recursos naturales: sector energético
DESCRIPTION
No solo el petroleo es una forma de producir energia, por ellos debemos ser consientes de la necesidad de no agotar los recursos que nos permiten subsistir.TRANSCRIPT
Estructura Económica Colombiana
Gilberto Arango Londoño
Decima edición
Mc Graw Gill
Capitulo 6
Recursos Naturales: Sector Energético
La energía en el mundo
En 1994 el consumo el consumo mundial de energía primaria fue unos 178
millones de barriles equivalentes de petróleo. El petróleo represento el 37% de la
demanda, el carbón 26%, y el gas 21%, el restante lo constituye fuentes de
energía no fósiles. En los últimos 30 años a raíz de la crisis petrolera de 1974, la
OPEC multiplico por el 3 por ciento del crudo, el petróleo contribuía con el 57%, el
carbón con el 21% y el gas natural con el 15.5%. Un cambio importante en el
mundo es la preocupación por conservar o incrementar las fuentes de energía, lo
que hace producciones eficientes.
El consumo per cápita de energía ha venido en ascenso, unas veces con mayor
dinámica que otras. A mediados del siglo XVIII, con el desarrollo de las maquinas
de vapor, se disparo el consumo de energía y se inicio la revolución industrial para
la modernidad. Por ello el consumo de energía per cápita se multiplica por 45
pasando de 2.3 kilovatios hora (KW/h) hasta 105 (KW/h) para el hombre
posindustrial actual de los países del mundo en desarrollo. Para el Instituto de
Ciencias Nucleares y Energías Alternativas (INEA), Colombia presenta un
consumo de energía per cápita que llega no más a 14 KW/h, nivel que se
encuentra por debajo del promedio latinoamericano. Las sociedades
industrializadas exhiben el mayor porcentaje de consumo de electricidad en los
sectores industriales y comerciales, mientras que los subdesarrollados se
caracterizan por tener un mayor consumo en los sectores residenciales.
El planeamiento energético
En el sector energético se debe tener una planeación a largo plazo no solo por
altos costos que implica el generar una represa o una planta de generación o ir
delante de la economía. La planeación debe involucrar la coordinación de muchos
subsectores como el petróleo, el carbonífero, el hidráulico, el termoeléctrico. El
PIN y Cambio de Equidad son los planes con mayor énfasis en el sector
energético. Comisión Nacional de Energía promovió un nuevo orden en el sector,
en 1992 esta Comisión se convirtió con el Art. 20 de la Constitución en la Unidad
de Planeación Minero-Energética (UPME) del Ministerio de Minas y Energía.
También se creo la Comisión de Regulación de Energía y Gas (GREC). Con la
Ley Eléctrica se establece que la planeación del sistema interconectado nacional
se realizara a coto y mediano plazo, con la finalidad de que los planes sean
suficientemente flexibles y que cumplan con los requerimientos de calidad,
confiabilidad y seguridad establecidos por el Ministerio de Minas y Energía.
La transmisión de energía, que es un sistema nacional, permanece a cargo del
Estado y es manejada por ISA, entidad que se dividió en dos empresas: una de
Transmisión (ISAT-T) y otra de generación Isagen, ISA se convirtió en una
entidad mixta en la cual tienen acciones los particulares, las acciones se negocian
en la Bolsa Nacional de Valores.
El plan Salto Social estimo la demanda de energía eléctrica para el periodo 1995-
2007 crecería al 6.1% anual, por ello la demanda debía ser mayor con una
capacidad de generación en 2.696 MW entre 1995-2000 y 5.900 MW entre 2001-
2007. Los planes de desarrollo eléctrico cumplían programas como:
Un refuerzo en la interconexión eléctrica del Centro del País con la Costa
Atlántica.
Continuar con la electrificación rural en el país, dando mayor atención a la
creación de microcentrales hidráulicas ya que generan energía mas
barata.
Reorganizar el sector y las soluciones financieras para sortear la crisis por
la deuda externa, que aumento por la devaluación e ineficiente
administración de las empresas del sector.
Plan Nacional de Desarrollo 2003-2006, establece que el Gobierno nacional
desarrollo un programa de normalización de redes eléctricas para la legalización
de usuarios, la optimización del servicio y la reducción de perdidas, situados en los
municipios interconectados. Su financiación se hace con recursos del fondo de
apoyo para dar energía en zonas rurales. Programas de expansión eléctrica en las
zonas interconectadas, proyectos de pequeñas centrales hidroeléctricas,
construcción de nuevas redes.
Funciones y facultades de la CREG
Vigila las empresas que no son de servicios públicos y que compiten deslealmente
con las de servicios públicos y reducir la competencia de ellos. Definir los criterios
de eficiencia y desarrollar indicadores para evaluar la gestión financiera, técnica y
administrativa de las empresas de servicios públicos. Aprobar las tarifas que
pueden cobrar las empresas y fijar las normas de calidad a las que deben ceñirse
en la prestación del servicio. Resolver los conflictos que surjan entre las
empresas. Es el gran vigilante del funcionamiento de las empresas generadoras
de energía.
Elementos negativos del sector
1. Se deben disminuir las perdidas de energía. Unas son por disipación
calórica en núcleos transformadores y en conductores, en porcentajes
superiores a los promedios internacionales.
2. Son las perdidas por robo e incapacidad para efectuar mediciones y
facturación justa, llamadas negras. Hay mucho empleado que propicia la
evasión energética. Las perdidas alcanzaron según las políticas del Salto
Social o sea del Plan Desarrollo 1998-2002 el 30% y en promedio cerca del
22% los índices de calidad del servicio son inferiores al promedio
latinoamericano.
3. La reducción en la entrega efectiva de energía por el factor planta el cual es
0.49. La energía disponible efectiva, es la resultante de aplicarle el factor
0.48 lo que da solo 43.000 GHW muy bajo.
4. Daños a torres y plantas generadoras por terroristas. Este gravita sobre la
capacidad generadora nacional. Estos son superiores a un billón de dólares
entre 1990 y 2004.
5. Por problemas de tesorería las centrales generadores de energía han
descuidado el mantenimiento de las plantas, lo que genera menor
generación, ventas e ingresos. Esto lo demuestra con la crisis energética de
1992 por la sequia que daño la infraestructura energética del país.
6. La carga de la deuda. Era superior a US$ 840 millones en 1980, a US$
6.300 en 1992. El crédito externo solo financio el 53.5%. se incrementaron
los costos por la devaluación del dólar frente a otras monedas y por fuerte
devaluación de nuestro peso frente al dólar. El plan de desarrollo
comunitario contempla el saneamiento de las empresas prestadoras de
servicios públicos domiciliarios. Las naciones beneficiadas deben entregar
activos a la Nación de su propiedad a acciones de incumplimiento.
La bolsa de energía
Esta representada en el Sistema de Intercambios Comerciales (SIC), donde
confluyen los dos agentes señalada y donde se fija el precio. Allí se negocian
contratos de compra de energía, PPA ( Power Purchase Agreement). Es un
mercado para mayorista.
La canasta energética colombiana
Colombia es un país rico en fuentes primarias de energía. Su baja generación per
cápita contrasta con su disponibilidad. La mayor capacidad hidráulica es Emgesa,
con 2.222.00 MW, seguida de Empresas Publicas de Medellín con 2.059.00 MW.
La composición porcentual del consumo energético no es conveniente.
El consumo final entre 1980 y 1990, el petróleo y derivados constituyen el 48.4% y
de este el 27.8% es gasolina. La leña es 22.5%, lo que destruía por lo menos
75.000 hectáreas de bosque por año. El gas natural y el propano tienen
participación muy baja. En cuanto al consumo útil, en 1990la participación de la
elasticidad era del 27.1%, el gas natural el 11.3% y el carbón el 19.5%, el petróleo
el 48% y la leña solo el 7.6% debido a la ineficiencia energética.
Una mayor proporción de la electricidad que consumimos se usa para la cocción
de alimentos y el calentamiento del agua, que se puede hacer con gas o GPL (gas
líquido propano) un combustible más económico y eficiente. El bajo consumo de
gas se debe a la fijación oficial y que no podía competir con la energía eléctrica,
sus productores como Ecopetrol o empresas mixtas sufrieron pérdidas hasta que
durante la administración de Gaviria se liberaron los precios. El gas natural tenía
un precio 19 veces más barato que la energía eléctrica.
El futuro esta en el gas licuado. Este junto con el petróleo proviene de las
refinerías de Cartagena que producen 5.8 miles de barriles por día. Apiay produce
1.5 miles de barriles por día y Barranca produce 19.9 miles de barriles por día. La
conversión de vehículos de consumo de gasolina a gas aumento rápidamente con
más de 70.000 automóviles.
Hidroelectricidad
En 1996 la capacidad de generación eléctrica nacional era 10.117 MW, de los
cuales el 78% corresponde a plantas hidráulicas y 2.252 MW a térmicas (22%)
carbón y gas. Según el Plan El Salto Social se debe incrementar la capacidad en
2.696 megavatios entre 1995y 2000. El 60% de la hidroelectricidad abastece las
tres grandes áreas metropolitanas y el centro del país, mientras que el 40%
suministra energía eléctrica al resto del territorio nacional a través de la
interconexión eléctrica. En especial a la Costa Atlántica y a ciudades intermedias.
El sistema eléctrico colombiano se sustenta en la fuente hídrica que es vulnerable
por las consecuencias que deja el Fenómeno del Niño.
Termoelectricidad
Puede ser explotada por la abundancia relativa que tenemos en carbón y gas
natural. En 1995 habían 32 centrales térmicas ubicadas en el bajo Magdalena y la
Guajira con 2.214 MW, el 22% de la capacidad generada total. La energía térmica
seguirá ocupando el segundo lugar, después de la hidroelectricidad, en el
suministro total de energía requerida.
Para el Plan El Salto Social en 1995 y 2000 la capacidad térmica se debía
incrementar en 1579 por ello se construyeron Termobarranquilla (747 MW),
Termovalle (232MW) y Termopaipa IV (150). El carbón y el gas son básicos para
el crecimiento de la energía eléctrica.
Energía Solar
En Colombia el recurso es abundante por la ubicación en zonas tropicales. Se
genera por la conversión de la luz solar en energía eléctrica mediante el uso de
paneles especiales, sencillos en tecnología pero costosos.
Con esta fuente primaria se han financiado proyectos masivos de vivienda por el
Banco Central Hipotecario en Medellín y Bogotá (Niza VIII y El Tunal), este se le
considera como el programa masivo de vivienda más grande y exitoso del mundo
en utilizar energía solar.
Energía Bioenergética
A parir del 2005 se adelantaron las instalaciones de varias plantas de generación
de energía a partir del alcohol extraído de la caña de azúcar en diversas áreas,
como el Valle del Cauca y cerca del rio Suarez en Santander del Sur. Las plantas
generadoras gozan de excenciones tributarias y su precio se regula de tal forma
que no se efectúen importaciones de alcoholes que golpeen la producción
domestica. Esto genera proyectos de empleos directos en 54.000 e indirectos
13.000. También se están construyendo plantas en donde se utilice el aceite de
palma africana, en San Alberto, al sur del Cesar en donde el consumo domestico
es mayor.
El petróleo
Es una sustancia oscura y aceitosa generada por la descomposición de enormes
cantidades de sedimentos marinos, removidos por los cambios abruptos de la
corteza terrestre. Es de tipo orgánico, por sus compuestos de hidrogeno y carbono
se les denomina hidrocarburos, junto con este se le suman en lecho marino
mantos de arena, arcilla, fango y caliza que conforman lo que se conoce
geológicamente como rocas sedimentarias. El Instituto Americano del Petróleo
(API) le da su calidad medida en grados. Los mejores petróleos son los livianos,
los suaves y los dulces. Los livianos tienen 26 grados API, los intermedios tienen
entre 20 y 26 grado API y los pesados tienen por debajo de 20 grados API. Pero
los livianos y dulces producen más gasolina y eso genera menos contaminación.
La medida universal del petróleo es el barril, el cual equivale a 42 galones y cada
galón a 3.785 litros. Se halla en los espacios de roca arenisca, caliza y la dolomita.
Por su origen orgánico se encuentra en las cuencas sedimentarias, son zonas que
sean formado por depósitos de material detrítico derivado de rocas y de restos
orgánicos. También se piensa que le petróleo viene del 5% de materia orgánica
depositada con los sedimentos y es el resultado de un proceso físico-químico en el
interior de la Tierra que debido a fuertes temperaturas se produce la
descomposición de grandes cantidades de materia orgánica que se convierte en
aceite y gas, esta a su vez contiene fitoplancton y zooplancton marinos y material
vegetal, los cuales se depositan en mantos de arenas, arcillas, limo. En una
cuenca sedimentaria hay petróleo si:
Hay rocas generadoras (arcilla)
Hay rocas almacenadoras (areniscas y calizas)
Hay un sello para que le petróleo no escape de la superficie (caja de
arcilla)
En los depósitos de petróleos se encuentran los yacimientos de hidrocarburos.
Para descubrir yacimientos de petróleo o gas. Hay una exploración superficial, que
sirve para identificar los prospectos de acuerdo con la estructura geológica
resultante (clases de roca, edad, inclinación) también emplea la geofísica cuando
no hay manifestaciones superficiales de las rocas del subsuelo. Como las áreas
planas cubiertas por sedimentos o capas vegetales. La exploración por perforación
es el medio que determina la existencia comercial del petróleo y las cantidades
respectivas pero es muy costosa.
El petróleo en el mundo
1995 las reservas mundiales de petróleo eran de 1.008.600 millones de barriles,
esta cifra se aumento e los últimos 20 años a 380 mil millones de barriles por la
tecnología y continua exploración. El 76% se encuentra en la OPEP. Sobresale
Arabia Saudita con 25.7 %de las reservas mundiales, Irán, Irak y Kuwait con 10%
aproximadamente. Los países de la OCDE (Organización para la Cooperación y
Desarrollo Económico tienen el 5% y Europa Oriental el 65. Colombia tiene 1.542
millones de barriles. En 2002 del total de las reservas el 65.4% esta en Arabia
Saudita, mientras que México, USA y Canadá esta en 5%. En el 2005 el mundo
consume 82 millones de barriles al día y se estima el consumo de 120 millones
día. En el 2002 los países de Medio Oriente suministran el 27.2 millones de
barriles/día. Arabia Saudita, Estados Unidos y la antigua URSS son los
productores más importantes.
Antecedentes de la exploración y explotación en Colombia
En 1536 Gonzalo Jiménez de Quesada en asocio de los capitanes Juan del Junco
y Gómez del Corral, descubrieron afloraciones en Barrancabermeja. La industria
extractiva se inicio en 1904 cuando se descubrieron yacimientos en el Catatumbo,
en este mismo año José Joaquín Bohórquez descubrió petróleo en
Barrancabermeja, pero el beneficiario del descubrimiento fue el grupo encabezado
por Roberto de Mares en 1905. El 14 de julio de 1916 se iniciaron los trabajos de
perforación en la concesión de Mares. Allí se descubrió el yacimiento La Cira-
Infantas con reservas de unos 900 millones de barriles. En 1923, cuando el
Gobierno autorizo a la Andean National Co., la construcción del oleoducto de 538
kilómetros que presta servicios desde 1926 entre Barranca y Mamonal cerca a
Cartagenaen donde se encuentra el complejo más importante de las industrias del
país.
En 1931 el Congreso expidió la Le 37 la cual estableció los diferentes aspectos de
la industria del petróleo, se considera la columna vertebral de la legislación
petrolera. En 1974 el Decreto 2310 realizo cambios fundamentales en la
normatividad sobre hidrocarburos. Se termino la Concesión como mecanismo de
contratación y se faculto a Ecopetrol para administrar los recursos petroleros del
país, buscar y producir hidrocarburos directamente o por medio de contratos de
asociación, operación y servicios. 1933 se descubrió el campo de petróleo
explotado por la Colombian Petroleum Company. En 1938 se descubrió el campo
de Casabe, en 1963 se descubrió el campo Orito, en Putumayo, en 1973
descubrieron las campos de gas de la Guajira. La sola exportación de los campos
Guajiros, uno de los campos de gas mas importantes descubiertos en América
Latina, que según los cálculos de Ecopetrol, una producción de 450 millones de
pies cúbicos diarios durante 20 años. En 1979 se observaron descubrimientos
importantes en los Llanos Orientales. En Arauca 1, Caño Garza 2, Trinidad,
Barquereja, Tocaria y el famoso Caño Limón. En 2004 tenia 225 pozos
productores y había generado regalías por mas de US$ 2.000 y mas de US$
20.000 millones en ingresos. La creciente preocupación por la disminución de las
reservas que permiten exportar hasta 1997 las compañías BP Exploration, Total y
Triton. Colombia aseguro así su abastecimiento y la posibilidad de continuar
exportando a un promedio de por lo menos 500.000 barriles diarios a partir de
1996. Pauto y Floresta suman 750 millones de barriles / día, y 5 billones de pies
cúbicos de gas.
Exploración y explotación de petróleo en Colombia.
Las acumulaciones más grandes están localizadas en la cuenca de los Llanos
Orientales, seguida de la cuenca del alto Magdalena, el Valle del Magdalena
Medio, Putumayo, Cordillera Oriental y la región del Catatumbo. Los yacimientos
más grandes están localizados en los Llanos: Caño Limón, Cusiana y Cupiagua.
La exploración en Colombia ha sido muy baja pero el proceso de recuperación
continuo hasta 1988 pero sin embargo desde ese año hasta 1995 el numero de
pozos exploratorios perforados disminuyo de 87 a 16, lo cual muestra no hay
suficiente cantidad de petróleo para un futuro. Hace más de 90 años se inicio la
exploración. El resultado ha sido el descubrimiento de unos 7.900 millones de
barriles / día de petróleo localizados en 162 campos comerciales. Entre 1995 y
2003 había 130 pozos perforados de los cuales 31 resultaban con un costo
promedio de US$ 9.74 millones.
En 2004 Ecopetrol celebro un contrato con Petrobras y Exxon para poder explorar
un bloque de 4.4 millones de hectáreas en la zona Tayrona, en aguas del Caribe
por que era rica en hidrocarburos solidos y líquidos.
Entre 1981 y 1990 las inversiones en perforación exploratoria llegaron a US$
1.363 millones de los cuales US$ 1.107 correspondieron a compañías extranjeras
y al saldo de Ecopetrol. Las acumulaciones la ofrecen Caño Limón, en la región de
Arauca y la zona Cusiana en Casanare. La perforación exploratoria en 1998 llego
a 17 pozos en 199 a 14, en 2000 a 16, en 2001 a 13, en 2002 a 10 y 27 en 2003.
Desde 2002 Ecopetrol ha revisado el incremento de la recuperación de campos
antiguos y entre el 2003 y 2004 obtuvo records en sus ganancias, tanto por sus
ajustes en sus gastos como por el alza de precios y hubieran sido mayores sino
hubiera sido por los subsidios por más de $2.9 billones en 2003. Desde 2003,
Colombia exporta productos refinados por mayor valor que los crudos.
Producción e importación de crudo y derivados
En 1975 tuvo que acudir a las importaciones para cubrir el déficit energético que
se presentaba. En 1970 80 millones de barriles, frente a consumo interno de 39.6
millones de barriles, eso dio pie para que el Gobierno prohibiera las exportaciones
de petróleo. Las primeras importaciones de crudo se hicieron en 1976 alcanzando
un volumen de 6.7 millones de barriles, frente a un consumo interno de 39.6
millones de barriles por año, el pis tuvo que importar a precios entre 23.5 y 40
dólares por barril. En 1983 el alza de precios fue alentadora porque la producción
era de 152 mil barriles diarios, en 1984 fue de 167 mil barriles diarios, en 1985 fue
de 176mil, en 1986 302 mil, en 2003 se obtuvo un producción promedio diaria de
627.000 barriles diarios. En el 2001 el consumo de gasolina fue de 142.000
barriles diarios pero en el 2003 se presento una baja de 88.612 debido al alza del
precio, el contrabando y al pico y placa. Después en 1974 el Gobierno ha aplicado
medidas dirigidas a estimular la inversión en exploración de las compañías
extranjeras por medio de contratos de asociación y de esta manera incrementar
las inversiones de Ecopetrol en exploración. Los aportes fiscales de los
hidrocarburos constituyen el 19% de los ingresos corrientes de la Nación.
Las reservas de petróleo
En 1980 y 1990 estas pasaron de 380 millones a 1.991 millones de barriles y en
1996 subieron a 2.950 millones de barriles. De acuerdo al Ministerio de Minas, el
país puede albergar en todas sus cuencas unas reservas recuperables de 7 mil
millones de barriles en condiciones económicamente aceptables. Colombia debe
incrementar el nivel de exploración ya que depende del grado de confianza que
tengan las compañías extranjeras en las normas legales y fiscales colombianas.
Según Ecopetrol para el 2004 si descubrir nuevos yacimientos sale muy costoso
se debe diversificar el portafolio y destinar a la creación de reservas y rentabilidad
de los campos que no están en producción.
Producción y consumo refinados
Algunos productos deben enfrentar un proceso que los convierta en productos
útiles, esto se lleva a cabo en las refinerías en donde se obtienen gasolina de
diversos grados de octanaje (para aviones, motores, etc), alquitrán, asfaltos,
ACPM, Fuel-Oil, disolventes, gas propano, lubricantes. En el 2003 la capacidad de
refinación era de 295.000 barriles diarios, de los cuales el 74% y el 24% que se
hallaba localizado en las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, cuya
capacidad era de 220.000 y 75.000 barriles diarios. Ecopetrol ha obtenido
excelentes utilidades debido al alza de los precios del petróleo que en el 2004 fue
de US$40 el barril.
Oleoductos y gasoductos
El petróleo que pasa al poso debe recorrer largos trayectos antes de que pueda
ser utilizado. Se debe transportar a las refinerías para transformarlo en productos
de petróleo para distribuirlo a los consumidores. En los primeros años era
transportado por vagones de tracción animal por los caminos, luego por ferrocarril
hasta los puertos marítimos, donde se embarcan en buques de carga, pero como
no eran eficientes para transportar las crecientes cantidades petróleo, las
compañías diseñaron nuevos métodos. Los oleoductos pero sirven para
transportar el crudo hacia las refinerías y llevar los productos derivados de estos
hacia los terminales de abastecimiento, en donde se transportan por carrotanques
a los distribuidores que los venden a las estaciones de servicio finalmente.
En el 2002 Colombia contaba con 50 oleoductos que conforman una red de
hidrocarburos de 16.837 kilómetros de los cuales 5.592 son de propiedad directa
de Ecopetrol. La red de oleoductos se construyo para transportar el crudo que se
exportaba desde el área del Magdalena Media hacia Cartagena y desde las zonas
productoras de Norte de Santander hacia Coveñas y Santa Marta. El oleoducto de
mayor magnitud es el de Ocensa, con una longitud de 797 km, sirve para
trasnportar el crudo de Cusiana y Cupiagua o Coveñas. La empresa Oleoducto
Central S.A., es una empresa de economía mixta sus socios son Ecopetrol y
varias compañías internacionales.
El segundo oleoducto es de Caño Limón-Coveñas con una longitud de 780 km. Se
destaca también el Central de los Llanos y el de Vasconia – Coveñas con una
longitud de 484 km. El oleoducto Caño Limón – Coveñas ha sufrido 996 atentados
y ha derramado 3 millones de barriles. El crudo dejado de producir fue de 125
millones de barriles sin embargo los daños han logrado reducirse a partir del 2002.
Las concesiones
Se utilizan para explotación de petróleo y gas natural. La más importante han sido
la De Mares (Ecopetrol) y la Barco (Colpet), Yondo, Orito (Texas- Gulf) y San
Pablo (Shell), Jobo y Sampués (Intercor), Neiva, Carniceria y Tello (Hocol) y Zulia
(Chevron). Las características de los contratos de concesión son:
El área debía tener un mínimo de 5.000 hectáreas y un máximo de
50.000.(extensión)
El termino inicial para desarrollar las actividades exploratorias era de cinco
años, con prorrogas ordinarias de tres años y extraordinarias de otros tres.
(termino de exploración)
Cuando se venza el término de la exploración si el concesionario
encontraba petróleo debía mantener en producción el campo durante 30
años prorrogables a 10 años. (termino de explotación)
El concesionario paga en especie o en dinero, según el Gobierno, entre el
3% y el 13% del producto bruto explotado, de acuerdo con la distancia
entre el campo de producción y el puerto de embarque. (regalías)
El concesionario tiene derecho a una deducción anual por agotamiento
con un porcentaje de 10% del valor bruto del producto material extraído del
yacimiento de explotación. (agotamiento)
El concesionario paga impuestos sobre renta y complementarios, derechos
de aduana.
Empresa Colombiana de Petróleos. Escisión y creación de la Agencia
Nacional de Hidrocarburos
Se logra mediante el Decreto 1760 de 2003 la creación de la Agencia Nacional de
Hidrocarburos y la Sociedad Promotora de Energía de Colombia S.A. A partir de
ella Ecopetrol queda organizada como una sociedad publica por acciones
vinculadas al Ministerio de Minas y Energía y establece subsidiarias, sucursales y
agencias en el país. Sus objetivos son la exploración y explotación de
hidrocarburos en el exterior, directamente o por contratos con terceros, la
refinación, el procesamiento de hidrocarburos, su distribución y transporte, puede
construir con personas naturales jurídicas, nacionales o extranjeras en Colombia,
sociedades, asociaciones, corporaciones o fundaciones y adquirir cuotas de
interés de las personas jurídicas.
Agencia Nacional de Hidrocarburos
Administra las reservas de hidrocarburos de la Nación, evaluar el potencial de los
hidrocarburos, diseñar y promover nuevos contratos de exploración y explotación,
administrar la participación del Estado en el dinero, en volumen, recaudar las
regalías y compensaciones monetarias que correspondan al Estado por la
explotación y fijar el volumen de producción y el precio de venda del crudo
destinado a la refinación.
Contratos de asociación
Al Art. 12 de la Ley 20 de le dio un nuevo régimen en donde afirmaba que el
Gobierno podía declarar cualquier área petrolífera del país y aportarla al régimen
ordinario de contratación y licitación a la Empresa Colombiana de Petróleos. Con
el Decreto Legislativo 2310 se indican fechas a las labores de exploración y
explotación de hidrocarburos a cargo de la Empresa Colombiana de Petróleos, la
cual podrá llevar a cabo dichas actividades por medio de los contratos de
asociación con empresas de servicios o de cualquier otra naturaleza diferentes a
los de concesión. En el contrato de asociación se distinguían 3 periodos el de
exploración de 3 años y se extendía 3 años mas, la asociada bajo su riesgo debía
realizar las actividades exploratorias para la evaluación del bloque y adelantar los
programas de transferencia tecnológica, si la asociada hacia algún descubrimiento
debía suministrar a Ecopetrol todos los estudios para mirar la comerciabilidad de
los campos.
Distribución de la producción en los contratos de asociación.
Después de deducir las regalías, la producción se distribuye en partes iguales
entre el estatal y el asociado siempre y cuando la producción acumulada del área
del contrato no sobrepase 60 millones de barriles. Las partes deben pagar
impuestos de renta, patrimonio y complementarios y en la practica las erogaciones
aumentaban la participación del Estado en los ingresos por lo venta del producto.
La participación del Estado colombiano en 1992 era la mas elevada del mundo
88.7%, después Indonesia 87%, Perú 85% y Malasia 84.3%. No es cierto el hecho
de que Colombia entregue por porcentajes irrisorios los recursos petrolíferos. En
1989 se dio una apertura al capital extranjero en Rusia y China y cayeron los
precios internacionales, en 1994 se introdujo el factor de rentabilidad llamado
Factor R para calcular la explotación y distribución de los beneficios, este tiene en
cuenta la inversión realizada por la asociada, los costos acumulados en que
incurre anualmente y los ingresos generados por la explotación de yacimientos:
R= Ingresos/Inversiones + Costos
Cuando este sea menor a 1, la asociada tomara el 50% de la producción después
de las regalías y cuando sea mayor a 2 recibirá el 25%.
Ajustes al contrato de asociación
Riesgo compartido: Ecopetrol ofrece áreas para contratar sobre la base de
que la entidad estatal entra a participar en el riesgo desde la etapa
exploratoria, cubre el 305 de los gastos a partir del tercer año.
El riesgo compartido en áreas asignadas a Ecopetrol: Ecopetrol mantiene
su condición de operador y participa con 50% en las inversiones necesarias
para desarrollar los trabajos de exploración y mediante un proceso
licitatorio el 50% restante de la inversión en exploración.
El nuevo contrato
Con el Decreto 1760 de 2003, sus características básicas son: tipo de contrato, la
duración, los programas de trabajo. Las operaciones y los términos de contrato.
Impuestos
Con la Ley 222 de 1995 las compañías asociadas pagan un impuesto de renta
equivalente al 35% de sus utilidades gravables. El Impuesto de Remesas es del
7% a partir de 1998.
Las regalías
Ley 141 de 194 creo la Comisión Nacional de Regalías y el Fondo Nacional de
Regalías. Con este se regula el derecho constitucional del Estado a percibir
regalías por la explotación de recursos naturales no renovables y se establecen
los parámetros para la liquidación de regalías y su distribución entre la nación y las
entidades territoriales. Entre 1990 y 2004 fue de $2.7 billones por concepto de
regalías.
El Fondo de Estabilización Petrolera
Tiene como objeto ahorrar en el exterior parte de los ingresos generadores para
evitar que su monetización se traduzca a una fuente de presión inflacionaria y
evitar la llamada enfermedad holandesa.
Sistema Cambiario Petrolero en Colombia
Se encuentra definido por el Decreto la Ley 444 de 1967 reformado por la Ley 09
de 1991 en donde se afirma que no es obligatorio reintegrar al país el producto en
sistema de divisas de las exportaciones de petróleo que realicen las empresas
petroleras del exterior. Las normas reglamentarias disponen que las importaciones
de bienes de capital, materiales, repuestos y otros elementos empleados en los
hidrocarburos y minerías, los rembolsos de capitales, la transferencia de las
utilidades no se puedan cancelar mediante la adquisición en mercado cambiario
de las correspondientes divisas.
El dólar petrolero es una tasa de cambio mas baja que la del mercado libre para
calcular el precio al cual Ecopetrol compraba petróleo para la refinación interna de
las compañías concesionarias. En la administración de Pastrana subió a 20 pesos
la cotización del dólar petrolero y cuando estallo la crisis mundial, descendió la
producción interna y era pertinente estimular esta tanto en las viejas concesiones
cono en las antiguas áreas, este solo retraso la actividad exploratoria y por ello el
gobierno empezó a variar el precio de la gasolina y otros derivados del petróleo.
El petróleo en América Latina
El rasgo distintivo de la economía energética, es que no es alcanzable ninguna
fuente alterna de energía a gran escala, ya que es un sistema económico y social
erigido sobre la base del consumo del petróleo y gas que no puede adaptarse en
breves plazos al consumo de otras fuentes de energía. El consumo en América
Latina sigue ascendiendo en el 7% eso lo demuestra el consumo elevado de la
OPEP en 1979, esto muestra la dependencia de la región de este mineral para
satisfacer sus necesidades energéticas y de productos derivados del mismo.
Su balanza petrolera presenta un superávit porque Venezuela y México efectúan
la mayoría de las exportaciones, los demás países también deben importar
inmensos volúmenes de crudo para sostener precariamente sus economías. Sin
embargo América Latina puede recurrir a otras formas de energía como la
hidroeléctrica y en donde hay mucho por hacer es en campo hidroenergetico el
cual es 430 mil megavatios ya que solo aprovecha el 11% de su potencial en ese
campo. El Carbón proporciona el 25% de la energía en el mundo y por ello en
muchos lugares entre ellos Colombia es muy competitiva para producir
electricidad.
Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)
Una de las causas para su creación fue la reducción unilateral de los precios del
crudo en 1959 y 1960. El 14 de septiembre de 1960 el gobierno de Irak reunió en
Bagdad a loa representantes de Arabia Saudita, Irán, Irak, Kuwait y Venezuela
para constituir esta organización en el cual se incorporo Qatar en enero de 1961,
Libia e Indonesia en junio de 1962, Abu Dhabi en noviembre de 1967, Argelia en
junio 1971, Ecuador en noviembre 1973 y Gabón en junio 1975. Se encarga de la
coordinación y unificación de las políticas petroleras de los países miembros y la
determinación de los mejores medios para proteger los intereses.
En 1973 y 1977 puso fin a la energía barata y abundante generando enormes
déficits en la balanza de pagos. En 1977 se observo la forma de como
contrarrestar los efectos de las alzas de los precios se decidió corregir en un 10%
el precio del barril del petróleo, dividiendo el alza trimestralmente. Estos países
dependen del 75.6% de las reservas mundiales de petróleo. Ha superado sus
crisis a través de las concertaciones con sus miembros, esta ha reducido las
cuotas de exportación para mantener precios altos.
Gas Natural
Los productores más importantes son URSS Y Estados Unidos que representa el
60% de la producción mundial el consumo mundial son 90 tirapiés cúbicos.
Colombia no ha dado importancia al gas natural como fuente de energía en 1977.
Pero a partir de ello a puesto mas atención en la exploración del gas, debido a que
sirve como materia prima en la producción de amoniaco y urea como producto
químico para la obtención de proteínas como combustible, sustituyendo al
combustóleo para la generación de energía. Se usa como aditivo de la gasolina y
otros insumos energéticos mucho más costosos.
Producción y reserva de gas natural
En Colombia se denomina gas asociado si esta en forma de capas de gas en
asociación al yacimiento del petróleo o gas disuelto si se encuentra dentro del
petróleo en forma de solución. Son abundantes en crudos pesados como etano,
propano y butano. Existen yacimientos de petróleos libres, los yacimientos
descubiertos en la Costa Atlántica tienen gas libre. Los yacimientos de gas natural
están en dos provincias la Costa Atlántica y el valle medio del Magdalena.
Sustitución de la gasolina por gas propano
A largo plazo representa un beneficio y un ahorro en divisas para el país. Solo se
debe adecuar en los motores de los vehículos, en especial en los de servicio
publico, para que funcionen con gas propano. En 1994 el numero de vehículos
acondicionados para usar Gas Natural Comprimido (GNC) llego a 3.600 vehículos
con un consumo de 4.44. En 1995 el consumo se elevo a 5, ya para el 2003 había
mas de 20.000 vehículos anuales lo cual es meta positiva para promover el
ahorro.