenta dada la demanda en aumento por cuenta del crecimiento económico del 5% anual.
Estas previsiones explican en parte el incremento mensual de los precios y derivados del petróleo en el país, consecuente con la llegada del periodo de dependencia y necesidad de la adquisición de recursos a precios internacionales, lo que representa el nuevo rol de Ecopetrol cifrado en la garantía de suministros para el mercado nacional, obviando su perfil original de empresa dedicada a la explotación de recursos petroleros colombianos, y de financiamiento del funcionamiento del Estado. Igualmente, es previsible la reducción proporcional en los recursos económicos provenientes de las regalías a regiones y localidades productoras, como en la financiación que Ecopetrol efectuaba en el presupuesto nacional, explicando a su vez, las deducciones en temas de transferencia e inversión por parte del gobierno central.
El revés de la política petrolera colombiana medido por la actual situación suma un elemento adicional, la venta de la refinería de Cartagena, con lo cual se pierde la independencia en los suministros para el país, mientras se tiene como perspectiva, luego de la escisión de Ecopetrol, la venta del 20% de la unidad encargada de administrar las posiciones petroleras aún en manos del Estado, lo que significa adelantar las manecillas de la dependencia energética, de los derivados, y virtualmente el cenit petrólero colombiano.
Fuentes:
Agencia Nacional de Hidrocarburos, Colombia, 2003.
Ecopetrol comprará crudo a sus socios, El Tiempo, Bogotá, 31 de octubre de 2006, económicas, pág, 1-7.
Meta se vuelve la estrella petrolera, El Tiempo, Bogotá, 30 de octubre de 2006, Económicas, pág, 1-7.
Unidad de Planeación Minero Energética, Colombia.
Agencia Internacional de Energía(EIA).
