petróleo y carbón: situación actual y perspectivas

ANÁLISIS COYUNTURAL 11

Petróleo y carbón:situación actual y perspectivas

I. INTRODUCCIÓN

Los precios del petróleo y del carbón se encuentranen niveles muy favorables y han afectado el desem-peño de estos combustibles fósiles en la economíacolombiana en los últimos meses. El agotamientode las reservas de petróleo explica la disminución enla producción que a junio de este año reportó unacaída de 3%, mientras que las exportaciones de cru-do y sus derivados alcanzaron un crecimiento de14% anual en el mismo periodo. Por su parte, laacumulación de inventarios de carbón que ha segui-do el exceso de demanda internacional del año an-terior ha causado que el aumento en la produccióndel mineral no se refleje en un crecimiento propor-cional en las exportaciones (a junio aumentaron 20%y 2% anual respectivamente).

Si bien los precios internacionales son ajenos a lasdecisiones de política interna, la actividad explora-toria y la producción responden a los cambios insti-tucionales y al manejo de la política energética. Eneste documento se analiza la evolución de ambossectores con énfasis en su historia institucional y enlas decisiones de política recientes.

II. PETRÓLEO

Desde 1999 se inició uno de los procesos de refor-ma institucional más importantes de la historia delsector petrolero en Colombia. Como resultado deeste proceso se reglamentó, en mayo pasado, elnuevo contrato petrolero que al ofrecer mayores in-centivos a la inversión privada probablemente per-mitirá revertir la tendencia decreciente de la activi-dad petrolera.

A. Historia institucional

La historia de la contratación para desarrollar ac-tividades de exploración y explotación de petró-leo en Colombia ha estado determinada por unacombinación entre las tendencias internaciona-les y las necesidades locales. Ha sido una búsque-da constante por encontrar un balance adecuadoentre los incentivos a la inversión para las compa-ñías más experimentadas y con la mejor tecnolo-gía y la apropiación de la riqueza del subsuelopor parte del Estado. La tensión entre estos dosobjetivos, ha moldeado la evolución de los con-tratos en el tiempo.

12 COYUNTURA ECONÓMICA

La historia de los contratos petroleros se puede di-vidir en seis grandes etapas. La primera, entre 1905y 1974, fue dominada por los contratos de conce-sión. Durante ese periodo el petróleo no gozaba dela importancia que hoy tiene a nivel internacional ysu mercado estaba controlado por grandes compa-ñías multinacionales. Bajo este esquema, la explo-tación del recurso se transfería a un concesionarioa cambio de un porcentaje de la producción. Des-de 1943, Venezuela y más tarde el Medio Orientefirmaron contratos en los que se estableció la divi-sión de la renta por mitades (50/50). En este contex-to de reivindicación del Estado como propietariode los recursos nació Ecopetrol en 1951.

La evolución de los esquemas de contratación en elmundo, así como la creación de la OPEP en 1960,condujo a la expedición de la Ley 20 de 1969 queabrió un espacio para que los contratos de asocia-ción (50/50) reemplazaran a los de concesión. Sinembargo, fue sólo con el decreto 2310 de 1974 quese estableció la asociación como el esquema de con-trato petrolero en Colombia. Así comenzó la segun-da etapa (1974-1989), caracterizada por contratosde asociación 50/50. Este esquema ubicó a Colom-bia como un país medianamente competitivo a ni-vel internacional. Fue una etapa muy activa en tér-minos de exploración y hallazgos. Los grandes ya-cimientos de Caño Limón y Cusiana-Cupiaga per-mitieron que Colombia volviera a exportar crudo apartir de 1985.

Los nuevos hallazgos probablemente incrementaronlas ambiciones del Estado y en 1989 se dio inicio ala tercera etapa. Durante este periodo se planteó unesquema en el que la participación de la Nación enlas rentas del petróleo era mayor entre más alto elvolumen de las reservas encontradas (participaciónescalonada). Así, se redujo la rentabilidad para el in-versionista y, con ello, el incentivo a la exploración.

La caída en la actividad exploratoria y la posiciónrelativa del país en el contexto internacional queofrecía condiciones contractuales y fiscales muchomás atractivas, hicieron evidente la necesidad decambiar nuevamente el esquema1.

La cuarta etapa se inició en 1994 cuando se introdu-jo el factor R (factor de rentabilidad) como determi-nante de la forma de repartir las rentas. Bajo este es-quema, la distribución de la producción respondíaa la relación entre los ingresos y los egresos del aso-ciado y no a la producción acumulada. Si bien estaforma de distribución resultó más equitativa que laescalonada, la rentabilidad esperada para el inver-sionista aún era menor a aquella implícita en los con-tratos 50/50. Además, en 1995 se introdujo un nue-vo esquema de contratos de riesgo compartido enel que Ecopetrol y el socio cubrían los costos pormitad pero la participación de la empresa estatal enla producción era mayor.

La quinta etapa, comenzó en 1999. Durante esteperiodo se redujo la participación del Estado de 50%a 30%. Una vez determinada la comerciabilidadde un campo, el Estado -a través de Ecopetrol- cu-bría el 30% de la inversión y participaba de esemismo porcentaje en la producción, sin incurrir enel riesgo de exploración. Además, en 2000 se mo-dificó el esquema de regalías de un monto fijo de20% a uno variable entre 5% y 25% en función dela producción.

Finalmente, la sexta se inició en 2004 con el nuevocontrato petrolero. Desde su creación en 1951 has-

1 De acuerdo con Tobar et al. (2001), a principios de la déca-da de los noventa, Colombia tenía un esquema en el que el Estadotenía una participación de 84% en la producción y el socio per-cibía una rentabilidad de 7%. Otros países con mejor prospec-tividad que Colombia ofrecían participación del Estado de 60 o58% y rentabilidades del orden de 15% para el inversionista.


ta el año pasado, la Empresa Colombiana de Petró-leos (Ecopetrol) cumplía un rol múltiple dentro delsector de hidrocarburos. Participaba en la industriacon procesos de exploración y producción, era laencargada de administrar la explotación del recur-so y regulaba la participación de otras empresas enel sector. En una frase, Ecopetrol era juez y parte enla industria petrolera colombiana.

En 2003, el decreto 1760 hizo una separación defunciones por medio de la escisión de Ecopetrol yla creación de la Agencia Nacional de Hidrocarbu-ros (ANH). A partir de este año, la ANH es la encarga-da de diseñar, promover, negociar, celebrar, hacerseguimiento y administrar los nuevos contratos deexploración y explotación de hidrocarburos, entreotras funciones.

Además, con la expedición del nuevo contrato pe-trolero, reglamentado en mayo pasado, las condi-ciones de la industria cambiarán sustancialmente.Aunque se mantendrá intacta la participación deEcopetrol en los contratos de asociación firmados,la nueva estructura contractual modificará la formacomo se invierte, explora y produce petróleo enColombia. En adelante, el inversionista privado rea-lizará autónomamente la exploración y recibirá elgrueso del valor de la producción. El Estado admi-nistrará el recurso pero no participará en la activi-dad de exploración y producción. Ecopetrol actua-rá como cualquier otra empresa que podrá solicitaráreas para exploración individualmente o en aso-cio con otras empresas. Así, estará expuesta a la com-petencia y será autónoma en sus decisiones técni-cas y financieras. Con esto se mitiga el conflicto deinterés de Ecopetrol como regulador y operador.

El inversionista deberá transferir a la Nación el mon-to correspondiente a las regalías que varía entre 5%y 25% del valor de la producción según el volu-

men2. Un estudio de Fedesarrollo muestra que esteesquema incentiva la explotación de pozos peque-ños y medianos y permite generar altos recursospúblicos en el caso de hallar pozos de gran tamaño(González, Zapata, et al., 2003).

Además de las regalías, el inversionista deberá pa-gar impuestos por el uso del subsuelo a partir de lasegunda fase de exploración (entre US$0,5 y US$1,5por hectárea) y durante todo el periodo de explota-ción (US$0,1 por barril producido, después de re-galías). Finalmente, tendrá que estar dispuesto acompartir las ganancias ocasionadas por altos pre-cios del petróleo cuando la producción acumula-da de su área de explotación (antes de regalías) su-pere los cinco millones de barriles de hidrocarbu-ros líquidos.

El sistema de derecho por precios altos se activarácuando el precio internacional WTI exceda un pre-cio de referencia según la gravedad API del hidro-carburo (para el caso del crudo liviano se estable-ció en US$27 pb). El inversionista le pagará a la Na-ción (a través de la ANH) el 30% de la gananciaproducida por la diferencia entre el precio de mer-cado y el precio de referencia. Este último se actua-lizará cada año con la tasa de crecimiento delÍndice de Precios al Productor de Estados Unidos.

1. Impacto sobre la actividad

Para evaluar los cambios en la forma de hacer ne-gocios petroleros en Colombia, en esta sección seexamina la evolución de la exploración durante lasetapas que se distinguieron arriba. El Gráfico 1A pre-

2 Establecido por la Ley 756 de 2002. Estos recursos se trans-fieren a los departamentos y municipios productores y la FondoNacional de Regalías.


Aún es muy pronto para evaluar los resultados y esdifícil anticipar la forma como evolucionará el sec-tor al entrar en la sexta etapa. Al estudiar la expe-riencia de Brasil es posible obtener una idea de loque puede ocurrir en Colombia con el nuevo dise-ño institucional del sector y el nuevo contrato. En-tre 1953 y 1997, Petrobras fue la encargada de ad-ministrar la explotación de hidrocarburos y de lle-var a cabo exploraciones públicas en Brasil. En 1997,se creó la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) conel objetivo de separar la actividad de la empresa dela administración del recurso. Algo muy similar a lareforma colombiana de 2003.

El efecto de la reforma institucional brasilera sobrelas actividades de exploración se puede ver en elCuadro 1. Según cifras de la ANP, la exploración sís-mica 2D promedio anual entre 1998 y 2001 alcan-zó los 82.300 km, frente a un promedio anual entre1954 y 1997 de 31.616 km. En exploración símica3D el efecto es incluso mayor, pues la proporciónentre ambos periodos es de 1 a 30.

Gráfico 1A. POZOS EXPLORATORIOS(1970-2004)

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3 La disponibilidad histórica de las cifras no permite incluir enel análisis la exploración sísmica 3D

Etapa 1: contratos de concesiónEtapa 2: contratos de asociaciónEtapa 3: participación escalonadaEtapa 4: factor REtapa 5: menor participación del Estado y regalías escalonadas.Fuente: Ecopetrol.

senta la evolución de los pozos explorados por Eco-petrol y sus asociados a partir de 1970 y el Gráfico1B muestra la evolución de la prospección sísmica2D en km de perfil. La etapa de los contratos de aso-ciación fue de lejos la más activa según estos indi-cadores. A pesar de la volatilidad de algunos años,se destaca la actividad de comienzos de la décadade los ochenta y de 1987 y 1988 hacia el final de lasegunda etapa.

Los cambios introducidos a partir de 1989 redujeronun poco el ritmo de exploración pero fue a partir de1994 que cayó sustancialmente. Probablemente losincentivos a la inversión privada que se dieron en1999 generaron una fuerte actividad marítima du-rante ese año. Los años siguientes muestran caídasen la exploración con excepción del año pasado3.

Gráfico 1B. PROSPECCIÓN SÍSMICA 2D(1978-2003)

Etapa 2: contratos de asociaciónEtapa 3: participación escalonadaEtapa 4: factor REtapa 5: menor participación del Estado y regalías escalonadas.Fuente: Ecopetrol.

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Etapa 2


Las condiciones institucionales han sido determi-nantes de la evolución en la actividad petrolera co-lombiana. Probablemente otros factores como la se-guridad física y jurídica, aspectos comerciales, en-tre otros, también han influido en el desempeño delsector, pero es claro que los avances institucionalesque incentiven la participación privada se han re-flejado en mejor dinamismo de la industria. Las re-formas recientes, de implementarse en la forma co-mo se hizo en Brasil, podrían redundar en la recu-peración de la producción hacia el futuro.

B. Evolución del petróleo en Colombia

1. Producción

De la sección anterior queda claro que los años másrecientes han sido débiles en términos de explora-ción y explotación de petróleo. Con la entrada dela producción de Caño Limón en 1986 comenzóuna etapa próspera (1986-1994) en la que en pro-medio se duplicó la producción de los años ante-riores. El nuevo auge que inició en 1995 con la en-trada de la producción de los campos de Cusiana yCupiagua llegó a su fin en 1999. El volumen de cru-do producido en el país pasó de 454 kbpd en 1994a 815 kbpd en 1999, durante estos años el creci-miento de la producción tuvo un promedio anualde 13%. A partir de 2000 comenzó la tendencia de-creciente que con caídas de 10% anuales en pro-

medio alcanzó un nivel de 541 kbpd en 2003. ElGráfico 2 muestra la tendencia.

En 2002 se retornó a niveles inferiores a los que seprodujeron en 1995. Sin embargo, la participacióndel sector petrolero en el PIB no ha mostrado tenden-cias tan claras. Entre 1994 y 1998 el sector represen-tó cerca de 2% del PIB. No sólo el pico de produc-ción que se vivió en 1999 sino también la recesióneconómica de final de la década, mantuvieron laparticipación del sector cerca a 4%. En 2001 se re-dujo a 3% pero a partir de ese año las caídas en laproducción no se han visto reflejadas en un menorpeso del sector en el producto total de la economía.Por el contrario, el comportamiento favorable delos precios lo ha fortalecido. El año pasado repre-sentó 3,85% del producto nominal.

Los hallazgos de los últimos años han sido insufi-cientes, por esta razón el incremento en la produc-ción que se inició hace una década estuvo acompa-ñado de una desacumulación continua de las reser-vas remanentes. Hasta 1994 mientras aumentaba laproducción se acumulaban reservas, pero a partirde ese año tomaron tendencias opuestas. Actual-mente la relación entre producción y reservas, queindica los años de producción que permitirá el ni-

Cuadro 1. MEDIDAS DE ESFUERZO EXPLORATO-RIO EN BRASIL 1954 - 2001

Antes de ANP Después de ANP

(promedio anual (promedio anual1953-1957) 1998-2001)

Sísmica 2D (km) 31.616 82.300Sísmica 3D (km2) 1.047 32.125

Fuente: Agencia Nacional del Petróleo-Brasil.

Gráfico 2. PRODUCCIÓN NACIONAL DE CRUDO

Fuente: Ecopetrol y cálculos de Fedesarrollo.

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vel de reservas existentes al ritmo de produccióndel último año, se encuentra en niveles similares alos de 1980. En el Gráfico 3 se ilustra la tendenciade las reservas remanentes.

A partir de 1999, la disminución en las exportacio-nes de Ecopetrol fue bastante más pronunciada y labrecha con respecto a las de los asociados se am-plió con el tiempo tanto que en 2003 la empresaestatal respondió por sólo el 30% de las exportacio-nes de crudo colombianas. En el Gráfico 4 se mues-tra la tendencia en las exportaciones del país, dis-criminadas entre Ecopetrol y asociados.

La caída en los volúmenes de producción y de ex-portaciones encuentra parte de su explicación enlas condiciones de seguridad del país. Los conti-nuos atentados a los oleoductos afectan la capaci-dad de producción de los campos y el potencial deexportación y generan pérdidas millonarias para elpaís. Entre 1994 y 2001 se dio una intensificacióndel conflicto que generó grandes derramamientosde crudo y truncó la capacidad de producción delos campos. De acuerdo con el Ministerio de De-fensa y Ecopetrol las mayores pérdidas se dieron en2001 cuando se presentaron 170 ataques. En eseaño se dejó de producir aproximadamente un 10%de la producción total de 2000, en el Gráfico 5 seilustra el hecho. En los últimos años se ha visto unareducción significativa de los ataques, el año pasa-

Gráfico 3. RESERVAS REMANENTES DE PETRÓLEO

Fuente: Ecopetrol.

Gráfico 4. EXPORTACIONES: ECOPETROL Y ASO-CIADOS

Fuente: Ecopetrol.

2. Exportación

Los volúmenes exportados han presentado una ten-dencia semejante a la de la producción. La entradade Caño Limón en 1986 permitió que el país volvie-ra a exportar crudo. El crecimiento de los volúme-nes exportados, al igual que el de la producción,fue continuo hasta 1999. A partir de ese año se diouna desaceleración rápida. Las exportaciones delproducto de los asociados han sido mayores a lasde Ecopetrol que satisface la demanda interna. Sinembargo, durante la segunda mitad de los noventala brecha entre las exportaciones de la empresa es-tatal y las de sus asociados se redujo hasta que en1999 las primeras superaron a las segundas en 8 mi-llones de barriles diarios. Esto pudo responder a dosfenómenos, el aumento en la producción de ciertoscampos con participación importante de Ecopetrolcomo Cusiana donde entre 1997 y 1999 se duplicóla producción y la caída en la demanda interna acausa de la recesión económica de ese año.

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do fueron 34, la estrategia de seguridad del gobier-no debe garantizar que este tipo de atentados des-aparezcan hacia futuro.

Las condiciones de seguridad, las tendencias en laproducción, el rezago en la actividad exploratoriay la falta de éxitos suficientes en materia de hallaz-gos han llevado a una caída en la posición relativade Colombia en el ranking internacional en materiade prospectividad. Para estudiar la competitividadrelativa de los países productores, IHS Energy cons-truye un indicador sintético llamado PEPS (PetroleumEconomics and Policy Solutions). Este indicador secompone de tres grandes ramas. La primera, deno-minada exploración y producción (50%), agrupa

variables de producción, reservas, actividad y hallaz-gos. La segunda se basa en las reglas fiscales queofrece el país (35%), cuyo principal componente esel State-Take o la porción de la producción que ter-mina en manos del estado por medio de impuestos,regalías y participaciones. La tercera, llamada ries-go político (15%), abarca aspectos políticos, socio-económicos y comerciales. En el Cuadro 2 se mues-tra la evolución de Colombia en el ranking, si bienentre 1998 y 2002 Colombia no mejoró su posiciónen ninguno de los componentes del índice, la fuer-te caída dentro de la clasificación internacional enlos últimos años fue efecto de la debilidad en ex-ploración y producción principalmente. En 2003 lareestructuración del sector y las perspectivas del nue-vo contrato contribuyeron a mejorar la calificaciónde Colombia a nivel internacional.

C. Impacto en Balanza de Pagos e Impacto fiscaldel petróleo

1. Impacto en Balaza de Pagos

La evolución en los volúmenes exportados no hamarcado de manera definitiva la participación delpetróleo en la balanza de pagos colombiana. El com-portamiento de los precios ha contribuido a suavi-zar la caída. Además, las exportaciones de produc-tos refinados experimentaron un crecimiento anualpromedio de 6% entre 1994 y 2003.

Gráfico 5. ATAQUES AL OLEODUCTO DE CAÑOLIMÓN-COVEÑAS Y PÉRDIDAS ESTIMADAS

Fuente: Ministerio de Defensa y Ecopetrol.

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Cuadro 2. POSICIÓN EN EL RANKING PEPS

1998 1999 2000 2001 2002 2003

Ranking general 11 15 28 41 55 30Exploración y producción 10 17 31 37 42 31Regalías fiscales 60 72 30 42 72 42Riesgo político 70 81 74 86 85 75

Fuente: IHS Energy.


El precio del petróleo WTI ha presentado fuertesincrementos en los últimos años. Entre 2000 y 2003tuvo un promedio de US$26,5 por barril (pb) quecontrasta con un promedio de US$17,1pb entre1994 y 1999. En febrero de 1999 se cotizó porUS$10,82 por barril. Los avances tecnológicos ylas preocupaciones ambientales del momento lle-varon a que incluso las compañías petroleras conmayor experiencia pensaran que se había alcanza-do el precio de equilibrio de largo plazo. Pero unaño más tarde el precio se había triplicado. Lascuotas de producción de la OPEP y una demandamás dinámica de la esperada empujaron el preciopor encima de US$30 por barril. Por primera vez,un incremento tan rápido en los precios del petró-leo no fue causado por una guerra. La competenciaentre Rusia que se resistía a limitar su producción yla OPEP que le insistía en hacerlo llevó a una re-ducción gradual en el precio que bordeó los US$18al terminar 2001. La guerra con Irak, las amenazasterroristas y la inestabilidad política en algunospaíses productores, han determinado el incremen-to del precio en los últimos dos años y medio. En elGráfico 6 se muestra la evolución del precio WTI

desde 1994.

En el Cuadro 3 se presenta la participación del sec-tor dentro de la balanza de pagos. Los ingresos porexportaciones del sector petrolero representaron

en 2003 el 25% de los ingresos por exportacionesde bienes, nivel cercano al de 1996. Al compararlocon otros productos como café y carbón, se notaque en los últimos años los ingresos externos delpetróleo se han mantenido muy por encima de losde café (cuatro veces superiores), pero ha perdidoprotagonismo frente al carbón (aunque aún sonmás del doble).

2. Impacto fiscal

El balance fiscal de Ecopetrol contribuye en el re-sultado fiscal del Sector Público Consolidado (SPC),pero los aportes del sector petrolero a las finanzas

Exportaciones de crudo y derivados 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 I trimestrecomo proporción de 2004

Exportaciones de bienes 0,14 0,21 0,26 0,22 0,20 0,31 0,33 0,26 0,27 0,25 0,26Exportaciones de café 0,66 1,19 1,84 1,20 1,23 2,84 4,28 4,30 4,24 4,20 3,82Exportaciones de carbón 2,39 3,67 3,41 3,06 2,49 4,43 5,31 2,79 3,31 2,38 2,75Exportaciones no tradicionales* 0,32 0,46 0,62 0,52 0,43 0,71 0,74 0,50 0,52 0,55 0,60

* Sin oro ni esmeraldas.Fuente: Balanza de pagos. Banco de la República.

Cuadro 3. PARTICIPACIÓN DEL SECTOR PETRÓLEO EN BOP 1994-2003

Gráfico 6. PRECIO INTERNACIONAL DEL PETRÓ-LEO WTI

Fuente: Agencia Internacional de Energía.

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públicas no se reducen a ello. Como en cualquierotro sector, Ecopetrol y las compañías privadas pa-gan impuestos y contribuciones. Dentro de estas seincluyen los dividendos que entrega Ecopetrol a laNación (su socio mayoritario). Además, la Nación ylos entes territoriales reciben regalías sobre la pro-ducción de hidrocarburos. A continuación se anali-za la evolución del impacto fiscal de Ecopetrol4.

La evolución del balance fiscal de Ecopetrol du-rante los últimos 10 años está dividida en dos clarasetapas: antes y después de 1998. En el Gráfico 7 sepuede ver que la mayoría de los balances fiscalesde la empresa entre 1993 y 1997 fueron negativosaunque pequeños. En promedio, -0,21% del PIB.Durante esa época, la seguridad social era la únicarama del sector público descentralizado que hacíacontrapeso al creciente déficit del Gobierno Nacio-nal Central (GNC) y al deterioro de otros descentrali-zados, como las entidades regionales y locales y lasempresas del sector eléctrico.

A partir de 1998, Ecopetrol se convirtió en la se-gunda entidad descentralizada más importante enel balance del Sector Público no Financiero (SPNF).El pico de producción nacional de crudo en 1999 yel continuo aumento de su precio en los mercadosinternacionales desde 2000, explican este cambioradical. En el cierre fiscal del año pasado, el supe-rávit de la empresa cubrió un 10% del déficit delGNC. Ecopetrol mejoró sustancialmente su superávitfiscal en 2003 frente al resultado de 2002, pues pa-só de 0,2% a 0,55% del PIB.

Es necesario establecer la diferencia que existe en-tre el superávit fiscal de Ecopetrol y los excedentesfinancieros que transfiere a la Nación. El superávitfiscal de la empresa, y de cualquier otra entidaddescentralizada que haga parte del SPNF, es la dife-rencia entre sus ingresos y sus gastos. En el caso deEcopetrol, el grueso de los ingresos proviene de laexportación de crudo y derivados y de las ventasnacionales de derivados. Los gastos de la empresaabarcan un conjunto más amplio de rubros. El másimportante está conformado por los gastos en ope-ración comercial, donde están incluidos los gastoslaborales que en 2003 representaron 1,72% del PIB

y 36% de los gastos totales de la empresa. Ahorabien, los excedentes financieros que Ecopetrol trans-fiere al Gobierno Central se consideran un gastopara la petrolera y como tal se descuentan del ba-lance fiscal. Su valor en 2003 ascendió a $1.081miles de millones, 10% del gasto total de Ecopetroly 64% del total de los excedentes financieros reci-bidos por el GNC.

La evolución como porcentaje del PIB de la transfe-rencia entre Ecopetrol y el gobierno también sepuede dividir en dos periodos. Entre 1991 y 1999,la transferencia estuvo alrededor de 0,2% del PIB. Apartir de 2000 hasta la fecha, la transferencia pro-medio aumentó hasta 0,5% del PIB. A inicios de

4 También, el consumo de derivados del petróleo en el mer-cado nacional da origen al pago de impuestos indirectos, querecauda Ecopetrol para transferir a la Nación.

Gráfico 7. BALANCES FISCALES

Fuente: Confis.

-8

-7

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

EcopetrolGNCSPC

(% d

el P

IB)

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003


septiembre se dio a conocer el documento Conpesque determina el valor de la transferencia en el pre-sente año para todas las empresas en las que elEstado tiene algún grado de participación5. Unavez más, Ecopetrol será el principal contribuyenteentre todas las entidades involucradas con 78% deltotal. La petrolera entregará al GNC, en lo que restadel año, $1.158 miles de millones; aproximadame-nte 0,47% del PIB. La cifra es muy similar al montoanual transferido durante los últimos cuatro años.El Gráfico 8 muestra la evolución de las transferen-cias de Ecopetrol al GNC.

La reforma institucional del año pasado trajo consi-go un importante cambio para el carácter jurídicode Ecopetrol. Antes de la reforma, la petrolera eraconsiderada como una Empresa Industrial y Comer-cial del Estado (EICE) no societaria. Con la reforma yla separación de las funciones entre Ecopetrol y laAHN, la estatal petrolera se convirtió en una EICE poracciones, también conocida como Ecopetrol S.A.Una consecuencia directa de esta reforma consisteen que el procedimiento para determinar los recur-

sos que la empresa debe transferir al GNC cambiaráa partir de este año.

El Diagrama 1 resume el cambio en el procedimien-to. Como lo indica el Estatuto Orgánico de Presu-puesto, el Ministerio de Hacienda, en conjunto conel Departamento Nacional de Planeación, estable-ce el valor de los recursos de las EICE a los que tienederecho el Gobierno Central. Hasta 2003, estos re-

5 Documento Conpes No. 3308 "Distribución de los excedentes financieros de 2003 de los establecimientos públicos, empresasindustriales y comerciales del estado y sociedades de economía mixta".

Gráfico 8. TRANSFERENCIAS DE ECOPETROL ALGNC

Fuente: Confis.

0,12

0,230,21 0,21

0,230,21

0,180,20 0,18

0,46

0,53 0,54

0,48 0,47

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

(% d

el P

IB)

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

Diagrama 1PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA TRANSFERENCIA DE ECOPETROL

AL GOBIERNO CENTRAL

Fuente: Fedesarrollo con base en documento DIFP-SPSD-07 de la Subdirección de programación y seguimiento del sector descentraliza-do - Dirección de Inversiones y Finanzas Públicas - Departamento Nacional de Planeación.

80% del excedente financiero = Patrimonio – capitalsocial – reserva legal – superávit por donaciones.

Participación de la Nación en el capital x Utilidad neta adistribuir = utilidad neta del ejercicio – reserva legal – reservaestatutaria + liberación de reservas de ejercicios anteriores.

EICEno societarias

EICEsocietarias

Ecopetrol hasta 2003

Ecopetrol a partir de 2004

Máximo valor de latranferencia acorde con un

pronóstico de efectivo

Valor esperado de lastransferencia en el

Plan Financiero

Valor final de latransferencia

(Conpes)

Recursos financieros a los que tiene derecho el GNC


cursos dependían de los excedentes financieros ylas expectativas de liquidez de la empresa (pronós-tico de efectivo). A partir de 2004, el monto se de-fine en función de las utilidades netas a distribuir.En ambos casos, esta cifra establece una cota supe-rior para el Conpes, quien debe definir el valor finalde la transferencia.

La transferencia definitiva no copó la totalidad delos recursos a los que tenía derecho la Nación elaño pasado. En general, el monto que efectivamen-te se transfiere suele depender más de lo estableci-do en el Plan Financiero a comienzo de año quedel potencial financiero de la empresa. El Gráfico 9muestra estas cifras.

Tanto en 2001 como en 2002, el valor definitivo dela transferencia fue muy cercano al máximo esta-blecido por las expectativas de liquidez. Por elcontrario, en 2003 el Conpes determinó una trans-ferencia por el 50% del pronóstico de efectivo,muy cercana al valor previamente establecido en elPlan Financiero.

En el Gráfico 10 se presenta la evolución de los re-cursos fiscales que genera Ecopetrol por conceptode regalías e impuesto a la renta. Las regalías con-sisten en una compensación al Estado por la extrac-ción y comercialización de recursos naturales no re-novables y su monto depende del nivel de la produc-ción y del precio en boca de pozo de cada campo.Entre 1990 y 2003, Ecopetrol pagó regalías equiva-lentes a 0,68% del PIB, promedio anual, a departa-mentos, municipios y al Fondo Nacional de Rega-lías. Entre 1999 y 2003, Ecopetrol fue responsablede aproximadamente la mitad de las regalías porpetróleo en el país. El 50% restante fue pagado porlas demás empresas petroleras. Este porcentaje esmuy cercano al esquema de repartición de la pro-ducción entre Ecopetrol y las demás empresas enlos principales contratos de asociación vigentes.

Gráfico 9. COMPONENTES DE LA TRANSFEREN-CIA DE ECOPETROL AL GNC 2001-2003

Fuente: Confis. DNP.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

2001 2002 2003

(Mile

s de

mill

ones

de

peso

s)

Excedente financiero EcopetrolExcedente financiero al cual tiene derecho la NaciónProyección de efectivoValor en el Plan FinancieroValor definitivo de la transferencia

Gráfico 10. OTROS RECURSOS FISCALES GENERA-DOS POR ECOPETROL

Fuente: Confis y DNP.

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

RegalíasImpuesto a la renta

(% d

el P

IB)

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

Ecopetrol también genera recursos fiscales a travésdel pago del impuesto a la renta. La empresa es unode los mayores contribuyentes en el país. Durantela década pasada 3% del recaudo total del impues-to a la renta provino de ella. Los buenos resultadosde la industria del petróleo a inicio de esta décadapermitieron que esta fracción aumentara a 6,3% en2001, 5,8% en 2002 y 7,4% en 2003.


D. Situación actual del petróleo en Colombia

A pesar de la caída de 6% en la producción nacio-nal de crudo que pasó de 578 mil barriles diarios en2002 a 541 Kbpd en 2003, los resultados de Ecope-trol han sido mejores a lo esperado debido al com-portamiento favorable de los precios internaciona-les, las nuevas estrategias en la venta de productosrefinados y la reestructuración de la empresa.

Las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena al-canzaron records históricos en términos de carga.Durante 2003 se cargaron 299 mil barriles diarios,5% por encima de la carga del año anterior. Losprogramas de optimización y de mejoramiento dela confiabilidad y su estrategia de mercadeo orienta-da hacia los consumidores finales permitieron me-jorar el negocio de las refinerías. La refinería de Car-tagena se consolidó como suministradora de pro-ductos en el caribe y Estados Unidos. Todo esto re-presentó un aumento de 8,6% en los barriles de re-finados exportados, que hizo que por primera vezlos ingresos de Ecopetrol por la exportación de pro-ductos refinados superaran los de crudo (US$907millones versus US$767 millones).

Los mayores ingresos percibidos por el incrementoen el volumen de refinados y en los precios de cru-do y derivados contribuyeron a aumentar los ingre-

sos de Ecopetrol. Por su parte políticas de austeri-dad en los gastos permitieron optimizar la planta depersonal y reducir algunos costos operacionales. Alfinal, las utilidades alcanzaron $1,6 billones, 19%superiores a las de 2002 y las más altas de la historia.

Además, la actividad exploratoria en el país casi setriplicó en términos de pozos perforados. Mientrasque en 2002 se perforaron 10 pozos A3 y 5 pozosde delimitación, en 2003 se alcanzaron 28 y 14pozos respectivamente. Así mismo, los kilómetrosde sísmica sobrepasaron la meta en 73%. Estas ac-tividades permitieron incorporar 104,5 millones debarriles (Mbls) a las reservas probadas. El Cuadro 4presentan los principales resultados en materia deexploración. Ecopetrol participó con un 28% de lainversión en exploración mientras que las compa-ñías asociadas financiaron el 72%.

Lo que va de 2004 ha estado marcado por caídasen la producción cuyos efectos se han visto com-pensados por el comportamiento del precio inter-nacional del petróleo. La producción mantuvo suritmo de decrecimiento durante el primer semestrede 2004. En este periodo se produjeron 528 milbarriles diarios en promedio. Esto contrasta con elprimer semestre del año anterior en la producciónalcanzó 546 kbpd lo que representa una caída de3% y es sólo un 60% de lo que se produjo al día enpromedio durante el primer semestre de 1999.

Cuadro 4. ACTIVIDAD EXPLORATORIA

Indicador Unidad Real 2002 Resultadodiciembre 31-03

Incorporación Nuevas Reservas (Comercialidades y revaluaciones) Mbls 114 104,5Hidrocarburos descubiertos no delimitados Mbls 125 106,6Perforación pozos A3 Unidades 10 28Nuevos contratos asociación Unidades 14 21Sísmica (2D + 3D) km. equivalentes 2.068 3.470

Fuente: Ecopetrol, Informe anual 2003.


De acuerdo con la información presentada en la ba-lanza de pagos, las exportaciones al primer trimes-tre de 2004 cayeron 8% en volumen con respectoal promedio de 2003. Sin embargo, su valor trimes-tral es consistente con una estabilización del valorde las exportaciones pues representa la cuarta partedel valor exportado el año pasado. Es decir, de man-tenerse el precio del crudo en niveles altos duranteel resto del año, se podría compensar la caída en elvolumen exportado. Esto es probable debido a queel precio WTI durante este año ha presentado unaclara tendencia al alza, especialmente a partir demayo. En el primer semestre tuvo un promedio deUS$37 dólares por barril y durante julio y agosto seelevó a US$43 dólares por barril. Estas condicionesfavorecen a Colombia mientras conserve su condi-ción de exportador. La bonanza en el precio del pe-tróleo también ha tenido un impacto positivo sobrelas regalías por producción de crudo.

Por otra parte el incremento en el precio del petró-leo afecta la política de eliminación de subsidios ala gasolina emprendida por el gobierno. El gobier-no a través de Ecopetrol ha invertido cuantiosos re-cursos para subsidiar el precio de los combustiblesen Colombia. El subsidio se presenta pues en lugarde vender el crudo a precio internacional en el mer-cado, Ecopetrol utiliza el petróleo colombiano paracargar sus refinerías y ofrecer gasolina localmente abajo precio. Así la empresa deja de percibir ingre-sos fiscales, lo que constituye un subsidio implícitoa los consumidores de combustibles. Este esquemafavorece más a los estratos socioeconómicos altosde la población, pues es este grupo el más intensivoen consumo de combustibles.

Consciente del alto costo que impone el sistema desubsidios a los combustibles al fisco, y de que losprecios internos deben reflejar el costo de oportu-nidad del recurso, el gobierno implementó desde

1999 un esquema para desmontar los subsidios. Lameta del gobierno era eliminar completamente elsubsidio a la gasolina corriente antes de terminar2004. Así, a partir del primero de enero de 2005 loscolombianos pagarían un precio de mercado, acor-de con la evolución del precio internacional del pe-tróleo de largo plazo. Durante 2003 los subsidiosque Ecopetrol generó sobre la venta de derivadosascendieron a $2,9 billones (1,3% del PIB). De estemonto, 46% correspondió a subsidios a la gasolinay el resto a otros derivados. El subsidio promedio ala gasolina durante 2003 estuvo cerca de $540 pesospor galón, 13% del precio promedio de venta.

La evolución de los precios del petróleo duranteeste año no ha contribuido al logro de la meta. Lasfuertes alzas en el precio limitaron la capacidad delas autoridades para fijar un precio interno que re-fleje las condiciones del mercado externo. A pesarde que la formula de desmonte supone un preciode largo plazo WTI de US$26 por barril, la claratendencia al alza de los últimos meses en el merca-do genera algunas dudas sobre la estabilidad deeste referente en el tiempo. El precio de la gasolinaha aumentado 12% en lo corrido del año hasta sep-tiembre mientras que el precio internacional del pe-tróleo se ha encarecido 34%.

1. Relaciones laborales

Finalmente, durante el primer semestre del año con-cluyó el conflicto laboral más largo de la historia deEcopetrol. Había comenzado cuando en noviem-bre de 2002 la administración denunció la conven-ción colectiva con el fin de garantizar la viabilidadfinanciera de la empresa y el sindicato presentó unpliego de peticiones orientado a mantener las pre-bendas que lo han caracterizado. El conflicto entrelas partes no se pudo resolver por lo que se confor-mó un tribunal de arbitramento integrado por re-


presentantes de la empresa, el gobierno y la UniónSindical Obrera. En diciembre de 2003 el tribunalprofirió el laudo arbitral que dirimía el conflicto.Las decisiones favorecieron a la empresa y no lle-naron las expectativas de la USO. Esto y las reformasa la política petrolera contempladas en el decreto1760 de 2003 llevaron a que estallara la huelga enabril de este año. Las partes llegaron a un acuerdoel 26 de mayo que puso fin a 37 días de huelga y re-sultó en 248 funcionarios despedidos por parar lasactividades asociadas a un servicio público.

Todo este proceso arrojó resultados positivos desdeel punto de vista administrativo de la empresa puesflexibilizó sus procedimientos. En adelante Ecope-trol podrá contratar con terceros algunas activida-des de la industria y todas las que a pesar de no per-tenecer a la industria eran desempeñadas por susfuncionarios (por ejemplo el suministro de alimen-tos y administración de escuelas). Además, los tra-bajadores nuevos no accederán al régimen espe-cial de pensiones ni tendrán el beneficio del impe-dimento de despido sin causa justa después de 16meses de labores. Los ascensos se basarán en méri-tos y no únicamente en antigüedad. Sin duda estoscambios generarán un ahorro en los gastos de laentidad y permitirán una mayor concentración deesfuerzos en el desarrollo del negocio petrolero.

E. Las perspectivas

Las perspectivas en materia de producción y expor-taciones de petróleo no son alentadoras. La falta denuevos descubrimientos de petróleo en los últimosaños ha ocasionado una caída en la producción yun agotamiento de las reservas. Cifras de Ecopetrolindican que de no cambiar esta situación, Colom-bia se convertiría en importador de petróleo en2007. Más aún, en 2005 tendría que comprar cru-do a precio internacional a los productores asocia-dos para abastecer las refinerías. En ese sentido, el

nuevo diseño institucional, implementado adecua-damente, ofrece la posibilidad de mantener la au-tosuficiencia petrolera en los próximos años.

La caída en la producción afectaría la Balanza dePagos y tendría graves repercusiones en materia fis-cal. Como ya se vio, a pesar de la caída en el pro-ducción de los últimos años, Ecopetrol ha contri-buido con el ajuste fiscal del Sector Público Conso-lidado de manera importante. El año pasado lo hizocon 0,6% del PIB y se espera que este año su ba-lance represente 0,7% del producto. En esta sec-ción se analiza la evolución probable de la indus-tria petrolera, las expectativas de exploración, deproducción, exportaciones, precios y contribucio-nes en materia fiscal.

1. Exploración

Con la reforma institucional del año pasado, la in-corporación de reservas pasó a ser una responsabi-lidad de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.Sin embargo, dentro de la metas de Ecopetrol se en-cuentra incorporar reservas de petróleo y gas pormil millones de barriles directamente y en asociocon terceros entre 2004 y 2007.

Para 2004 se espera que Ecopetrol invierta US$120millones en exploración. Con estos realizaría estu-dios de prospección a través de actividad sísmica2D (300Km) y 3D (700Km) y el 60% de los recursosse utilizarían para la perforación de 9 prospectos enasocio con compañías privadas. De materializarselas expectativas asociadas a la actividad exploratoriade los próximos años, podrían ganarse tres años deautosuficiencia petrolera en Colombia. Entre los pros-pectos se encuentra el pozo Gibraltar, en el que losestudios ya muestran que con un 90% de certeza seencuentra un equivalente de 120 millones de barri-les de petróleo, lo que lo convertiría en uno de losprincipales descubrimientos realizados directamente


por Ecopetrol en su historia. Y el hallazgo abre unanueva frontera exploratoria en el sector norte delPiedemonte Llanero. También, Ecopetrol en asociocon Petrobras y Exxon-Mobil se lanzará a explorarel mar en busca de hidrocarburos en la zona Tay-rona. Este contrato es el tercero en firmarse desde lacreación de la ANH y ya hay 14 más aprobados.

En la medida en que se logre atraer capital extranje-ro que aporte recursos y tecnología, aumentará laprobabilidad de éxito del proceso. En todo casohay que destacar que la ANH debe implementar unaestrategia que permita contar con información re-levante sobre el subsuelo colombiano y su poten-cial petrolero de manera que los inversionistas sevean cada vez más atraídos a iniciar la exploracióny eventual explotación de nuevos campos.

2. Producción y exportación

La inversión de Ecopetrol en producción y explota-ción para los próximos 4 años alcanzará un total deUS$1,7 billones. Para 2004 la inversión en explota-

ción será de US$345 millones de los que sólo el14% se destinará al sostenimiento de la producciónbásica (430kbpd). Entre estos se destaca Cusiana-Cupiagua y Cravo Norte y Apiay en menor medida.El 78% de la inversión se utilizará en 25 nuevosproyectos que permitan un mayor crecimiento yaceleración de la producción.

Los escenarios de producción futura varían en fun-ción del desarrollo y éxito de las inversiones pro-puestas para ampliar las reservas de petróleo. Bajoun escenario pasivo, esto es con la realización delas reservas probadas hasta el momento y sin nin-gún esfuerzo adicional en materia de exploración oproducción incremental, Ecopetrol se vería obliga-do a importar crudo a partir de 2007.

Por su parte, el desarrollo de los proyectos de inver-sión en exploración y producción enunciados per-mitiría la satisfacción de la demanda interna hasta2010, con lo que se retardaría la fecha de inicio deimportación de crudo. El Gráfico 11 presenta la evo-lución de la producción y la exportación de petró-

Grafico 11ESCENARIOS DE PRODUCCIÓN Y EXPORTACIONES*

Producción Exportaciones

* Incluye ampliación de la Refinería de Cartagena.Fuente: Ecopetrol y cálculos de Fedesarrollo.

0

100

200

300

400

500

600

Escenario medio

Escenario bajo

Escenario alto

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

(Mile

s de

bar

rile

s di

ario

s; k

bpd)

-200

-150

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-50

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100

150

200

250

Escenario medio

Escenario bajo

Escenario alto

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

(Mile

s de

bar

rile

s di

ario

s; k

bpd)


leo para varios escenarios. De acuerdo con la infor-mación del Plan de Inversiones de Ecopetrol el es-cenario medio de producción parecería el más pro-bable por cuanto incluye las inversiones que enefecto espera realizar la empresa en el próximocuatrienio. Sin embargo, es difícil anticipar la via-bilidad fiscal de las inversiones de la empresa esta-tal así como el impacto que el nuevo contratotendría sobre la inversión privada en el sector. In-cluso, las dificultades de financiación de la amplia-ción de la refinería de Cartagena podrían compro-meter el proyecto, lo que no aumentaría las necesi-dades internas de crudo para refinación de la formaque se proyecta hasta ahora.

3. Precio internacional

Bajo las condiciones actuales, altos niveles en elprecio del petróleo pueden resultar favorables parala economía colombiana. Sin embargo, con pers-pectivas inciertas sobre la autosuficiencia petrolerahacia el futuro, la situación podría cambiar. El pre-cio del petróleo como el de cualquier otro bien estádeterminado por las tendencias en la oferta y la de-manda. La demanda depende principalmente delcrecimiento de la economía mundial y en menor me-dida del desarrollo de fuentes alternativas de ener-gía. La oferta depende de las reservas mundiales, delas decisiones de la OPEP que mueve sus cuotas paracontrolar los cambios en los precios y de las condi-ciones de seguridad de los países productores.

Con una perspectiva de corto plazo, se puede espe-rar que los precios sigan altos en los próximos me-ses. La demanda por parte de Estados Unidos se man-tiene bastante alta a pesar de la reciente desacele-ración. La necesidad de la China de consumir pe-tróleo que va desde la generación de energía hastala producción de petroquímicos también ha contri-buido al incremento en el consumo mundial de

petróleo que este año ha sido de 3%, mucho mayoral esperado. En cambio, por el lado de la oferta lasperspectivas de crecimiento no son satisfactorias.Los conflictos laborales en Yukos, la estatal petrole-ra Rusa, y los políticos en Venezuela podrían ame-nazar la producción de estas dos naciones. Tam-bién preocupan las condiciones de seguridad enlos países productores, se temen futuras interrup-ciones en las exportaciones de Irak y posibles ata-ques terroristas que minen la infraestructura petro-lera en Arabia Saudita. De presentarse estos hechosse generaría un exceso de demanda y el consecuen-te aumento de los precios. Pero incluso, la simpleexpectativa de que ocurran afecta el mercado ha-cia el alza.

De acuerdo con las proyecciones del consenso deanalistas de América Latina LACF, para noviembrepodría relajarse un poco la situación aunque losprecios se mantendrían altos. En el Gráfico 12 se pre-senta la evolución de los precios hasta agosto deeste año y las expectativas del promedio de LACF pa-ra los próximos meses. Hay que destacar que ladesviación entre los analistas es alta, algunos espe-ran que para noviembre de este año el precio WTI

Gráfico 12. PERSPECTIVAS DE PRECIO

* Esperado.Fuente: AIE y LACF.

26,2

31,1

38,237,5

33,7

26,0

25

27

29

31

33

35

37

39

41

(WTI

USD

por

bar

il)

2001

2002

2003

Ene-

ago

2004

Nov

-04*

Ago

-05*


continué alrededor de US$45pb y que dentro de unaño se ubique en US$47,5pb. En cualquier caso lasexpectativas han aumentado sustancialmente conrespecto al año anterior cuando se esperaba quepara final de noviembre de este año el WTI estuvieraen US$25,8pb y nadie imaginó que superara losUS$30pb.

En el más largo plazo, las proyecciones de la Agen-cia Internacional de Energía muestran que los próxi-mos 15 años serán más dinámicos en materia decrecimiento de la demanda de lo que fueron lasdécadas anteriores. El promedio de crecimiento dela demanda se acercará a 2% anual. Los crecimien-tos más dinámicos se esperan en Estados Unidos, elmayor consumidor del mundo y en China. Entreambos países consumen cerca del 40% del crudoque se produce en el mundo. De acuerdo con elFondo Monetario Internacional (2003) considera-ciones ambientales y nuevos desarrollos en materiade energía basada en hidrógeno podrían cambiarlas tendencias de la demanda de petróleo a futuro.En cuanto a la oferta, la Agencia Internacional deEnergía (2004) prevé que en un plazo más largo nohabrá inconvenientes para satisfacer la demanda loque dejaría el precio en niveles estables alrededorde US$25 (en dólares de 2002) hacia 2015.

4. Impacto fiscal

El comportamiento futuro de la transferencia anualde excedentes financieros o utilidades de Ecopetrolserá un importante determinante del déficit delGobierno Central. Las proyecciones que se presen-tan a continuación se basan en un trabajo realizadopor Fedesarrollo en 2003 para la Unidad de Pla-neación Minero Energética del Ministerio de Minasy Energía (González, Zapata et al., 2003). Los prin-cipales supuestos utilizados son sendas de produc-ción, precios, inflación y devaluación nominal pro-

medio anual entre 2004 y 20106. La producciónutilizada en todas las proyecciones corresponde alescenario intermedio que Ecopetrol presentó en suPlan de Negocios 2004-2008.

Los principales determinantes de la transferenciade recursos que Ecopetrol podrá hacer al GNC seránla producción en manos de la empresa y la cotiza-ción internacional del crudo. El actual gobierno hatomado medidas para promover la exploración yampliar nuevamente las reservas del país. Sin em-bargo, el efecto de estas políticas sobre la produc-ción ocurrirá hacia el final de la presente década.Es poco probable que la senda de producción de-creciente de los próximos 5 años sufra grandes cam-bios. Esto indica que en el corto plazo las variacio-nes en los precios internacionales determinarán loscambios en las transferencias de Ecopetrol. En todocaso, lo más seguro es que la transferencia a la Na-ción caiga. Para que ello no ocurra, se requeriría unincremento en el precio WTI que es poco probable7

(ver Gráfico 13).

Un escenario mucho más factible es esperar que lacotización internacional de crudo retorne a los ni-veles previos a la guerra EEUU - Irak en el medianoplazo (2010), cuando el precio oscilaba entorno alos US$25 por barril (promedio de 2002). Bajo estesupuesto, el deterioro de la transferencia es gradualpero profundo. Año tras año, este monto caería 0,05%del PIB, en promedio, hasta alcanzar cerca de 0,14%del PIB en 2010. Este nivel es inferior incluso al valor

7 Si se supone la senda más probable de producción: reservasmás portafolio de inversiones.

6 Los supuestos macroeconómicos utilizados son los siguien-tes: Inflación anual 2004: 6%, 2005: 5%, 2006-2010: 4%. Deva-luación nominal promedio anual 2004: 2,9%, 2005: 8,4%,2006: 5,2%, 2007: 4,6% 2008-2010: 4%.


promedio de la transferencia durante la primera mi-tad de la década de los noventa (ver Gráfico 14).

Otro posible escenario consiste en una caída delprecio del petróleo mucho más rápida pero a un ni-vel ligeramente mayor. Por ejemplo, si se suponeque el precio promedio de 2005 cae al nivel prome-dio de 2003 (US$31 por barril) y no cambia duran-te el resto de la década, la transferencia sufre un

choque negativo de 0,12% del PIB en el primer añoy continua cayendo año tras año 0,03% del PIB has-ta 2010. Al finalizar la década, la transferencia re-tornaría al nivel promedio entre 1992 y 1999 (0,2%del PIB) (ver Gráfico 14).

En conclusión, el Gobierno Central debe ser con-ciente del pronto deterioro que puede sufrir una desus más importantes fuentes de liquidez. Indepen-dientemente de qué tan rápido se ajusten los pre-cios internacionales del crudo, el déficit del Gobier-no Central enfrenta un riesgo adicional por estaproblemática. Lo más probable es que la transferen-cia que Ecopetrol genera comenzará a caer a partirde 2005 y el plan financiero del próximo año yacontempla esta posibilidad. El Gobierno espera unatransferencia por un poco más de un billón de pe-sos; cerca de 0,4% del PIB. Hay que resaltar que elbalance del GNC puede deteriorarse a menos que seactúe sobre las ramas de gasto e ingreso con ma-yor poder de discreción.

5. Refinería de Cartagena

El Plan Maestro de la Refinería de Cartagena buscaampliar la capacidad de producción de la Refineríade 75.000 a 140.000 barriles diarios. Además sebusca la actualización tecnológica para un mayoraprovechamiento de la infraestructura y mejor cali-dad ambiental de los combustibles. Con este pro-yecto Ecopetrol pretende satisfacer la creciente de-manda local de combustibles para automotores yproducir gasolina que satisfaga los futuros requeri-mientos ambientales, locales y a nivel internacio-nal con miras a su exportación.

Aunque los objetivos son loables, el costo de la in-versión para una empresa estatal en un país con lasrestricciones fiscales y las necesidades de inversiónsocial que tiene Colombia es excesivo. El proyectodemanda inversiones por US$806 millones, US$200

Gráfico 13. PRECIO DEL PETRÓLEO NECESARIOPARA QUE LA TRANSFERENCIA DE ECOPETROL ALA NACIÓN SE MANTENGA CONSTANTE

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2008

2009

2010

Fuente: Energy Information Administration. Proyecciones deFedesarrollo.

Gráfico 14. PROYECCIONES DE LA TRANSFEREN-CIA DE ECOPETROL A LA NACIÓN

Fuente: Ecopetrol. Proyecciones de Fedesarrollo.

0,12

0,23 0,23

0,18 0,18

0,46

0,530,54

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0,10

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Transferencias como% del PIB

Precio caelentamente hastaUS$ 25 en 2010

Precio cae en2005 a US$ 31y se estabiliza

Plan financiero2005

1991

1992

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1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

EICE no societaria EICE societaria


millones más de lo que inicialmente se programó yen la actualidad parece tener rentabilidad negativapues con ese tamaño de inversión, para ser eficien-te requeriría una producción de 300.000 barrilesdiarios. El gobierno ha señalado que el impactofiscal de financiar las inversiones del Plan Maestrode la Refinería de Cartagena únicamente con recur-sos públicos (de Ecopetrol) representaría US$684millones y que sería necesario contar con partici-pación privada al menos por el monto en que sesubestimaron los costos.

Además de las consideraciones fiscales, hay quetener en cuenta que Ecopetrol es ahora una empre-sa que compite con las multinacionales por la ex-ploración y explotación del recurso en el territoriocolombiano. Embarcarla en una inversión de talesdimensiones y con rentabilidad incierta sería com-prometer su capacidad de avanzar en otros aspec-tos lo que podría minar su capacidad de acción. Laexperiencia internacional muestra que la asocia-ción con inversionistas privados en este tipo denegocios suele resultar mejor para todos. El gobier-no debe procurar que así se haga, en un proceso enel que la capitalización privada se realice a travésdel mercado. Así se podría garantizar mayor trans-parencia en la cuantificación de los impactos ma-croeconómicos, sectoriales y ambientales del pro-yecto que hasta ahora no se conocen con detalle.

De acuerdo con las últimas discusiones del Conpes,se conformará un fiduciaria para buscar la mayorparticipación privada posible en el proyecto. Entrelos mecanismos que se contemplan para la incur-sión de los inversionistas privados están la escisión,el arrendamiento e incluso se ha hablado de unaposible venta. En cualquier caso, para atraer inver-sión privada, Ecopetrol tendría que asumir el pasi-vo pensional de los 600 trabajadores que laboranen la planta y los subsidios a la gasolina se financia-rían con el Presupuesto General de la Nación.

III. CARBÓN

El año pasado buena parte del crecimiento econó-mico estuvo sustentado en el sector de la minería,liderado por oro, ferroníquel y carbón. El crecimien-to de este último mineral fue 36%, lo que aportó0,3 puntos al crecimiento de la economía en suconjunto. En la actualidad el sector funciona bajoun esquema de incentivos más favorable que el queexistía en la década de los noventa. El Estado noparticipa en la producción y se ha fortalecido comoente regulador. Este moderno esquema ha permiti-do que la actividad en Colombia se ajuste de mane-ra más eficiente ante cambios en los precios inter-nacionales y ha creado las bases para que el paísamplíe su participación futura en el comercio mun-dial de este producto.

A. Los principales cambios institucionales en elsector del carbón en Colombia en años recientes

La industria minera ha experimentado un conjuntode cambios importantes desde finales de la décadapasada, principalmente por la reestructuración delas funciones y la participación del sector públicodentro de ella. El núcleo de estas reformas ha sido laliquidación de varias empresas públicas como Car-bocol y más recientemente Minercol. En la actuali-dad el Estado colombiano cumple únicamente lasfunciones de administrador y fiscalizador del recursominero por medio del Ministerio de Minas y Energía.La columna vertebral de esta estructura se encuen-tra en el código de minas aprobado hace tres años.

1. Liquidación de Carbones de Colombia- Carbocol

El principal cambio institucional en el sector delcarbón en años recientes fue la liquidación de Car-bocol en 2000. Carbones de Colombia fue creada amediados de la década de los setenta a la luz delcontrato de asociación con Intercor, subsidiaria de


la Exxon, que daría vida al proyecto Cerrejón ZonaNorte en el departamento de La Guajira. Ademásde ser el operador, Intercor era dueña de 50% delproyecto. La producción se repartía en proporcio-nes iguales y cada empresa era autónoma en el des-tino que daba a su parte de la producción. Las prin-cipales decisiones de la mina como el nivel de pro-ducción y los proyectos de expansión se tomabanen un comité conjunto integrado por representan-tes de ambas empresas.

Debido a los altos y persistentes precios del petró-leo de la época, las proyecciones elaboradas supo-nían que el precio del carbón rondaría los US$60por tonelada al finalizar el siglo veinte, lo que con-dujo a un continuo incremento del gasto operacio-nal. La empresa generó pérdidas de manera perma-nente hasta el año 2000, cuando vendió su partici-pación en el proyecto Cerrejón. La liquidación sellevó a cabo a través de un proceso de licitación in-ternacional en el que un consorcio de tres empre-sas compró los derechos de propiedad de Carbocolsobre Cerrejón Zona Norte. Estas tres empresas, BHP

Billiton, Anglo American y Glencore International,son importantes comercializadores de recursos na-turales a nivel global y tienen participaciones enminas de otros países. En 2002, el nuevo consorciocompró el 50% restante a Intercor y meses más tar-de se creó la empresa privada Carbones del CerrejónLLC, dueña de la totalidad del proyecto.

La mina del Cerrejón siempre ha contado con ungran potencial de producción debido a su alto nivelde reservas, pero el cambio en su estructura de pro-piedad ha permitido que su funcionamiento se articu-le mejor con el mercado internacional del carbón.

2. El código de minas

El segundo cambio institucional importante en añosrecientes fue la aparición del código de minas (ley

685 de 2001) que modificó los procedimientos deregulación y licitación para la explotación mineraen el país. El núcleo del código es el contrato deconcesión, creado con el propósito de mejorar elesquema de incentivos para los agentes minerosprivados.

Un contrato de concesión minera comprende todaslas fases de la actividad: exploración, construcción,explotación o producción y cierre de la mina. An-tes del código, el agente privado debía pactar con-tratos secuenciales con el ente regulador para cadauna de las fases. Por ejemplo, las licencias de ex-ploración se asignaban en procesos separados a laslicencias de producción. Si bien no era común queun agente privado no obtuviera la licencia de pro-ducción después de haber explorado el sector, la in-certidumbre sobre la continuidad del proyecto eraun incentivo para la minería ilegal y la inversiónsubóptima en los proyectos.

El código de minas realizó una delimitación y sepa-ración de las funciones que debe cumplir el Estadoy los derechos y deberes que debe acatar el empre-sario. Esto fortaleció la definición de los derechosde propiedad y uso del recurso minero. Adicional-mente, determinó que el empresario es quien deci-de el uso y destino del mineral extraído y eliminó laposibilidad de intromisión del gobierno al respecto.

A la luz de estos dos importantes cambios en la es-tructura del sector, se presenta a continuación loque ha ocurrido con la industria nacional de car-bón en años recientes.

B. La evolución del carbón en Colombia

El carbón es el segundo recurso natural no renova-ble en importancia después del petróleo dentro dela economía colombiana. En el Gráfico 15 se mues-tra la evolución de la producción de carbón que ha


aumentado sistemáticamente desde 1981. El creci-miento ha sido más dinámico en los años recientes.La producción total de carbón en el país durante2003 llegó a 49 millones de toneladas, que repre-senta un incremento de 25% frente al nivel deproducción de 2002. El repunte de la producciónen el último año se explica principalmente por elaumento de los precios del carbón en los mercadosinternacionales.

El Gráfico 16 muestra la evolución de la participa-ción del carbón en la economía colombiana. Hace10 años, el valor agregado generado por la extrac-ción del mineral representó poco más de 0,5% delPIB. Actualmente es del orden de 1,1% del PIB.

El precio marcador calculado por McCloskey CoalInformation entre 1995 y 1999 cayó año tras añodesde su máximo histórico de US$44,5 hastaUS$28,8 por tonelada. Desde entonces la tenden-cia se ha revertido y el precio promedio en 2003retornó a los niveles de 1994 y 1995. La excepcióna esta senda de recuperación ocurrió en 2002, cuan-do el precio promedio cerró en US$31 por tonela-da (ver Gráfico 17).

En el Gráfico 18 se puede ver que el carbón es unimportante componente de las exportaciones delpaís. Colombia exportó 51 millones de toneladas oUS$1.422 millones durante 2003, lo que represen-tó 12,7% de las exportaciones totales, valor muysuperior al promedio entre 1996 y 2002 (US$930millones). Dado el tamaño relativo de las exporta-ciones colombianas, el país es un tomador de pre-cios en el mercado internacional. El precio prome-dio de las exportaciones de carbón colombiano ha

Gráfico 15. VOLUMEN DE PRODUCCIÓN DE CAR-BÓN EN COLOMBIA

Fuente: BP Statistical Review of World Energy junio 2004.

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1993

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Gráfico 16. VALOR AGREGADO DE LA EXTRAC-CIÓN DE CARBÓN

Fuente: DANE y cálculos de Fedesarrollo.

1,15

0,56

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0,2

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4

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9

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1

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4

(% d

el P

IB)

Gráfico 17. PRECIO INTERNACIONAL DEL CAR-BÓN (Marker Price- basis Northwest Europe)

Fuente: BP Statistical Review of World Energy Junio 2004.

39,9

43,5

33,7

44,5

28,8

39,3

31,7

42,5

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0

50,0

(US$

por

tone

lada

)

1988

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1997

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2000

2001

2002

2003


sido inferior al precio marcador de McCloskey, pe-ro presentó la misma tendencia decreciente entre1995 y 1999.

Hace 10 años, el 72% de la producción nacional sellevaba a cabo únicamente en los departamentosde La Guajira y Cesar. Al finalizar 2003, esta parti-cipación aumentó hasta 87%. El resto del carbón seproduce principalmente en Córdoba, Boyacá, Cun-dinamarca, Norte de Santander y Antioquia. La pro-ducción de La Guajira está divida en cinco proyec-tos, de los cuales el más importante es Cerrejón Zo-na Norte. A su vez, ocho proyectos conforman laproducción del Cesar, donde el más importante esLa Loma, concesión de la compañía estadouniden-se Drummond. Estos dos proyectos de gran enver-gadura consolidaron 66% de la producción de 2003.En el Gráfico 19 se presenta la distribución de laproducción de carbón en Colombia.

La orientación exportadora de las diferentes regio-nes productoras es muy diferente. En promedio,más del 97% de la producción de La Guajira y Ce-sar fue exportado entre 1999 y 2003. Norte de San-tander exportó 70% de su producción durante elmismo periodo de análisis. Por su parte, la partici-

pación de las exportaciones en Cundinamarca yBoyacá es mucho menor: 21% y 38%, respectiva-mente. Finalmente, casi toda la producción de An-tioquia se ha dirigido exclusivamente al mercadointerno. La minería del interior del país no cuentacon la infraestructura o la organización suficientepara exportar grandes volúmenes, aunque la cali-dad de su carbón le permitiría acceder a importan-tes mercados internacionales.

El carbón es el segundo productor de regalías en elpaís. Si bien la industria del petróleo generó aproxi-madamente 90% de las regalías mineras durantelos últimos 8 años, el carbón fue responsable del6%. Su valor promedio en los últimos tres años fueligeramente inferior a 0,1% del PIB, pero su creci-miento desde 2001 refleja la recuperación de losprecios y la producción. En cuestión de un año,entre 2000 y 2001, su valor se multiplicó por 2,5 ydesde entonces se ha mantenido en niveles históri-camente altos. Los principales receptores de estosrecursos son los departamentos de La Guajira y Ce-sar, consecuencia de su alto nivel de producción.

1. Colombia en el contexto internacional

Las principales reservas de carbón se encuentranen los países más grandes del mundo. En el Gráfico20 se muestra la distribución mundial de las reser-

Gráfico 18. EXPORTACIONES DE CARBÓN

Fuente: Balanza de Pagos - Banco de la República.

849 886936

848 861

1.179

990

1.422

0

200

400

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1.000

1.200

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ones

de

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2000

2001

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2003

Gráfico 19. DISTRIBUCIÓN DEPARTAMENTAL DELA PRODUCCIÓN DE CARBÓN 2003

Resto 13%

Cesar 42%

Guajira 45%

Fuente: UPME.


vas. A finales de 2003, Estados unidos contaba con25% de las reservas totales, seguido por Rusia (16%),China (12%), India (9%), y Australia (8%). Latino-américa alberga apenas el 2,3% de las reserva mun-diales, la mitad se encuentra en Brasil y un 29% enColombia que cuenta con reservas por 6.648 millo-nes de toneladas, aproximadamente 0,7% del totalde las reservas mundiales.

El carbón no es un bien homogéneo y su calidaddepende de diferentes factores como el porcentajede ceniza, el porcentaje de azufre y la capacidadde generación de calor. Este último criterio permitedividir al carbón en dos grandes grupos: carbonesduros con una alta capacidad de generación decalor como la antracita y el bituminoso, y un segun-do grupo conformado por los sub-bituminosos y ellignito, con una menor capacidad calórica. En ge-neral, 1,5 toneladas de carbón duro producen elmismo calor que 3 toneladas de lignito.

A finales de 2003, la antracita y el carbón bitumi-noso representaban 54% de las reservas mundiales.No obstante, existen diferencias en la composiciónde las reservas de cada país según el tipo de car-

bón. En Estados Unidos y China, las reservas se re-parten equitativamente entre ambos tipos de car-bón. La gran mayoría de las reservas colombianas(94%) pertenece a la categoría de carbones durospor lo que cubre un 73% de las reservas de este tipode carbón en América Latina. La India, Kazahastany Polonia son países con una concentración simi-lar. Todo lo contrario ocurre en Alemania, Indonesia,Rusia y Ucrania donde más del 50% de las reservasson de lignito.

La participación de Sur y Centroamérica en la pro-ducción mundial ha estado determinada por la evo-lución de Colombia. Veinte años atrás, la produc-ción del país representó 0,13% de la producciónmundial. En 2003, representó 0,96%. Esto indicaque la tasa de crecimiento de la producción nacio-nal ha sido mayor, en promedio, a la tasa de creci-miento de la producción mundial durante las últi-mas dos décadas.

En general, los grandes países productores son losprincipales países consumidores de carbón. Sin em-bargo, existen diferencias importantes en el balan-ce energético de cada país. Desde hace variosaños, los principales países con un déficit energéti-co en carbón son Japón, Corea del Sur y el ReinoUnido. Incluso importantes países productores comoAlemania e India han incurrido en déficits de car-bón desde hace dos décadas. El país con el mayorsuperávit de carbón desde hace varios años es Aus-tralia, donde la industria ha sido diseñada para abas-tecer el creciente mercado asiático. Sudáfrica, Po-lonia y Colombia son países que también muestransuperávit históricos del mineral. La proporción en-tre el superávit energético y la producción de car-bón en Colombia ha aumentado de 50% a media-dos de la década de los ochenta a cerca de 90% du-rante los últimos cinco años, algo similar ha ocu-rrido con la participación de las exportaciones enla producción nacional.

Gráfico 20. DISTRIBUCIÓN DE LAS RESERVAS MUN-DIALES DE CARBÓN 2003

Fuente: BP Statistical Review of World Energy junio 2004.

25,4

15,9

11,6

8,6 8,36,7

5,03,5 3,5

2,31,2 0,7 0,7 0,6 0,5

0

5

10

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20

25

30

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(%)


C. Perspectivas

Un determinante central del comportamiento futu-ro de la producción es el nivel de reservas. Estepuede variar hacia adelante en función de la activi-dad de exploración que los agentes privados reali-cen. Aún así, el nivel actual de reservas es un buenindicador de la capacidad de explotación a futuro.Las reservas medidas de carbón de todo el país ajunio de 2004 sumaron un poco menos de 7.000millones de toneladas y 84% de ellas se encontra-ban en La Guajira y Cesar. Con el ritmo actual deproducción, llevaría 178 años agotar la totalidadde las reservas medidas nacionales. Este indicadores conocido como la proporción reservas a produc-ción y su valor para el mundo entero es 192 años.El único departamento donde este indicador es ma-yor al promedio nacional es La Guajira, donde eltiempo de agotamiento de las reservas es 217 años.El departamento productor con la menor relaciónentre reservas y producción es Boyacá, con 110años (ver Gráfico 21).

Otro importante factor para determinar el compor-tamiento del sector en el futuro es la calidad de las

reservas. En general, el carbón colombiano es reco-nocido en el mundo por su bajo nivel de azufre yceniza y su alta capacidad de generación calórica.Sin embargo, las principales características del car-bón varían entre departamentos e incluso dentro deellos. El carbón de La Guajira tiene la menor concen-tración de azufre y cenizas de todo el país, pero elcarbón de Cundinamarca, Boyacá, Santander yNorte de Santander logra una mayor capacidad degeneración de calor. Con el fin de aumentar la orien-tación exportadora de estas regiones del país es ne-cesario reducir los costos de transporte a puerto degrandes volúmenes. También es necesario solucio-nar la extrema fragmentación de los productoresque ha llevado al uso de tecnologías poco eficien-tes en la extracción del mineral.

De acuerdo con cifras de la UPME, la producción na-cional aumentará de 50 millones de toneladas en2003 a 73 millones en 2010, un crecimiento de46%. Algo similar ocurrirá con las exportaciones.Estas cifras se pueden observar en el Gráfico 22.Carbones del Cerrejón espera aumentar sus expor-taciones en 7 millones de toneladas entre este añoy 2007, cuando alcanzaría los 30 millones de tone-ladas. Según la empresa, este incremento podrárealizarse sin ampliar la capacidad instalada. Sóloa partir del 2008 sería necesario realizar tales pro-cesos, en función de la perspectiva del mercado in-ternacional del mineral. Por su parte, Drummondespera aumentar sus exportaciones anuales a 30 mi-llones de toneladas para el final de la presente dé-cada. En últimas, el comportamiento de ambos pro-yectos jalonará las exportaciones totales del país de45 millones de toneladas en 2003 a 69 millones en2010. Gracias a este crecimiento, Colombia llega-ría a abastecer 1,5% de la demanda mundial decarbón para el consumo de energía al finalizar aldécada, 0,4 puntos por encima de su participaciónactual.

Gráfico 21. PROPORCIÓN ENTRE RESERVAS YPRODUCCIÓN ANUAL DE CARBÓN

192,0

217,6

178,7164,0

128,8 124,0110,0

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

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(Año

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Fuente: UPME.


IV. CONCLUSIONES

La explotación de los recursos naturales no renova-bles es de gran importancia para Colombia. Ade-más de proveer un monto importante de divisas porsu exportación, se generan recursos fiscales quecontribuyen a fortalecer los insuficientes recursospúblicos del país. Por ser intensivo en inversión, laexplotación de petróleo y carbón depende de losincentivos y los arreglos institucionales que rijan laactividad. Así, las modificaciones recientes en am-bos sectores permiten ser optimistas sobre las pers-pectivas de la actividad.

Los cambios introducidos a nivel institucional en elúltimo año en el sector petrolero fueron resultadode una evaluación alarmante sobre el futuro delpaís en materia de viabilidad y autosuficiencia. Lasexperiencias internacionales indican que estas re-formas parecen estar en la dirección correcta y queColombia podría recuperar su atractivo como des-tino de la inversión para exploración y explotaciónde petróleo. En el sector de carbón las reformas yhan mostrado sus frutos y hoy el sector funciona deforma más eficiente que hace unoS años y tieneperspectivas de crecimiento a nivel mundial.

Si bien la coyuntura actual presenta condicionesespeciales que han mantenido el precio del petró-leo en niveles bastante altos, se sabe que su nivelde largo plazo es más del doble de lo que se creíaen 1999. Por esto es importante lograr mantener laautosuficiencia y trabajar para que también se pro-longue la capacidad exportadora. Así se podránrealizar las ganancias en materia fiscal y comercialde un precio alto.

El gobierno tiene un gran reto. Por una parte, con-seguir que la Agencia Nacional de Hidrocarburoslogre incorporar nuevas reservas y por otra hacerde Ecopetrol una empresa competitiva y viable fi-nancieramente sin olvidar las restricciones fiscalesque enfrenta el país. Hasta ahora las intenciones defirma de nuevos contratos y el manejo de las rela-ciones laborales y la búsqueda de alternativas finan-cieras para la ampliación de la refinería de Cartagenason muestras de que se ha afrontado el reto de ma-nera adecuada. Habrá que esperar a ver los resulta-dos en materia de actividad petrolera que inscribanal país en la senda de recuperación de su capaci-dad productora. Vale recordar el ejemplo de ISA quepor sus buenas prácticas ha podido emprenderinversiones en infraestructura fuera del escrutiniode las cuentas fiscales. Además, sus desiciones fi-nancieras son independientes de consideracionespolíticas. La participación privada en las accionesde esa empresa ha contribuido a que se desarrollenprácticas de gobierno corporativo, independenciafiscal, protección a inversionistas, entre otras.

El reto en el sector minero es continuar con el pro-ceso que parece haber sido exitoso en el caso delcarbón. Las perspectivas de la industria del carbónpara Colombia son muy favorables, no sólo por lascondiciones que existen en los mercados interna-cionales, sino por el actual diseño institucional delsector. Los cambios ocurridos durante lo corrido dela década han fortalecido y delimitado el papel tan-

Gráfico 22. PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN YEXPORTACIONES DE CARBÓN

Fuente: UPME - Minercol.

50

7369

45

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

ProducciónExportaciones

(Mill

ones

de

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s)

2004

2005

2006

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2007

2008

2009

2010


to del sector privado como del sector público. Elprimero tiene el reto de explotar al máximo las capa-cidades mineras de país y el segundo debe consoli-

dar su rol como regulador y administrador de losrecursos que le pertenecen.


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petróleo y carbón: situación actual y perspectivas

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