POLÍTICA PETROLERA EN AMERICA LATINA CASOS: COLOMBIA, MEXICO, BRASIL Y ECUADOR

Investigación trimestral 2017

POLÍTICA PETROLERA EN AMERICA LATINA

CASOS: COLOMBIA, MEXICO, BRASIL Y ECUADOR

CRUDO TRANSPARENTE

POR: DANIELA POSADA CALLE

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INTRODUCCIÓN

 

Los países latinoamericanos, han jugado históricamente un papel relevante dentro de la industria petrolera global. Brasil, Colombia, Ecuador, México y Venezuela se encuentran dentro de los 30 países con mayor producción de petróleo y gas a nivel mundial (1), sumado a que Venezuela es el país con mayores reservas de hidrocarburos del mundo (2).  Cada uno de estos países, ha desarrollado su industria hidrocarburífera de diferente manera, dando respuestas a las necesidades políticas, económicas y sociales propias de cada contexto.

 

Si bien Colombia no es un país petrolero, ha registrado niveles de producción por encima del millón de barriles diarios (3), lo que lo ha ubicado en el cuarto puesto a nivel regional y 19 a nivel mundial (4). Por tal razón, es uno de los destinos que más interesan a las empresas petroleras para invertir.

 

La presente investigación, busca exponer los lineamientos generales de la industria petrolera en Colombia, Brasil, México y Ecuador; así como también las políticas, instituciones, fortalezas y desafíos que cada uno tiene de cara a la industria de hidrocarburos a nivel mundial. Todo esto con el objetivo de determinar un panorama general del funcionamiento de la industria petrolera en diferentes países y las lecciones y aciertos que estos dejan para Colombia.

 

Por otro lado, se busca realizar un paralelo en términos de la utilización del recurso, las políticas del mismo, el panorama nacional y productivo a futuro y los casos de éxito que podrían ser aplicados en años posteriores para el país.

 

2. POLÍTICA PETROLERA EN AMÉRICA LATINA

 

2.1 POLÍTICA PETROLERA EN COLOMBIA

 

Panorama petrolero nacional

 

Colombia se ha caracterizado por contar con la presencia de hidrocarburos en su territorio. Si bien no son cantidades comparables con países petroleros, constituyen importantes yacimientos que a lo largo de la historia han contribuido y fortalecido la economía colombiana y en este sentido el desarrollo del país (Duque Ramirez, 2004).

 

Cien años después de la perforación de La Cira – Infantas en el Magdalena medio, el país descubrió los campos de los llanos orientales, los cuales le permitieron ser autosuficiente y exportar crudo. Las perspectivas de la industria eran alentadoras ya que solo se había explorado hasta ese entonces, el 10% del territorio nacional (Duque Ramirez, 2004).

 

A pesar de esto, siempre hemos estado al borde de la crisis energética, lo que parece ser la prueba de la falta de planeación y buena administración de nuestros recursos petroleros. Solo con observar la situación actual de estancamiento de la industria, caracterizada por el acelerado descenso de las reservas remanentes y el muy bajo nivel de adición de nuevas reservas, podemos confirmar esta realidad (Duque Ramirez, 2004, pág. 5).

 

En mayo de 2017 “El Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) revelaron que en el 2016, las reservas probadas de crudo llevaron al país al mayor retroceso en este frente desde que se llevan registros, ya que al ubicarse en 1.665 millones de barriles, la caída fue de 16,83 por ciento anual” (EL TIEMPO, 2017).

 

La gravedad de esta realidad supone que de no solucionarse esta situación, Colombia estaría ante la obligación de importar crudo, con el fin de abastecer las refinerías nacionales y así, evitar una exclusión y desventaja frente al mercado mundial del petróleo y al desarrollo que este garantiza para los Estados.

 

Para un sistema económico como el capitalista, el sector energético es un área clave para alcanzar los objetivos de crecimiento y desarrollo deseados por la sociedad. Sin embargo, la obtención de energía abundante y barata en la mayoría de los casos no es posible, haciendo de esta un bien costoso por su escasez y alta demanda. Esta afirmación es más evidente si la fuente energética empleada es un recurso natural no renovable como los hidrocarburos (Duque Ramirez, 2004, pág. 45).

 

Ante la necesidad para el país de tener una industria petrolera fuerte y bien fundamentada, se constituyó la única compañía petrolera de carácter nacional: La Empresa Colombiana de Petróleos (Ecopetrol). Esta inicia actividades con carácter de Empresa Industrial y Comercial del Estado, cuyas funciones son la administración de los recursos de hidrocarburos, así como vigilar y revisar las acciones de otras empresas productoras de petróleo en el país. Lo anterior le dio entonces funciones tanto regulatorias como productoras de petróleo (Tapias Cote, 2012).

 

A modo de historia, es fundamental mencionar que en 1970 Colombia producía 79.6 millones de barriles; sin embargo, en 1974 a causa de la crisis del petróleo el país entró en un período en donde pasó de exportar a importar crudo y fue hasta 1985 en donde logró entrar en un panorama de autosuficiencia gracias al descubrimiento en 1983 de Caño Limón, por la multinacional OXY, en la cuenca de los llanos orientales con una producción diaria de 200.000 barriles. Gracias a esto, para 1993 la producción petrolera se había retomado de manera fuerte; impulsando así el desarrollo de la industria en el país y por ende de la economía colombiana, además de posicionarse dentro del sector en la región (Duque Ramirez, 2004).

 

En 1989 el Gobierno colombiano confiándose en los niveles de producción alcanzados, así como en el aumento de reservas e ingresos por causa del descubrimiento del campo Cusiana y del aumento de producción  a 815.000 barriles diarios, generó expectativas de convertirse en un país petrolero y al intentar lograr cambiar el contrato de asociación por contratos en donde fueran las compañías inversoras las encargadas del 100% de las labores exploratorias se desincentivó la producción y la exploración en el país. Todo esto impactó en la reducción de la participación estatal en la producción petrolera a un 30% para el año 1997; lo que dos años después se reflejó en la implementación un esquema de regalías escalonado. La inversión destinada a la exploración y explotación petrolera en el país se dividía de la siguiente manera:

 

Empezaba con el 5% para pozos pequeños, pasando al 25% para campos de tamaño superior a 60 millones de barriles; de esta manera mejoró el factor de repartición de acuerdo al cociente entre ingresos y gastos, y se introdujeron descuentos en regalías para el gas y por calidad del crudo hallado (COLFECAR, 2014).

 

Sin embargo, este panorama no duró mucho pues para el año 2000, debido a la baja contratación por parte del Gobierno con compañías petroleras inversionistas que aseguraran crecimiento y desarrollo, se presentó una baja producción nacional y la entrada a una crisis energética basada en una reducción significativa de reservas que amenazaba de manera directa el mercado; pasando de 3.158 barriles en 1992, a 1.831 en 2001 (Duque Ramirez, 2004).

 

Un cambio fundamental dentro de la historia petrolera del país se generó mediante el Decreto Ley 1760 de 2003. Mediante dicho decreto, se creó la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) como administradora de los recursos hidrocarburíferos de la nación, encargada de la asignación de áreas para exploración y explotación, administración de regalías, así como reguladora de la industria y veedora de la misma, labores que anteriormente estaban concentradas en Ecopetrol (COLFECAR, 2014).

 

Esto llevó a que Ecopetrol se conformara como una empresa comercial del Estado cuyo objetivo principal es dedicarse exclusivamente a actividades relacionadas directamente con la industria petrolera como: la exploración, perforación, producción, transporte, refinación y comercialización del petróleo. No está vinculada al Ministerio de Minas y Energía y el ente controlador y regulador de la misma sería la Contraloría Nacional. Lo anterior le quitaba competencias anteriores de empresa reguladora dentro del sector dándole una nueva mirada y foco de acción, convirtiéndose además en una sociedad pública por acciones dejando claro así el papel del Estado dentro de la industria (Tapias Cote, 2012).

 

Sistema de contratación

 

Desde 1905 el tipo de contrato que se utilizaba para la exploración y explotación petrolera en el país, fue el contrato de concesión mediante el cual, como ya se dijo, el Estado otorgaba un territorio a una empresa para ser explorado y explotado y recibir regalías sobre las ganancias obtenidas después de la labor y producción realizada, ejemplos de este son la Concesión de Mares. Para 1905 Roberto De Mares pedía una concesión de territorios con el fin de crear una compañía explotadora junto con Pineda, Vargas y Compañía y así poder repartirse entre los tres las posibles utilidades que generara la explotación y comercialización del petróleo encontrado. Contrato, que cuatro años más tarde y después de prorrogas y beneplácitos gubernamentales caducó por causa de la insuficiencia de recursos (Tapias Cote, 2012).

 

Lo anterior motivó a que años después, en la década de los 70, se adoptara el contrato de asociación el cual vinculaba capital extranjero y tecnología privada a la exploración petrolera en Colombia. Situación que perduró hasta 1980, año en el que la producción empezó a recuperarse y el consumo interno se redujo de manera significativa (Aguilar G, Galeano, & Perez B, 1998). Se permitía entrada y participación a multinacionales que apoyaron el desarrollo de la industrial y el crecimiento económico del país (COLFECAR, 2014).

 

En 1974 se usó el contrato de asociación llamado contrato 50-50; este consiste en que el socio privado realice las inversiones exploratorias bajo su propio riesgo, si los estudios son exitosos y demuestran que existe un yacimiento considerable de hidrocarburos, la explotación la hará́ asociado bajo la dirección de un comité́ ejecutivo en el que están representadas la nación (con Ecopetrol) y la empresa asociada; este contrato tenía 28 años de duración, de los cuales 6 eran de exploración y 22 de explotación. La proporcionalidad se encontraba dada por un 50% para Ecopetrol y el resto para el socio privado. Una variación de esta proporcionalidad se introdujo en 1989 condicionándola al volumen de producción acumulado por causa del descubrimiento de campos petroleros con reservas importantes; desde el inicio de la explotación y hasta un acumulado de 60 millones de barriles al socio le corresponde 50% después de regalías, así́ por cada 30 millones de barriles de producción acumulada, el socio recibe el 5% menos hasta a un mínimo de 30% (que se da a partir de 150 millones de barriles) (COLFECAR, 2014, pág. 3).

 

A finales de las 80, dentro del sistema de contratación para la industria petrolera, y así mismo dentro del sistema de regalías nacionales, se introdujo un nuevo contrato que fuera más atractivo, de esta manera se dio paso a “tres modalidades de contratos de concesión: el contrato de exploración y producción (E&P), el contrato de evaluación técnica (TEA) y el especial” (COLFECAR, 2014).

 

El primero, estaba caracterizado por un periodo de exploración de 6 años prorrogable por 4 años más y el de explotación está destinado a 24 años prorrogables. Las actividades de explotación deben tener un mínimo de tiempo establecido por el Estado para ser realizadas en territorio, pero las de evaluación y exploración son definidas por el contratista el cual es el dueño del total de la producción sin contar las regalías. Los pagos del subsuelo se hacen por hectárea dependiendo del área y del tiempo de duración de la fase exploratoria (COLFECAR, 2014).

 

El contrato TEA, por su parte es más sencillo y busca evaluar potenciales de hidrocarburos en áreas administradas y manejadas por el contratista. Su duración es de 18 meses como máximo en área continental y 24 meses en área costa afuera. Puede convertirse en un contrato E&P previa aceptación y regulación de la ANH (COLFECAR, 2014).

 

Finalmente, con el contrato especial se pretendió comprender aquellos negocios jurídicos de características y prestaciones especiales, distintos de los anteriores, que la entidad pudiera suscribir en el futuro, según minutas aprobadas por el Consejo Directivo a propuesta de la administración, con arreglo al ordenamiento jurídico superior aplicable, al citado Reglamento y a los términos de referencia del procedimiento de selección de que se trate o a las reglas adoptadas por el mismo Consejo para casos excepcionales de asignación directa (COLFECAR, 2014, pág. 4).

 

Exploración y Explotación

 

La historia de exploración y explotación inicia a principios del Siglo XX, con la explotación de uno de los campos más exitosos: La Cira – Infantas en el Magdalena medio, el cual alcanzó una producción cercana a los 5.000 barriles diarios y para 2005, gracias a los avances tecnológicos y al aumento del capital humano y la inyección económica, llegó a registrar una producción de 25.000 barriles por día, cifra que ha crecido durante los años siguientes (COLFECAR, 2014). Para 2017 este campo alcanzó una producción de 40.000 barriles diarios, sin contar con la importante inversión de recursos por parte de Ecopetrol en la realización de cerca de 20 nuevos pozos desde septiembre de 2016 y la iniciación de 139 trabajos dentro de los mismos proyectando una contratación de 3.043 empleados para la realización de las nuevas labores de crecimiento y producción de la zona (EL TIEMPO, 2017).

 

Este pozo se sumó a los cerca de 1.800 que se exploraron durante el siglo pasado y de los cuales 576 registraron resultados positivos. Campos como Castilla y Chichiméne, en Meta, durante los años 70, Campo Apiay, en el departamento del Meta, e indiscutiblemente Caño Limón, en Arauca en1983, generaron un impacto importante en la industria petrolera colombiana, permitiendo a pesar de las altas y bajas que atravesó el país durante un período importante de tiempo desde 1986, ser autosuficiente en cuanto al mismo y paulatinamente recuperar su papel como exportador neto de petróleo (COLFECAR, 2014).

 

Pozos Cusiana 1 en 1988 y Cusiana 2 en 1990 aumentaron las reservas nacionales de petróleo y gas con cerca de 750 millones de barriles, mientras que campo Cupiagua registraba cerca de 500 millones de barriles. Del 2000 al 2014 se tenían registros de 793 pozos exploratorios, de los cuales 21 habían arrojados resultados positivos (COLFECAR, 2014).

 

Tal cual expone [la] Upme, en 2011 la exploración se desarrolló́ en tres cuencas sedimentarias que registraron: Llanos Orientales 95 pozos perforados (33 pozos productores); el Valle Superior del Magdalena, con ocho pozos y la cuenca Caguán-Putumayo, con seis pozos perforados. De los 126 pozos exploratorios perforados, el 87% (109) lo hicieron empresas privadas, en su mayoría extranjeras; el 10%, (12 pozos) se perforaron en asociación con Ecopetrol, y el 4%, (5 pozos) fueron perforados exclusivamente por Ecopetrol (COLFECAR, 2014, pág. 5).

 

La ANH por su parte, ha realizado procesos importantes para la industria nacional como el Proyecto Desarrollo de Crudos Pesados (DCP), la Ronda Caribe en 2007, la Ronda de 2008, 2010, 2012 y 2014. Una muy importante fue la “Ronda Colombia 2012”, en la cual se ofertaron los primeros yacimientos no convencionales del país y se recibieron ofertas de inversionistas, tanto nacionales como internacionales, sobre distintas áreas del territorio colombiano con el fin de realizar exploración y posterior explotación de los mismos (COLFECAR, 2014).

 

En dicho proceso se ofrecieron 115 bloques, de los cuales 30 tienen prospectividad para yacimientos no convencionales (difícil extracción) y 13 para costa afuera.

 

[…]De los 1.400 millones de dólares con los que se comprometerán las empresas en los 26 bloques adjudicados, 710 millones de dólares corresponden a cinco contratos; de estos, dos son contratos de evaluación técnica costa afuera, uno es de no convencionales y dos son de exploración y producción para yacimientos convencionales en el Putumayo (COLFECAR, 2014, pág. 7).

 

A continuación, se exponen gráficos sobre las reservas petroleras probadas en Colombia para 2012 así como los campos productores de más de 10.000 barriles de petróleo diario.

 

 

(COLFECAR, 2014).

 

 

(COLFECAR, 2014).

 

Es fundamental mencionar que el panorama de conflictividad actual puede estar propiciado por un Código de Petróleos obsoleto y la falta de uno que exponga de manera clara la situación de la industria dentro del país. Si bien en 1969 mediante la Ley 20 se dio inicio a la extinción de derechos de propiedad privada del recurso, siguen existiendo vacíos que con la creación y aplicación de un código petrolero que se ajuste a la realidad podrían evitarse.

 

El sistema de contratación por rondas inicial proponía la realización de este tipo de actividades con el objetivo principal de asignar territorios para la exploración y explotación cada dos años, mediante las cuales ofertaban bloques previamente estudiados para que compañías interesadas en invertir expusieran sus propuestas; de estos bloques era asignado un porcentaje cercano al 40% o 50%. Sin embargo, desde el 2016 se propuso la modificación del sistema de Rondas, para cambiarlo a uno de carácter continuo, “permanente en el tiempo de asignación de áreas. Esto es todos los meses, todo el año”. Así lo afirmó el presidente de la ANH.

 

Lo que se busca con este sistema de rondas, es realizar un estudio detallado sobre los posibles bloques a ofertar para que después de un estudio geológico y de tierras se tome una decisión informada y consiente sobre el territorio por parte de la empresa garantizando así la autosuficiencia petrolera y así mismo reducir los impactos de la actividad de la compañía inversora.

 

Finalmente, en marzo de 2017 se aprobó el acuerdo 2 de 2017 mediante el cual entra en vigencia el nuevo reglamento de promoción y asignación de áreas que recoge toda la normatividad que había al respecto y unifica un nuevo esquema, el cual tiene varias diferencias sobre la manera como se venían ofertando los bloques a las petroleras (EL TIEMPO, 2017).

 

Este acuerdo intenta revertir la tendencia del desabastecimiento de crudo y el importante descenso que han sufrido las reservas en el país, las cuales bajaron hasta los 2.002 millones de barriles en 2015 y que en años posteriores podrían seguir decreciendo. Los cambios obligan a mantener el mapa de tierras en constante actualización para que las compañías puedan consultarlo en cualquier momento del año para ofertar (EL TIEMPO, 2017).

 

Offshore

 

Actualmente, Colombia cuenta con 22 contratos de exploración, evaluación técnica y producción en aguas del mar Caribe y 12 bloques en el Pacífico próximos a ser ofertados en rondas de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (CRUDO TRANSPARENTE, 2016).

 

Según los cálculos más optimistas, entre los bloques del Caribe y el Pacífico, existen 12 mil millones de barriles equivalentes, que podrían significar el aumento de más de cinco veces las reservas probadas del país. La mirada del sector está puesta en estas regiones; los descubrimientos de gas en los pozos Orca-1 y Kronos- 1, por parte de Ecopetrol y sus socios Anadarko, Petrobras, Repsol y Statoil, suscitan un mayor interés (CRUDO TRANSPARENTE, 2016).

 

El Estado ha otorgado condiciones adecuadas para que la inversión extranjera en materia de Offshore llegue al país de manera favorable. Se han emitido dos decretos para la reglamentación de las zonas francas permanentes para el sector y se “disminuyó la carga tributaria y las regalías” (CRUDO TRANSPARENTE, 2016).

 

Aunque se espera que los primeros pozos empiecen a producir a partir del 2025, es importante que el país, y sobre todo las comunidades, se vayan preparando para evitar efectos negativos, tanto medioambientales como sociales, en sus territorios. El Estado debe promover una legislación fuerte y las empresas deben comprometerse a generar desarrollo real en las áreas de influencia de este sector (CRUDO TRANSPARENTE, 2016).

 

2.2 POLÍTICA PETROLERA EN BRASIL

 

Panorama petrolero nacional

 

Brasil configura un caso similar a Colombia y otros países de la región, pues después de un intento nacional por centralizar toda la actividad petrolera a manos de empresas estatales, tomó la decisión en 1997 de dar inicio a un proceso de apertura mediante el permiso inicial de la participación de agentes externos al Estado para la comercialización y exportación de crudo; así mismo, se permitió la opción a licitaciones de bloques de exploración, participación en el desarrollo de campos y revitalización en áreas dispuestas para la explotación. Razón por la cual, este mismo año se crea la ANP (Agencia Nacional de Petróleo) como reguladora y promotora de la contratación y fiscalización de las actividades económicas relativas a la industria petrolera nacional. Para 2003, un 30% del consumo interno era cubierto por petróleo importado, lo que representa la imposibilidad para Brasil de lograr un panorama de autoabastecimiento (Blanco Balín, 2003).

 

La industria petrolera inicia en el corregimiento de Lobato, en la ciudad de Salvador, Estado de Paraná, en el año 1929 con la participación activa de instituciones como el Conselho Nacional de Petroleo (CNP) y el Departamento Nacional de Pesquisas de Recursos Minerais (DNPM), las instituciones protagonistas de la industria petrolera brasilera. Años más tarde, en 1954, bajo el gobierno de Getúlio Vargas, se crea Petrobras con el fin de centralizar en manos estatales todas las actividades relacionadas con la industria petrolera. Esta se constituye como compañía estatal con las funciones de: exploración, producción, transporte y refinería de hidrocarburos; configurando así un monopolio y constituyéndose como la mayor empresa del país (Blanco Balín, 2003).

 

En 1963, se produce el primer gran descubrimiento en la cuenca de Sergipe Alagoas, ubicada en la costa del Estado de Aracaju, el campo Carmopolis; llevando al país ante un panorama de industrialización creciente y en donde la necesidad y la demanda de petróleo era cada vez mayor. Por lo anterior, Petrobras tomó la decisión de iniciar planes exploratorios a nivel internacional, así como costa afuera gracias al descubrimiento del campo de Basin ubicado muy cerca de Rio de Janeiro a una profundidad de 100 metros, abriendo la puerta así a la exploración más sistemática de las cuencas submarinas del país (Blanco Balín, 2003).

 

La exploración costa afuera se fortalece con el descubrimiento del campo de Garoupa en 1974 en inmediaciones de la ciudad de Vitoria, a una profundidad de 124 metros. Diez años más tarde, el campo de Albacora, en la bahía de Campos, marcó un punto importante pues fue el primer campo con altos yacimientos en aguas profundas, a este le siguieron los campos Marlim, Barracuda y Roncador descubiertos en el año 1997, los cuales se encuentran ubicados en la salida al Mar Atlántico por la bahía de Campos. Cinco años más tarde se descubrironde campos como Cachalote y Jubarte ubicados en misma cuenca (Blanco Balín, 2003).

 

Sistema de contratación

 

Al tiempo que Petrobras desarrollaba su actividad en territorio brasilero, y buscando la obtención mayor de recursos y la reducción de riesgos, a partir del año 1976 se dio inicio al régimen de contrato de riesgo, mediante el cual compañías extranjeras se asociaban a la compañía estatal Petrobras para la fase exploratoria, pero con beneficios en cuanto a los descubrimientos. El contrato suponía un desembolso del 100% de los gastos exploratorios por parte de la compañía inversionista y de haber descubrimientos se conformaría un consorcio en el cual Petrobras y el contratista participarían de manera igualitaria en el desarrollo, así como de las ganancias que se obtendrían de la actividad (Blanco Balín, 2003). Dentro del régimen de contrato de riesgo solo se propició un descubrimiento importante, fue el campo de gas de Merluza en la cuenca de Santos. El contrato de riesgo se extinguió en el año 1987 mediante la sanción de la nueva constitución de Brasil que otorgó nuevamente el monopolio traducido en el manejo total de la industria petrolera por parte del gobierno dejando nuevamente las labores exploratorias, de explotación y producción en manos de la petrolera estatal (Blanco Balín, 2003).

 

Diez años después, para 1997 surge la Ley 9487 o “Lei do Petróleo” que marcó un cambio en el sector.

 

La exploración, extracción y comercialización de hidrocarburos y sus derivados deja de ser monopolio de Petrobras, permitiendo la libre concurrencia y competencia de empresas nacionales e internacionales (Blanco Balín, 2003, pág. 165).

 

Con la Ley del Petróleo se obligó a Petrobras a definir áreas de exploración de reserva estratégica. De lo anterior nacieron los bloques 100 por 100, o bloques actuales, los cuales se consideran los bloques de territorio con mayores reservas petroleras y por tanto con mayor potencial exploratorio, así como otros bloques en asociación con compañías nacionales e internacionales. Es importante resaltar que todos los contratos incluían a Petrobras en calidad de asociado y de explorador. El primer contrato entre el Estado y una compañía petrolera se produjo en 1998 entre Petrobras y Repsol YPF en la cuenca de Espirito Santo, con una duración de dos años con posibilidad de renovarlo por dos años más. Este contrato caducó 5 años después y repercutió en la reversión de bloques azules (bloques con importantes yacimientos y reservas) de contrataciones realizadas con anterioridad entre Petrobras y compañías tanto nacionales como internacionales (Blanco Balín, 2003).

 

Con esto, se crea la Agencia Nacional de Petroleo (ANP) como institución reguladora de todas las actividades petroleras del país: encargada del otorgamiento de concesiones mediante la adjudicación de campos, regulación y veeduría de los mismas; también de las licencias de exploración, gravámenes de regalías e impuestos de toda la actividad del sector petrolero. Surge además la libre disponibilidad de crudo; es decir, se elimina la exclusividad que tenía el Estado de manejar el recurso dando paso a otros actores. Sin embargo, esto quedo en ideas, pues Petrobras sigue manteniendo monopolio absoluto sobre la producción y venta de hidrocarburos y derivados lo que lleva a cuestionar el verdadero sentido de la libre disponibilidad de crudo en el país (Blanco Balín, 2003).

 

En términos de las rondas de licitación de bloques o terrenos exploratorios, están bajo el manejo de la ANP desde 1999; año en el que Petrobras decide revertir las partes de exploración que no eran consideradas prioritarias o aquellas que eran consideradas de mayor riesgo exploratorio. Bloques que fueron ofertados por la ANP bajo las siguientes condiciones:

 

En función de las características de los bloques, continentales, en aguas someras, profundas o ultra-profundas, las empresas que se inscriben en la licitación son certificadas por capacidad operativa, en base a antecedentes técnicos en clases A, B o C, siendo C restringida a bloques en el continente. Por las características de las cuencas sedimentarias de Brasil, se estima que el mayor potencial se encuentra en los bloques de aguas profundas a ultra profundas.

 

Cada bloque exploratorio tiene un programa de trabajo mínimo de obligatoriedad para el concesionario. Este programa de trabajo se distribuye a lo largo de varios años en tres etapas. En el caso de los bloques costa afuera, el compromiso de trabajo para la primera etapa, cuya duración es de tres años, consiste de unos 2.000 km de sísmica 2D, o su equivalente en 3D (aproximadamente 600 km2). La segunda etapa, de dos a tres años, requiere la perforación de dos pozos exploratorios; la tercera etapa, con tres años de duración, implica un compromiso de tres pozos adicionales. El paso de una etapa a la siguiente requiere la reversión de al menos un 50 por 100 del área en concesión.

 

La adjudicación de los bloques exploratorios se define en función del bono máximo que la compañía participante considera pagable para el bloque, a lo que se agrega el compromiso porcentual de contenido local, es decir, contratos con empresas brasileñas. Estos dos factores determinan la empresa ganadora. La licitación tiene lugar en una fecha predeterminada, es publica y se difunde en tiempo real por Internet (Blanco Balín, 2003, págs. 165-166).

 

La apertura que se ha dado en el sector petrolero brasilero ha permitido un impulso importante a la industria local mediante beneficiarios de compañías que indiscutiblemente han impactado de manera positiva a la población, así como para el crecimiento y desarrollo técnico y tecnológico del país (Blanco Balín, 2003).

 

En los cuatro años que sucedieron a la primera licitación de la ANP (mayo de 1999), se produjo un considerable incremento en información geológica, principalmente en las áreas del offshore profundo. De hecho, por ejemplo, la cuenca de Santos fue el escenario de la mayor campaña sísmica especulativa (no propietaria) a nivel mundial en los años 2001 y 2002 (cerca de 40.000 km2) (Blanco Balín, 2003, pág. 166).

 

La ANP recogió dentro de sus labores la función de administrar todos los datos geológicos y geofísicos, así como de la regulación de formatos que cada compañía debe diligenciar al término de una acción evaluadora o exploratoria en pro del medio ambiente y de una actividad petrolera consciente para la sociedad.

 

Una mayor conciencia ambiental en Brasil llevó a que toda la actividad exploratoria sea rigurosamente controlada en función de su impacto ambiental. Las disposiciones y reglamentos, a veces no muy claros, generaron dudas y atrasos en parte de las operaciones emprendidas (Blanco Balín, 2003, pág. 167).

 

Finalmente, es importante resaltar que el panorama actual para Brasil se centra en la exploración y explotación de pozos petroleros costa afuera, por año se perforan cerca de 80 pozos, la mayoría en los denominados bloques azules lo que representa un éxito total para la economía y el crecimiento de Brasil. Bloques como Cachalote y Jubarte en la cuenca de Campos, dos capos de gas en la cuenca de Santos y un campo de gas en la cuenca Camamú Almada, con concesión de Petrobras, dieron impulso a la exploración y explotación Offshore.

 

La mayor parte de la actividad exploratoria se ha concentrado en las cuencas del SE de Brasil, principalmente en Santos, Campos y Espirito Santo. Este hecho no es fortuito ya que cerca del 80 por 100 de la producción de petróleo de Brasil proviene de la cuenca de Campos y está concentrada en poco más de cuatro campos gigantes. Es de esperar que las acumulaciones petroleras no se limiten a esta área, siendo que en la mayoría de las cuencas costa afuera existen sistemas petroleros comprobados. Es de esperar, pues que, aunque el panorama actual no muestra éxitos de fase temprana, el futuro de la exploración del offshore de Brasil puede estar marcado por descubrimientos de clase mundial —a semejanza de lo que ocurre en el margen conjugado africano (Blanco Balín, 2003, pág. 167).

 

En lo atinente al sistema de regalías brasilero, según el artículo 47 de la Ley de Hidrocarburos de 1997, se estableció que las regalías serían del 10% de la producción de petróleo o gas natural, pudiendo reducirse hasta 5% (Gonzalez Cruz, 2012).

 

Estas se pagan en función de los precios de mercado del petróleo, gas natural o condensado, de las especificaciones del producto y de la localización del campo. También pueden cambiar según acuerdo entre la licenciataria y el ente regulador la Agencia Nacional de Petróleo (la ANP) cuando se otorgan los bloques […] La regalía va a las provincias petroleras, también a los Municipios donde se produce y embarcan productos (se aparta un % para distribuir entre el resto de las provincias y municipios no petroleros), al Ministerio de Ciencia y Tecnología, y al Ministerio de Marina. Si hay producción y rentabilidad por encima de la estimada se pagará una participación especial. En 2010 la producción de petróleo de Brasil fue de 2.137.000 b/d (Gonzalez Cruz, 2012).

 

El reto principal para el gobierno brasilero es el desarrollo de la industria en términos de la exploración y explotación offshore:

 

En Brasil se está trabajando intensamente para desarrollar sus enormes reservas marítimas de crudo. En realidad, Petrobras, la compañía petrolera del Estado, ya se ha comprometido a invertir 224 mil millones de dólares hasta el año 2014 en su plan para desarrollar los yacimientos submarinos en las costas brasileras (EconSouth, 2013).

 

2.3 POLÍTICA PETROLERA EN MÉXICO

 

Panorama Petrolero Nacional

 

México, a lo largo de la historia se ha configurado como un país con un importante desarrollo petrolero, así como por tener amplias reservas de hidrocarburos que han logrado ampliar y dar visión al país con el pasar del tiempo. El petróleo en México durante la época contemporánea representa el producto principal en el que se sustenta la economía nacional (Hernandez R, 2005).

 

El país se ha desarrollado en gran medida con base al petróleo y el evento que marcó la historia del hidrocarburífera en México es la expropiación petrolera en marzo de 1938, decretada por el entonces presidente Lázaro Cárdenas del Río (Hernandez R, 2005).

 

El 18 de marzo de 1938, Lázaro Cárdenas decretó la expropiación de bienes de las empresas petroleras estadounidenses y anglo-holandeses que operaban en México. El entonces presidente acusó a dichas compañías de abusos contra sus trabajadores y de desobedecer los mandatos del Gobierno y de la Suprema Corte de Justicia. El conflicto se originó años antes: hubo una larga lucha entre las compañías del petróleo y sus trabajadores, los directivos de las empresas se negaban a satisfacer las demandas obreras (Navarro, 2017).

 

El gobierno mexicano recibió todo el apoyo de la ciudadanía, aunque la economía nacional se vio fuertemente afectada al no contar con la inversión extranjera dentro del país.

 

Como era de esperarse, la economía mexicana fue severamente golpeada por tal decisión, sin embargo, comenzaría una nueva historia para el petróleo en este país: una vida autónoma, sin participación directa de las empresas extranjeras, y sometido únicamente al control del Estado mexicano. La expropiación petrolera fue entonces un acto quizás arrebatado debido a la situación que vivía en ese entonces la economía mexicana, dependiente del capital extranjero en gran medida, sin embargo, significó un nuevo comienzo para el sector petrolero de esta nación (Hernandez R, 2005).

 

En los años siguientes a la expropiación petrolera de México llegó un panorama en donde la dificultad económica imperó y la deuda aumentó por causa de indemnizaciones que debían pagar a empresas que ya habían invertido en territorio mexicano, la más importante de estas fue la indemnización otorgada a la Standard Oil. Si bien la deuda se pagó a plazos, se tomó la decisión de cancelarla lo más rápido posible con el fin de mantener buenas relaciones a futuro con el gobierno estadounidense que favorecieran en años posteriores relaciones económicas en beneficio del desarrollo mexicano (Hernandez R, 2005).

 

En el período siguiente a 1938, subió al poder el Licenciado Miguel Alemán Valdés, gobierno caracterizado por la búsqueda de créditos en pro del desarrollo, aumento tecnológico de la industria petrolera que se viera traducido en un incremento de producción y en una mejora económica para el país. Este momento estuvo marcado por una alta incertidumbre en términos de la capacidad de México para tener una industria petrolera autónoma e independiente de la inversión extranjera (Hernandez R, 2005).

 

En 1947 el gobierno mexicano anunció que las indemnizaciones que pagarían de 250 millones de pesos quedarían reducidas a 21 millones de pesos previamente acuerdo con las empresas internacionales, lo que representó un alivio para la economía nacional al no tener que pagar unas cantidades tan altas y poder continuar invirtiendo en el desarrollo del sector (Hernandez R, 2005).

 

Posteriormente en 1972, se promovió el plan sexenal de explotación del petróleo que buscaba no solo aumentar la cantidad de reservas nacionales, sino también desarrollar las industrias de productos derivados del petróleo que anteriormente habían sido importados. El objetivo era mediante una mejora de la industria elevar en un 50% la producción nacional. Seguido a esto se dieron avances hacia el impulso de la industria mediante el aumento del crédito nacional, también se intentó involucrar al sector privado como actor que mediante la inversión ayudara a explotar la industria en el país, se desarrolló la industria petroquímica mexicana, los productos derivados de petróleo alcanzaron un aumento importante referente a la exportación petrolera y la búsqueda del mayor nivel de productividad (Hernandez R, 2005).

 

Para el año 1976, México aumentó su producción de 681.000 barriles diarios a 830.000 barriles, traduciéndose así en un beneficio para la economía nacional. Este ha sido uno de los mejores momentos del país pues además de la inyección de capital en el sector, se continuó con el fortalecimiento de la industria de productos petroquímicos lo que representó un papel importante dentro del mercado nacional y un nivel de competitividad mayor dentro de las relaciones comerciales a nivel global. Seis años después, para 1982, bajo el mandato de José López Portillo se intento duplicar la producción de hidrocarburos con el objetivo de aumentar las exportaciones (Hernandez R, 2005).

 

A mitad de la década de los 80, comenzó a darse un avance importante encaminado a la racionalización del petróleo o el uso consciente del mismo, razón por la cual, para este momento el gobierno mexicano rechazó la construcción de un gasoducto con Estados Unidos lo que debilitó las relaciones internacionales y diplomáticas entre ambos países  (Hernandez R, 2005).

 

En 1988 la demanda petrolera que tenía México descendió notablemente por causa de la bajada del petróleo en el mercado global. Sin embargo, mediante el aumento de los pagos y tarifas del sector público, se logró un equilibrio para el país y un menor impacto para la economía. Habiendo superado esta crisis en 1994 los precios del petróleo y la producción nacional entraron en ascenso favoreciendo de manera directa la reducción de la deuda externa (Hernandez R, 2005).

 

Aprovechando esta situación se tomaron tres medidas provisorias para estabilizar el sector petrolero y la economía nacional: primero, se calculó únicamente la mitad del precio que tuvo el petróleo durante el conflicto; segundo, adquirió́ opciones a futuro suponiendo que la baja del precio luego del conflicto fuera menor a la que se preveía; tercero, las utilidades petroleras generadas pasaron a formar parte de un fondo de contingencia que en 1994 seria utilizado para cancelar pasivos con el Banco de México por 20 billones de pesos (Hernandez R, 2005).

 

En esta época se firmó el Tratado de Libre Comercio de América del Norte (NAFTA) entre México, Estados Unidos y Canadá, tratado generaba temor entre los empresarios industriales mexicanos al pensar que representaría una desventaja frente a empresas estadounidenses que pudieran superar su capital de tecnología y sus niveles de producción; sin embargo, el tratado no contemplaba el petróleo dentro de sus puntos principales, punto a favor para la industria petrolera mexicana. La década de los 2000 comenzó con una crisis nacional importante centrada en una elevada deuda externa, sectores productivos en decadencia y conflictos de intereses políticos que impactaron todos los sectores nacionales e indiscutiblemente la economía nacional; la industria petrolera no pudo recibir inversiones importantes que aseguraran su desarrollo y crecimiento, Estados Unidos impuso medidas y políticas que impactaron de manera negativa a la industria, pues el país debía depositar cantidades de dinero importantes en bancos estadunidenses como garantía del pago de la deuda externa (Hernandez R, 2005).

 

Gracias a la reforma energética que atravesó México en 2013, la cual mantiene la prohibición del manejo de terceros del subsuelo, así como de la obtención de concesiones para el manejo de los recursos estatales, el panorama de la industria de hidrocarburos cambio de manera importante pues hoy en día la participación del sector privado en las actividades de exploración y explotación es necesaria. Actualmente el país se enfrenta a retos importantes en términos de producción petrolera y de reservas, los principales campos petroleros que se han explotado a lo largo de la historia se encuentran en etapas de declinación, lo que enfrenta al país ante un panorama preocupante que no puede ser ignorado.

 

La producción de hidrocarburos en México ha venido a la baja considerablemente. Los principales campos petroleros mexicanos se encuentran en una etapa de maduración y declinación. La tecnología y los recursos con los que cuenta el país no son suficientes para acceder a nuevos yacimientos de petróleo y gas que siendo muy prometedores no cuentan con la convencionalidad a la que estábamos acostumbrados y se vuelven retos técnicos a superar. Lo que ha vuelto indispensable la búsqueda de más recursos económicos y tecnológicos con el propósito de incrementar las reservas y, por consecuente, la producción. Debido a esto, y con el propósito de obtener más ingresos para el Estado, que contribuyan al desarrollo de la industria energética y en general de país, surge la Reforma Energética cuyo propósito principal es incrementar la cantidad de recursos energéticos producidos en el país (González Rodríguez & Olvera López, 2015).

 

Sistema de contratación

 

Dentro del sistema de contratación mexicano predominaron las concesiones petroleras, tal como se menciona anteriormente las concesiones constituyen figuras mediante las cuales se otorgan terrenos a una determinada empresa, por medio de estas no solamente se permite evaluar y explorar el territorio; sino que de haber reservas puede ser explotado y obtener producción y ganancias del pozo en cuestión (González Rodríguez & Olvera López, 2015).

 

Los sistemas de concesiones predominaron hasta principios de 1960. Los primeros acuerdos consistían en solo un pago de regalías para el Estado. Los acuerdos de regalías simples fueron seguidos por las regalías de mayor tamaño. Se añadieron impuestos una vez que los gobiernos adquirieron más poder de negociación. A finales de 1970 y principios de 1980, una serie de gobiernos creó impuestos adicionales para capturar el exceso de beneficios de forma inesperada traían los altos precios del petróleo. Ahora existen numerosos dispositivos fiscales y formulas sofisticadas que se encuentran en los sistemas de concesión (González Rodríguez & Olvera López, 2015).

 

Posteriormente el sistema de concesiones cambió, pues las actividades no solamente quedaron bajo el mando y la responsabilidad de la empresa, con las concesiones modernas es la empresa la encargada de pagar impuestos sobre el terreno explorado y explotado, las regalías para el Estado aumentaron, así como las clausulas y compromisos adquiridos frente a un territorio (González Rodríguez & Olvera López, 2015).

 

Con estos compromisos de trabajo, el Estado puede tener control (casi total) sobre la productividad de sus terrenos petroleros. Ello es especialmente importante en el esquema de concesiones, toda vez que el pago de regalías al Estado otorgante depende de que los recursos sean producidos. La postergación de los trabajos por parte de la empresa demora que el Estado reciba una contraprestación por los terrenos que la empresa tiene “cautivos” en razón a los derechos que derivan de la concesión (González Rodríguez & Olvera López, 2015, pág. 29).

 

En lo referente a los contratos el Estado no permite que ninguna empresa, bien sea estatal o privada, tenga o exija propiedad sobre los recursos, es el Estado quien tiene todos los derechos sobre el territorio y la producción que de allí se obtenga “En comparación del Sistema de Concesión, donde el Estado solo recibía el pago de impuestos o regalías” (González Rodríguez & Olvera López, 2015).

 

Actualmente son numerosos los contratos que existen para el manejo y la administración de la industria petrolera y de las reservas en México:

 

Se tiene una división bien definida en este sistema de contratos: Contratos Producción Compartida (CPC) y Contratos de Servicio (CS), siendo su principal diferencia la forma de obtener su participación, en términos monetarios (efectivo) o en especie (producción). Pero también surgen otros tipos de contratos que se formaron por las distintas necesidades y posibilidades de las compañías, por ejemplo: Asociación (Joan Ventures, Farm Out), Asistencia Técnica (Tecnical Assistance Contracts – TAC’s), Tasa de Retorno (Factor R), etc. Los cuales son variaciones y/o combinaciones entre los tipos de contratos principales y tienen fines específicos como obtener inversión o tecnología (González Rodríguez & Olvera López, 2015, pág. 30).

 

En síntesis, el sistema de contratación tendría como condiciones principales que el Estado conserva la propiedad de los recursos, el derecho de las empresas petroleras para recibir participación de la producción o ganancias de la venta de crudo y gas, según el contrato de producción compartida o servicios, y finalmente, es un sistema que puede variar y combinar los distintos tipos de contratos para que el país pueda obtener el mayor beneficio de los recursos (González Rodríguez & Olvera López, 2015).

 

Exploración y Explotación

 

En este apartado es fundamental hacer mención a Petróleos Mexicanos como la empresa estatal del sector en México. Esta se crea el 7 de junio de 1938, bajo el Gobierno de Lázaro Cárdenas del Río quien decreta la expropiación de los bienes muebles e inmuebles de 17 compañías petroleras a favor de la Nación. Esta empresa ha sido fundamental en el crecimiento y desarrollo de la industria petrolera mexicana jugando un papel protagónico en la creación de refinerías como la 18 de marzo en DF, la Miguel Hidalgo, en Tula; la Héctor R. Lara Sosa, en Nuevo León; y la Antonio Dovalí Jaime, en Oaxaca. En 1992, mediante la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, queda definida como órgano descentralizado de la Administración Pública Federal responsable de la conducción de la industria petrolera nacional y además define la creación de:

 

  • PEMEX Exploración y Producción (PEP)
  • PEMEX Refinación (PXR)
  • PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB)
  • PEMEX Petroquímica (PPQ) (PEMEX, 2008)

 

Como se precisó líneas atrás, los procesos de exploración y explotación en México no son recientes. Los primeros hallazgos petroleros se hicieron en territorios indígenas quienes lo usaban para materiales de construcción, salud e higiene. El primer pozo perforado fue realizado por Adolfo Autrey en 1869 en territorio cercano a las chapopoteras de Cougas, el cual fue conocido años después como Furbero en zona de Papantla (PEMEX, 2008).

 

La región de Tampico fue altamente reconocida por sus importantes reservas petroleras así como San Luis Potosí, a principios del Siglo XX. Eran 19 pozos los que habían perforado pero no se habían obtenido resultados positivos al respecto; sin embargo, mediante la inyección de capital y tecnología se encontraron recursos que llevaron a la constitución de la Mexican Petroleum Company of California en el pozo La Pez 1, con una producción cercana a los 1.500 barriles diarios; constituyéndose así el primer pozo comercial mexicano (PEMEX, 2008).

 

Paulatinamente la industria petrolera en términos de exploración y explotación fue creciendo con la inversión de compañías petroleras inglesas en la zona de Tuxpán con el pozo número dos el cual producía 2.500 barriles de crudo diarios, este fue el inicio del descubrimiento de numerosos campos petroleros que se conoció como la Faja de Oro (PEMEX, 2008).

 

Los pozos productores de petróleo que tuvieron resonancia internacional, fueron muchos, destacando el Casiano No. 7, que comenzó su producción el 8 de septiembre de 1910. En 1911, se terminó el Potrero del Llano No. 4. Pero sin duda, uno de los pozos más espectaculares en los anales petrolíferos, no sólo de México sino del mundo, fue el Cerro Azul No. 4, perforado en el año de 1916, localizado por Ezequiel Ordóñez. Su producción se estimó en 260 mil barriles por día (PEMEX, 2008, pág. 1).

 

En la década de los 50 se dieron descubrimientos importantes para la economía mexicana como el Campo Angostura, en Veracruz; el pozo Isla de Lobos, en la Faja de Oro marina a los alrededores de Tuxpán; el Campo Arenque, los pozos Sitio Grande y Cactus en Chiapas – Tabasco, y todos los pozos ubicados en el Golfo de México, región caracterizada por sus elevadas reservas petroleras. Entre estos últimos se registran el pozo Chac-1 en ciudad del Carmen, Golfo de Sabinas estado de Coahuila, Campos Buena Suerte, Monclova, Lampazos, Ulúa, etc. Y en la década de los 80 se sumaron en el Golfo de California, Pozo Extremeño No.1 el cual se destacó por ser un importante productor de gas para el país (PEMEX, 2008).

 

En síntesis, “En 1994 Pemex contaba con 474 campos productores, en 74 de ellos está más del 90% de la producción:

 

15 en la Región Norte.
40 en la Región Sur.
19 en la Región Marina (PEMEX, 2008, pág. 1).

 

Finalmente, es fundamental mencionar el surgimiento de la industria offshore en México. Esta nace en 1947 con Kerr-McGree en el Golfo de México alcanzando una profundidad de 4.6 metros para explotar un pozo petrolero, y a partir de ese momento se fueron aumentando y desarrollando los proyectos exploratorios costa afuera basados en plataformas tanto fijas como flotantes ubicadas en emplazamientos cada vez más profundos. Dentro de estos avances, se encuentra la plataforma COGNAC a 312 metros de profundidad, y posteriormente proyectos a profundidades de 412 metros con la plataforma Bullwinkle, entre otras que potenciaron la industria Offshore en el país y que fueron dando un impulso progresivo a la economía en este tipo de producción petrolera. Para 2008 se habían descubierto 2.4 billones de pies cúbicos de gas en aguas profundas, fundamentalmente en el segmento de las aguas profundas en el Golfo de México (Barbosa, 2015).

 

2.4 POLÍTICA PETROLERA EN ECUADOR

 

Panorama petrolero nacional

 

El petróleo en Ecuador es el motor de la economía nacional, se refinan y comercializan cerca de 600 mil barriles de crudo diarios.  Petroindustrial (filial de Petroecuador) está a cargo de este proceso (SIGÜENZA C. & SILVA P., 2015).

 

Las refinerías más importantes del país son la refinería de Esmeraldas y Lago Agrío, ubicadas en la región Amazónica; y la Libertad, ubicada en la Península de Santa Elena. El petróleo es transportado principalmente por el oleoducto transecuatoriano, SOTE, con una extensión de 503 km y atraviesa la sierra la costa y el oriente, y tiene la capacidad de transportar 390.000 barriles diarios (SIGÜENZA C. & SILVA P., 2015).

 

También existe uno alternativo que se interconecta con el oleoducto TRANSANDINO DE COLOMBIA (OTA) con capacidad para transportar entre 40 y 50 mil barriles diarios (SIGÜENZA C. & SILVA P., 2015).

 

La producción de los campos petroleros en Ecuador es almacenada en Lago Agrio, el cual cuenta con una capacidad de 1.500.000 barriles, de allí es transportado por el Oleoducto el cual se bombea con 5 estaciones en el Oriente y una en la costa, de esta manera el petróleo atraviesa la Cordillera de los Andes, junto con estaciones reductoras de presión que logran que el petróleo llegue de manera adecuada a su destino (SIGÜENZA C. & SILVA P., 2015).

 

El petróleo, además de constituir en el recurso más importante de la economía ecuatoriana, es una fuente laboral importante para el país.

 

El petróleo es el rubro más importante dentro de las exportaciones y financia más del 40% del Presupuesto del Ecuador (SIGÜENZA C. & SILVA P., 2015).

 

Antes de 1970 la industria petrolera en Ecuador era de carácter reducido en términos productivos y su máxima producción no superaba los 7.000 barriles diarios; sin embargo, para el año 1972 el país entra a un momento histórico marcado por la incorporación del petróleo proveniente de la Amazonia Ecuatoriana, momento en el cual la estabilidad económica comienza. Para 1973, el petróleo representaba el 48% de las exportaciones y hasta 1980, en términos de exportaciones, creció en un 27.7% anual; representando el 63% de los productos exportados y 9 años más tarde constituía el 21.2% del PIB y cerca del 47% de los ingresos nacionales financiando así más de la tercera parte del presupuesto de Ecuador (SIGÜENZA C. & SILVA P., 2015).

 

En 1983, la OPEP decide bajar el precio del crudo en 5 dólares por barril lo que impacta no solamente la economía ecuatoriana sino la economía global y la estabilidad del sistema internacional. Tras la búsqueda de superar la crisis, se realiza 3 años mas tarde, la primera exportación de asfalto, y para el año 2000 se da inicio a la venta de los residuos de refinería en el mercado internacional. Así mismo, 4 años después Petroecuador inicia la comercialización de Fuel Oil, el cual proviene de la refinería de Esmeraldas, durante este proceso se suscriben contratos con compañías como PMI de México y PETROJAM de Jamaica.

 

Finalmente, en el segundo trimestre de 2016, la producción nacional de petróleo alcanzó un total de 50.4 millones de barriles, igual a un promedio diario de 553.6 miles de barriles. La producción en miles de barriles diarios es superior en 2.2% y 1.8% a la del trimestre anterior y cuarto trimestre de 2015, en su orden. (BANCO CENTRAL DE ECUADOR, 2016).

 

Sistema de contratación

 

Previo a la reforma del año 2010 en donde se desnacionalizan los recursos, Ecuador se regía bajo siete tipos de contratos petroleros:

 

  • Contrato de Participación.
  • Contrato de Asociación.
  • Contrato de Prestación de Servicios para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos.
  • Contrato de Operaciones Especiales de Gestión Compartida (J.V.)
  • Contratos para la Exploración y Explotación Adicional de Campos Marginales.
  • Contratos de Alianzas Estratégicas (Reservado para Empresas Estatales vía Negociación Directa).

 

También pueden constituir Compañías de Economía Mixta o cualquier otra forma contractual de delegación vigente en la Legislación Ecuatoriana (Art. 3 de la Ley de Hidrocarburos) (González Peña Herrera, 2011).

 

Sin embargo, la tendencia actual es que los contratos petroleros sean sometidos al régimen tributario general, con el fin de evitar regímenes de excepción como los que existieron para los anteriores contratos de prestación de servicios. El objetivo principal es lograr un incremento de cargas en recaudación y un número de impuestos aplicables como los Impuestos a los Ingresos Extraordinarios y el Impuesto a las Tierras Rurales (González Peña Herrera, 2011).

 

Unas de las condiciones que entrarían a aplicar en el nuevo tipo de Contrato de Prestación de Servicios en donde un tercero entra a participar en la explotación del subsuelo son:

 

  • Impuesto a la Renta 25% para los contratistas que antes tenían un Contrato de Participación.
  • Impuesto a la Renta del 22% (a partir del 2013).
  • Contribución por utilización de aguas y materiales de US$ 60,000 por año.
  • Contribución para la Investigación Tecnológica del 1% del ingreso bruto menos la participación laboral y el impuesto a la renta.
  • Contribución a la Superintendencia de Compañías conforme la Ley de Compañías.
  • Impuesto a los Activos Totales del 1,5 por mil según COOTAD (González Peña Herrera, 2011).
  • En términos de regalías la Ley así lo establece

La mínima regalía que establece la Ley de Hidrocarburos es de 12,5%, si la producción es menor a 30 000 barriles diarios; 14% si se excede la producción de 30.000 barriles diarios, hasta 60.000 b/d; si se excede la última cifra la regalía será́ de 18%. Produjo 495.000 b/d de petróleo en 2010 (Gonzalez Cruz, 2012).

 

Exploración y explotación

 

El petróleo en Ecuador se explotó en la historia fundamentalmente en dos lugares: la península de Sta. Elena y posteriormente en la región amazónica. En Santa Elena, comenzó a explotarse en 1878 con la primera concesión otorgada al colombiano M.G MIER y 8 años después al italiano Salvador Viggiani. Años más tarde, en 1911, el desarrollo de la industria llevó a la llegada al país de los primeros equipos destinados a la extracción petrolera con los cuales se dio inicio a la perforación del primer pozo llamado ANCON 1 (SIGÜENZA C. & SILVA P., 2015).

 

Los años posteriores estuvieron marcados por el descubrimiento del pozo ANCON 4 por parte de la Anglo Ecuadorian Oilfields Limited, así como la participación de compañías petroleras como el grupo Royal Duch Shell y la Estándar Royal, como la unión de las actividades de la Esso y la Shell (SIGÜENZA C. & SILVA P., 2015).

 

Ya para la década de los 60, se dio inicio a la concesión a favor de petróleos de Ecuador cuyo representante era Howard Steven Strut y de quien se dice fue el descubridor del petróleo en la región de la Amazonía. Con este se abrió la puerta a la entrada de compañías como Texaco Gulf, la empresa Brothers y la construcción del oleoducto transecuatoriano el cual tendría como objetivo transportar crudo desde la Amazonía hasta el puerto Balao, en la región de Esmeraldas. En los años posteriores, exactamente para 1973, en la Amazonía ecuatoriana operaron diversas compañías extranjeras en un territorio estimado en 8 millones de hectáreas (SIGÜENZA C. & SILVA P., 2015).

 

Lo anterior representa un giro importante en la economía nacional. Ecuador entonces comienza a ser reconocido como un país petrolero, muestra de esto es su inclusión a la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo), para ese mismo año (1972) se crea la CEPE (Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana) cuya labor es dar manejo y administración a la explotación, industrialización y comercialización de productos relacionados con la industrial del petróleo (SIGÜENZA C. & SILVA P., 2015).

 

En junio de 1975, y después de un manejo riguroso y de una administración cuidadosa, CEPE logra finalizar de manera exitosa la primera perforación petrolera en Ecuador el pozo 18- B, el cual para su momento registró una producción de 2.066 barriles diarios. Dos años después se inaugura la refinería estatal de Esmeraldas y diez años más tarde la Refinería Amazonas, unas de las dos mas importantes para la industria petrolera ecuatoriana (SIGÜENZA C. & SILVA P., 2015).

 

En el año 1989 surge una institución fundamental dentro del sector nacional, esta es PETROECUADOR en reemplazo de CEPE, con seis filiales, tres permanentes (Petroproducción, Petrocomercial y Petroindustrial) y tres de carácter temporal (Petropenínsula, Petroamazonas y Petrotransporte) (SIGÜENZA C. & SILVA P., 2015).

 

PETROPRODUCCION tiene la labor de explorar nuevas reservas y campos petroleros, todo con el objetivo de operarlos y explotarlos de tal manera que estos lleguen a producir cantidades importantes para que en un futuro cercano puedan llegar a ser exportadas. Las actividades de exploración son realizadas costa adentro (onshore) y offshore. El coeficiente de éxito que ha registrado Petroecuador es cercano al 70%; lo que sitúa al país en un muy buen lugar dentro de la industria a nivel global (SIGÜENZA C. & SILVA P., 2015).

Petroproducción mantiene 5 áreas de producción que son:

 

LAGO AGRIO: En la provincia de Sucumbíos con los siguientes campos: Lagro Agrio, Charapa y Guanta.

 

LIBERTADOR: En la provincia de Sucumbíos con los campos: Libertador, Atacapi, Parahuacu, Víctor Hugo Ruales, Sansahuari, Cuyabeno, Frontera, Tapi, Tetete, Shushufindi, Shuara, Pichincha, Secoya, Peña Blanca y Acano.

 

SACHA: En la Provincia de Orellana que tiene los campos Sacha, Pucuna, Payamino, Paraíso, Big Uno, Huachi, Mauro Dávalos y Coca.

 

SHUSHUFINDI: En la provincia de Sucumbíos, que tiene los campos Shushufindi, Aguarico y Limoncocha.

 

AUCA: En la provincia de Napo, Orellana y Pastaza, con los campos, Auca, Cononaco, Culebra, Armadillo, Yuca, Anaconda, Balandra, Pindo, Auca – este, Tinguino y Yuca sur (SIGÜENZA C. & SILVA P., 2015).

 

Por otro lado, se operan campos compartidos con compañías privadas como el campo Coca – Payamino, Edén – Payamino, Limoncocha Y Tivacuno sin contar con 10 campos que tienen crudo de baja calidad. Las empresas que han operado en el país son, OCCIDENTAL, PETROLEO SUDAMERICANO CITY, KERR MAC GEZ, PEREZ COMPAC, AGIP, YPF – REPSOL BELLWETHER TECPECUADOR, CANADA GRANDE PETROCOL, VINTAGE, ALBERTA ENERGY (SIGÜENZA C. & SILVA P., 2015)

 

3.CONCLUSIONES

 

 

Finalmente y después de haber realizado la presente investigación se hace fundamental resaltar el papel que cumple la región latinoamericana dentro del panorama petrolero global. Según estudios recientes, la región posee reservas probadas de petróleo crudo que representan el 20% del total mundial. Sin embargo, al ser una región que importa en su mayoría productos derivados del crudo, queda en una posición de desventaja frente a la producción que tiene de los mismos.

 

Tomado de: (Organización Latinoamericana de Energía, 2013).

 

Son mínimos los casos en los que la producción interna del país sea equivalente o superior a la demanda de productos derivados del petróleo que presentan. Por tanto, la importación de los mismos se hace necesaria. Sería importante e interesante que tanto los gobiernos como el sector petrolero de cada país trabajen de manera conjunta para así fortalecer la industria y de esta manera convertirse no solamente en exportadores de crudo; sino también, en productores de algunos bienes.

 

Por otra parte, se resalta el importante papel que para los países analizados la nacionalización del recurso ha significado como un motor que ha impulsado al sector y a la industria del petróleo; sin embargo, fue posible ver, después de realizada la investigación, que la inversión extranjera es necesaria por temas de tecnología y aportes económicos.

 

Se considera entonces que el sistema de contratos en el sector petrolero para los países de la región es necesario al no lograr de manera autónoma un manejo total y completo del recurso y necesitar de la presencia e inversión de empresas petroleras extranjeras para la explotación y posterior comercialización del recurso. Si bien Colombia no cuenta con niveles de producción petrolera de países como México, Ecuador o Brasil, la industria representa un sector fundamental para la estabilidad económica colombiana.

 

Por otro lado, el panorama es preocupante para Colombia en materia de reservas y estabilidad económica. Si a lo anterior se suma la alta oferta de petróleo en el mercado por parte de países como Irán, el incremento de bombeo por parte de Nigeria y Libia, el aumento de eficiencia de los productores de shale oil en Estados Unidos y la acumulación de reservas de países como China y Japón son factores que dificultarán un ascenso de los precios, y por último se suma que el crecimiento de las economías industrializadas en conjunto no será mayor al 1.9%.

 

Lo anterior amenaza la economía colombiana teniendo en cuenta que a pesar de la fluctuación de los precios y de las consecuencias que esto ha traído consigo las exportaciones petroleras representan el 52% del total o 16.700 millones de dólares cifra que ha disminuido en un 3.2% en términos de ingresos para el país debido a la caída de los precios del petróleo. Si las reservas para el país son de 5.5 años, Colombia estaría frente a un horizonte muy corto pues el desarrollo de un campo toma más de 4 años y el consumo nacional de petróleo son cerca de 350.000 barriles por día.

 

Por lo anterior, la inversión extranjera en exploración se ha visto reducida de manera importante, para 2015 solo se perforaron 17 de los 91 pozos que se tenían programados; mientras que en 2014 fueron 114 los pozos perforados. Colombia entonces se enfrenta a retos muy importantes para la industria petrolera. En primero lugar si el gobierno tiene interés en que el tiempo estimado en términos de las reservas que tiene el país se amplíe se vería obligado a disminuir el volumen de las exportaciones afectando directamente la balanza comercial así como la cuenta corriente al disminuir la cantidad de exportaciones, es así como que el peso colombiano perdería valor y de no frenarse con alguna medida fiscal la inflación que tendría la economía colombiana sería importante.

 

Por otra parte si la producción llega a disminuir las reservas al punto de acabarlas el país ya no sería autosuficiente siendo este el peor de los escenarios pues los efectos no solamente serían los anteriores sino que la caída total de las exportaciones petroleras traerían graves consecuencias para el país. Es por esto que el análisis de las políticas petroleras en América Latina se hace necesario con el fin de tomar puntos de referencia de otros países para el fortalecimiento del sector petrolero en Colombia, exploraciones Offshore tal como Brasil y México lo vienen adelantando desde décadas atrás se hace necesario para un país en donde las reservas petroleras no alcanzan los 6 años.

 

Tomado de: (Organización Latinoamericana de Energía, 2013).

 

Por otro lado un sistema de contratación claro se hace necesario, en el cual las ganancias sean divididas de manera equitativa, un código petrolero que incluya las reformas realizadas en el sector así como la visión nacional es un común denominador dentro de las necesidades de América Latina y en especial de Colombia. Y Finalmente un trabajo conjunto como región se hace necesario para enfrentar los retos y dificultades que supone un mercado global en constante cambio el cual ofrece más retos que facilidades y en el cual adaptarse de la mejor manera y buscando el mayor beneficio para la sociedad es la solución mas apropiada.

 

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  1. Global Fire Power, (s.f) “Oil production by country”, [en línea], disponible en: http://www.globalfirepower.com/oil-production-by-country.asp

  2. Global Fire Power, (s.f) “Oil production by country”, [en línea], disponible en: http://www.globalfirepower.com/proven-oil-reserves-by-country.asp

  3. Revista Semana, (2013, diciembre 30), “Petróleo: Colombia produce más de un millón de barriles diarios”, [en línea], disponible en: http://www.semana.com/economia/articulo/petroleo-colombia-produce-mas-millon-barriles-diarios/326925 

  4. Central Intelligence Agency, (s.f.), “the World Factbook. country comparison crudo oil production”, [en línea] disponible en: https://www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/rankorder/2241rank.html

BIBLIOGRAFÍA

 

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BANCO CENTRAL DE ECUADOR. (2016). REPORTE DEL SECTOR PETROLERO II Trimestre de 2016. Quito: publicaciones económicas.

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