Informe julio – agosto 2018

Por: Crudo Transparente

 

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) es la entidad del Estado encargada de la administración de los recursos petroleros del país. Entre su misión está la de promover la inversión nacional y extranjera en la exploración y explotación de hidrocarburos para garantizar el abastecimiento energético del país y comercialización del recurso.

 

Para cumplir con esta labor, la ANH lleva a cabo periódicamente rondas petroleras que son procedimientos de promoción para la asignación de áreas con potencial energético. En estas, se subastan bloques petroleros teniendo como base unos mínimos requeridos de inversión económica y tecnológica y están abiertas para que participen empresas con reconocimiento en el sector extractivo.

 

La importancia de estos procesos radica en la posibilidad de aumentar las reservas de petróleo y gas. Históricamente, los países en vía de desarrollo han buscado atraer la inversión extranjera mediante las rondas petroleras, puesto que no contaban con la tecnología suficiente para explotar sus propios recursos naturales dentro de su territorio [1]. De ahí que varias regiones en América Latina hayan incentivado la inversión de grandes empresas dedicadas a estas actividades [2].

 

 

 

Argentina, Brasil, Ecuador, México y Uruguay realizaron por lo menos 15 rondas petroleras con alrededor de 1.100 bloques de crudo y gas [3]. Un caso específico es el de México que atrajo más de 100.000 millones de dólares a través de dos rondas petroleras y busca realizar otras subastas en el segundo semestre del 2018 [4].

 

Colombia, por su parte, también ha adelantado estas subastas desde hace más de una década. En total, desde la creación de la ANH, se han realizado ochos ronda con un total de 643 áreas ofrecidas y 236 contratos suscritos [5].

 

Actualmente está en ejecución la ronda Sinú – San Jacinto, que oferta 15 bloques entre maduros, explorados y emergentes en los departamentos de: Antioquia, Atlántico, Bolívar y Sucre, territorios con poca tradición hidrocarburífera, pero con alta prospectividad de gas y petróleo. Este proceso competitivo se enmarca en los términos y condiciones del Acuerdo 2 de 2017 de la ANH, que modificó los términos de referencia de las rondas petroleras en el país.

 

Dichos cambios, buscan dar respuesta a la situación de desabastecimiento que puede enfrentar el país en el mediano plazo. Sin embargo, los cambios de las reglas de juego dejan interrogantes sobre los estándares sociales, económicos y ambientales que el país requiere para adelantar las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en los territorios, razón por la cual, Crudo Transparente presenta la siguiente investigación.

 

 Historia de las rondas petroleras en Colombia

 

 

Las primeras adjudicaciones de bloques petroleros en Colombia se produjeron a principios del siglo XX, por medio de concesiones entregadas a ciudadanos nacionales que posteriormente se aliaron con multinacionales que buscaron asentarse en el país [6]. En 1905, se asignó la primera explotación, conocida como La Concesión de Mares, en Barrancabermeja, Santander, que luego del incumplimiento en materia de exploración fue otorgada a la Tropical Oil Company [7]. Luego vinieron la concesión Barco, Orito, entre otras.

 

En 1923, fue fundado en la clandestinidad La Unión Sindical Obrera, debido a las exigencias laborales y protestas en contra de la Tropical Oil Company. Las quejas de los trabajadores, eran por las pésimas condiciones de trabajo por parte de la compañía, entre las que se encuentran: jornadas extenuantes, alimentación precaria, falta de hospitales y servicios médicos.  Por tal razón, en 1948 los diálogos fallidos entre la Tropical y los obreros, llevaron a una huelga de 49 días y participaron 500 empleados. La manifestación logró derrotar a la compañía extranjera y el gobierno se vio obligado a acabar las concesiones en 1951. [8].

 

En 1951, las manifestaciones sociales en contra de este tipo de contratos que dejaban pocas ganancias al Estado y las deficientes condiciones laborales de los campos petroleros, motivó al Gobierno del presidente Laureano Gómez a constituir Ecopetrol y a dejar en manos de esta la administración de los recursos hidrocarburíferos de la nación [9]. Con la creación de la estatal petrolera se dio inicio a los contratos de asociación, donde Ecopetrol y el inversor tenían participación igualitaria en el proyecto [10]. Los contratos tuvieron una duración de 28 años y el Estado llegó a percibir ganancias por la producción de entre 68 % y 70 % por campo [11].

 

Durante los siguientes años, el aumento en los niveles de producción y la cantidad de descubrimientos en diferentes áreas del país, le permitió a Colombia abrir sus puertas a mayor inversión extranjera. En los años 90 las asociaciones tuvieron una serie de modificaciones legales, en las que los inversionistas tenían mayores ingresos y el Estado colombiano menor participación [12].

 

En el año 2000 Ecopetrol abrió una ronda licitatoria para la exploración de 13 bloques, conocida como Ronda 2000. Esta fue la primera subasta petrolera que realizaría la empresa estatal para mantener la autosuficiencia petrolera. Esta forma de adjudicación se entendió como un nuevo tipo de concesión, con una connotación moderna y con diversas modificaciones [13].

 

La Ronda 2000 estaba conformada por bloques y áreas de exploración con alta prospectividad y zonas donde ya se había confirmado reservas y producción de crudo, que ofrecían 90.000 barriles de petróleo diarios y contenían aproximadamente 480 millones de barriles de reservas probadas [14].

 

Varios inversores conocían con anterioridad la prospectividad de las zonas subastadas; por tal razón, compañías como Nippon Oíl, Inpex y Japex entraron en la puja. Colombia volvió a estar dentro del portafolio de inversiones de las empresas extranjeras, por la probabilidad de generar resultados positivos [15].

 

Debido al éxito obtenido en el primer proceso y luego de la creación de la ANH en 2003 se abrió la Ronda Caribe, primer proceso licitatorio a cargo de esta agencia [1]. Esta se caracterizó por ofrecer bloques offshore, se adjudicaron 13 bloques en los departamentos de Atlántico, Córdoba y Guajira y los proponentes fueron Ecopetrol, Petrobras Colombia, Chevron y BP Exploration [17].

 

Posteriormente, se realizó la Ronda Colombia 2008 con 43 bloques en cuatro cuencas: Sinú San Jacinto Norte, Cesar Ranchería, Cordillera y Crudos Pesados Oeste [18]. Después, vino la Ronda Colombia 2010, en la que se subastaron nueve bloques, ubicados en: Arauca, Casanare, Caldas, Magdalena, entre otros. En este último proceso se pretendió fortalecer la exploración offshore en las áreas del Caribe e incentivar la explotación de crudo en los Llanos Orientales [19].

 

En la Ronda Petrolera Colombia 2012, la ANH ofreció 12 bloques y ofertaron empresas como ExxonMobil, Repsol y Hocol. Esta subasta se realizó para la exploración en un área de 3,1 millones de hectáreas de extensión ubicadas en el Valle medio del Magdalena, Caguán – Putumayo, Catatumbo, Cordillera y offshore en el Caribe colombiano [20]; además, es importante resaltar que en esta ronda se ofertaron bloques para exploración de hidrocarburos en yacimientos no convencionales.

 

Después, en la Ronda Petrolera 2014 se presentaron 100 bloques, entre los cuales se encontraban yacimientos convencionales y no convencionales ubicados en las cuencas: Llanos Orientales, Sinú San Jacinto, Putumayo, Tumaco, Chocó y Mar Caribe. Presentaron ofertas ExxonMobil, Repsol, Statoil. Esta ronda, se caracterizó por ser una apuesta para incrementar en el corto plazo las reservas de hidrocarburos nacionales [21].

 

 

(Fuente Ministerio de Minas y Energías, 2014, p.47) [22].

 

De acuerdo con lo anterior, entre 2007 y 2014 las rondas petroleras se ejecutaban de manera bienal. En este procedimiento, las áreas eran adjudicadas a las empresas que cumplían con la inversión mínima establecida por la ANH y adicionaban recursos para asegurar la mejor oferta [23].  Las empresas no tenían la responsabilidad de actualizar la información de las zonas, como actividades sísmicas y/o la cantidad de pozos por bloque; asimismo, estas rondas tenían una tabla de precios y medidas que no permitían al país identificar la realidad del mercado y el impacto que tenían los precios internacionales del barril de crudo para la industria [24].

 

Por tal motivo, en 2015 y 2016, con el desplome de los precios del petróleo, la industria se vio altamente afectada. Ante esta crisis, la ANH tomó la decisión de cambiar las reglas en la modalidad de asignación de áreas para reactivar la inversión y aumentar las reservas de crudo y gas [25].

 

La apuesta de la ANH: Acuerdo 2 2017

 

 

En 2017 la ANH creó el Acuerdo 2 [26] que tiene como objetivo que la adjudicación de bloques sea de manera más activa y dinámica y que la información de las áreas esté actualizada permanentemente. Además, tiene como característica principal la promoción permanente de áreas petroleras y la recepción continua de ofertas por parte de los inversores [27].

 

De acuerdo a lo anterior, la Agencia mantiene actualizado el mapa de tierras y hace un registro permanente de inversionistas -el cual es obligatorio- para abrir las subastas. La cantidad de bloques a ofertar debe ser menor a 25 (no 100 como en pasadas ediciones) y se espera que la ronda tenga una duración máxima de dos meses [28].  Una vez la compañía decide su área de interés, oferta estableciendo monto a pagar por el bloque e inversión en materia económica y tecnológica para el desarrollo de actividades de exploración y explotación.

 

Dentro del acuerdo en mención, se mantienen las autoridades ambientales del anterior esquema que ejecutan, sancionan o restrinjan el proyecto, lo que genera controles a los contratos [29]. También la ANH estipula una inversión mínima y reglamenta los plazos y condiciones para la asignación de estos bloques [30].

 

Este reciente esquema pretende acomodarse a la realidad de los precios del mercado y busca opciones financieras para la industria petrolera en el país. Se puede percibir que la prioridad del Gobierno es priorizar la inversión; sin embargo, no se evidencian aspectos como la lucha contra la corrupción, el empleo local, los gastos y otros factores que no están incluido en el Acuerdo 2 de 2017. Así mismo, se constata que esta política no tiene un equilibrio entre los intereses de las comunidades y el gobierno; por el contrario, las autoridades locales y nacionales no incentivaron la participación para la toma de decisiones con los ciudadanos de los territorios a explorar.

 

Cambios principales de Acuerdo 2 2017 frente a la normatividad anterior

 

 

 

El reciente Acuerdo se caracteriza con la creación del procedimiento competitivo permanente y la eliminación de la tabla de precios; además de otras características a mencionar. A continuación, se explican los principales cambios con el nuevo Acuerdo:

 

1. Áreas de exploración

El Acuerdo plantea la delimitación de áreas por parte de la ANH, tomando en cuenta: restricciones ambientales, normas de ordenamiento jurídico y socializaciones con entidades territoriales; dejando de lado a las comunidades en el proceso de toma de decisión y contemplándolas solo para la socialización de los proyectos luego de la firma de los contratos. Adicionalmente, se mantienen las autoridades ambientales como las encargadas de imponer las restricciones a los proyectos y no se toma en cuenta las visiones de los habitantes de los territorios.

 

Por otro lado, se pasó de hablar de yacimientos no convencionales a yacimientos de rocas generadoras. Esta modificación puede entenderse como una maniobra de la autoridad nacional para evitar que se hable de fracking y que las comunidades dejen de oponerse a esta técnica de extracción. Además, alargó a tres años el plazo para que en las compañías que tienen contratos previos a la Ronda 2012, presenten propuestas para el adelanto de estudios de exploración en este tipo de reservorios.

 

Finalmente, en este punto, el Acuerdo busca la actualización del nuevo mapa de tierras que haga referencia a la nueva clasificación de áreas (exploradas, emergentes o semiexploradas e inmaduras o frontera, tanto en modalidad onshore como offshore) que permita estipular los procedimientos de adjudicación y las inversiones mínimas requeridas; para así promover la exploración que ya lleva tres años sin tener resultados importantes.

 

2. Registro de interesados y habilitación de proponentes

 

En este sentido, se mantiene la misma base del Acuerdo anterior en el que se contemplan las capacidades jurídicas, técnico – operacional y económica financieras, con algunas modificaciones sustanciales en cada una de estas.

 

Este nuevo sistema, califica a las empresas por medio de puntos de acuerdo a sus capacidades, y no por tabla de precios como en el anterior sistema; favoreciendo a las empresas petroleras ubicadas en el top 100 y elevando los requisitos para los pequeños inversionistas. Así mismo, se ajusta a los precios internacionales de crudo y se adapta mejor a la realidad del mercado, según expertos.

 

3. Mecanismo de asignación y programas mínimos de inversión

 

El tercer punto del Acuerdo aclara que la asignación competitiva de los bloques será permanente, pero sigue contemplando las adjudicaciones directas. En este nuevo proceso, la ANH solicita una inversión mínima al publicar los bloques disponibles, posteriormente la empresa radica su propuesta y se inicia un procedimiento para que otros interesados presenten sus ofertas; el primer proponente será el único en capacidad de superar la mejor oferta.

 

Como ya se mencionó, se eliminas las tablas de precios para valorar las actividades del programa de inversión y las sustituye por un sistema de puntajes de acuerdo al tipo de área; lo que permite comparar las futuras inversiones de los proponentes, sobre todo, las adicionales que ejecutarán en exploración, para así escoger la oferta ganadora.

 

Es importante destacar que a pesar de la forma en la que fue diseñado, el sistema tiene algunos aspectos positivos, ya que la puntuación también depende del comportamiento de las empresas; es decir que, si una empresa ha tenido que pagar indemnizaciones, incurrido en sanciones o no ha compensado a las comunidades, su puntaje será inferior respecto a las demás.

 

4. Contratos

 

El plazo para los contratos, en su fase preliminar, se cambió de 18 a 24 meses para verificar la existencia de grupos étnicos en la zona y la realización de las respectivas consultas previas.

 

Por otro lado, se establece como obligatorio la inclusión de multas conminatorias y sancionatorias. Las primeras antes eran discrecionales y tienen como objetivo que el contratista cumpla con sus acuerdos contractuales y evite las fuertes sanciones. Por otro lado, las segundas no son obligatorias y podrán ser pactadas en cada proceso y estarán basadas en la proporcionalidad de la falta.

 

Ronda Sinú – San Jacinto

 

CUENCA SINÚ – SAN JACINTO UBICACIÓN Y LÍMITES

(Aguilera, R., y Castillo, H., 2016 p. 1) [31]

 

La cuenca Sinú San Jacinto está localizada al norte de Colombia, limita al sur con la cuenca del Valle Inferior del Magdalena; al oeste se rodea con la cuenca de Urabá y el Istmo de Panamá y al este con la Sierra Nevada de Santa Marta y la cuenca de la Guajira [32]. Regionalmente está conformada por dos cinturones montañosos, que tienen un camino aproximado suroeste-noreste y se encuentra separado por los lineamientos del Sinú [33].

 

En la Ronda Sinú San Jacinto, la ANH oferta 15 bloques entre maduros, explorados, emergentes y semiexplorados, en los departamentos de Antioquia, Atlántico, Bolívar, Córdoba, Sucre y mar Caribe [34]. El total de áreas suma 716.987,6 hectáreas y están catalogadas como disponibles en su situación jurídica. La Agencia ha realizado estudios previos en la cuenca y determinó la existencia de un alto nivel de prospectividad petrolera, más de cuatro mil millones de barriles de petróleo, equivalente, 4.000 MMBPE [35]. Cabe resaltar que estás áreas hacen parte de 40 paquetes que estarán en subasta permanente junto con otros en los Llanos Orientales y Valle Medio del Magdalena [36].

 

 

Fuente (Brigard & Urrutia, 2017) [37]

 

Estos bloques están localizados en 47 municipios, entre los que se encuentran: Palmito, Sincelejo, Carmen de Bolívar, Lorica, San Bernardo del Viento, Montería, entre otras regiones con escasa tradición petrolera. De ahí que la ANH ha adelantado actividades de socialización con las autoridades locales y regionales para dar a conocer el proceso e informar a gobernaciones y alcaldías de las eventuales actividades extractivas en el territorio [38].

 

De acuerdo a información oficial, el proceso está dividido en cuatro etapas: lanzamiento (13 al 29 de septiembre 2017), divulgación de proponentes (24 de noviembre 2017), presentación y validación de propuestas, luego asignación de áreas y finalmente cumplimiento de los requisitos para iniciar proyectos [39].

 

Pese a que según el Acuerdo 2 de 2017, se pretendía que las rondas duraran máximo dos meses, es importante resaltar que la aquí en mención está en la etapa de recepción de propuestas y la ANH ha aplazado el proceso de adjudicación más cinco veces, entre otras razones porque las compañías habilitadas, solicitaron ampliar el plazo para estructurar sus ofertas; además, sentían incertidumbre por la contienda electoral de mayo y junio del presenta año.

 

Las posibles empresas petroleras interesadas en ofertan son: Canacol, Clean Energy, Exxonmobil, Ecopetrol, Energy Group, Hocol, Shell Santa María, Petroleum, Petrosus, Petrobras entre otras [40]; no obstante, los cambios de la ANH no permiten asegurar dicha participación.

 

Por último, es importante señalar que actualmente en la cuenca Sinú- San Jacinto se está ejecutando un contrato de producción (Sinú San Jacinto Norte 1), operado por la compañía Lewis Energy Colombia, generando una producción aproximada de 7.500 KPCD (miles pies cúbicos día) de gas condensado [41].

 

 

Caracterización regional sociodemográficas

 

 

 

Como se mencionó anteriormente, los departamentos donde se encuentran los bloques petroleros ofertados en la cuenca Sinú San Jacinto son: Antioquia, Atlántico, Bolívar, Córdoba y Sucre y cuentan con las siguientes características:

 

• Antioquia

Pertenece a la región del Eje Cafetero y se considera categoría especial ya que su población supera los 2.000.000 habitantes y su destinación anual de recursos provenientes del Sistema General de Participaciones es superior a 600.000 mil salarios mínimos legales mensuales vigentes. Este departamento tiene una extensión de 63.612 Km2 y 6.613.118 habitantes incluyendo población indígena (28.914), afrocolombianos (593.174), Rom (75), y Raizal (552). El Índice de Pobreza Multidimensional en el 2015 fue de 18,3% y su PIB es de $78.875 millones de pesos.

 

En relación al tema económico se destacan los establecimientos financieros, la industria manufactura, el comercio, servicios sociales y comunales, entre otros. El aspecto ambiental, están los cultivos agrícolas en 387.880 hectáreas, área de bosques 82% y las cuencas hidrográficas tiene un índice de vulnerabilidad hídrica en medio 4.407.249. En relación a los barriles diarios promedio es de 18.428

 

• Atlántico

 

Pertenece a la región Caribe y es de categoría uno, por su cantidad de población y los ingresos corrientes de libre destinación anual. Tiene una extensión de 3.388 KM2, y 2.517.897 habitantes, en la que se encuentra una población indígena de 27.972, afrocolombianos 224.109, Rom 1.975, Raizal 697 y palenques 2.445. El PIB es de 23.099 y en el 2015 el Índice de Pobreza Multidimensional (IPM) fue de 22,6.

 

Las actividades económicas más importantes en el departamento son la industria de manufacturas, establecimientos financieros, comercio y servicios sociales y comunales. Los barriles diarios promedio es de 73.

 

• Bolívar

 

Pertenece a la región del Caribe, su extensión es de 25.978 Km2 y es considerado categoría dos por su población de 2.146.696 entre los cuales se encuentran indígenas 2.066, afrocolombianos 491.364, Rom 911, raizal 1.325 y palenqueros 4.978. En el 2015 el IPM fue 32,9% y el PIB del departamento es de $21.588 millones de pesos. Este departamento se considera intermedio en su entorno de desarrollo por sus características geográficas, demográficas y económicas.

 

En el aspecto económico se destacan la industria manufactura en 21%, servicios sociales y comunales 13%, establecimientos financieros en 12%, construcción 11% y otros 43 %. Acerca de la información ambiental, existen áreas dedicadas a cultivos agrícolas en 169.590 hectáreas, áreas de bosques del 73 % y el índice en vulnerabilidad hídrica es bajo 1.321.835. Los barriles diarios promedio es de 10.239.

 

• Córdoba

 

Está ubicado en la región Caribe y es considerada categoría dos. Su extensión es de 25.020 Km2 con una población de 1.762.530 habitantes, entre ellos indígenas (151.064), afrocolombianos (191.797), Rom (29), raizal (251) y población palenque (3). El PIB departamental es de $9.455 millones de pesos y su IPM en el 2015 fue de 33,7 %.

 

En materia económica se destacan los servicios sociales y comunales en 23%, agricultura 15%, los establecimientos financieros 15%, el comercio 12% y otros 35 %. Por último, el tema ambiental está dedicada a los cultivos agrícolas 171.264 hectáreas y áreas de bosques del 63 %. Los barriles diarios promedio es casi 0.

 

• Sucre

 

Este departamento, pertenece a la región Caribe y es categoría tres ya que su población está entre 100.001 y 390.000 habitantes, tiene una extensión de 10.917 Km2. Su población es de 864.438 habitantes, donde se encuentran indígenas 82.934, afrocolombianos 121.624, Rom 59 y raizales 114. El IPM en el 2015 fue de 40,3 %, el PIB del departamento es de $4.182, millones de pesos.

 

La economía del departamento gira en torno de los servicios sociales y comunales 32%, comercio 16%, agricultura 12%, establecimientos financieros 9% y otros 31%. Finalmente, en materia ambiental las áreas de cultivos agrícolas son de 95.104 hectáreas el área de bosques 16% y su índice de vulnerabilidad hídrica es alta en 1.972.888. Por último, los barriles diarios promedio es de 39.

 

Las cifras y porcentajes mencionadas son parte de las fichas Departamentales del Departamento Nacional de Planeación (DNP) del año 2017. Como se evidencia, los departamentos antes mencionados, no están familiarizados con las actividades extractivas en el sector de petróleo y gas y muestran porcentajes de pobreza significativos que deben ser atacados para generar desarrollo en las comunidades. Si bien es cierto que la industria petrolera puede traer a los territorios recursos importantes, es necesario que las empresas coordinen sus inversiones con las autoridades locales para que no generen una distorsión de la economía y desestimulen las actividades tradicionales.

 

Índices de corrupción de los departamentos de la ronda Sinú San Jacinto

 

 

Por otro lado, en materia de corrupción los departamentos de la ronda Sinú San Jacinto presentan los siguientes índices: Antioquia 85.6, Atlántico 63, Bolívar 53.0, Córdoba 50.8 y Sucre 50.6. Cabe resaltar que estos datos son del 2017 y se mide en una escala de 0 a 100, siendo 0 muy corrupto y 100 limpio de este mal [43].

 

Antioquia es el departamento de la ronda petrolera que tienen un índice de corrupción más bajo debido a la divulgación de la información pública, gestión administrativa, gestión presupuestal y la divulgación de los tramites del servicio ciudadano. Además, el departamento ha puesto en práctica programas de control y vigilancia para la ejecución de diferentes obras [44]. Este territorio ha usado de manera correcta los espacios de concertación a favor de los ciudadanos, lo que permite concluir que existe confianza en la ejecución de los recursos provenientes de las regalías.

 

Por su parte, Atlántico se clasifica como el segundo departamento con menos corrupción expuesto en esta investigación. De esta manera, los temas alrededor de la visibilidad y la institucionalidad son lo más destacables; no obstante, los factores de divulgación de información de programas sociales y el clientelismo son los más problemáticos [45]. Los empresarios que han invertido en el territorio han manifestado su inconformismo en los tramites con entidades públicas, debilitando sectores como el extractivo.

 

Por otro lado, Bolívar tiene un alto riesgo en el tema de corrupción. Su puntaje es de 53.0 y los factores de control y sanción tuvieron un desempeño bajo; asimismo, la gestión de control interno y disciplinario no se están ejecutando adecuadamente [46]. De igual forma, el tema de participación ciudadano es débil, no existen espacios para el diálogo con las comunidades en la toma de decisiones [47].

 

Por último, los departamentos de Córdoba y Sucre tienen un riesgo de corrupción de 50.8 y 50.6 respectivamente. Los aspectos que crean debilidad son: el control ciudadano y estatal, sumado a la falta de divulgación de los resultados en la toma de decisiones [48].

 

Dado lo anterior, se concluye que dentro de la ronda Sinú San Jacinto: Bolívar, Córdoba y Sucre son las regiones con un riesgo más alto de corrupción debido a su debilidad institucional, lo que genera incertidumbre a la hora de la puesta en marcha de los proyectos extractivos, más si se tiene en cuenta que son los territorios con más bloques dentro de la subasta y según la comunidad, no existen espacios de socialización y toma de decisiones respecto a las actividades que deben adelantarse en ellos de acuerdo a las visiones propias de desarrollo.

 

La ANH asegura haber socializado el proyecto en las diferentes regiones; no obstante, estas actividades de diálogos estuvieron concentradas en su totalidad en compartir información con autoridades locales (gobernadores y alcaldes), pero según pudo constatar Crudo Transparente, las comunidades nunca fueron convocadas a ninguna reunión y se encuentran preocupadas frente a la posible explotación de sus tierras.

 

 

Fuente: derecho de petición enviado a la ANH enviado por Crudo Transparente 2018-04-27

 

Opiniones sobre la ronda Sinú San Jacinto

 

 

 

Como se ha evidenciado hasta aquí, son varios los actores involucrados dentro de los procesos de las rondas petroleras, ya sea bien porque están interesados en la subasta o porque se verán impactados por las actividades futuras que se desprenden de esta licitación.

 

La organización Crudo Transparente entrevistó a Ana Paola Gutiérrez Rico, docente e investigadora del departamento de Derecho Minero energético de la Universidad Externado de Colombia, y quien cuenta con maestría en la Gestión de Hidrocarburos de la Universidad de Viña del Mar; así mismo, se comunicó con los presidentes de asojuntas/asocomunal de los 47 municipios incluidos en la subasta para conocer su opinión sobre este proceso.

 

Según la docente del Externado, “las rondas petroleras son ofertas de bloques con prospectividad energéticas”, y para el caso colombiano “se han adelantado desde el 2003 y se [han] ofertado 600 aéreas y generaron 236 contratos, siendo algo positivo en relación a la producción y reservas”; no obstante, al momento de comparar con otros países de la región estas cifras no son alentadoras. En México, por ejemplo, durante tres años han suscrito 107 contratos en tres rondas, lo que le ha permitido incrementar sus reservas en 2 mil millones de barriles de petróleo, y tener 39 mil kilómetros cuadrados de áreas en exploración [49].

 

La profesora Gutiérrez destacó las características de las rondas que se han realizado en Colombia, siendo las 2012 y 2014 las más importantes. La docente mencionó: “estas últimas rondas trajeron diversas temáticas internacionales y con esto se vio atractiva la inversión extranjera; igualmente, en el 2014 con la crisis de los precios del petróleo el país replanteó su posición en el tema extractivo, para ser más competitivo”.

 

En relación a estas últimas rondas hechas en el país, se asignaron 76 bloques para exploración y explotación de crudo; sin embargo, Gutiérrez recalcó que solo el 10% de estas zonas están operando. Lo que demuestra un factor bajo de éxito que no anima mucho a la inversión extranjera. La docente, resaltó su preocupación al respecto y recalcó la necesidad de encender las alarmas para reactivar el mercado internacional y acomodarse a dinámica del sector extractivo.

 

En relación a la asignación de los bloques petroleros, Gutiérrez comparó el modelo bienal con el actual. La docente observó pertinente aclarar que el esquema anterior funcionó de forma correcta durante su momento de implementación; no obstante, lo consideraba un riesgo por el tiempo de espera. Según lo anterior, el Acuerdo 2 2017 se considera una oportunidad para reactivar la inversión, demandando un esfuerzo mayor por parte de la ANH para mantener actualizada la información.

 

El nuevo modelo de adjudicación permanente de los bloques petroleros, es considerado positivo para la actividad extractivista; sin embargo, Gutiérrez recalcó que este acuerdo es más flexible y ha generado discusiones al respecto.  Se puede demostrar una falta de articulación y comunicación entre las entidades y el gobierno, siendo algo negativo en los aspectos jurídicos y perjudica la negociación de los bloques al momento de presentar las ofertas a los proponentes.

 

Según la docente del Externado: “El Acuerdo 2 2017 no bajó los estándares en relación a los temas de exploración y explotación en las rondas petroleras”. Para Gutiérrez este modelo se caracteriza por ser más flexible y es el más apropiado para salir de la coyuntura del sector; además, de recuperar el aspecto de la inversión y asegurar el autoabastecimiento. Gutiérrez aseguró que Colombia tiene una fuerte regulación en el momento de adjudicación y explotación de bloques energéticos; no obstante, la problemática surge en el acompañamiento de las entidades ambientales involucradas en los procesos.

 

La experta ha enfatizado que el modelo de las rondas petroleras es una forma de incentivar la autosuficiencia energética en el país; no obstante, aclaró que este procedimiento no debe ser el único, para tal fin y que se deben buscar espacios de diálogo entre el Gobierno, instituciones, comunidades y la academia para examinar alternativas de exploración y no depender de una sola norma.

 

En otro sentido, Gutiérrez informó que la inversión de esta ronda es de 300 millones de dólares, siendo una cifra atractiva para la economía del país. Ahora bien, con esta prospectividad y esta nueva inversión existen grandes expectativas en pro en el desarrollo de las comunidades; además, de potencializar las regiones en diferentes aspectos.

 

La docente mencionó: “es positivo esta clase de actividades en estos territorios ya que incentivan el crecimiento de la región, que pueden considerarse vulnerables en diversos aspectos”; sin embargo, los impactos de la industria siempre están presente en las actividades extractivas. Es importante resaltar que las comunidades aledañas a las petroleras sufren las consecuencias de estas operaciones y lo más preocupante: las compensaciones y la inversión son mínimas.

 

La profesora del Externado, finalizó su intervención comentando que la próxima ronda petrolera en Colombia, iba ser en los bloques costa afuera del Caribe y en la cuenca Caguán- Putumayo; aunque genera inquietud que la se estén generando retrasos en la presentación de ofertas y designación de áreas.

 

Por otro lado, se ha mencionado que la ANH ha realizado espacios de diálogos con las autoridades locales y regionales de los 47 municipios incluidos en la ronda Sinú San Jacinto; no obstante, la organización Crudo Transparente se comunicó con la mayoría de los presidentes de asojuntas/asocomunal, para confirmar esta información, ya que son estos el canal de comunicación entre las autoridades y las comunidades y quienes conocen más cerca las necesidades de los territorios.

 

De acuerdo a la información recopilada, de 47 líderes que se intentó contactar –uno por municipio-, 27 respondieron; con las regiones restantes, no fue posible la comunicación. En el departamento Bolívar se estableció contacto con ocho presidentes de Asojuntas, siete contestaron no tener información acerca de la ronda petrolera y solo uno tenía conocimiento de este proceso.

 

Con respecto a Córdoba, se entrevistaron 13 presidentes de Asojuntas, pero ninguno sabía que la ANH estaba ofertando bloques petroleros en sus territorios. Vale la pena rescatar que dentro de este departamento están la mayoría de las áreas energéticas a subastar.

 

En Sucre contestaron seis presidentes de Asojuntas y solo uno de ellos conocía acerca de esta actividad petrolera. En los departamentos de Antioquia y Atlántico no fue posible la comunicación.

 

Con lo anterior se puede demostrar que más de la mitad de los líderes comunales encuestados no tenían conocimiento respecto a las ofertas de bloques petroleros por parte de la ANH en sus regiones y no se habían adelantado socializaciones ni por parte de las gobernaciones, ni alcaldías. La mayoría de estos presidentes se mostraron sorprendidos al momento de escuchar que la autoridad petrolera del país se encuentra adelantando proceso de adjudicación de áreas con potencial hidrocarburífero en sus territorios, pues les preocupa los impactos sociales y ambientales que los proyectos extractivos puedan generar en su entorno.

 

 

Para la Organización Crudo Transparente las rondas petroleras no pueden adelantarse de espaldas a las comunidades, pues finalmente son ellas las que deberán convivir con las consecuencias, tanto positivas como negativas, que la explotación de hidrocarburos traiga a sus regiones. Es deber de todos los niveles del Estado, brindar la información y abrir espacios de toma de decisiones que involucren a los ciudadanos y sus visiones.

 

Conclusiones

 

Las rondas petroleras son mecanismos competitivos para adjudicar bloques con prospectividad energética, que permiten aumentar las reservas petroleras del país. En Colombia, este procedimiento se viene implementado desde hace más de una década y desde 2003 es la ANH la encargada de adelantar este proceso.

 

Colombia ha tenido en total ocho rondas petroleras que eran ofertadas bienalmente por parte de la ANH; no obstante, desde el 2017 se viene implementado el Acuerdo 2 2017 en el que las adjudicaciones de las áreas se hacen de forma permanente. De esa manera, la ronda petrolera Sinú San Jacinto fue la primera subasta en implementar esta norma.

 

En esta última ronda se estima una inversión de 300 millones de dólares y se esperan resultados positivos en la fase de exploración dado el potencial energético de las zonas. Más de 50 compañías están interesadas en oferta en estas áreas; sin embargo, la ANH ha modificado y ampliado las fechas de ofertas para los proponentes. Por tal motivo, en el segundo semestre del presente año y con la instauración del nuevo gobierno presidencial se espera la implementación y desarrollo de esta ronda.

 

En esta subasta se ofertan 15 bloques, algunos de ellos maduros, explorados y semiexplorados, además, estas áreas por explorar son yacimientos de convencionales y se encuentran en los departamentos de Atlántico, Antioquia, Bolívar, Córdoba y Sucre.

 

Estas regiones presentan diversas particulares, que pueden afectar el desarrollo de la actividad petrolera. Bolívar y Sucre tienen la mayoría de zonas a explorar y son los territorios con más vulnerabilidades y sus cifras de corrupción son altas respecto al índice nacional; además, son regiones en los que los habitantes perciben espacios de diálogos mínimos para la toma de decisiones y las autoridades locales desincentivan los procesos de participación ciudadana.

 

Con respecto a lo anterior, Crudo Transparente realizó una consulta a la ANH para preguntar sobre algún espacio de diálogo con las comunidades asentadas en la ronda Sinú San Jacinto. Efectivamente, la institución ha ejecutado escenarios de socialización acerca de este procedimiento con las diferentes Gobernaciones, Alcaldías y Concejos Municipales; sin embargo, se pudo constatar que las comunidades han carecido de procesos de diálogos acerca de esta subasta petrolera. Es esencial hacer un llamado a las autoridades nacionales y la ANH para priorizar los espacios de concertación y acompañamientos con los ciudadanos aledaños estas zonas energéticas.

 

Los presidentes de las Juntas Acción Comunal comunicaron la falta de conocimiento del tema y están sorprendidos acerca de las futuras actividades de exploración y explotación de petróleo y gas en sus territorios, ya que no tienen tradición hidrocarburífera y sienten preocupación por las posteriores implicaciones. Estos delegados son el puente entre la comunidad y las autoridades locales, por tal motivo es esencial que ellos estén informados acerca de estas actividades. La ANH tiene el tiempo suficiente para concertar espacios de diálogos que permitan la toma de decisiones informadas.

 

Bibliografía

 

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2. Ibid.
3. Ibid.
4. Ibid.
5. Asuntos legales, 25 de mayo 2017, Retos por las nuevas reglas de contratación petrolera. Disponible en: https://www.asuntoslegales.com.co/analisis/carlos-mantilla-506494/retos-por-las-nuevas-reglas-de-contratacion-petrolera-2513586
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7. Op. cit., p. 13.
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9. Instituto de Estudios para el Desarrollo y la Paz (INDEPAZ), 2013, “PETRÒLEO”, [en línea] disponible en: http://ediciones.indepaz.org.co/wp-content/uploads/2013/06/Petroleo-Generalidades_de_la_industria_petrolera_en_Colobia-Revista_Indepaz_2013.pdf.
10. Op. cit., p. 19.

11.Ibid.

12. Centro de investigación para el desarrollo (CID), Universidad Nacional de Colombia,2005, ¿es atractiva la contratación para la inversión privada en Colombia? [en línea] disponible en: http://www.cid.unal.edu.co/files/publications/cid200510maatin.pdf
13. “RONDA 2000, LA NUEVA ESPERANZA DE COLOMBIA”, 1999, Diario EL Tiempo, Disponible en: http://www.eltiempo.com/archivo/documento/MAM-956076
14. Ibid.
15. Ibid.
16. “Colombia ANH adjudica 9 bloques ronda Caribe” ,2007, Revista Electricidad La revista energética de Chile, [en línea], disponible en: http://www.revistaei.cl/2007/09/20/colombia-anh-adjudica-9-bloques-en-ronda-caribe/#

17. Ibid

18. “Califican a 32 petroleras para la Ronda 2008”, 2008 Diario Portafolio [en línea], disponible en: ,http://www.portafolio.co/economia/finanzas/califican-32-petroleras-ronda-colombia-2008-420120.

 

19. “Ecopetrol busca hacerse nueve bloques petroleros ronda Colombia 2010”, 2010 Diario El Espectador [en línea], disponible en: https://www.elespectador.com/economia/articulo-209810-ecopetrol-busca-hacerse-nueve-bloques-petroleros-ronda-colombia-2010

 

20. “Ecopetrol presenta las mejores ofertas para 12 bloques en la Ronda Colombia” Portal ECOPETROL [en línea], disponible en: https://www.ecopetrol.com.co/wps/portal/es/ecopetrol-web/nuestra-empresa/sala-de-prensa/boletines-de-prensa/Boletines-2012/contenido/Ecopetrol-presenta-las-mejores-ofertas-para-12-bloques-en-la-Ronda-Colombia

 

21. “Las opciones de la Ronda Colombia 2014”, 2013, Diario Dinero [en línea], disponible en: https://www.dinero.com/pais/articulo/ronda-colombia-2014/189863.

 

22. Informe Estadístico petróleo ,2014, ACP, disponible en: https://acp.com.co/web2017/images/pdf/publicaciones_e_informes/informe_estadistico_petrolero/Informe%20Estadistico%20Petrolero%202014.pdf

 

23. Inteligencia PETROLERA, 2017,   “Nuevo Acuerdo ANH sobre la asignación de aéreas RESUMEN DE LOS PRINCIPALES CAMBIOS, OPORTUNIDADES Y RETOS PARA LA INVERSIÒN EN HIDROCARBUROS, por Vicepresidencia de Asuntos de la ACP”, [en línea] disponible en:  http://inteligenciapetrolera.com.co/inicio/nuevo-acuerdo-anh-asignacion-areas-resumen-los-principales-cambios-oportunidades-retos-la-inversion-hidrocarburos-vicepresidenciadeasuntos-economicos%C2%B9-la-acp/

 

24. INTELIGENCIA PETROLERA. Op. cit.

25. Ibid.

 

26. Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), 2017, “Acuerdo No 02 DE 2017”, [en línea], disponible en: http://www.anh.gov.co/Documents/ACUERDO%2002%20DE%202017.pdf.

27. Ibid.

28. Ronda Agencia de la ANH abrirá en mayo y durara cerca de dos meses, 2017, Diario La República , [en línea], disponible en:  https://www.larepublica.co/economia/ronda-agencia-de-la-anh-abrira-en-mayo-y-durara-cerca-de-dos-meses-2367891.

 

29. Inteligencia PETROLERA, 2017,   “Nuevo Acuerdo ANH sobre la asignación de aéreas RESUMEN DE LOS PRINCIPALES CAMBIOS, OPORTUNIDADES Y RETOS PARA LA INVERSIÒN EN HIDROCARBUROS, por Vicepresidencia de Asuntos de la ACP”, [en línea] disponible en:  http://inteligenciapetrolera.com.co/inicio/nuevo-acuerdo-anh-asignacion-areas-resumen-los-principales-cambios-oportunidades-retos-la-inversion-hidrocarburos-vicepresidenciadeasuntos-economicos%C2%B9-la-acp/.

 

30. INTELIGENCIA PETROLERA. Op. cit.

 

31. Substantially improves investment, 2017,  desarrollo de Mini cuencas sedimentarias en la cuenca Sinu San Jacinto, NW de Colombia:  disponible en:  http://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Estudios-Integrados-y-Modelamientos/Presentaciones%20y%20Poster%20Tcnicos/Desarrollo%20de%20Mini%20-20Cuencas%20sedimentarias%20en%20la%20cuenca%20Sin%C3%BA-San%20Jacinto,,%20NW%20de%20Colombia%20(PDF).pdf.

 

32. Geología colombiana, volumen 35, 2010, “Determinación de la geometría del Acuífero de Morrosquillo y geología detallada del Acuífero de Toluviejo, sucre.” [en línea] disponible en: https://revistas.unal.edu.co/index.php/geocol/article/view/22469/36957

 

33. Ibid

 

34. Asociación colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo (ACGGP), 2004, “Evaluación de los Procesos de Generación y Migración de Hidrocarburos en la Parte Norte de la Cuenca de Sinú-San Jacinto, Colombia”  [en línea] disponible en: http://archives.datapages.com/data/colombia_acggp/simp12/p17.htm

 

35. Derecho de petición Agencia Nacional de Hidrocarburos. Rad 274219. Disponible en Archivos Crudo transparente.

 

36. BRIGARD & URRUTIA, 2017, “Procedimiento Competitivo Sinú San Jacinto 2017”, [en línea] disponible en: https://bu.com.co/es/noticiasypublicaciones/393

 

37. BRIGARD & URRUTIA. Op.cit

 

38. “Crudo y gas en la cuenca Sinú-San Jacinto atrae a 53 empresas petroleras” ,2017,diario Portafolio, disponible en: http://www.portafolio.co/economia/empresas-interesadas-en-exploracion-de-crudo-y-gas-en-el-sinu-san-jacinto-509640

 

39. BRIGARD & URRUTIA, 2017, “Procedimiento Competitivo Sinú San Jacinto 2017”, [en línea] disponible en: https://bu.com.co/es/noticiasypublicaciones/393

 

40. “Seis petroleras, en el partidor de la ronda Sinu-San Jacinto” ,2018,diario Portafolio, disponible en: http://www.portafolio.co/negocios/seis-petroleras-en-el-partidor-de-la-ronda-sinu-san-jacinto-515832

 

41. Derecho de petición Agencia Nacional de Hidrocarburos. Rad 274219. Disponible en Archivos Crudo transparente.

 

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43. Ibid.

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49. oíl & Gas MAGAZINE,2018, “México aumenta reservas de petróleo en 2 mil millones de barriles.  disponible en: https://www.oilandgasmagazine.com.mx/2018/01/mexico-aumenta-reservas-petroleo-en-2-mil-millones-barriles/,