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Boletín del 3Agosto � 2001 � No.
Colombiano de EnergíaColombiano de Energía
Directora:Astrid Martínez Ortiz
Directora del Centro deInvestigaciones para el
Desarrollo - CID, de la Facultadde Ciencias Económicas de la
Universidad Nacional.
Comité editorial:Germán Corredor, Isaac Dyner,
Mario García, Alicia Puyana (FlacsoMéxico), Héctor Pistonesi (Bariloche),Philip Wright (Universidad Sheffield).
Diseño y diagramación:Marcela Otero
Impresión:Ediciones Antropos
Email:[email protected]
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currie.fce.unal.edu.co
UNIVERSIDAD
NACIONALDE COLOMBIA
Sede BogotáFacultad de Ciencias Económicas
El Observatorio Colombiano de Energía es un espacio virtual. Sus sedes son las
Facultades de Ingeniería y de Ciencias Económicas de la Universidad Nacional en
Bogotá y de la Escuela de Minas � UN en Medellín. Los profesores participantes son
expertos, consultores y analistas de la coyuntura minero-energética, del diseño de
mecanismos de regulación energética y de la modelación de los mercados energéticos.
Conten idoEditorial 2
Ecopetrol y su aporte al paísHernando Hernández 4
La regulación económica en el sectorde combustibles líquidos en ColombiaAstrid Martínez Ortíz 8
El futuro del petróleo colombianoAlicia Puyana 13
ISS
N:
1657
-480
X
Boletín del
OBSERVATORIO Colombiano de Energía
2
incuenta años después de la
creación de Ecopetrol, la incer-
tidumbre y el pesimismo ro-
dean las perspectivas de la ac-
tividad petrolera en Colombia.
El cambio de la política de contrata-
ción en 1999, si bien paralizó la nueva
contratación en el primer año de gobier-
no a la espera de una definición que
tomó demasiado tiempo, mejoró sustan-
cialmente la rentabilidad de la actividad
para el sector privado, con una buena
cobertura del riesgo esperado. Las dos
modificaciones más importantes fueron
la adopción de una escala variable de
regalías de acuerdo con la producción
diaria del campo y la reducción de la par-
ticipación de Ecopetrol en la producción
de un campo, cuyo mínimo descendió
del cincuenta al treinta por ciento.
La actividad de contratación en 2000
y 2001 mejoró en número de contratos,
gracias a esta mejora de la competitivi-
dad del contrato colombiano y al soste-
nimiento del precio del crudo, en niveles
superiores a los 25 dólares el barril. El
número de contratos firmados es un in-
dicador muy parcial del éxito de la con-
tratación.
Importa saber, si se trata de compa-
ñías grandes que puedan abordar proyec-
tos de difícil geología, altos costos y obje-
tivos ambiciosos. Importa la intensidad de
la actividad exploratoria y el hallazgo de
hidrocarburos para evitar el desabasteci-
miento de crudo en pocos años.
Ni la actividad exploratoria en curso
ni la que emprendan los signatarios de
EDITORIALlos nuevos acuerdos, muestran buenas
perspectivas inmediatas. En los últimos
años se han venido reduciendo las reser-
vas remanentes como resultado de la
alta producción y de la muy marginal
adición de reservas, hasta el punto que
Ecopetrol deberá comprar crudo para
cargar sus refinerías y producir combusti-
bles en 2003.
La declaración de inexequibilidad
de la ley que modifica las regalías pe-
troleras le da un año al gobierno para
subsanar los vicios de forma de la
promulgación de la medida. Un nuevo
proyecto de ley está listo para ser deba-
tido por el Congreso de la República. Su
discusión puede conducir a un replan-
teamiento de la política ya que se da en
medio de la campaña para la elección
presidencial.
Esta posible reducción de la competi-
tividad del contrato se suma a las dificul-
tades de orden público que obstruyen la
labor de exploración y también la de pro-
ducción y transporte de crudo en el país.
El anuncio de OXY sobre el resultado en
Gibraltar no ayuda a reducir el pesimismo
en el país. No obstante, las autoridades
del sector adelantan las gestiones nece-
sarias para mantener el atractivo de la
actividad petrolera en Colombia.
La contribución de los hidrocarburos
ha sido muy importante para explicar el
desempeño de los indicadores fiscales. Sin
embargo, el desarrollo de la producción y
la posible moderación de los precios in-
ternacionales llevarán a unos resultados
más modestos en los próximos años.
C
Agosto � 2001 � No. 3
3
El gobierno nacional no parece ha-
ber incorporado esta situación en la pro-
yección de las cuentas fiscales, como re-
vela el hecho de pretender para 2002 una
contribución de Ecopetrol correspondien-
te a mil seiscientos millardos de pesos
como superávit, cuatro veces el resulta-
do esperado para 2001.
La política de refinación y petroquí-
mica está en proceso de revisión. La
creación de un mercado para los com-
bustibles líquidos en Colombia es un pro-
pósito loable, que empezó con la inter-
nacionalización del ingreso del
productor de gasolina y ACPM y con la
liberación del margen de los distribui-
dores minoristas en diciembre de 1998.
Sin embargo, la falta de definiciones cru-
ciales sobre la refinación privada, el ac-
ceso a los activos de transporte de com-
bustibles de Ecopetrol y los criterios para
la fijación de tarifas de transporte han
entorpecido la consolidación de ese
mercado.
Por último, el potencial de desarro-
llo del gas natural en Colombia puede
concretarse en un aporte a la matriz ener-
gética de Colombia, si se definen clara-
mente las orientaciones de política en
cuanto al aprovechamiento de los recur-
sos mineros y energéticos del país y si
esas orientaciones guían las decisiones
de precios de cada uno de los combusti-
bles, al igual que las medidas de estímu-
lo a la industria petroquímica y las inicia-
tivas de las autoridades fiscales.
El presidente de la Unión Sindical
Obrera comparte con los lectores la vi-
sión de los trabajadores sindicalizados de
Ecopetrol sobre lo que debe ser la contri-
bución de la estatal petrolera al desarro-
llo del país. La directora del observatorio
comenta la política de combustibles en
Colombia. La profesora Alicia Puyana de
FLACSO, México, termina con una re-
flexión sobre el futuro del petróleo co-
lombiano.
Con esta publicación, la Universidad
Nacional conmemora los 50 años de
Ecopetrol, baluarte empresarial y orgu-
llo de los colombianos y espera contri-
buir a una mejor percepción de los pro-
blemas del sector y a la búsqueda de
soluciones que conduzcan al aprovecha-
miento de su potencial, como es la aspi-
ración colectiva.
Boletín del
OBSERVATORIO Colombiano de Energía
4
os hidrocarburos son hoy la
principal fuente de energía
del mundo. El petróleo y el
gas representan el 63% del
consumo total de energía
mundial. El crecimiento y desarrollo de la
economía global está soportado en la uti-
lización de los hidrocarburos, lo cual ha
hecho que este sector se convierta en uno
de los más importantes y estratégicos en
la vía de desarrollo de cualquier país pro-
ductor o consumidor. El cuadro nos indica
el comportamiento de las diferentes fuen-
tes de energía que se vienen utilizando
actualmente.
En Colombia nunca ha existido una
política de estado en materia de búsque-
da y manejo estratégico de los recursos
naturales y específicamente de los hidro-
carburos.
Desde el inicio de la explotación pe-
trolera, el Estado ha sido proclive a de-
jar en manos de las compañías multina-
cionales el manejo de este recurso tan
importante, basta hacer un breve re-
cuento de la evolución contractual de
la explotación de los hidrocarburos en
Colombia.
La historia de la explotación petrole-
ra inicia en 1905 durante el gobierno de
Rafael Reyes con la implantación del
Contrato de ConcesiónContrato de ConcesiónContrato de ConcesiónContrato de ConcesiónContrato de Concesión, donde se
asignaron los yacimientos del Magdale-
na Medio a Roberto de Mares y del área
del Catatumbo al General Virgilio Barco.
Concesiones conocidas con sus respecti-
ECOPETROLy su aporte AL PAÍS
Hernando HernándezPresidente de la Unión Sindical Obrera L
Consumo Mundial de EnergéticosConsumo Mundial de EnergéticosConsumo Mundial de EnergéticosConsumo Mundial de EnergéticosConsumo Mundial de Energéticos
Gas Natural23%
Otros1% Petróleo Crudo
40%
Carbón22%
Hidráulica7%
Nuclear7%
Con la incursión de capital
trasnacional en los campos
directos de la empresa,
a través de los contratos de
producción incremental y
�Farm Out�, parece
complementarse la política
de entrega del control de este
recurso estratégico y de
reducir el papel de ECOPETROL
a un simple administrador de
contratos de asociación.
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vos apellidos. En esta modalidad el Esta-
do solo recibía entre un 3% y un 12%
como regalía.
Creación de ECOPETROL
En 1948, en vísperas de la Reversión
de la Concesión de Mares, los trabaja-
dores petroleros organizados por la
Unión Sindical Obrera USO, en unión
con la población de Barrancabermeja y
sectores democráticos del país protago-
nizaron una huelga petrolera para evi-
tar que se ampliara por otros veinte
años la explotación de la concesión a
la Tropical Oil Company. A raíz de la pre-
sión ejercida, el Gobierno Nacional toma
la decisión de crear en 1951 la Empresa
Colombiana de Petróleos ECOPETROL.
Este es tal vez uno de los pasos más im-
portantes que se dieron en la construc-
ción de una política de carácter nacio-
nalista para el manejo estratégico de los
hidrocarburos.
Hoy, cincuenta años después, ECO-
PETROL se ha convertido en pilar funda-
mental para el desarrollo económico y
social del país, no obstante la intención
de los Gobiernos de turno es diseñar po-
líticas para entregar nuevamente este
sector a las compañías multinacionales
como a principios del siglo pasado.
En el año 2000, el sector de los hi-
drocarburos en Colombia se consolidó
como uno de los pilares fundamentales
de la economía, alcanzando cifras récord
en su historia. Por un lado realizó expor-
taciones del orden de 111119999946 millones46 millones46 millones46 millones46 millones
de dólaresde dólaresde dólaresde dólaresde dólares permitiendo con esto que
el país lograra una balanza comercial
favorable de 111118888846 millones de dóla-46 millones de dóla-46 millones de dóla-46 millones de dóla-46 millones de dóla-
resresresresres, a pesar de la evidente recesión eco-
nómica.
Igualmente ECOPETROL se mantie-
ne como la empresa más importante del
país y una de las principales fuentes de
recursos fiscales. Tan sólo en el año 2000
le transfirió al Estado cerca de 5 billo-5 billo-5 billo-5 billo-5 billo-
nes de pesosnes de pesosnes de pesosnes de pesosnes de pesos, lo cual evitó que la refor-
ma tributaria fuera más dura y la situa-
ción del déficit fiscal fuera peor. Así
mismo entregó regalías a municipios y
departamentos por el orden de 2 billo-2 billo-2 billo-2 billo-2 billo-
nes de pesos,nes de pesos,nes de pesos,nes de pesos,nes de pesos, lo que representa un gran
aporte al desarrollo regional a tal punto
que hoy muchos de estos municipios y
departamentos soportan sus inversiones
sociales en estos recursos.
ECOPETROL durante 50 años ha
cumplido eficientemente su misión; ma-
nejar el petróleo y el gas, autoabastecer
de manera segura y oportuna al país con
combustibles y participar como empresa
petrolera en la industria. ECOPETROL ha
construido toda la infraestructura de trans-
porte y almacenamiento de derivados y
de crudo, construyó y dio nacimiento a
la única distribuidora mayorista del país,
Terpeles S.A.; construyó toda la infraes-
tructura del plan nacional de masificación
del Gas Natural; subsidió durante déca-
das la importación del déficit de gasoli-
na y ACPM.; creó y financia el Instituto
colombiano del Petróleo ICP entre otros.
El patrimonio petrolero ha crecido
sustancialmente, ECOPETROL ha gesta-
do dicho crecimiento sin demandar in-
versión del presupuesto nacional y cum-
pliendo oportunamente con allegarle
dividendos al gobierno nacional e inclu-
so soportando la carga de participar en
programas de contenido social como
Resurgir, P.N.R., Plan Catatumbo, Corpes
Regionales, ayudas a las comunidades,
planes de infraestructura vial, etc.; inclu-
so los recursos de ECOPETROL han sido
utilizados para conjurar la crisis del sec-
tor eléctrico construyendo varias termo-
eléctricas a nivel nacional y para salvar
de la quiebra a Carbocol, la cual fue en-
tregada al capital transnacional.
A pesar de la importancia de ECOPE-
TROL para la economía nacional y el de-
sarrollo social del país, los últimos go-
biernos en su afán de cumplir con las im-
posiciones del FMI y el Banco Mundial
han venido reduciendo el papel de ECO-
PETROL en el sector de los hidrocarbu-
ros. Basta con hacer un balance de las
reformas a la legislación petrolera para
darse cuenta de lo negativo de estas de-
cisiones:
En materia de búsqueda de hidrocar-
buros, las reformas realizadas al contra-
to de asociación son:
� Reducción de la participación de
ECOPETROL en la producción a solo
un 30%.
� Aumento en los periodos de duración
de los contratos de Asociación hasta
38 años.
� Cambio en la liquidación de regalías
con la Ley 619 de 2000, la cual fue
recientemente declarada inexequible
por la Corte Constitucional.
� Los beneficios tributarios a las com-
pañías trasnacionales.
� La entrega de información sísmica y
la subasta de prospectos definidos por
ECOPETROL entregados en la Ronda
2000 deja en evidencia que el Gobier-
no Nacional pretende marginar a
ECOPETROL de la producción de hi-
drocarburos y muestra la clara inten-
ción de dejar la iniciativa únicamente
en manos de las compañías multina-
cionales.
� La actividad exploratoria directa de
Ecopetrol en 1999 se limitó a sólo 1
pozo (Cocuyo) y uno en la modali-
dad de riesgo compartido (Unicornio)
sin ningún resultado positivo.
En el año 2000 Ecopetrol no perforó
ningún pozo exploratorio. Lo más pre-
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ocupante de esta situación es que no se
ve mejoría, porque para agravar la situa-
ción la administración actual decidió ce-
rrar la gerencia de exploración y perfora-
ción directa de la empresa convirtiéndola
en una gerencia de proyectos que se de-
dicará a diseñar prospectos de perfora-
ción para ofrecer a las multinacionales y
los presupuestos de la Empresa cada vez
enfocan más recursos a los Contratos de
Asociación y prácticamente eliminan los
recursos para la exploración directa.
¿Qué futuro le espera a una empresa de
petróleos que no busca petróleo?
De otra parte, lo más grave de la
situación, se vive con la producción di-
recta de ECOPETROL, la cual hoy tan sólo
representa un 111113%3%3%3%3% de la producción to-
tal del país, en donde además no se tie-
ne la posibilidad de adicionar crudos nue-
vos a sus reservas. Como consecuencia
de la política que ya mencionamos, se
le obliga a ECOPETROL con el argumen-
to de que �No hay plata�,�No hay plata�,�No hay plata�,�No hay plata�,�No hay plata�, a hacer se-
veros recortes en los presupuestos de
funcionamiento de los campos de pro-
ducción, dando como resultado una
drástica disminución del mantenimien-
to y por consiguiente una caída en la
curva de producción mayor a la que se
esperaba, esto sin contar con que prác-
ticamente se deja sin recursos a los cam-
pos para llevar a cabo el desarrollo de
las reservas probadas que tiene ECOPE-
TROL en los diferentes distritos de pro-
ducción en el país.
Es inconcebible que mientras ECO-
PETROL atraviesa por el mejor momento
económico de su historia se le obligue a
buscar recursos a través de los lesivos
contratos de producción incremental
para poder seguir explotando sus cam-
pos de producción, y recurrir al famoso
�Farm Out�, como única alternativa para
la búsqueda de crudo, y el desarrollo de
los prospectos que tiene definidos ECO-
PETROL desde hace muchos años, en sus
diferentes campos a nivel nacional. Con
la incursión de capital trasnacional en los
campos directos de la empresa, a través
de los contratos de producción incremen-
tal y �Farm Out�, parece complementar-
se la política de entrega del control de
este recurso estratégico y de reducir el
papel de ECOPETROL a un simple admi-
nistrador de contratos de asociación.
Ahora bien, en materia de refinación,
la política del gobierno no es distante de
la de exploración y producción. El Go-
bierno insiste en la liberación de los pre-
cios de los combustibles, que viene afec-
tando gravemente el bolsillo de los
colombianos y que en el 2000 tuvo un
incremento del 30%,30%,30%,30%,30%, el cual hubiera sido
mayor de no ser por el congelamiento
decretado por el gobierno en noviem-
bre. Sin embargo, se inicia el 2001 con
un incremento de $23$23$23$23$23 pesos por galón y
se prevé que se mantendrá esta política
como parte del incentivo necesario para
que las compañías extranjeras inviertan
en refinación.
El sector privado ya tiene aprobados
por parte del Ministerio de Minas y ECO-
PETROL, proyectos para la construcción
de 8 refinerías pequeñas, distribuidas en
diferentes regiones del país, las cuales
tendrán como objetivo quitarle el mer-
cado a las refinerías de ECOPETROL. Es
inexplicable el retraso de los proyectos
de modernización y ampliación de las
refinerías de Barrancabermeja y Cartage-
na, evitando de paso la posibilidad de
que ECOPETROL obtenga márgenes de
refinación que le permitan hacer frente a
esta competencia además de garantizar
el autoabastecimiento de combustibles
y la generación de excedentes exporta-
bles que mejoren el ingreso de Ecopetrol
y la nación. ECOPETROL no participa en
la distribución mayorista de combusti-
bles, a pesar de contar con la infraestruc-
tura suficiente para tal fin, debido a la
presión de las grandes empresas como
Shell, Terpel, Texaco, Mobil, etc, que hoy
tienen el monopolio de la distribución
mayorista. Con esta decisión de la Junta
Directiva de ECOPETROL, la empresa deja
de participar de uno de los eslabones de
la cadena productiva que en el año 2000
manejo por concepto de margen del
mayorista cerca de 1111165 mil millones65 mil millones65 mil millones65 mil millones65 mil millones
de pesos por gasolina y 73 mil millo-73 mil millo-73 mil millo-73 mil millo-73 mil millo-
nes nes nes nes nes por ACPM. Ahora es clara la inten-
ción de algunos sectores de la burguesía
nacional de gestar un proyecto para crear
la Empresa Colombiana de Transporte de
Hidrocarburos, lo cual representaría ni
más ni menos que la entrega de los oleo-
ductos y poliductos a las compañías mul-
tinacionales para la importación de la
gasolina y su control absoluto en los ca-
nales de distribución.
Como vemos la intención del Gobier-
no Nacional es reducir el papel de ECO-
PETROL como empresa petrolera, quitán-
dole la posibilidad de participar en las
diferentes áreas del sector, con el fin de
debilitarla y así justificar su eliminación.
En el ámbito nacional, ECOPETROL
constituye la principal presencia del esta-
do en muchas regiones, sus aportes eco-
nómicos, su contribución en el desarro-
llo de obras de infraestructura de servicios
públicos como vías, hospitales, escuelas,
bibliotecas, promoción de actividades
industriales, son de vital importancia para
aquellos lugares donde el estado solo
puede contar con sus recursos, influen-
cia y decidido apoyo. Se podría decir sin
lugar a equívocos que Barrancabermeja
no sería hoy el motor energético de Co-
lombia sin la presencia de ECOPETROL, o
que Orito en el Putumayo, Tibú en el Ca-
tatumbo, o la refinería de Cartagena en
la zona industrial de Mamonal, la termi-
nal de Yumbo en el Valle del Cauca, las
estaciones y redes de oleoductos que se
extienden desde Cali hasta Coveñas, pa-
sando por Manizales, Puerto Salgar, lle-
gando a Bogotá, o latitudes y altitudes
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como los que surcan el oleoducto tran-
sandino que llega a Tumaco, o los cam-
pos de producción que se iniciaron en El
Centro Santander, Apiay, Cicuco, Neiva,
todos estos lugares a donde llegan los
recursos de ECOPETROL en forma de re-
galías, impuestos o acciones de la mis-
ma empresa.
La Unión Sindical Obrera considera
que es de vital importancia la construc-
ción de una Ley Marco de Hidrocarburos
en la cual participen varios sectores de la
sociedad Colombiana y que contemple
por lo menos lo siguiente:
� La ratificación de la soberanía de la
nación sobre el suelo y subsuelo.
� El liderazgo del Estado en el desarro-
llo de la exploración, la explotación,
el transporte, la refinación y la distri-
bución de hidrocarburos, a través de
ECOPETROL. Así se garantiza el des-
cubrimiento de nuevas reservas que
alejen el riesgo de una eventual crisis
de desabastecimiento y se evita la
dependencia que tiene hoy al país en
manos de las multinacionales.
� La autonomía financiera y presupues-
tal de ECOPETROL, su fortalecimien-
to operacional y tecnológico.
� Un marco general de contratación
petrolera que permita: una explota-
ción racional teniendo en cuenta, en
primer lugar, el manejo estratégico de
las reservas para 10 años mínimo y,
en segundo lugar, la mayor conve-
niencia para el país de exportar gran-
des volúmenes de hidrocarburos, con
respecto de los precios internaciona-
les del petróleo y el gas, con partici-
pación equitativa de ECOPETROL en
la operación y con una real transfe-
rencia tecnológica.
� La preservación de la infraestructura
de oleoductos y poliductos de ECO-
PETROL y la operación de todo el
transporte por ECOPETROL.
� Mantener las regalías en un porcen-
taje fijo del 20%.
� Una política clara de estimulación y
desarrollo de la industria petroquími-
ca y de gas.
� Establecimiento de una legislación
ambiental fuerte que contemple el
respeto al medio ambiente y a las co-
munidades donde se lleva a cabo la
explotación petrolera .
Consideramos de vital importancia
para el país contar con una política de
Estado para el manejo de los hidrocar-
buros.
Boletín del
OBSERVATORIO Colombiano de Energía
8
n el aniversario de ECOPE-
TROL conviene estudiar la
función que desempeña la
empresa en la distribución
de combustibles en Colom-
bia y las perspectivas de ese papel en el
inmediato futuro. Durante estos cincuen-
ta años, la petrolera estatal ha sido la
responsable del abastecimiento de com-
bustibles a todas las regiones del país.
Para ello se amplió la capacidad de refi-
nación disponible en Barrancabermeja,
con la compra en 1974 de la refinería de
Cartagena a Intercol y posteriores inver-
siones, y paulatinamente se conformó
el Complejo Industrial de Barrancaber-
meja y la red de poliductos y facilidades
para el transporte desde y hacia el exte-
rior del país.
Entre 1951 y 1998, la política de pre-
cios fue la de administrarlos con premi-
sas que privilegiaron el logro del objeti-
vo de contener la inflación y abastecer al
país. La expansión de la capacidad de re-
finación y de las redes se hicieron con
criterios de rentabilidad social y no priva-
da. Por esa razón, a pesar de estar permi-
tida la libre entrada en este negocio en
el país, ECOPETROL es el jugador más im-
portante y cualquier desarrollo del mer-
cado debe hacer explícita la forma cómo
la empresa contribuirá a ese desarrollo;
del mismo modo, la participación de
otros agentes en el mercado sólo será
posible si se observan parámetros de
mercado para la fijación de precios y ta-
rifas. Todo lo anterior supone revisar el
marco institucional de las políticas del
sector y el papel de ECOPETROL en el
abastecimiento de combustibles y en la
expansión de la capacidad de transporte
y de refinación del país.
La creación de un mercado decombustibles en Colombia
En diciembre de 1998, el Gobierno
Nacional estableció unas nuevas meto-
dologías para fijar los precios de la gaso-
lina regular y el ACPM (Resoluciones del
Ministerio de Minas y Energía 8-2438 y 8-
2439 de diciembre 23). Así comenzó el
proceso de liberación de precios de es-
tos combustibles líquidos. La gasolina
extra ya había sido liberada dos años
antes (Resolución 8-0278 del 29 de fe-
brero de 1996). La nueva política de fija-
ción de precios consistió en: la redefini-
La regulación económicaen el sector de
combustibles líquidosEN COLOMBIA
Astrid Martínez OrtizProfesora Asociada Universidad Nacional EUna autoridad de caráctertécnico independiente podríasimular las condiciones delmercado competitivo obligandoal monopolio a vender a preciosde mercado y a facilitar elacceso a la infraestructura acambio del cobro de tarifas demercado, al tiempo que evitaríaque las autoridades económicasmanejaran estos precios deacuerdo con los objetivosantiinflacionarios.La dieselización del parqueautomotor del país es unresultado preocupante delmanejo de los precios delACPM en los últimos tres años.
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9
ción el ingreso al productor con base en
el precio internacional de los combusti-
bles, el reconocimiento de los costos de
importación ( seguros, fletes, inspeccio-
nes de calidad), la reexpresión en pesos
con la tasa representativa del mercado
financiero y la suma del pago de arance-
les y de la tarifa por la utilización del sis-
tema de transporte de importación e in-
ternación de los combustibles hasta el
nodo de contacto con el sistema de trans-
porte interno por poliductos.
En segundo lugar, la tarifa estampilla
de transporte se fijó de acuerdo con cri-
terios de rentabilidad al capital invertido
y al porcentaje de utilización. En tercer
lugar, se liberaron los márgenes de los
distribuidores minoristas de las grandes
ciudades.
Justificación y antecedentes
Las medidas fueron adoptadas con
el fin de eliminar la administración de
precios que había respondido a las me-
tas nacionales de inflación y perpetuado
el monopolio de Ecopetrol en refinación,
infraestructura de importación y transpor-
te por poliductos. Los resultados de la
política habían sido, en primer lugar, el
deterioro de las finanzas de la estatal por
concepto de los subsidios de caja gene-
rados en el diferencial de precios de im-
portación e interno de gasolina extra y
de los subsidios económicos correspon-
dientes a la diferencia entre las cotiza-
ciones internas y los precios que regirían
en un mercado competitivo de gasolina
regular. En segundo lugar, los precios y
las tarifas de transporte regulados habían
desestimulado la inversión privada en
refinación y transporte de combustibles
líquidos. En tercer lugar, la práctica con-
sistente en establecer puntualmente en
el año los precios que regirían en el pe-
ríodo había llevado a una indización de
los precios de los demás bienes y servi-
cios, por efecto de una asociación sico-
lógica entre los aumentos de precios de
los combustibles y los aumentos del ni-
vel general de precios.
Con la política se pretendía, enton-
ces, eliminar los subsidios otorgados por
Ecopetrol, incentivar la participación pri-
vada en el downstream y contribuir a la
eliminación de la inflación inercial. Al res-
pecto, cabe hacer unas observaciones
generales. Los subsidios a los combusti-
bles que otorga Ecopetrol se hacen con
cargo a la renta petrolera proveniente
de la administración del contrato de aso-
ciación que la estatal realiza en nombre
de la Nación. La eliminación de los subsi-
dios requiere que al mismo tiempo se
aclare cuál va a ser la remuneración que
reciba Ecopetrol por la mencionada ad-
ministración y que la diferencia con los
ingresos de los contratos de asociación
que hoy está percibiendo vayan a un fon-
do público. De esa manera, los subsidios
podrán ser específicos y con un claro ori-
gen fiscal. Las iniciativas de participación
privada en refinación han sido escasas
en el país: han buscado nichos de merca-
do como el de la producción de asfaltos,
o han buscado contratos con Ecopetrol
para la provisión segura de crudos y para
la eliminación del riesgo comercial me-
diante acuerdos de compra de la totali-
dad de la producción o han evaluado
proyectos que sólo han resultado renta-
bles cuando se orientan a la exportación
de productos con un mayor valor agre-
gado petroquímico. La inercia inflacio-
naria aducida por el Gobierno ya se ha-
bía eliminado con la calendarización de
ajustes de precios de la gasolina y su di-
ferenciación en el tiempo con los reali-
zados a las tarifas del transporte público,
en el marco del Pacto Social de producti-
vidad, precios y salarios en 1995.
El Ministerio de Hacienda y Crédito
Público que, por primera vez en los últi-
mos años, apoyó la medida lo hizo por-
que los precios internacionales estaban
muy bajos a finales de 1998 y requería un
�espacio� para unificar la sobretasa a la
gasolina en todo el país y crear la sobre-
tasa al ACPM, con el fin de aliviar las
maltrechas finanzas de los municipios.
A medida que se recuperaron los pre-
cios del petróleo y sus derivados en el
mercado internacional y que aumentó
la devaluación del peso durante 1999, los
precios de los combustibles en el merca-
do doméstico comenzaron a preocupar
a las autoridades económicas y a indu-
cirlas a modificar las fórmulas de cálcu-
lo. Entre 1999 y 2000, se produjeron ajus-
tes casi mensuales a los parámetros de
las disposiciones originales. El Decreto
1328 del 22 de julio de 1999 modificó el
valor de referencia para el cálculo de la
sobretasa a los combustibles líquidos que
tienen este gravamen.
Con todo, el Gobierno Nacional ase-
guró que se trataba de morigerar el im-
pacto de las inesperadas alzas del petró-
leo y sus derivados en el mercado
internacional y de la devaluación del peso
colombiano pero no de revertir o des-
montar la política de liberación. La reali-
dad es que durante 2001 la fórmula ha
quedado como una referencia muerta ya
que los ajustes de precios se definen to-
mando como referencia el comporta-
miento de la inflación y de las cuentas
fiscales y no la evolución de los precios
internacionales. No obstante, se conti-
núa la tarea de definir las reglas de acce-
so a los activos de Ecopetrol por parte
del sector privado, esto es, lo que tiene
que ver con precios de acceso, tarifas y
reglamento de transporte. Al mismo tiem-
po, se promulgaron normas (Ley 681 de
2001) que reducen el impuesto global y
la tributación de las zonas fronterizas, con
el fin de reducir los incentivos al contra-
bando de combustibles en el país y que
sientan bases para reglamentar el acce-
so a las instalaciones de Ecopetrol. En este
Boletín del
OBSERVATORIO Colombiano de Energía
10
artículo se presentan los ajustes adicio-
nales que requerirá la fórmula, las medi-
das que se tomaron en estos años de la
vigencia de la nueva política y el conjun-
to de disposiciones complementarias que
requerirá el sistema de distribución de
combustibles para que opere un mayor
número de agentes y los consumidores
obtengan un mayor nivel de bienestar.
También se aborda la cuestión de
cuál debe ser el marco regulatorio del
mercado libre y cuáles son los retos que
enfrentan tanto las autoridades guberna-
mentales como los agentes del sector en
la transición desde un mercado adminis-
trado hacia un mercado competitivo.
La fórmula (original) dedesregulación de preciosadmite varias observaciones:
11111..... La fórmula reconoce un pago de
arancel positivo en el ingreso al produc-
tor. Si Ecopetrol no importa o si el impor-
tador trae los combustibles de países
como Venezuela que no pagan arancel,
ese porcentaje se constituye como ingre-
so de Ecopetrol o del importador privado.
No se establece un margen del importa-
dor, por lo cual la participación de este
actor en el mercado de combustibles será
esporádica y responderá a hechos coyun-
turales. Esto podría ocasionar situaciones
de desabastecimiento de combustibles
difíciles de corregir de forma inmediata.
El proceso de programación de cargas
de las refinerías, exportación de crudos
o importación de productos refinados re-
quiere anticipación.
2.2.2.2.2. La tarifa para el sistema de impor-
tación y tramo de transporte Pozos Co-
lorados- Galán (incluida en el ingreso del
productor) es muy baja; en la práctica eli-
mina la ventaja de localización que tie-
ne Barranca en el interior del país, próxi-
ma al mayor mercado de consumo.
Las tarifas de ductos se fijan con
una metodología de flujo de caja en
dólares constantes para determinar
franjas tarifarias con base en el porcen-
taje de utilización del sistema: se tie-
nen en cuenta las inversiones en un
horizonte temporal, la relación entre
los costos fijos y variables, los impues-
tos y un margen de rentabilidad �razo-
nable�, para un determinado uso de la
capacidad del ducto. La tarifa decreta-
da es igual a menos del 50% de la tarifa
más baja que se puede calcular, esto es
suponiendo un 100% de utilización del
sistema (rango de 1.70 a 3.50 dólares
por barril transportado, frente a menos
de 80 centavos de dólar reconocido en
la fórmula que regula el precio de la
gasolina regular). De esa manera se bus-
ca estimular la entrada de los importa-
dores de gasolina, pero se elimina el in-
centivo para participar en inversiones en
infraestructura de importación de com-
bustibles y se resta un atractivo que ten-
dría la inversión en refinerías privadas
mediterráneas.
Por ser Colombia un país en el cual
tanto la producción de hidrocarburos
como la demanda de combustibles está
concentrada en el interior del mismo, las
refinerías mediterráneas, como la ubica-
da en Barrancabermeja, tienen una ven-
taja comparativa significativa por el efec-
to del transporte1 .
Los productos que los refinadores
ubicados en el interior del país vendan
para consumo interno deberían tener un
precio de paridad importación2 . Esta si-
tuación incrementa la rentabilidad del
negocio en la medida en que el precio
de oportunidad incluye el costo de trans-
porte desde la costa colombiana hasta
la puerta de refinería.
En el caso de que se instalen en el
país refinerías privadas que produzcan
combustibles, los precios se mantendrían
en el escenario de paridad importación
hasta que la producción cubra la totali-
dad de la demanda. A partir de este pun-
to, los precios tenderían a moverse al
escenario de paridad exportación, pero
su valor final dependerá de los volúme-
nes de excedentes y del margen de refi-
nación de cada uno de los productores.
Cuando se establece el ingreso al
productor en un nivel cercano al precio
CIF Pozos Colorados, se favorecen los
importadores en detrimento de la indus-
tria de refinación en el interior del país.
En estas condiciones, no es atractivo para
un inversionista entrar al negocio de la
refinación, puesto que pierde uno de los
principales incentivos como es el del com-
ponente transporte en su margen opera-
tivo. Esto elimina su ventaja competitiva
por localización cerca de los centros de
demanda y por el contrario, lo pone en
inferioridad de condiciones frente a un
refinador en la costa colombiana, o a un
importador, quien no tiene que mover
excedentes de exportación hasta la cos-
Agosto � 2001 � No. 3
11
ta colombiana, ni pagar los transportes
fluviales o terrestres de otros insumos
hasta el interior del país.
El efecto de reducir importaciones
por la vía de la refinación privada mejo-
raría la balanza comercial del país. La dis-
minución de las exportaciones de crudo
se vería compensada y superada por la
disminución de las importaciones de ga-
solina y el incremento de las exportacio-
nes de otros combustibles, dando como
resultado un incremento neto en las ex-
portaciones.
3.3.3.3.3. Al aplicar la tarifa estampilla de
transporte a todas las ciudades, sin im-
portar si usan o no el sistema interno de
transporte como es el caso de algunas
capitales de los departamentos de la
Costa Atlántica, se le está cobrando a los
consumidores de esa región un transpor-
te que realmente no utilizan. Esto oca-
siona que importadores privados o distri-
buidores mayoristas que importen el
combustible para la Costa Atlántica se
apropien de ese componente tarifario,
debido a que la fórmula establecida para
el precio máximo en planta de abasto
está en función del precio máximo de
venta al distribuidor mayorista, el cual tie-
ne incluida esa tarifa.
En consecuencia, la estructura de pre-
cios debe considerar la tarifa de uso del
sistema integrado de poliductos solamen-
te cuando se incurra en él para la distri-
bución de los combustibles; por tanto se
debería establecer que para algunos ca-
sos de la Costa Atlántica este renglón de
la fórmula fuese igual a cero o al costo
real del transporte.
En la red de distribución para el inte-
rior del país está bien conservar una tari-
fa estampilla (que no reconoce la señal
de la distancia) con miras a no crear dis-
torsiones entre zonas geográficas. Aun-
que el cálculo de la tarifa incluye el costo
de llevar el combustible hasta las dife-
rentes ciudades, la tarifa única permite la
venta de combustibles bajo las mismas
condiciones de precio a todos los usua-
rios servidos por este sistema3 . Los muni-
cipios no conectados al sistema reciben
una compensación de Ecopetrol para
resarcirles el costo de transporte desde
el último nodo de poliducto.
Consideraciones sectoriales yde finanzas públicas
Es importante que se revelen los ob-
jetivos de la política sectorial. ¿La com-
petencia a Ecopetrol provendrá del refi-
nador o del importador privado? En
ausencia de regulación, el mercado le re-
conocería una ventaja a la localización
del complejo industrial de Barrancaber-
meja y castigaría la ubicación de la refi-
nería de Cartagena. En ese caso, el Plan
Maestro de Cartagena debe verse como
un necesario proyecto de modernización
de la refinería que además satisfará la
demanda interna de materias primas para
la industria petroquímica más que como
una inversión orientada a la demanda
interna de combustibles. El mercado de
combustibles de la costa atlántica podría
ser abastecido con importaciones prove-
nientes de Venezuela o del Caribe. Las re-
finerías que se localizaran en el interior
del país también se verían estimuladas.
Por el contrario, si, como fue la idea
original de la regulación, se favorece la
integración hacia atrás de los distribuido-
res mayoristas mediante la importación
de combustibles, caben varias preguntas:
¿cuál será el impacto sobre la balanza co-
mercial? ¿Cuál será el costo de la subutili-
zación de la capacidad de Ecopetrol o de
la reorientación de su producción hacia
el mercado externo? ¿Cuál será el benefi-
cio de los consumidores? La localización
de Barranca en este caso es desfavora-
ble: debe asumir costos de transporte
hacia la costa colombiana para vender
en el exterior la producción desplazada
por las importaciones de terceros.
Por ahora las señales que se le están
dando al mercado no son las mejores.
De hecho en dos años largos no han sur-
gido nuevos importadores ni nuevos re-
finadores. De otra parte, la reducción del
impuesto global tiene un efecto sobre
las finanzas públicas y puede ser elevado
en una próxima reforma tributaria. Por el
momento, esa reducción da un margen
que está siendo repartido como ingreso
al productor y al distribuidor y como
menor precio final al consumidor. Enton-
ces, ¿la liberación de precios de los com-
bustibles sólo es viable cuando caen las
cotizaciones internacionales o cuando
hay revaluación? ¿Cabe pensar en una
banda de precios - sin lastre en las cotiza-
ciones del pasado- para que los inversio-
nistas proyecten su rentabilidad con una
base cierta que sea al menos el piso de la
banda?
La creación de un mercado compe-
titivo de combustibles en el país requiere
de un complejo esquema regulatorio. Los
precios de la gasolina en Venezuela es-
tán regulados y son muy inferiores a los
del Golfo de México. En Colombia, hay
un monopolio estatal que no se privati-
zará en el futuro inmediato. La ubicación
de su complejo industrial le genera unas
ventajas de localización que se suman a
las de su tamaño, en un sector en que las
1 Dicha ventaja se convierte en desventaja cuando decrece elaprovisionamiento local de petróleo y se ve obligada a importarel crudo a precio CIF más costo de transporte desde el puertode importación hasta la refinería.
2 En una situación de mercado competitivo, los precios de losproductos importados deben ser iguales a los precios CIF (deimportación) más los costos de transporte del puerto de impor-tación a la refinería.
3 Un estudio de Booz Allen & Hamilton para la ACP en 1998calculó tarifas de transporte que reconocieran distancia ybenchmark internacional y obtuvo tarifas que iban desde 0.79dólares por barril para Bucaramanga hasta 7 dólares por barrilpara Yumbo, que se comparaban con la tarifa estampilla deantes de las medidas de diciembre de 3.02 dólares por barril,lo cual parece de difícil aceptación social y requeriría un ma-nejo gradual en el tiempo.
Boletín del
OBSERVATORIO Colombiano de Energía
12
economías de escala y el monto de las
inversiones hacen difícil la entrada de
competidores. El bajo margen de la refi-
nación en el mundo ha llevado a que las
nuevas inversiones se hagan en la am-
pliación y modernización de las plantas
existentes más que en la construcción de
nuevas unidades, excepto en los segmen-
tos considerados nichos de mercado,
que admiten pequeñas escalas e inver-
siones menores.
Las plantas de Cartagena tienen una
vocación petroquímica tal y como lo
consagró el CONPES en 1996. La partici-
pación privada en refinación se puede
buscar mediante la realización de joint
ventures de Ecopetrol con el sector pri-
vado, tal y como lo hace en exploración
y producción. La entrada de agentes pri-
vados sólo se dará si las medidas son creí-
bles e irreversibles. Para garantizar la es-
tabilidad de las disposiciones sería
deseable que fuera la CREG, o una comi-
sión reguladora, la autoridad que fijara
los precios. Una autoridad de carácter
técnico independiente podría simular las
condiciones del mercado competitivo
obligando al monopolio a vender a pre-
cios de mercado y a facilitar el acceso a
la infraestructura a cambio del cobro de
tarifas de mercado, al tiempo que evita-
ría que las autoridades económicas ma-
nejaran estos precios de acuerdo con los
objetivos antiinflacionarios. La dieseliza-
ción del parque automotor del país es un
resultado preocupante del manejo de los
precios del ACPM en los últimos tres
años. Se podría reducir así el riesgo regu-
latorio. Ecopetrol no le trasladaría al con-
sumidor sus eventuales ineficiencias y, al
mismo tiempo, tendría garantizada una
remuneración competitiva por la utiliza-
ción de su infraestructura.
En síntesis, una política de regulación
que, sin olvidar el fin último del bienestar
social, facilite la utilización de la infraes-
tructura de transporte por parte de los
nuevos agentes del mercado y que fije
precios y tarifas de acuerdo con costos
de oportunidad, en forma técnica e inde-
pendiente, puede conducir a un creci-
miento de la producción y el empleo en
refinación y distribución de combustibles
líquidos de uso vehicular. Las importacio-
nes actuales podrían ser sustituidas por
producción local y el crecimiento de la
demanda podría ser suplido con impor-
taciones o con producción local según
lo decidan los inversionistas. Los distri-
buidores verían mejorados sus márgenes
y ampliarían sus inversiones para ofrecer
mejores servicios y hacer más densa la
red de distribución en el país. Los prime-
ros pasos ya están dados pero es necesa-
rio preguntarse a tiempo cuál es el rum-
bo a fin de ajustar su trayectoria.
Agosto � 2001 � No. 3
13
A gradezco al Observatorio
Colombiano de Energía el
haberme invitado a colabo-
rar en su edición conmemo-
rativa de los 50 años de la creación de
Ecopetrol, al aceptar la invitación lo hice
en el convencimiento del gran reto que
implica ver hacia el futuro, en un sector
sometido a tantas presiones y a tantas
transformaciones. Estoy convencida por
una parte, que el lanzamiento del Obser-
vatorio Colombiano de Energía es una
magnífica iniciativa que contribuirá muy
positivamente a la comprensión oportu-
na de la compleja problemática de la
energía, por la cual debemos agradecer
y felicitar a sus impulsadores. Por la otra,
que el de Ecopetrol, es un aniversario dig-
no de celebrarse con pompa, pues la
empresa y la industria, han tenido y tie-
nen un gran significado para el desarro-
llo del país. El balance es positivo. La
empresa petrolera colombiana, ECOPE-
TROL, es una entidad moderna, eficiente
y, en medio de las muchas dificultades
del más diverso tipo que ha tenido que
superar, y que aún tiene que superar, en
muchos aspectos constituye un buen
ejemplo de profesionalismo administra-
tivo. En otros no lo es tanto, pero creo
que existe el empeño y la decisión de
avanzar en los cambios que el entorno
internacional impone.
Recuerdo, que trabajaba en el De-
partamento Nacional de Planeación,
cuando se descubrió y puso en produc-
ción el campo de Orito. Formé parte del
equipo del DNP y del Ministerio de Go-
bierno encargado de armar el primer pre-
supuesto del Putumayo petrolero. Tanto
en el centro, como en la región, se vivía
la esperanza de que ese descubrimiento
era el preludio de muchos y más genero-
sos hallazgos, fuente de recursos que
permitirían al país y por supuesto a la en
ese entonces intendencia, superar múlti-
ples rezagos. Era cosa de ser prudentes,
administrar sabiamente las regalías. Hoy,
en el Putumayo se viven muchos dramas
y muy pocos esperan algo del petróleo.
Luego de Orito, vino Caño Limón y pos-
teriormente Cusiana y Cupiagua. Des-
pués de cada hallazgo se creía seriamen-
te que Colombia era un país petrolero,
de riquezas inmensas, equivalentes míni-
mo a Venezuela y México (recuerdo a un
amigo, un alto funcionario del gobierno,
que cuando se anunció la comerciabili-
dad de Caño Limón, me transmitía algo
que, según me dijo, se consideraba casi
un secreto de estado: los yacimientos de
Orito eran de tal envergadura que ubica-
ban a Colombia en capacidad de com-
petir en reservas con Arabia Saudita. Algo
similar se experimentó cuando se descu-
brió Cupiagua y Cusiana. Somos la reser-
El futuro del petróleoCOLOMBIANO
Alicia PuyanaProfesora FLACSO � México
Colombia debería
adicionar 500 mil barriles
diarios de producción, que
demandarían unas
inversiones entre 6 y 8 mil
millones de dólares en un
plazo relativamente corto,
si desea que parte de la
ampliación de la
capacidad instalada fuera
de la OPEP se ubique en el
país. Sólo así se podría
mantener la actual
capacidad exportadora.
Boletín del
OBSERVATORIO Colombiano de Energía
14
va petrolífera del Hemisferio Occidental,
era la noción en boga, por ese entonces.
A los pocos años, en todos los casos, las
reservas empezaron a declinar, la capa-
cidad productiva máxima se demostró
ser menor que la inicialmente prevista. A
la euforia sigue la angustia por que el
recurso, por lo menos el comprobado se
agote y torne nuevamente a Colombia a
ser importador neto. Son ciclos de alien-
to y desilusión, de euforia y preocupa-
ción, que recuerdan a los que se vive en
el mercado petrolero mundial y que de
una u otra manera contribuyen a marcar
los ciclos de los precios.
En el mundo se viven períodos en los
cuales se considera que el recurso es infi-
nito, que no hay necesidad de cautela en
su uso, que los ciclos de precios aconse-
jan una extracción muy rápida, pues con
tanta abundancia, se corre el peligro que
se termine la era del petróleo y los países
que tienen reservas no logren extraerlas,
ni comercializarlas. Entonces la deman-
da se expande, desalienta el ahorro de
combustibles y desaparece cualquier in-
tento de diversificar fuentes energéticas.
En estos períodos de precios bajos, que
se inician con sobre oferta, la expansión
de la demanda y la baja del ahorro van
acompañados por poca y muy limitada
actividad inversionista. Con precios de-
primidos y ante expectativas de que así
continúen, las inversiones no son atracti-
vas. Se presentan entonces los lapsos en
los cuales, el crecimiento de la deman-
da, no acompañado por una expansión
similar de la capacidad productiva, eleva
el índice de utilización de la capacidad
productiva, en dos o tres miembros de la
OPEP, que se sabe son los únicos que
mantienen márgenes de producción sin
utilizar. Se produce el inevitable choque
petrolero, por una escalada de los pre-
cios, en momentos en los cuales la con-
tracción de la demanda es un asunto por
demás difícil. Retorna la preocupación
por el ahorro de energía, la inflación y la
recesión económica. Los precios altos
estimulan las inversiones y, con algún re-
zago, se amplía la oferta, desde fuera y
dentro de la OPEP y se inicia el descenso
del coeficiente de uso de la capacidad
instalada. Pero para que esta respuesta
expansiva se realice, es necesario que el
ciclo de precios altos sea lo suficiente-
mente largo y coincida con períodos
igualmente prolongados de bonanza y
estabilidad mundial y tasas de interés rea-
les estables o con crecimiento inferior a
los precios reales del petróleo.
Las adiciones importantes de las re-
servas probadas colombianas se han rea-
lizado en momentos en los cuales el
mundo atravesaba por períodos de pre-
cios altos y de dislocaciones importan-
tes en el mercado petrolero mundial: los
choques petroleros de los 70s y 80s. Des-
de Cusiana y Cupiagua no se han repeti-
do ni descubrimientos importantes, ni in-
versiones prometedoras, y esto, a pesar
de las constantes modificaciones a la po-
lítica de contratación petrolera que el
país ha realizado, en un esfuerzo conti-
nuado por adecuar la legislación colom-
biana a los cambios constantes en el
mundo petrolero.
Es por lo tanto muy pertinente la pre-
gunta sobre cuál es el panorama futuro
del petróleo colombiano.
El futuro del petróleo Colombiano
depende de factores endógenos y exóge-
nos de diverso género ante los cuales el
Estado colombiano y su empresa ECOPE-
TROL tienen diverso margen de manejo y
respuesta. Desde la evolución de la eco-
nomía nacional, la situación de seguridad,
hasta el ambiente externo, crecimiento
económico global, acuerdos entre los
productores de crudo, cambios tecnoló-
gicos, inciden en la evolución de la de-
manda y la oferta de petróleo, de sus pre-
cios, de las inversiones. Me referiré a
algunos elementos del entorno externo
que, junto con algunos más componen
el panorama futuro del petróleo mundial
y, en buena medida, del colombiano.
¿Cuáles son los cambios en elmercado internacional?
Desde el primer choque petrolero,
muy en los albores de los 70s son mu-
chos e intensos los cambios tecnológi-
cos y políticos, que ha experimentado el
mercado petrolero mundial. La subida de
los precios, desde los años 70 hasta me-
diados de los ochenta indujo inversiones
cuantiosas en áreas petroleras de altos
costos: el Mar del Norte, el Golfo de
México, Colombia, entre ellos. Simultá-
neamente avances técnicos abatieron
los costos de exploración y extracción y
ampliaron la oferta, en momentos en los
cuales se verificaba el más formidable
ahorro en el consumo de energía por
cada dólar de PIB, contrayendo la elasti-
cidad energética y petrolera de la eco-
nomía mundial, especialmente de los
países desarrollados. En 1986, el mundo
vivió la guerra de precios desatada por
Arabia Saudita, como parte de la respues-
ta para incidir en el desenlace de la gue-
rra Irán-Irak. Al desplome de los precios,
la industria petrolera respondió abatien-
do costos, elevando las utilidades por
unidad de producto y reduciendo las in-
versiones en áreas poco rentables.
Por el lado político, las transforma-
ciones no han sido menos radicales. Li-
beralización de las políticas petroleras en
los países de la OPEP a las inversiones
extranjeras (más de la mitad de su pro-
ducción se realiza en asociación con el
capital extranjero); liberalización de las
regulaciones en los países de la antigua
Unión Soviética y de la República Popu-
lar China. La liberalización de la antigua
Unión Soviética significa, nada más ni
nada menos, la desaparición efectiva de
las barreras geopolíticas que dividían el
Agosto � 2001 � No. 3
15
mundo petrolero y la apertura de las
mayores reservas de hidrocarburos del
mundo, luego de las del Golfo Pérsico.
¿Cómo evolucionará la demanda?
Como se presenta en el cuadro No. 2
el consumo de petróleo mundial no se
detiene. Si bien es cierto que se ha des-
acelerado respecto de los ritmos regis-
trado en los 70s, el consumo crece y con-
tinuará creciendo, inclusive a tasas un
tanto más altas que en los 80s. Los creci-
mientos más acelerados se presentan en
el sector transporte y en los mercados de
los países en desarrollo, China muy parti-
cularmente. La contracción relativa de los
precios de los energéticos desestimuló
el ahorro, aun en los países desarrolla-
dos. Por otra parte, la nueva política ener-
gética y ambiental del gobierno de Bus-
ch, puede convertirse en un factor de
crecimiento del consumo, y a la vez de
expansión de la oferta interna de ese país.
Qué tan viable es la estrategia de Busch,
es ante todo un problema de carácter
político difícil de prever. La demanda glo-
bal de crudo continuará creciendo a un
ritmo que dependerá de la expansión de
la economía mundial y de los precios del
petróleo. Asumiendo que el PIB mundial
se expanda de aquí al 2020 al 2.2%, y
que los precios variarían, en el caso de
crecimiento moderado del 0.4%, para lle-
gar en el 2005 a 20.83 US$/b (dólares
constantes de 1999), a 21,89 US$/b en el
2015 y a 22.41 US$/b, para el año 2020
se estarían demandando 85 millones b/
d en 2005, 106 en 2010 y 120 millones b/
d en 2015 (Ver Cuadro No. 2).
¿Y qué pasará con la oferta?
En el Cuadro No. 1 se presenta la
evolución de la producción. Pero es inte-
resante indagar por la capacidad produc-
tiva. Hoy por hoy se especula que finan-
ciar las inversiones necesarias para loca-
lizar, extraer y transportar el crudo y cap-
tar los incrementos futuros de la deman-
da hacia el 2020, puede ascender a cifras
colindantes con los 600 mil millones de
dólares. Al año 2020, se deberán adicio-
nar a la capacidad productiva mundial,
unos 45.9 millones de barriles. Esta pers-
pectiva ha desatado competencia sin
cuartel entre los países que detectan las
reservas, con el efecto de que constante-
mente se reducen las cargas tributarias,
regalías y de más gravámenes y por lo
tanto se ha cambiado definitivamente la
distribución de la renta petrolera, trasla-
dándose mayor parte hacia los inversio-
nistas y hacia los consumidores. Los paí-
ses dueños del recurso tuvieron que
sacrificar parte de sus ingresos, para com-
petir por nuevas inversiones. Los países
de la OPEP, concretamente los del Golfo
Pérsico, son los primeros en la lista, en
virtud de sus bajos requerimientos de in-
versión para adicionar un barril diario a
la capacidad productiva, que se calcula
en US$ 5000,00. Otros países miembros
del cuartel presentan costos que más que
duplican esa cifra. En México esa adición
es más costosa, aunque mucho menos
que en Colombia. Considerando la es-
trecha relación entre inflación mundial y
precios del petróleo, es natural que la
primera preferencia, compartida por las
grandes empresas petroleras y por los
más grandes consumidores e importado-
res sea intensificar las inversiones en los
países del Golfo y en otros de la OPEP, y
por supuesto en Rusia. Sin embargo, esta
no es una alternativa libre de contradic-
ciones e interrogantes políticos. Hay que
tener siempre en cuenta que producir un
barril de petróleo en el Golfo cuesta cer-
ca de US$ 1.5/b. Estas ventajas de la OPEP,
permiten prever que estarían en oposi-
ción de incrementar su capacidad pro-
ductiva en unos 31.6 millones de barriles
diarios en 2020. Al resto de países les
correspondería ampliar su capacidad pro-
ductiva en 14.3 millones de barriles dia-
rios. Es en este remanente en donde debe
Cuadro No. 1Producción mundial de petróleo por región y país
(millones de barriles por día)
Región/país Histórico (estimado) Proyección
1990 1999 2005 2010 2015 2020Estados Unidos 9,7 9,0 9 8,7 9 9,3
México 3,0 3,4 4,1 4,2 4,4 4,4
Unión Sovietica 11,4 7,4 9,6 11,9 13,6 14,8
Colombia 0,4 0,8 0,9 1,0 1,2 1,3
OPEC 24,5 29,3 35,4 41,6 49,9 59,3
Total mundial 66,7 73,9 84,8 94,7 106,6 119,3
Cuadro No. 2Consumo mundial de petróleo (millones de barriles por día)
Región/país Histórico (estimado) Proyección
1990 1998 1999 2005 2010 2015 2020
Estados Unidos 17,0 18,9 19,5 21,2 22,7 24,3 25,8
Colombia 0,21 0,27 0,24 0,25 0,26 0,26 0,27
Total mundial 66,0 73,6 74,9 85,1 95 106,9 119,6
Boletín del
OBSERVATORIO Colombiano de Energía
16
jugar Colombia, para mantener su esta-
tus de país petrolero. Para enfrentar esta
demanda, la OPEP debería invertir cerca
del 35% de su ingreso bruto. Países fuera
de la OPEP deberán invertir mayores pro-
porciones como consecuencia de sus
mayores costos.
La OPEP ha expandido su capacidad
productiva al 3.4% anual y es factible que
mantenga ese ritmo, lo que da pie para
una expansión importante de la oferta
fuera de la OPEP, para lo cual deben crear-
se las condiciones adecuadas: precios y
términos contractuales atractivos. La OPEP
sabe que precios sostenidos por arriba de
los 25 dólares el barril, se desatarán pro-
cesos similares a los de los setenta. Puede
preferir precios cercanos a los 20 dólares
el barril, por un tiempo prolongado que le
permitirá acercarse al 50% de la oferta
mundial y controlar el mercado. Para que
este poder sea efectivo, la OPEP requiere
ampliar su capacidad productiva y mante-
ner excedentes no utilizados como el
mecanismo que le permite control efecti-
vo del mercado, ampliando la producción
cuando se requiera, como en 1986 y du-
rante la Guerra del Golfo. Sólo Arabia
Saudita y Venezuela han mantenido ca-
pacidad no utilizada y actuar como mo-
deradores de los ciclos de precios.
¿Y cuál es el sitio de Colombia?
Asumiendo que se cumplan las pre-
visiones de demanda y precios, cabe pre-
guntarse cuál ha de ser la evolución de
Colombia en ese ambiente. Asumiendo
una expansión del consumo de energía
similar al registrado durante 1990-1997,
es decir no consideramos la desacelera-
ción de los tres últimos años, Colombia
estaría consumiendo unos 270 mil barri-
les diarios de crudo, luego de recuperar
el nivel perdido durante la crisis. De ser
eso así, y con el fin de mantener la mis-
ma participación en las exportaciones
mundiales, el país debería estar en la ca-
pacidad de enviar al mercado mundial
no menos de 1.1 millones de b/d. La aten-
ción de los mercados interno y externo,
en estas previsiones muy conservadoras,
implican aumentos sustanciales en la
capacidad productiva y por supuesto en
la actividad exploratoria. En efecto, Co-
lombia debería adicionar 500 mil barri-
les diarios de producción, que demanda-
rían unas inversiones entre 6 y 8 mil
millones de dólares en un plazo relativa-
mente corto, si desea que parte de la
ampliación de la capacidad instalada fue-
ra de la OPEP se ubique en el país. Sólo
así se podría mantener la actual capaci-
dad exportadora. Lógicamente que el
ideal sería expandir las ventas externas
de crudo. Si se realizan esos aumentos
de capacidad productiva habría que adi-
cionar reservas ya que se extraerían, en-
tre 2000 y 2020 unos 7.6 miles de millo-
nes de barriles.
Luego de las reformas a la legisla-
ción y la campaña de la Ronda 2000, se
firmaron muchos convenios. Un record
luego de Cusiana y Cupiagua. El que esos
convenios se conviertan en inversiones
es difícil de predecir. Es factible que las
empresas que adquirieron esos contra-
tos sí realicen los proyectos. Podría ser
que sólo mantengan la reserva y luego
negocien esos derechos. Pero lo que sí
es evidente es que las reformas a las po-
líticas han sido sustanciales y han mejora-
do notablemente la competitividad del
país, de suerte que sería de esperar que sí
se desarrolle una buena actividad explo-
ratoria y se adicionen reservas. De no ser
así, cabría preguntarse seriamente qué
falta por hacer. Una respuesta que está en
la boca de todos es arreglar el problema
de seguridad. Es la solución de oro. ¿Pero
es la única? ¿Por qué no explorar adicio-
nalmente otras? ¿Qué tal por ejemplo que
haya mayores y más importantes inver-
siones de ECOPETROL? ¿Por qué no per-
mitir que la empresa sea un jugador im-
portante en el espacio nacional y tengan
capacidad de invertir ese 20% de su ingre-
so bruto en exploración y convertirse de
esa forma en un catalizador de nuevas
inversiones y en un verdadero localizador
de reservas? Es una política fiscal, impor-
tante y no desprovista de contradicciones.
Pero vale la pena considerarla.
Cuadro No. 3Importaciones mundiales de petróleo
(millones de barriles por día)
Histórico Proyección Región/país (estimado)
1990 1998 2020
Estados 11,0 18Unidos
Colombia 0,5 1,1
Totalmundial 19,3 42,8