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Aportes para la sostenibilidad del sector de hidrocarburos en Colombia
Resumen ejecutivo
Balance sectorial muy preocupante
La situación del país en materia de hidrocarburos es crítica. El horizonte de autosuficiencia es precario.
La exploración está en los niveles más bajos, tanto en adquisición sísmica, como en perforación de
pozos exploratorios. La incorporación de nuevas reservas proviene más de revaluaciones de los
yacimientos descubiertos, que de la exploración. Sin nuevas reservas, la producción actual es difícil de
mantener. El tiempo es de la esencia.
Todavía estamos a tiempo para reactivar la industria del petróleo, para que a través de la generación
de valor que ningún otro sector puede brindarle al país en el corto y mediano plazo, se apalanque el
crecimiento económico en que está empeñado el nuevo gobierno, se diversifique la economía y se
pueda realizar una transición ordenada hacia la mayor utilización de energías renovables. Es posible
reversar la situación, con decisión política, evidente en la nueva administración; y actuando unidos
gobierno, industria y territorio.
La exploración es un asunto muy serio (Adquisición sísmica y perforación de pozos exploratorios)
No se puede descartar a priori y per se, ninguna de las posibles fuentes de nuevas reservas. Los
resultados de la exploración no están garantizados, tienen muchas incertidumbres y riesgos asociados.
Explorar, descubrir e incorporar reservas toma tiempo. Hay que reactivar la exploración en todos los
frentes. Exploracion para encontrar reservas en yacimientos convencionales: en tierra (Onshore), en
áreas cercanas a campos en producción, en áreas de frontera y en la plataforma continental costa
afuera (Offshore). Pero también Iniciar la exploración por recursos y reservas en yacimientos no
convencionales (YNC): en áreas con potencial para encontrar yacimientos en roca fuente.
Sin producción no hay crecimiento: Producción eficiente, limpia y sostenible
Hay que intensificar la actividad para incrementar y sostener la producción, para el mejor
aprovechamiento de las reservas descubiertas: optimización de la producción actual, incremento del
factor de recobro (EOR) utilizando innovación y tecnología de punta; e impulsar la actividad en
yacimientos descubiertos no desarrollados.
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Se propone un plan de choque (Propuesta de Hoja de Ruta para el Sector)
Para la reactivación de toda la cadena de valor del sector, se requiere un plan de choque, que hemos
venido pidiendo de tiempo atrás. El plan de choque requiere establecer unas metas de actividad
anuales, que el país debería tener para el cuatrienio y medidas que garanticen su sostenibilidad,
incluyendo: viabilidad operacional, estabilidad jurídica y un régimen fiscal más competitivo.
Las metas anuales que proponemos son: pasar de 850 mil BOPD a un millón de BOPD al final del
cuatrienio, adquisición de 20.000 Kms, de sísmica, perforación de 100-140 pozos exploratorios,
perforación de 900-1.000 pozos de desarrollo, inversiones en E&P de 7.000 millones de dólares (4.500
millones de dólares para 2018), incorporación de nuevas reservas de 2.500 a 3.000 millones de barriles
en el cuatrienio, con lo cual se podría pasar a 10-12 años de autosuficiencia al final del cuatrienio.
Para poder alcanzar las metas propuestas, o las que se fije el Gobierno en el nuevo Plan Nacional de
Desarrollo, proponemos definir iniciativas concretas en tres ejes fundamentales, que le darían soporte
y sostenibilidad al plan de choque.
Viabilidad operacional: es el primer tema por solucionar. Para que la reactivación de la industria sea
efectiva, es necesario poder operar en condiciones normales en el territorio, con el compromiso de
realizar las actividades con los más altos estándares socioambientales. Hay que disminuir la
conflictividad social, que es una materia compleja, que demanda tiempo y persistencia, porque implica
cambiar el modelo de relacionamiento del sector con en territorio; pero cuyo primer paso es realizar la
reforma del sistema general de regalías - SGR, mediante la expedición de una ley que le permita a las
regiones productoras recuperar parte de sus rentas, como lo propuso el Presidente Duque, con
asignaciones directas del 50%, en forma proporcional a los diferentes fondos, sin afectar los demás
fondos que se seguirán destinando a todas las regiones del país. Y por otra parte, generando más
empleo local y regional, ajustando el decreto 1668 y resoluciones complementarias para reducir las
ineficiencias en la contratación, con capacitación de la mano de obra local calificada, con iniciativas
como la del Taladro Escuela de Apiay, de ECOPETROL, LADS, el SENA y CAMPETROL.
Estabilidad jurídica: para que la reactivación sea sostenible se requiere de estabilidad jurídica,
entendiendo por la misma, el respeto a la ley y las reglas de juego. Un asunto que afecta dicha
estabilidad jurídica es el conflicto de competencias existente en la definición del uso del suelo y el
subsuelo. Se requiere la expedición de un instrumento legal que elimine dicho conflicto, una ley que
reglamente las consultas populares y la consulta previa, conforme a las decisiones que adopte la
Corte Constitucional en la materia. Otro aspecto de la mayor importancia es la estabilidad en el
proceso de licenciamiento ambiental de los proyectos de perforación exploratoria. En ausencia de la
estabilidad jurídica prevista en la ley, los proyectos se dilatan y entran en una fase que genera
conflictividad social, que en muchos casos retrasa la actividad. Se requiere garantizar la estabilidad de
los procesos de licenciamiento ambiental (licencias ambientales, PMA y PONCAS), conforme a la ley y
en estricta observancia de la misma, de tal manera que las decisiones que se adopten sean obligatorias
para las partes y garanticen la aplicación de los más altos estándares socioambientales.
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Régimen fiscal más competitivo, para recuperar la competitividad del país como receptor de inversión
nacional y extranjera en materia de hidrocarburos en la región. Sin las inversiones no es posible
reactivar la industria. Se puede pensar en muchas fórmulas, pero un factor clave es contar con un GT al
menos en el promedio de la región, que es de 52%. Esto se puede complementar con flexibilizar la
depreciación de las inversiones y mantener la estabilidad de las reglas del juego en materia fiscal. Una
opción es incorporar estas iniciativas en la reforma tributaria que está estructurando el gobierno
nacional.
Seguridad Energética - YNC
La seguridad energética es tal vez la mayor responsabilidad del sector con la sociedad colombiana. Son
32 años continuos en los que el sector le ha garantizado al país la autosuficiencia en materia de
combustibles. Eso ha permitido generar exportaciones, dividendos, regalías e impuestos, que han sido
muy buena parte de los recursos con los que se ha nutrido el Plan Nacional de Desarrollo y los de los
departamentos y municipios, para poder realizar importantes inversiones en salud, educación,
infraestructura, agua potable, vivienda y saneamiento básico, entre otros.
La Cámara empresarial encuentra con preocupación que no se ha realizado el debate técnico para
llegar a conclusiones como las presentadas en días pasados por el entonces Contralor General de la
República, Edgardo Maya, o por el actual Gobernador de Boyacá.
El país, la institucionalidad y la industria se han preparado por más de diez años, desarrollando una
legislación estricta dentro del marco normativo para la exploración de dichos recursos.
Adicionalmente, el sector cuenta con altos estándares operacionales y ambientales, y con el
conocimiento, la experiencia y los profesionales de las más altas calidades, necesarios para aprovechar
los Yacimientos No Convencionales, con absoluto cuidado del medio ambiente y la inclusión social, que
este tipo de operaciones demanda.
La reactivación de toda la cadena de valor del sector es una condición necesaria para mantener y garantizar la seguridad energética en materia de hidrocarburos y extender el horizonte de autosuficiencia petrolera.
Para Campetrol en las circunstancias actuales en materia de autosuficiencia, es preciso considerar el aprovechamiento racional de todas las fuentes de energía disponibles. Explorarlas, identificar los recursos y determinar su potencial, para tomar en su conjunto las mejores decisiones, para mantener la autosuficiencia, que por más de 32 años continuos ha disfrutado el país.
El sector no elude el debate y está abierto a un diálogo educado, informado, sereno y respetuoso, que
permita integrar las diferentes visiones, que hoy generan percepciones negativas polarizantes.
Al respecto, Campetrol pide adelantar las pruebas piloto propuestas con el fin de establecer las
bondades y riesgos reales de utilizar esta tecnología, a fin de disponer de plena evidencia que soporte
las decisiones gubernamentales.
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Tenemos que dejar de movernos en escenarios de extremos, más aún cuando no se ha agotado el
diálogo como herramienta, para superar los desencuentros. Debemos encontrarnos en el diálogo, en el
terreno de las coincidencias y trabajar sobre las mismas y con evidencias.
La pregunta no es, sí o no al fracking; sino cómo vamos a garantizar la autosuficiencia energética del
país en materia de hidrocarburos y establecer más allá de toda duda razonable, si el fracking es una
técnica ambiental y socialmente viable; y de ser así, las preguntas entonces, son: dónde, cómo y
cuándo se puede hacer el fracking, con estricto cuidado ambiental e inclusión social.
De igual forma, es necesario abrir el debate para estructurar una transición ordenada hacia las energías
renovables, sin exclusiones a priori de ninguna de las fuentes energéticas posibles y contando con el
mejor aprovechamiento global de nuestros recursos. Todo lo anterior, incluyendo en los proyectos la
valoración de costos ambientales y las estrategias de remoción de incertidumbres a las que hoy nos
enfrentamos, para disminuir los riesgos asociados a las mismas.
En ese sentido, Campetrol hace un llamado al país, a las diferentes corrientes de opinión y a la
institucionalidad, a dar el debate, a abrir el diálogo, a trabajar juntos, Gobierno, Industria y Territorio,
por el desarrollo económico nacional; sin dejar de lado la satisfacción de las necesidades energéticas,
en el marco del respeto y el cuidado ambiental y social.
La Cámara empresarial señala que las alternativas del recobro mejorado y el aprovechamiento de los
yacimientos de roca generadora surgen como opciones relevantes para incorporar recursos en el corto
y mediano plazo para mejorar los niveles de reservas y mantener la producción de hidrocarburos.
Tras un análisis sectorial se evidencia que el aprovechamiento de los yacimientos de roca generadora
(extraídos mediante la técnica conocida como fracking), ampliaría la autosuficiencia de Colombia que
hoy tiene un preocupante horizonte de tan solo 5,7 años. La aplicación de esta tecnología adicionaría
cinco o 10 años de autosuficiencia, aun con escenarios conservadores.
Lo anterior, a partir de un ejercicio realizado por Campetrol bajo tres escenarios esperados una vez se
aplique esta tecnología (1.000, 2.000 y 3.000 millones de barriles, respectivamente) que resultan
moderados frente a otras estimaciones.
Es el momento de aprovechar la oportunidad
Después de 30 meses de crecimiento de los precios del petróleo, se puede afirmar que la crisis se ha
terminado. Estamos ante un nuevo normal de precios, mucho más estable y con mejores niveles
comparados con los de 2016 y 2017. Hay que aprovechar esta coyuntura para reactivar toda la cadena
de valor.
La sísmica es el punto de partida de la actividad. Sin adquisición sísmica se marchita la industria. Más
sísmica, más pozos; más descubrimientos; más producción.
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El círculo virtuoso se completa con la perforación de más pozos exploratorios, lo que se traducirá en
más generación de valor, más regalías, más impuestos, más desarrollo regional sostenible.
La decisión que tome el Gobierno Nacional en materia de la reactivación del sector, debe contemplar la
armonización de la exploración y explotación tanto de yacimientos convencionales, como no
convencionales, que son complementarios y necesarios en la actual coyuntura, no son excluyentes:
eso sí, completando en forma estricta toda la legislación necesaria, para garantizar que la actividad se
desarrolle con los más altos estándares socio ambientales; y con el diálogo informado y sereno
necesario, como vehículo para construir los consensos que necesita el país.
Igualmente, deberá sentar las bases para una transición ordenada hacia una mayor utilización de
energías renovables, para diversificar la canasta energética nacional, con criterios de oportunidad y
sostenibilidad.
La reactivación del sector permitirá disminuir las presiones sobre la nueva reforma tributaria que
está estructurando el Gobierno Nacional. Es el momento para aprovechar la oportunidad que brinda
la actual coyuntura del mercado y la política se seguridad energética y desarrollo regional sostenible
del nuevo gobierno, para beneficio de toda la sociedad colombiana en su conjunto.
El crecimiento de la economía que propone el nuevo gobierno, está fundamentado en el estricto
cuidado de nuestros recursos vitales como el agua, y en una lucha frontal contra la corrupción. Desde
CAMPETROL apoyamos esta visión y estamos motivados para contribuir a crecer juntos, gobierno,
industria y territorio.
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Aportes para la sostenibilidad del sector de hidrocarburos en Colombia
1 Diagnóstico general
1.1 Actualidad económica del sector: las condiciones de negocio han mejorado
considerablemente respecto a los últimos años.
Desde el 20 de febrero de 2016, fecha en la que se llegó al punto de inflexión de la caída de precios
(US$26 por barril para el Brent) que comenzó el 5 de septiembre de 2014, se ha iniciado un ciclo
alcista, que ya lleva 30 meses de continuo crecimiento.
Luego de la caída a finales de 2014, el precio del crudo mostró cierta volatilidad, situándose entre
US$30 y US$60 a lo largo de 2015, con un promedio de US$52 por barril. A partir de 2016 se inicia un
ciclo de recuperación, que se reflejó en un precio promedio de US$54 para 2017 y deja en 2018, un
promedio hasta agosto de US $71.
Continuando su tendencia alcista, el precio del petróleo llegó el 17 de mayo de 2018, a niveles que no
alcanzaba desde hace más de tres años y medio, (noviembre de 2014), situándose momentáneamente
la referencia Brent en los US$ 80 por barril, la cual se mantiene a la fecha en niveles de US$75 dólares
por barril (Gráfico 1).
Gráfico 1. Comportamiento cotización Brent
Fuente: EIA
Este comportamiento es atribuible a la salida de Estados Unidos del acuerdo nuclear con Irán, las
tensiones geopolíticas en el medio oriente, el descenso en la producción de Venezuela, la disminución
en los inventarios estadounidenses, la devaluación de la libra turca y el cumplimiento de los acuerdos
de la OPEP y asociados, como principales factores. Es decir, los fundamentales del alza, en efecto son
coyunturales, lo que confirma la volatilidad del mercado.
104,9
26
80 ?
76,1
20
40
60
80
100
120
140
ago-1
3
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4
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4
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or
Barr
il
Brent
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Así mismo, en la reunión de la OPEP y sus aliados llevada a cabo en junio, se dio a conocer que
actualmente la producción del grupo se ubica en 31,9 millones BOPD, muy por debajo a la pactada en
los acuerdos de recortes de noviembre de 2016 (32,5 millones BOPD) y por ende, se decidió que se
incrementaría la producción de tal manera en que se diera cumplimiento al 100% de la meta pactada
en 2016.
Con todo esto, las proyecciones para el barril de referencia Brent para lo que resta de 2018 se
encuentran incluso por encima de los US$ 70 por barril, lo que significaría un impacto muy positivo
para la industria petrolera en Colombia.
La actividad petrolera medida en términos de taladros activos tiene una correlación directa con los
precios del petróleo. La tendencia global de los equipos de perforación activos es de crecimiento. En
los últimos tres años, se ha pasado de 1.424 equipos en operación en abril de 2016 a 2.251 equipos a
nivel global, al cierre del pasado mes de julio. En Estad equipos a 1.050
en las mismas fechas (Gráfico 2).
Gráfico 2. Taladros en Operación
Fuente: Baker Hughes y Campetrol
Este último dato corresponde a un 88% de
la cifra récord de taladros en operación en Colombia, alcanzada en octubre de 2014 (con precios del
Brent por encima de US$100 por barril), cuando los equipos operativos eran 145.
Otro factor que tiene correlación directa con los precios, es la producción de crudo y gas, como otro de
los indicadores de la actividad petrolera. La producción de petróleo, en este ciclo de recuperación de
precios, iniciado en 2016, está en ascenso en Estados Unidos y escala global.
3.657
1.424
2.251 1.925
437 1.050
-
1.000
2.000
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EE.UU.
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Colombia
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De hecho, la producción mundial superó, por primera vez en toda su historia, el umbral de los 100
millones de barriles de petróleo por día. Pasó de 96,6 millones de barriles por día en 2016 a 100,3 en
julio 2018; y en Estados Unidos de 14,5 millones de barriles por día a 17,7 (Gráfico 3).
En el caso colombiano, en los años 2016 y 2017 la producción promedio fue de 886.000 y 854.000
barriles día, respectivamente. En lo que va del año, con datos publicados de los primeros siete meses,
tenemos una producción promedio de 856 mil barriles por día. Estos datos reflejan el inicio de un
ajuste en la producción en consistencia con la tendencia alcista del suministro global evidenciado en el
mismo período hasta hoy.
Gráfico 3. Producción (EEUU y Global en millones BOPD, Colombia miles BOPD)
Fuente: EIA, ANH
En cuanto a los efectos del reciente comportamiento del crudo sobre la economía colombiana, se
destaca el aumento en los ingresos por exportaciones del sector petrolero, los cuales podrían tener un
incremento del 25% (sobre el 34% actual) en caso de que en 2018 el precio promedio del Brent se
ubique en US$70, es decir, se generarían US$270 millones adicionales. Así mismo, como consecuencia
de un mayor dinamismo de esta industria, el Estado colombiano podría percibir un aumento en su
ingreso fiscal, pues según el Ministerio de Hacienda por cada dólar de incremento en el precio del
petróleo se estiman ingresos fiscales por 350.000 millones de pesos un año después. En cuanto al PIB
del sector petrolero, que llegó a 3,3% en 2013 según cifras del Ministerio de Hacienda, se estima que
para 2018 experimentaría un crecimiento positivo cercano al 4%, revirtiendo la contracción, o
crecimiento negativo, del 13,3% en 2016 y del 3,9% en 2017. En las regiones productoras, el impacto
de los precios y la actividad es muy relevante (Gráfico 4). Los departamentos productores son petróleo-
dependientes.
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98Global
12
17
EEUU
750
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14
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Colombia
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Gráfico 4. Importancia del sector en la economía nacional
Fuente: DANE, BanRep, cálculos Campetrol
En conclusión, es evidente que los precios por encima de los US$70 por barril son una excelente
noticia, muy positiva para Colombia y su sector petrolero. Si bien, la percepción que se tiene sobre el
mercado es que seguirá en un equilibrio inestable, pues los factores que impulsan el alza son
coyunturales, hoy día existe un nuevo panorama de precios. Después de tener precios por encima de
US$100 dólares por barril, en un período de cinco años (2010-2014), que era una anomalía, tras la
caída de precios internacionales y el actual repunte, el mercado se encuentra ante un nuevo normal,
más estable y muy superior a los promedios de precios de 2016 y 2017. Se puede decir, que luego de
30 meses de crecimiento continuo del precio del petróleo, la industria ha salido de la crisis.
1.2 Reservas y Autosuficiencia: si no se incrementa significativamente la actividad,
la posible pérdida de la autosuficiencia está a la vuelta de la esquina.
Después de incorporar nuevas reservas por siete años, en el período 2007 a 2013 (Gráfico 5), se llegó a
un máximo de reservas de 2.445 millones de barriles de petróleo equivalente (MBOE) en 2013. Al
cierre de 2017 las reservas cayeron a 1.782 MBOE. Es decir, en los últimos cuatro años el país ha
perdido reservas en forma continua, con excepción de 2017, año en el que se registró un aporte
positivo.
La incorporación de reservas de crudo en 2017 fue de un neto de 117 MBOE, al pasar de 1.665 MBOE a
1.782 MBOE (Tabla 1), con lo cual se incrementó la autosuficiencia de 5,1 a 5,7 años, con un ritmo de
producción en 2017 de 854 mil BOPD promedio año (Gráfico 6).
59% 54%
34%
24%
10% 4%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
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70%
PIB
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PIB
Meta
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IED
Ingr
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Fis
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PIB
San
tander
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Gráfico 5. Reservas probadas y producción
Fuente: ANH, Ecopetrol
Gráfico 6. Autosuficiencia petrolera (años)
Fuente: Cálculos Campetrol
Tabla 1. Reservas petroleras y vida media (2016-2017)
Fuente: Ministerio de Minas y Energía
Con reservas para 5,7 años (Gráficos 7 y 8), Colombia está ad portas de la pérdida de la autosuficiencia.
El impacto en las variables macroeconómicas del país sería desastroso, ejemplo de esto es que el país
perdería el 34% de sus exportaciones, o hasta un 53% de las mismas en un escenario de precios altos
(2014). Esto marcaría un retroceso de más de 30 años (32 años continuos de autosuficiencia desde
1985). Sin un plan de choque, el país se vería obligado a importar crudo y/o combustibles, a partir de
2023 (Gráfico 7).
2.445
1.782
-
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Producción (eje der.)
Reservas probadas
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7,6
7,8
7,0
7,8
8,1
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6,8 6,9
6,7
6,4
5,3 5,1
5,7
5
6
7
8
9
2002
2003
2004
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Añ
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ncia
1.665- 312
1.353+ 429
1.782
5,1 años
- 0,8 años
4,3 años
+ 1,4 años
5,7 años
Reservas a 2016
Producción de 2017
Reservas sin actividades
2017
Reservas incorporadas
Reservas a 2017
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Gráfico 7. Proyección Reservas Probadas y Producción
Fuente: Cálculos Campetrol
Gráfico 8. Cargue a refinerías
Fuente: Cálculos Campetrol
En conclusión, el incremento de la actividad por razones de seguridad energética para todos los
colombianos es mandatorio: el precio está repuntando y la actividad está creciendo. El país necesita
alcanzar de nuevo niveles de producción de un millón de barriles por día para lo cual es necesario la
incorporación de nuevas reservas del orden de 2.500 a 3.000 MBOE, con inversiones en exploración y
producción superiores a los US$7.000 millones anuales en los próximos tres a cuatro años. Lo relevante
ahora es aprovechar al máximo la coyuntura y trabajar todos unidos para que esta recuperación
redunde en importantes aportes para la macroeconomía del país, pero también, en mayor producción
y mejores condiciones para la prestación de bienes y servicios petroleros y por esa vía generar más
regalías, impuestos, empleos y bienestar para el país y para las comunidades de las regiones y
municipios productores.
1.3 Aportes de la industria al desarrollo regional
Es de conocimiento común la valiosa participación del sector de hidrocarburos en la economía nacional
y sus principales indicadores macroeconómicos, sin embargo, es necesario recalcar que la industria es
determinante a nivel regional para el desarrollo socioeconómico. Estos aportes en términos de
generación de empleo, inversión social, bienes y servicios, infraestructura vial y relacionamiento,
resultan de vital importancia para los departamentos y municipios productores.
En efecto, en los últimos diez años, la industria petrolera ha generado cerca de 3,5 billones de pesos
en inversión social, traducidos en proyectos principalmente de educación, desarrollo productivo y
fortalecimiento comunitario e institucional. Lo anterior con un pico en 2012 con inversiones sociales
por un total de 832 mil millones de pesos, cifra que descendió hasta los 147 mil millones de pesos en
2016, debido que este representó uno de los años más desafiantes para el sector.
1665 1.782
1.474
1.154
813
471
186
0 0
200
400
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2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
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OP
D
Millo
nes
de b
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Producción (eje der.)
Reservas probadas(Mbbl)
301,3
390,5
395,0
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250
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Por otro lado, es de destacar que la industria destinó más de 2,5 billones de pesos en la última década
a inversiones en construcción y adecuación de vías en las zonas de operación, los cuales han permitido
garantizar la comunicación entre las poblaciones, así como contribuir al intercambio comercial y de
información, lo que incentiva aumentos en la productividad regional al reducir los costos de
producción y transporte.
Así mismo, la industria ha generado en promedio más de 100 mil empleos anuales en los últimos seis
años, con un pico de 143 mil empleos en 2012. Dada la complicada coyuntura por la que ha atravesado
el sector, para 2016 la generación de empleo se ubicó en 78 mil empleos al año. A pesar de esta caída,
la cifra sigue siendo muy positiva para el país, dada la importancia que estos empleos implican para las
regiones, teniendo en cuenta que el 100% de la mano de obra no calificada y el 57% de la mano de
obra calificada son de procedencia local, lo que representa un total de 55.400 empleos locales
generados en 2016 (25.600 no calificados y 29.800 calificados).
Finalmente, la industria ha permitido el fortalecimiento a los proveedores locales, esto a partir de la
adquisición de bienes y servicios en las zonas de operaciones. En consecuencia, la competitividad de las
regiones y de los proveedores se ha incrementado, gracias a los constantes procesos de mejora y
certificaciones bajo altos estándares. En efecto, en la última década se han realizado compras por más
de 150 billones de pesos en bienes y servicios a nivel nacional y local. En 2013, con el auge del sector
petrolero, se realizaron compras por 35 billones de pesos, los cuales caerían a 13 billones de pesos a
raíz de la fuerte crisis que experimentó el sector a partir de 2015.
En conclusión, la industria petrolera ha fomentado el desarrollo de las regiones productoras y ha
permitido que se incremente la competitividad regional. A pesar de que la crisis de precios redujo los
aportes de esta industria, la reciente tendencia en las cotizaciones a nivel internacional permite pensar
que el sector puede volver a los niveles presentados en el auge de 2012-2013.
13
2 Diagnóstico de la actividad
2.1 Adquisición sísmica
Sin sísmica se marchita la industria. Más sísmica, más pozos, más descubrimientos, más producción.
La situación actual no puede ser más angustiosa, ya que en los últimos cinco años y medio el nivel
promedio anual de adquisición sísmica ha sido de 3.600 km, con el agravante de que en los últimos tres
años se ha registrado un promedio de 1.700 km, que equivale a una décima parte del nivel de actividad
que se tuvo en promedio en el periodo 2009 a 2013.
La descolgada de la actividad sísmica coincide en 2012 con la puesta en marcha de la nueva ley que
cambió la distribución del SGR, lo cual se derivó en un incremento inusitado de la conflictividad social,
reflejada en la ocurrencia de paros y protestas. Más adelante, en 2015 la situación empeoró con la
dinámica que tomaron las consultas populares, que paralizaron los proyectos en buena parte del
territorio. Lo anterior, sumado a la crisis de precios, llevaría a la adquisición sísmica a pasar de 19.986
km en 2010 a 973 km en 2017, el nivel más bajo de actividad sísmica anual en el siglo XXI. A julio de
2018 solo se han registrado 861 Km.
2.1.1 Importancia de la sísmica ¿En qué consiste?
La sísmica es de lejos la herramienta más poderosa para investigar la geometría del subsuelo a gran
profundidad. En términos breves y muy esquemáticos, una operación de adquisición sísmica comienza
en terreno, con un proceso de socialización en el cual se explican los pormenores del proyecto a las
comunidades interesadas así como los impactos ambientales con sus correspondientes medidas de
manejo2.
Este es un proceso formal donde se absuelven las inquietudes de los habitantes del área de influencia
directa y se definen esquemas de relacionamiento. Una vez completado el proceso de socialización,
comienzan en secuencia las labores de solicitud de permisos, topografía, perforación, registro y
restauración2.
La gestión socio-ambiental se desarrolla a todo lo largo del proyecto acompañada de una estricta
gestión administrativa orientada a garantizar el cumplimiento de los requisitos en materia de
protección ambiental, inclusión social, contratación de personal local y compra de bienes y servicios
locales1.
Sin embargo, el proceso previo a la socialización, para la definición del proyecto sísmico y su
planeación, demanda mucho tiempo y esfuerzo. Lo primero en la línea de tiempo es el proceso de
adquisición de información sobre el bloque de interés exploratorio. Dependiendo del bloque, hay que
establecer si existe información geológica previa sobre el área, o si no existe.
1 Los dolores de la sísmica: una visión retrospectiva integral, Autor(es) J. Checa, HOCOL, J. Rodríguez, EXPLORASUR
14
En el primer caso, se debe revisar toda la información disponible sobre reconocimiento geológico
previo, topografía, geología de superficie y estudios geotécnicos. Igual si existe esta información, o no,
hay que establecer si se han generado estudios regionales, o información de operaciones similares, en
bloques de características geológicas semejantes. Esto es lo que se conoce como estudio de analogías,
con campos y cuencas parecidas en el país, o en otras latitudes en el globo.
Es necesario establecer correlaciones con modelos de depositación, modelos estratigráficos y de
geología estructural, que proporcionen ideas sobre el tipo de estructuración geológica, columna
sedimentaria y profundidades de las formaciones geológicas, que pudieran esperarse en el bloque,
para formular un modelo estructural.
A partir de ahí, se diseña el tipo de adquisición sísmica y las diferentes alternativas para los parámetros
de adquisición como densidad, número de líneas activas y receptoras, número de pozos de carga y su
profundidad, tipo de carga y tamaño de las mismas. Con la ayuda de cartografía digital de alta
resolución, se construye el modelo topográfico del área objeto del programa. Se monta el modelo
topográfico y se realiza el modelamiento de adquisición: calidad de respuesta de los perfiles sísmicos
VS costo. Se define la alternativa de mejor costo/beneficio. Una vez establecidos los parámetros de
adquisición, se realiza el reconocimiento del terreno, se ejecuta el levantamiento topográfico del área
y se ajustan los parámetros del modelo.
En terreno, se realiza un estudio de caracterización socio-ambiental del área a intervenir, en el cual se
define la zonificación de áreas de exclusión, que no se pueden intervenir; y de áreas de intervención,
con restricciones y sin restricciones.
La caracterización ambiental permite ajustar el programa para que los diferentes cuerpos de agua,
como nacederos, quebradas, arroyos, ríos, reservorios, lagunas, etc., puedan excluirse y protegerse,
observando las distancias mínimas que las Corporaciones Regionales hayan establecido. También se
definen e identifican áreas y ecosistemas sensibles, de fauna y flora; y zonas de inestabilidad
geotécnica, que deben excluirse del programa.
Igual desde el punto de vista social, para identificar viviendas, escuelas, sitios históricos, arqueológicos,
etc., para excluirlos y protegerlos, manteniendo las distancias mínimas establecidas por las
Corporaciones Regionales.
Durante el proceso de reconocimiento en terreno, se realiza el estudio detallado del inventario
catastral o predial, para identificar los predios, sus propietarios, y verificar la titulación y estado de la
tenencia de los mismos. Con los propietarios se negocia, previamente a la adquisición, el acceso a su
propiedad. Se realiza y se documenta la verificación de vías, accesos, puentes, viviendas, facilidades,
cultivos, ganados, etc.
15
Con base en lo anterior, se negocia el pago de servidumbres y valores estimados de posibles
afectaciones. Las servidumbres se establecen por períodos específicos y se pagan por anticipado. Las
afectaciones, se evalúan después de terminado el programa y se calculan sus valores, con base en los
parámetros estimados y acordados previamente.
Teniendo en cuenta todo lo anterior, se formulan los Planes de Manejo Ambiental, PMA, que cubren
los aspectos operacionales, sociales y ambientales, que se someten a consideración, estudio y
aprobación de las Corporaciones Regionales. Una vez se cuenta con la aprobación de los PMA, se inicia
la etapa de socialización.
Como puede verse, antes de iniciar la socialización del proyecto con las comunidades, con el
acompañamiento de las Corporaciones Regionales y las autoridades locales, tal como se expuso al
comienzo de esta sección, se han realizado todos los estudios previos, que le dan un sólido soporte
técnico y operativo al programa; y establecen los riesgos, el manejo y mitigación de los mismos,
conforme al ordenamiento legal en materia ambiental y social.
La información sísmica es uno de los principales insumos que alimentan la generación de prospectos
exploratorios. Es el punto de partida y un indicador clave de la actividad exploratoria, que refleja de
manera clara la problemática general que vive el sector de hidrocarburos en Colombia, en un momento
histórico en el que confluyen coyunturas internas y externas de gran complejidad 2.
Los registros de adquisición sísmica representan el inicio del ciclo de exploración, al que le sigue la
perforación de pozos exploratorios, junto con un mayor número de hallazgos, lo que impulsa
directamente la producción de crudo del país y con esto la actividad económica.
Esto se evidencia en el período de 2010 a 2015, en el cual se alcanzó el máximo histórico de
adquisición sísmica en 2010, de alrededor de 20.000 Km 2D, que impulsó claramente la actividad
petrolera, llegando a perforarse 131 pozos exploratorios en 2012, el número de pozos más alto en la
historia; lo que permitió llegar al máximo nivel de reservas que ha tenido el país en el siglo XXI, que fue
de 2.445 millones de barriles en 2013; y una producción promedio año de un millón treinta y dos mil
barriles en 2015, la más alta que ha registrado el país. Este fue un ciclo virtuoso, que se inició con la
adquisición sísmica. Es decir, más sísmica, más pozos, más reservas, más producción, más impuestos,
más regalías, más desarrollo regional y más crecimiento económico nacional.
2.1.2 Ciclos de la sísmica
A partir de 2003, las reformas a la política petrolera y la evolución favorable del precio internacional
del petróleo le imprimieron un nuevo dinamismo a la actividad exploratoria. La coyuntura de precios al
alza se reflejó en la cantidad de kilómetros equivalentes de perfil sísmico terrestre adquirido año tras
año, la cual, a pesar de la caída de los precios en 2009, causada por la crisis financiera mundial,
experimentó una tendencia gradualmente positiva hasta 2010, año en el cual alcanzó un pico de
19.986 km 2D (Gráfico 9).
16
Gráfico 9. Cotización Brent y adquisición sísmica terrestre
Fuente: EIA, ANH
Ante tal aumento de actividad y frente a un panorama de crecimiento firme y sostenido, comenzó una
notable proliferación de compañías ofreciendo servicios de adquisición de datos sísmicos. Por su parte,
empresas proveedoras de equipos para sísmica ofrecían en venta o alquiler equipos de última
generación sin mayores requisitos. Es así como, para 2009 se contaban más de treinta empresas
contratistas en un sector donde tradicionalmente nunca hubo más de diez 2.
De esta forma, gracias a la buena dinámica de la adquisición sísmica, la actividad exploratoria,
traducida en la perforación de pozos de exploración, adquirió mayor dinamismo hasta llegar a un
máximo de 131 pozos en 2012 (Gráfico 10). En esta línea, el pico en la adquisición sísmica
experimentado durante 2010, se vio reflejado en alcanzar el tope en perforación de pozos
exploratorios dos años después.
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
0
20
40
60
80
100
120
140
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Km
2D
US
D p
or
barr
il
Brent
Adq. Sísmica 2D terrestre (eje der.)
7.100
16.400
6.500
1.700
60
101 104
50
Ciclo ascendente Pre-2009Precios altos
SGR CPNuevo normal
17
Fuente: ANH
Con los avances en 2012 se permitió dar inicio a un ciclo positivo del sector, al generar un
encadenamiento con las reservas probadas a nivel nacional. Como se observa en el Gráfico 11, el
aumento en la adquisición sísmica generó un impulso en las reservas probadas, las que alcanzaron un
máximo de 2.445 millones de barriles en 2013.
Gráfico 11. Reservas probadas y adquisición sísmica terrestre
Fuente: ANH
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000
2.200
2.400
2.600
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Km
2D
Millo
nes
de b
arr
iles
Reservas probadas
Adq. Sísmica 2D terrestre (eje der.)
7.100
16.400
6.500
1.700
1.600
2.2002.400
1.800
Ciclo ascendente Pre-2009Precios altos
SGR CPNuevo normal
Gráfico 10. Pozos exploratorios perforados y adquisición sísmica terrestre
0
5.000
10.000
15.000
20.000
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Km
2D
Nú
mero
de P
ozo
s
Pozos exp
Adq. Sísmica 2D terrestre (eje der.)
55
123114
33
7.100
16.400
6.500
1.700
Ciclo ascendente Pre-2009Precios altos
SGR CPNuevo normal
18
Al mismo tiempo, el incremento en los descubrimientos comerciales impulsaría más adelante la
producción nacional hasta el máximo histórico de un millón 32 mil barriles diarios en 2015 (Gráfico 12).
Sin embargo, en los últimos tres años el país experimentó una reducción de alrededor de un 15% en la
producción.
Fuente: ANH
Ahora bien, a pesar de que la coyuntura de precios altos se mantuvo hasta finales de 2014, la actividad
sísmica inició una caída en picada luego de su mayor registro alcanzado en 2010. De allí en adelante la
actividad exploratoria entró en un proceso de reducción constante. Es así como durante los años 2013
y 2014, con un promedio de precios de US$104 por barril Brent, la adquisición sísmica fue de tan solo
6.500 km 2D. Lo anterior resulta alarmante al compararlo con el periodo 2003-2009, en el cual con un
precio promedio de US$60 por barril Brent, la adquisición sísmica fue mayor al periodo 2013-2014, al
ubicarse en 7.100 km 2D (Gráfico 9).
La descolgada de la actividad sísmica coincide en 2012 con la puesta en marcha de la nueva ley que
cambió la distribución del Sistema General de Regalías, lo cual se derivó en un incremento inusitado de
la conflictividad social, reflejada en la ocurrencia de paros y protestas. Más adelante, en 2015, la
situación empeoró con la dinámica que tomaron las consultas populares, que paralizaron los proyectos
en buena parte del territorio, invocando reivindicaciones principalmente de tipo ambiental. Lo
anterior, sumado a la crisis de los precios del petróleo iniciada a finales de 2014, llevaría a la
adquisición sísmica a sufrir un retroceso para llegar en 2017 a 973 kilómetros 2D equivalentes. A julio
de 2018 solo se han registrado 861 Km 2D.
Gráfico 12. Producción de crudo y adquisición sísmica terrestre
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
400
500
600
700
800
900
1.000
1.100
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Km
2D
KB
OP
D
Producción
Adq. Sísmica 2D terrestre (eje der.)
7.100
16.400
6.500
1.700560
882
997
924
Ciclo ascendente Pre-2009Precios altos
SGR CP
Nuevo normal
19
La caída en la actividad sísmica, profundizada por la crisis de precios a partir de finales de 2014 y su
consecuente efecto en la actividad exploratoria, impidió seguir incrementando las reservas y
producción nacional. De hecho, dado que las reservas han caído mucho más rápido que la producción,
pues esta última se ha mantenido relativamente estable en los últimos años, la autosuficiencia
energética ha decrecido considerablemente. En efecto, mientras que en 2009 el país contaba con ocho
años de reservas, al nivel de producción de entonces, en 2017 dicha autosuficiencia descendió a 5,7
años.
Así, es necesario reactivar toda la cadena de valor del sector con un plan de choque, como lo ha pedido
insistentemente Campetrol y como se explicará más adelante. Para reactivar la adquisición sísmica en
particular, se precisa de incentivos específicos a la actividad y a las empresas que prestan estos
servicios. Esto lograría nuevamente dar un impulso al sector para salir del ciclo negativo en el cual
continúa inmerso y así dar inicio a un nuevo ciclo alcista en la industria y en el país, de la mano con el
incremento de precios. De no presentarse un cambio en la tendencia actual de la adquisición sísmica,
las perspectivas del sector de hidrocarburos seguirán en terreno negativo de cara a garantizar la
autosuficiencia.
2.1.3 Riesgos con las comunidades:
La sísmica en Colombia ha evolucionado de manera rápida y eficiente hacia la adopción de altos
estándares ambientales. Un hito importante ocurrió a finales de la década de los 90 cuando se
conformó un equipo interdisciplinario de trabajo para evaluar los impactos ambientales de la actividad
sísmica y así generar recomendaciones para su práctica responsable.
En esa ocasión, bajo la dirección del Ministerio del Medio Ambiente, se reunieron representantes de la
industria petrolera, corporaciones autónomas, Ministerio de Minas, Ecopetrol y consultores
especializados, quienes después de un proceso de concertación y riguroso análisis técnico produjeron la
Guía Básica Ambiental para Programas de Exploración Sísmica Terrestre 2.
Al decir del mismo equipo de trabajo, la Guía es Una herramienta de consulta, orientación, conducción
y lineamientos de acciones, de carácter conceptual, metodológico y procedimental, que constituye el
derrotero del proceso para la gestión ambiental de las actividades del proyecto de exploración sísmica
terrestre. La robustez de la guía le permitió convertirse en el referente obligado para las operaciones de
adquisición sísmica 2D y 3D y a través de los años ha sido la base de desarrollos normativos posteriores
que se han venido originando desde las corporaciones regionales en ejercicio de su autonomía y del
principio del rigor subsidiario 2.
Hoy en día las operaciones sísmicas se desarrollan con altos estándares de responsabilidad socio-
ambiental. La elaboración de Planes de Manejo Ambiental específicos es requisito obligatorio en
jurisdicción de algunas corporaciones como Cormacarena y Corporinoquia, donde ellos son objeto de
aprobación previa y seguimiento periódico 2.
20
En todo programa sísmico se generan reportes finales donde se describen con profusión de detalles
todos los componentes de la operación incluyendo aquellos relativos a los aspectos ambiental y social 2.
El levantamiento de actas de vecindad de elementos sensibles incluyendo cuerpos de agua, viviendas,
elementos de infraestructura y vías, es una práctica de rutina que se encuentra plenamente
documentada con herramientas multimedia. El personal colombiano es altamente calificado y
reconocido internacionalmente. Puede decirse que existe una industria madura que cuenta con lo
necesario para adelantar labores con altos estándares de responsabilidad socio-ambiental 2.
Además de los requisitos específicos para la actividad de prospección sísmica, existen tres elementos
regulatorios que impactan directamente sobre este tipo de actividad y que son objeto de seguimiento
por parte de las autoridades competentes. Estos son:
1. Decreto Único Reglamentario del Sector Ambiente y Desarrollo Sostenible (Decreto 1076 de
2015)
2. Decreto Único Reglamentario del Sector Trabajo (Decreto 1072 de 2015)
3. Estándar mínimo de seguridad y salud en el trabajo. (Resolución 1111 de marzo de 2017) 2
Estos elementos y algunos otros no relacionados, comprenden cerca de 700 disposiciones que son de
obligatoria observancia en operaciones sísmicas. La Agencia Nacional de Hidrocarburos realiza
auditorías detalladas para verificar el cumplimiento de las regulaciones vigentes y cuando hay lugar a
ello, oficia a las entidades competentes para reportar no-conformidades 2.
La conflictividad social que se exacerbó a partir del 2011 y que hoy se asocia a la modificación del
sistema general de participación, instaló en el público en general una serie de imaginarios según los
cuales la actividad de la industria del petróleo y en particular la adquisición sísmica serían responsables
de la ocurrencia de innumerables catástrofes ambientales. Este mensaje prosperó al punto de generar
alarmas de magnitud regional que han sido esgrimidas por oportunistas para generar conflictos
violentos y bloqueo de las operaciones 2.
En este orden de ideas, también existe incertidumbre frente a la estimación de los riesgos sociales de
las empresas contratistas en la adquisición sísmica, al habérseles trasladado responsabilidades
adicionales, desde la socialización de los proyectos, hasta responder por las alteraciones del orden
público, velando por la seguridad de su personal y equipos durante su ejecución. Lo anterior está
sujeto a las fluctuaciones de la inconformidad social, la cual no es responsabilidad exclusiva de los
contratistas.
2.1.4 Retos técnicos:
En la adquisición sísmica, uno de los temas de mayor atención y al cual se le presta un foco especial en
todos los niveles, desde la alta gerencia hasta las posiciones operativas, es el de la integridad de las
operaciones, incluyendo la integridad del personal, de los equipos y de las operaciones mismas.
21
El factor más relevante es el relacionado con el HSE, que cubre las áreas de salud ocupacional,
seguridad industrial y medio ambiente. Estos tres elementos confluyen en la seguridad e integridad
operacional, los procesos, normativas, procedimientos y las buenas prácticas son esenciales para su
buen desempeño. Existen sistemas de medición del mismo, para las diferentes actividades, las cuales
son objeto de permanente revisión y análisis.
Aún con los grandes avances en los equipos de adquisición que permiten mejoras sustanciales en la
logística y en la sensibilidad de los receptores, la adquisición de imágenes de calidad en zonas
estructuralmente complejas representa un reto sin superar. Si bien, las razones por las cuales se
dificulta el registro de reflexiones de buena calidad en estos escenarios geológicos están relativamente
bien entendidas, aún no se llega a una solución costo-efectiva 2.
En consecuencia, el riesgo geológico continúa siendo alto en este tipo de play exploratorio en el cual la
ANH ha cifrado importantes esperanzas para abrir nuevas fronteras exploratorias en tierra. Una de las
alternativas que ha venido siendo probada con éxito en Perú y Bolivia, y en menor grado en Colombia,
es la utilización de herramientas geofísicas complementarias como la gravimetría, magnetometría y
magnetotelúrica, dado que responden a propiedades físicas del subsuelo distintas a aquellas a las que
responde el método sísmico (velocidad de propagación y densidad) 2.
El país requiere generar las condiciones para la implementación de nuevas tecnologías para la
adquisición sísmica en el territorio nacional que generen una mayor eficiencia operativa. Para ello, es
necesario generar estímulos a la inversión en maquinaria y modificar el tiempo definido para la
depreciación de tales activos, así como, una reducción en el Goverment Take de Colombia. Esto podría
hacer más atractiva la inversión para más empresas internacionales, trayendo sus nuevas tecnologías a
Colombia con equipos y tecnologías innovadoras.
2.1.5 Recomendaciones: volver a niveles de 2010 con 20.000 km
La situación actual no puede ser más angustiosa, ya que en los últimos 5 años y medio el nivel
promedio anual de adquisición sísmica ha sido de 3.600 km 2D, con el agravante de que en los últimos
3 años se ha registrado un promedio de 1.700 km 2D, que equivale a una décima parte del nivel de
actividad que se tuvo en promedio en el periodo 2009 a 2013. Para 2018 la cifra de adquisición sísmica
es de 861 km 2D a corte de julio, siendo este uno de los niveles más bajos, después de haber alcanzado
un pico de 19.986 km 2D en 2010.
Es de vital importancia la realización de una agresiva campaña de adquisición sísmica en el país,
fundamentada en una pedagogía regional que permita no solo un diálogo abierto y franco con las
comunidades, sino fortalecer la relación entre Industria, Gobierno y Territorio. De esta manera, volver
la adquisición sísmica en Colombia una industria sostenible, con 20.000 km 2D de actividad anual.
22
En la temática ambiental, no obstante la madurez alcanzada por la industria en la gestión socio
ambiental de los proyectos, aún en muchas regiones persisten las preocupaciones por las posibles
afectaciones de la sísmica, principalmente basadas en la enorme desinformación que ha circulado en
los medios de comunicación 2.
Existen prácticas adicionales cuya implementación puede ayudar a garantizar el entendimiento y
manejo de impactos en las actividades sísmicas. Una de ellas es la medición sistemática de las
vibraciones producidas por las fuentes sísmicas sobre elementos de diversa sensibilidad ambiental
como viviendas y obras de infraestructura. Existe abundante regulación e investigación acerca de los
límites de vibración aplicables a este tipo de operación y la observancia explícita de estas normas
facilita el manejo de conflictos cuando las comunidades o las autoridades manifiestan temores basados
en desinformación 2.
Desde Campetrol, hemos insistido en que la nueva realidad de la industria a nivel global implica y hace
necesario repensar una nueva forma de relacionamiento entre los distintos actores del sector, que sea
incluyente e informada, con el único objetivo de garantizar la autosuficiencia energética del país.
2.2 Perforación exploratoria
En cuanto a perforación de pozos exploratorios, la situación es igualmente crítica. Entre 2009 y 2014, el
promedio de pozos exploratorios perforados fue de 119 al año, después de haber alcanzado un pico de
131 en 2012. En los últimos tres años, el promedio ha sufrido una reducción del 73% para ubicarse en
33 pozos promedio año. En lo corrido de 2018, se han perforado un total de 23 pozos exploratorios a
corte de julio, lo cual dista tanto de los 30 pozos exploratorios que se tenían registrados a julio de
2017, como de la meta de 65 para 2018.
Esta situación en el primer semestre de 2018 está asociada a la actitud del mercado frente al cambio
de gobierno. Ahora bien, aún con el incremento de actividad anunciado por Ecopetrol para el segundo
semestre de 2018, con base en los buenos resultados financieros del primer semestre en razón de los
precios, mejoras en las condiciones comerciales de venta del crudo y eficiencias operacionales, así
como posibles aumentos de la actividad por parte de otros operadores, difícilmente se llegaría a
cumplir con la meta antes mencionada.
Para aprovechar esta nueva dinámica de recuperación, a partir de los precios, es necesario generar
condiciones para la mejora de la viabilidad operacional en el corto plazo y estabilidad jurídica.
23
2.2.1 Importancia de la perforación exploratoria ¿En qué consiste?
La única forma que existe para encontrar petróleo y comprobar la existencia de acumulaciones
comerciales, es la perforación de pozos exploratorios. Los estudios sísmicos están orientados a
establecer la presencia y definir la geometría de las estructuras en el subsuelo, capaces de almacenar
fluidos, pero no está en su concepción y alcance definir el tipo de fluidos que contienen. Es así como la
única manera de verificar la presencia de crudo en el subsuelo es mediante la perforación de un pozo y
las pruebas de producción del mismo. De esta manera, el primer pozo que se perfora en un área
geológicamente inexplorada se denomina pozo exploratorio (en el lenguaje petrolero se clasifica como
"A-3") y estos se realizan con el fin de localizar las zonas donde se encuentran los hidrocarburos, de
acuerdo con los datos obtenidos de estudios geológicos y geofísicos previos.
En un proyecto de perforación exploratoria de hidrocarburos es necesario realizar previamente un
Estudio de Impacto Ambiental (EIA), basado en los términos de referencia formulados por las
autoridades, cuyo propósito es establecer una caracterización del área, con su respectiva zonificación
ambiental identificando zonas donde es posible realizar la actividad sin restricciones, con restricciones
y zonas de exclusión donde no es posible realizar la actividad. El EIA es la base para establecer los PMA
y demás herramientas conforme a las pautas para la realización de estos estudios, las cuales son
emitidas por la autoridad ambiental competente (ANLA) y supervisadas por las Corporaciones
Regionales (CAR).
Las capacidades y diseño del equipo de perforación necesario para la perforación de un pozo varía
dependiendo de la profundidad proyectada del mismo, las formaciones que se van a atravesar, el
régimen de presiones esperado y las condiciones propias del subsuelo. Una vez analizadas estas
variables, se selecciona el equipo adecuado para el proyecto. De igual manera, el tiempo de
perforación de un pozo dependerá de la profundidad programada y de las condiciones geológicas del
subsuelo. En promedio se estima una duración de entre dos y seis meses para pozos de profundidad
media estándar, pero como en el caso del piedemonte llanero, puede tomarse cerca de un año y en
algunos casos, más. Sin embargo, desde el momento en que se inicia la investigación geológica hasta la
terminación del pozo exploratorio, pueden transcurrir de uno a cinco años.
Es importante resaltar que la perforación se lleva a cabo en medio de condiciones climáticas y
topográficas muy diversas y en algunos casos hostiles. También es importante señalar que, desde 2012
a raíz de la nueva ley de regalías y desde 2015, con el auge de las consultas populares, la conflictividad
social ha crecido de manera muy significativa, con los impactos en la actividad y los tiempos que eso
conlleva. Lo anterior, sumado a que los resultados exploratorios no siempre son positivos, ya que
pueden derivar en pozos secos o productores de agua, hacen que la actividad sea altamente riesgosa
en términos operacionales y financieros.
24
En línea con lo anterior, los costos asociados a la operación en sí misma, se han multiplicado a raíz de la
inestabilidad en dichos factores, al contrario de los demás de la estructura de costos. Por su parte, la
industria ha favorecido la investigación e incorporación de nuevas tecnologías, con la finalidad de
aumentar la eficiencia operacional y disminuir los costos asociados. Sin embargo, todavía la situación
está lejos de balancearse.
El número de pozos exploratorios perforados representa un indicador de la actividad y situación
exploratoria actual en el país, ya que marca el inicio de la actividad prospectiva y la producción de
crudo a futuro. Dicho esto, con una mayor cantidad de pozos exploratorios, se esperaría una mayor
cantidad de hallazgos, y a futuro, una mayor producción.
2.2.2 Ciclos de la perforación
La perforación de pozos exploratorios en Colombia ha mantenido históricamente una alta correlación
con las cotizaciones del crudo en los mercados internacionales, permitiendo que los ciclos de precios se
reflejen directamente a la actividad exploratoria, en término de pozos. Lo anterior se debe a que la
coyuntura de precios es decisiva a la hora de evaluar si un proyecto de perforación exploratorio es
sostenible económicamente, es decir que los precios determinan, en muy buena medida, qué
proyectos son viables.
A partir del año 2003, se inició una tendencia creciente en los precios internacionales del crudo, la cual
se mantendría de manera sostenida hasta el 2012, a excepción del 2009, año en el cual los mercados
sufrieron un impacto negativo a raíz de la crisis financiera internacional.
Durante la década 2002-2012 se logró evidenciar en el país un ciclo virtuoso, bajo el cual, la tendencia
ascendente derivada en el mayor atractivo y rentabilidad del sector de hidrocarburos vendría
acompañada de mayor exploración, traducida en un aumento en la cantidad de pozos exploratorios y
un incremento en los hallazgos, lo que más adelante impulsaría la producción de petróleo del país
hasta niveles históricos.
En el ciclo de precios altos, el país gozó de registros positivos históricos en términos de adquisición
sísmica, perforación de pozos exploratorios, reservas probadas y producción de crudo.
En efecto, los años en que el precio del crudo se encontraba en sus máximos históricos (2010-2014), la
cantidad de pozos exploratorios alcanzó el mayor número en la historia del país, al presentar 126 y 131
pozos en 2011 y 2012, respectivamente (Gráfico 13). No obstante, con el desplome en las cotizaciones
del petróleo a finales de 2014, la exploración en el país cayó drásticamente a niveles no vistos desde
hace 12 años, llegando a un punto de inflexión con solo 21 pozos exploratorios en 2016.
25
Gráfico 13. Cotización Brent y pozos exploratorios perforados
Fuente: EIA, ANH
Una primera etapa en el comportamiento de la adquisición sísmica (Gráfico 14) se observa de 2003 a
2010, con un ciclo ascendente que logró impulsar la industria y activar la perforación de pozos
exploratorios, lo cual, después del pico sísmico en 2010, con dos años de rezago, se reflejó en el
máximo de pozos en 2012. En el ciclo descendente, cae la adquisición sísmica y la perforación de pozos
exploratorios.
Gráfico 14. Adquisición sísmica terrestre y pozos exploratorios perforados
Fuente: ANH
0
20
40
60
80
100
120
140
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
US
D p
or
barr
il / N
úm
ero
de p
ozo
s
Brent
Pozos exp. (eje der.)
55
123114
33
60
101104
50
Ciclo ascendente Pre-2009Precios altos
SGR CPNuevo normal
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Nú
mero
de P
ozo
s
Km
2D
Adq. Sísmica 2D terrestre
Pozos exp. (eje der.)
55
123114
33
7.100
16.400
6.500
1.700
Ciclo ascendente Pre-2009Precios altos
SGR CPNuevo normal
26
Existe una evidente correlación de la perforación de pozos exploratorios con los hallazgos, que se
traducen en la incorporación de reservas, como se puede ver en el período 2003 a 2012 (Gráfico 15),
llegando a un máximo de pozos en 2012 y luego un máximo de reservas en 2013. En los años en que
disminuyó la perforación de pozos (2012 a 2016) también disminuyeron las reservas.
Fuente: ANH
El caso de la producción no es la excepción. Ésta responde al ciclo ascendente de perforación de pozos
(2003 a 2012), con el incremento gradual de la producción hasta 2013. De 2012 a 2014 disminuye la
perforación de pozos y la producción se ralentiza en el mismo período, con la excepción de 2015
cuando debido a la intensa campaña de perforación de pozos de desarrollo, se alcanza el pico de
producción (Gráfico 16). Sin embargo, la perforación de pozos se descuelga en 2015 y 2016; y la
producción hace lo propio hasta 2017. En 2017 se produce una reactivación de la perforación de pozos,
que se espera se mantenga en esa tendencia en 2018.
Gráfico 15. Reservas probadas y pozos exploratorios perforados
0
20
40
60
80
100
120
140
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000
2.200
2.400
2.600
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Nú
mero
de
po
zo
s
Millo
nes
de b
arr
iles
Reservas probadas
Pozos exp. (eje der.)
55
123
114
331.600
2.200
2.400
1.800
Ciclo ascendente Pre-2009Precios altos
SGR CPNuevo normal
27
Fuente: ANH
En el ciclo bajo de precios, en los últimos tres años (2015 a 2017) el sector se ubicó en un promedio de
precios de US$50 por barril. La actividad se resintió y en el periodo se tuvieron promedios muy bajos,
1.700 km de sísmica 2D, 33 pozos exploratorios perforados y 1.800 millones de barriles de reservas
probadas. Sin embargo, la producción en el mismo período se mantuvo en niveles importantes, 924 mil
barriles de producción promedio, pero eso no es sostenible sin un incremento significativo de la
actividad. En efecto, cuando se analiza año por año, a partir del pico de producción de un millón treinta
y dos mil BOPD en 2015, la producción cae a promedios de 886 mil BOPD en 2016 y 853 mil BOPD en
2017, respectivamente.
Por su parte, la perforación de pozos exploratorios en dichos años cae a los niveles más bajos
registrados durante el siglo XXI (21 pozos en 2004). En 2015 se perforaron 25 pozos exploratorios, 21
en 2016 y 24 en 2017. La meta de pozos exploratorios para 2018 es de 65, y a corte de agosto tan solo
se habían perforado 26 pozos.
En este último ciclo, se evidencia claramente que a menor número de pozos exploratorios, se registran
menores hallazgos y no es posible sostener los niveles de producción, a pesar de las importantes
campañas de perforación de pozos de desarrollo realizadas.
Pese a que la producción no ha logrado dinamizarse suficientemente, la reciente recuperación de los
precios que ha experimentado el mercado, permite que algunos indicadores del sector comiencen a
mejorar nuevamente, con una proyección positiva para 2018. Para aprovechar esta nueva dinámica de
recuperación, a partir de los precios, es necesario generar condiciones para la mejora de la viabilidad
operacional en el corto plazo y promover un régimen fiscal competitivo con estabilidad jurídica, para
garantizar la sostenibilidad del sector a largo plazo.
Gráfico 16. Producción de crudo y pozos exploratorios perforados
0
20
40
60
80
100
120
140
400
500
600
700
800
900
1.000
1.100
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Nú
mero
de p
ozo
s
KB
OP
D
Producción
Pozos exp. (eje der.)
55
123
114
33559
882
997
924
Ciclo ascendente Pre-2009Precios altos
SGR CPNuevo normal
28
2.2.3 Riesgos ambientales y operativos:
La innovación y la tecnología son una de las banderas de la industria de bienes y servicios, que se
caracteriza por ser el aliado tecnológico de la industria. Para ella, el manejo ambiental es uno de sus
principales objetivos, junto con la seguridad en sus operaciones. Hace parte de su ADN corporativo. En
ese sentido, los esfuerzos de las empresas de servicio y en particular los de la perforación de pozos son
permanentes. El cuidado del medio ambiente y del entorno es parte de la integridad de las operaciones
de perforación.
Los riesgos operacionales son grandes, razón por la cual los focos principales de la alta gerencia son el
entorno y las personas. En forma coherente con el compromiso con dichos factores, las compañías de
perforación han adoptado estándares y buenas prácticas por encima de las normativas de muchos
países en los cuales realizan sus operaciones. El mejoramiento continuo en estas materias es
mandatorio.
Las operaciones de perforación están diseñadas para proteger los acuíferos superficiales, para prevenir
la posibilidad de derrames de crudo y de contaminación. El diseño de locaciones confinadas, de pozos
más eficientes y sostenibles ha llevado a realizar innovaciones en materia de manejo de fluidos y
presiones. El análisis de riesgos operacionales es muy riguroso y exhaustivo.
El seguimiento y control de todas las operaciones se realiza en tiempo real, con acceso remoto y
posibilidad de interactuar con equipos multidisciplinarios en diferentes centros de atención en la
región. El registro de los parámetros operacionales se almacena en bases de datos en tiempo real. Los
reportes de todas las operaciones se realizan en forma sistematizada y cumplen con los requerimientos
de tiempo de presentación a las autoridades y a las operadoras.
Sin embargo, en las empresas contratistas de perforación existe la preocupación por la responsabilidad
que les ha sido trasladada en materia ambiental principalmente, lo cual no va en línea con el principio
de corresponsabilidad entre las operadoras y los contratistas de bienes y servicios.
Independientemente del nivel de participación agregado del contratista en un proyecto petrolero, las
responsabilidades ambientales resultan de igual manera inciertas, al no limitarse al manejo de los
aspectos relacionados con la prestación del servicio, como la disposición de materiales y desechos
generados con ocasión del mismo; sino que también puede extenderse a atender y solucionar
contingencias ambientales pre existentes, o del manejo final de desechos, los cuales se escapan de su
dominio.
En este sentido, es importante un diálogo constructivo ente las operadoras y las compañías de bienes y
servicios que permita tener un mejor balance de los riesgos y responsabilidades para beneficio de las
operaciones, el cuidado ambiental y la seguridad.
29
2.2.4 Balance de riesgos y sostenibilidad de las operaciones:
Además de la capacidad técnica y de gestión operativa de cada empresa de B&S, hay al menos seis
parámetros que están impactando el balance de riesgos y la sostenibilidad de las operaciones, los
cuales se exponen a continuación:
Limitaciones en la contratación de personal: La práctica de establecer en forma generalizada límites
geográficos para la contratación de mano de obra, genera ineficiencias en la contratación, pérdida
de oportunidades de crecimiento de los trabajadores por falta de continuidad en su contratación,
introducción de factores de riesgo por la alta rotación del personal, lo que limita su capacitación y
formación. Igualmente, ineficiencias en la curva de aprendizaje y desempeño, lo que afecta las
operaciones y conlleva altos costos.
Limitaciones en la contratación de bienes y servicios locales: La práctica de establecer una alta
rotación de contratistas locales por mantener límites geográficos en forma generalizada, produce
ineficiencias en la contratación misma y en la realización de las operaciones, pérdida de
oportunidades de crecimiento empresarial, por falta de continuidad en su contratación,
introducción de factores de riesgo, lo que limita su desarrollo y dificulta la articulación de la oferta
de servicios locales con la demanda del sector.
Tarifas a nivel nacional y costos regionales heterogéneos: La práctica de establecer un objeto de
contrato con única tarifa de alcance nacional, en un marco de dinámicas particulares en cada
comunidad y estructuras de costos heterogéneas entre regiones nacionales.
Factores de ajuste tarifario: Así mismo, algunos de los parámetros con los cuales se ajustan las
tarifas no se encuentran establecidos en su totalidad en función de las variables preponderantes
del mercado y la operación petrolera, sino de parámetros de la canasta básica familiar (IPC).
Costo de Oportunidad de garantizar disponibilidad: La estructura de costos de la operación de los
equipos ha aumentado, puesto que el costo de oportunidad del uso de los equipos se hace mayor
cuando hay que garantizar la disponibilidad, con restricciones para volver a ser llamado para
operación. Este punto está directamente relacionado con el reconocimiento de costos de Stand By
que operan en dos vías.
Extensión en plazos de pre-facturación y pagos: Se presenta incertidumbre en el flujo de caja
operativo, en principio por la ausencia de claridad y tiempos definidos para la entrada de las
facturas al sistema, tanto en presentación, verificación, validación y entrada de las mismas.
2.2.5 Recomendaciones
Para garantizar la seguridad energética, con un horizonte de autosuficiencia de 10 a 12 años para el
final del cuatrienio, es necesario llegar a niveles anuales de perforación entre los 100 y 140 pozos
exploratorios. Sin embargo, actualmente la perforación exploratoria no ha logrado establecer una
tendencia de recuperación suficiente para cumplir con este objetivo, es por esta razón que resulta de
gran importancia mejorar los incentivos y las condiciones operativas y de entorno de este mercado,
para lo cual se propone la hoja de ruta del sector, que se expone a continuación.
30
3 Propuesta de hoja de ruta del sector
La reactivación de toda la cadena de valor del sector es una condición necesaria para mantener y
garantizar la seguridad energética en materia de hidrocarburos y extender el horizonte de
autosuficiencia petrolera, hoy día tan precario. En las circunstancias actuales y dadas las condiciones
de incertidumbre y riesgos asociados en el proceso de exploración y explotación, en materia de
autosuficiencia es preciso considerar el aprovechamiento racional de todas las fuentes de energía
disponibles.
Es así como, los factores y parámetros técnicos, económicos, ambientales y sociales de las mismas
definirán su factibilidad, sostenibilidad y oportunidad de aprovechamiento, por lo que deben
considerarse todas las opciones, que contribuyan a incorporar reservas, generar producción y en
consecuencia, extender el horizonte de autosuficiencia. En este sentido, los recursos se clasifican como
descubiertos y no descubiertos:
Recursos descubiertos
o Yacimientos con producción actual
o Yacimientos no desarrollados
o Yacimientos con potencial para proyectos de recuperación mejorada (EOR)
Recursos no descubiertos
o Exploración normativa Onshore en cuencas productoras
o Exploración Onshore en áreas cercanas a campos en producción (Near Field Exploration)
o Exploración Onshore en áreas de frontera
o Exploración Offshore
o Exploración de yacimientos no convencionales (YNC). Fracking
Con relación al aprovechamiento de yacimientos no convencionales, estamos convencidos de que el
país se ha preparado por más de diez años, desarrollando una legislación estricta y que la industria
cuenta con altos estándares operacionales y ambientales, y tiene el conocimiento y experiencia
necesarios para su identificación y desarrollo.
El sector no elude el debate y está abierto a un diálogo educado, informado, sereno y respetuoso, que
permita integrar las diferentes visiones. Tenemos que dejar de movernos en escenarios de
polarización, más aun cuando no se ha agotado el diálogo como herramienta, para superar los
desencuentros y encontrarnos en el terreno de las coincidencias y trabajar sobre las mismas.
La pregunta no es, sí o no al fracking; sino cómo vamos a garantizar la autosuficiencia energética del
país en materia de hidrocarburos y establecer más allá de la duda razonable, que el fracking es una
técnica viable, ambiental y socialmente, y de ser así, la pregunta es entonces: dónde, cómo y cuándo se
puede hacer el fracking, con estricto cuidado ambiental e inclusión social.
31
Estamos convencidos de que debemos abrir el debate para estructurar una transición ordenada hacia
energías renovables y el mejor aprovechamiento de nuestros recursos.
Queremos contribuir con la definición de las metas necesarias y señalar unas acciones específicas que
permitirían cumplir con las mismas, en el cuatrienio y dejar una hoja de ruta para el buen futuro del
sector.
3.1 Las metas que el país debería tener
- Incrementar la producción petrolera: pasar de un nivel de producción actual de 850 KBPD, a un
millón BPD para el final del cuatrienio. Para esto, es necesario llegar a niveles anuales de 20.000
km en adquisición sísmica, perforar entre 100 y 140 pozos exploratorios y entre 900 y 1.000 de
desarrollo. Niveles que ya se habían registrado anteriormente en el país.
- Garantizar la seguridad energética: pasar de los 5,7 años de final de 2017 a un horizonte de
autosuficiencia de 10 a 12 años para el final del cuatrienio. Esto implicaría la incorporación de
reservas de 2.500 a 3.000 millones de barriles. Lo anterior con unas inversiones anuales que se
incrementen desde 4.500 MUSD en 2018 hasta 7.000 MUSD promedio anual para el cuatrienio.
3.2 Propuestas para la materialización de las metas
3.2.1 Viabilidad operacional
La sostenibilidad de la operación petrolera pasa necesariamente por su aceptación en las regiones con
capacidad y potencial productor. No obstante, el nivel de aceptación del sector en las regiones
productoras se ha visto reducido toda vez que los ingresos regionales por regalías se disminuyó en los
últimos años, más allá de las condiciones de mercado, por la reforma al Sistema General de Regalías
que se realizó en 2011 y que amplió las regalías más allá de las zonas productoras.
De manera que lo que inició con un propósito bien intencionado de redistribución, que permitiera
mejorar las condiciones de necesidades básicas insatisfechas en todo el país, fue ajustado de tal
manera que devino en la sensación en las regiones productoras del despojo de los recursos que
consideran suyos, por ser quienes asumen de manera directa los costos socioambientales y operativos
que trae consigo la actividad de hidrocarburos.
Por tanto, como se expuso en los diagnósticos de adquisición sísmica y de perforación, tras la reforma
al Sistema General de Regalías, aumentaron los conflictos sociales, los bloqueos de operación y el
aumento en el protagonismo de las consultas populares.
Así las cosas, se requiere una reforma al Sistema General de Regalías que recupere la aceptación de las
regiones por la actividad petrolera.
32
En ese sentido, se requiere volver a un esquema con un mayor porcentaje de asignaciones directas
para estas regiones, reconociendo que se debe contar con que es necesario poder realizar la actividad,
encontrar nuevas reservas, generar la riqueza y materializar los recursos fiscales antes de pensar en
cualquier esquema de distribución. Es decir, primero lo primero.
La industria del sector de hidrocarburos, las regiones petroleras, sus dirigentes y las comunidades,
coinciden en la necesidad de una reforma al SGR que permita reducir los conflictos en estas regiones y
asegurar la viabilidad de las operaciones para la generación de los recursos.
Por tanto, se propone que el SGR se reforme de manera tal que las regiones productoras recobren su
sentido de pertenencia con la industria petrolera. Se busca una reforma que permita asegurar que la
actividad de E&P se reactive para poder generar los recursos a ser distribuidos preferiblemente de
manera equitativa; en ese sentido, se trata de una propuesta de equidad con crecimiento.
Al respecto, Campetrol acoge muy positivamente la propuesta del Gobierno de ajustar las asignaciones
directas en 50% para las regiones productoras, por medio de una recomposición que no modifique los
fondos para el ahorro pensional, ciencia y tecnología, ahorro y estabilización regional; sino mediante la
recomposición del fondo de recursos restantes.
Si bien los OCAD (Órgano Colegiado de Administración y Decisión) han puesto mayor ordenamiento al
proceso de formulación y aprobación de proyectos, se necesita una revisión completa de su
metodología, dado que en mayor parte de las regiones, los tiempos de respuesta de los procesos no
son competitivos para sacarlos adelante. En este sentido, desde las regiones se ha manifestado que las
exigencias para los proyectos dentro del OCAD son igual de dispendiosas para grandes y pequeños
proyectos, sin diferenciación, dificultando y retrasando la ejecución de los más pequeños, que son los
más frecuentes y que están orientados a resolver necesidades específicas. Por lo cual, podría
considerarse la posibilidad de establecer un límite en valor para proyectos pequeños que puedan ser
atendidos ágilmente.
Lo anterior, sin modificar los niveles de exigencia en la formulación y estructuración de proyectos
necesarios para garantizar su sostenibilidad, por una parte y por otra, la conveniencia de reforzar los
procedimientos de seguimiento y control de las inversiones, y la ejecución de los proyectos; todo esto
con mecanismos de veeduría ciudadana conforme lo establece la Constitución y la Ley.
3.2.2 Reducir la ineficiencia en la contratación laboral
Como quiera que el tema de la contratación de mano de obra local calificada tiene un gran impacto en
las actividades de adquisición sísmica y de perforación de pozos exploratorios, luego de un análisis
normativo realizado por Campetrol, se concluyó que se requiere ajustar el Decreto 1668 y la
Resolución 2616 del Ministerio Trabajo, para reducir las ineficiencias en la contratación.
33
Se propone una revisión del Decreto 1668, en el cual se precisen los siguientes aspectos:
Es necesario aclarar los conceptos de: área de influencia, vacante, mano de obra calificada,
mano de obra no calificada y municipio aledaño. Además se debe hacer una inclusión de los
siguientes términos: Personal de dedicación exclusiva, personal transversal, personal para
servicios ocasionales, o de atención de emergencias, y personal estratégico.
Es necesario evaluar los perfiles estandarizados en la Resolución 2616 frente a las necesidades
actuales de la industria, en particular competencias relacionadas con actividades especializadas
en las áreas de perforación y workover que actualmente figuran como no calificadas.
Es importante aclarar expresamente qué actividades serán incluidas dentro de las definiciones
de exploración y producción; ejemplo: transporte.
En cuanto a la priorización en la contratación de mano de obra local: es importante precisar que
la contratación de personal debe estar supeditada a "que se cuente con las vacantes
” L z .
3.2.3 Garantizar la estabilidad jurídica
Si bien la Constitución define el uso del suelo y el subsuelo, existe un conflicto de competencias entre
las autoridades territoriales y nacionales sobre el particular, que requiere ser resuelto y reglamentado.
En este sentido, la consulta popular es una manifestación de voluntad política, que materializa el
derecho de participación ciudadana directa, mediante un mandato por parte del pueblo, respecto a
decisiones de trascendencia. De cumplirse las condiciones previstas en la Constitución y la Ley, el
órgano correspondiente debe adoptar las medidas necesarias para hacer efectiva tal voluntad, sin
perjuicio del control constitucional sobre tales actos.
Al tratarse de un mecanismo de participación ciudadana legítimo, garantizado por la constitución, su
ejercicio es un derecho fundamental, que se encuentra reglamentado en las Leyes Estatutarias 134 de
1994 y 1757 del 2015.
No obstante, ser un mecanismo de participación válido y que propende por la protección del derecho
fundamental a la participación en el control del poder político, tiene una serie de limitaciones o
consideraciones que deben tenerse en cuenta de conformidad con lo establecido en la Constitución, la
Ley y la jurisprudencia.
La democracia participativa como valor fundamental de la sociedad, tal como lo establece la
Constitución, demanda la rigurosa observancia de los requisitos y procedimientos establecidos por la
ley. Las materias objeto de consulta popular están definidas en la misma ley y corresponden a los
temas que son de competencia de la respectiva corporación o entidad territorial, señalando además
que se excluyen determinados asuntos que la ley prevé.
34
En este marco, se ha aceptado que los municipios pueden adelantar consultas respecto a las
actividades de la industria extractiva, bajo el entendido que pueden afectar el ámbito de competencia
municipal como el uso del suelo, el patrimonio ecológico o el medio ambiente y la salud pública.
Incluso la jurisprudencia le ha atribuido titularidad municipal a los recursos naturales no renovables,
por ser parte del concepto de Estado.
En todo caso, son límites para la consulta popular los preceptos constitucionales y legales que debe
observar. Entre estos está el acatamiento a los principios de concurrencia, subsidiariedad y
coordinación, y la observancia de la regla fiscal en caso de que se reduzcan ingresos y deban plantearse
fuentes sustitutivas.
Los efectos de las normas que se adopten en el nivel territorial para materializar el resultado de la
consulta popular serán hacia el futuro, de forma que los derechos otorgados con anterioridad a la
expedición de la norma hacen parte de una situación jurídica consolidada que no se afecta. Es una
interpretación que en todo caso tiene riesgos, pues existen normas que pueden dar lugar a que por
razones de moralidad, salubridad o utilidad pública, se apliquen de forma general, incluso respecto de
derechos anteriores, pero derivando de tal aplicación la indemnización correspondiente.
Las decisiones de las consultas populares no son absolutas, ya que toda decisión de autoridad
administrativa, pese a gozar y presumir de legalidad, no puede desconocer el principio de jerarquía o
subordinación normativa, por cuanto estas deberán ser expedidas en armonía con el resto del
ordenamiento jurídico que regula la materia, entendiendo también que un acto administrativo permita
sugerir o señalar la modificación o derogación de las leyes que permiten el desarrollo de las actividades
hidrocarburíferas y que actualmente se encuentran en cabeza de la nación.
Es necesario que, en forma previa a la consulta, las autoridades locales y las comunidades tengan
acceso a información precisa y suficiente sobre los beneficios, efectos de la actividad de hidrocarburos
y los mecanismos para mitigarlos, así como también sobre el uso y disponibilidad del recurso hídrico
respecto a otros sectores de la economía.
Además, los argumentos ambientales sobre los que se invoquen las consultas populares deben gozar
del suficiente rigor técnico, ya que la legislación colombiana es una de las más exhaustivas, exigentes y
garantistas en materia ambiental. Tanto es así, que previo a iniciar actividades, se realizan estudios
detallados de caracterización ambiental, línea base y de identificación de impactos; además del
seguimiento constante por parte de las autoridades competentes (ANLA y las CAR).
Permitir acciones que cierren la puerta a la industria petrolera, como el caso de las consultas
populares, puede generar efectos contraproducentes que se expanden a los indicadores económicos,
sociales y fiscales de las regiones. En tal sentido, las autoridades territoriales (alcaldes, gobernadores y
otros involucrados) deben considerar su responsabilidad por el bienestar de la población que habita en
los territorios que gobiernan.
35
En esa medida, dicha responsabilidad se extiende a establecer tanto la magnitud de los impactos, así
como, qué acciones sustitutivas pueden recomponer la actividad productiva de su entidad y dar
sostenibilidad social, fiscal y económica ante las acciones que pretendan adelantarse en su jurisdicción,
considerando la contribución que el sector hidrocarburos realiza al bienestar y desarrollo regional, y
dándola a conocer entre los ciudadanos.
Por lo anterior, desde Campetrol hemos venido insistiendo en que si bien estos mecanismos de
participación ciudadana deben ser protegidos, el debate debe generarse con información suficiente, de
calidad y veraz; a la vez que las decisiones tomadas se adoptan en el marco de responsabilidad social,
fiscal y económica que ordena la ley. En ese sentido, es necesario considerar una modificación a la
forma en que se llevan a cabo los debates y la reglamentación en torno a este tipo de iniciativas.
Las consultas populares a nivel municipal o departamental tendrán efectos que trascienden los
intereses meramente locales, toda vez que tanto la exploración y explotación de hidrocarburos, dada
su importancia e incidencia en la economía nacional, son asuntos de interés general que podrían
afectar ostensiblemente a todo el Estado colombiano.
Es necesario contar con un debate informado, técnico, preciso y verificable. Si en la región existe el
deseo de no permitir la operación de la industria debe velarse por el derecho de los ciudadanos a estar
debidamente informados, propender por el conocimiento de los proyectos existentes y sus beneficios
desde la empleabilidad de mano de obra local hasta la contratación de Bienes y Servicios.
Se debe estructurar un modelo de diálogo que permita aclarar inquietudes frente a los impactos
sociales, ambientales y económicos que genera la presencia de la industria hidrocarburífera en las
regiones.
Todo lo anterior, en línea con la garantía de estabilidad en los procesos de licenciamiento ambiental.
Así mismo, se deben respetar las competencias que establece la Ley, especialmente en materia
ambiental y protección del recurso hídrico.
Finalmente, desde Campetrol nos declaramos expectantes frente a la decisión de la Corte
Constitucional en la materia; y de ser el caso, apoyaremos al Gobierno Nacional en la formulación y
presentación de una propuesta para darle claridad absoluta a las competencias del orden nacional,
local y regional en tan importante asunto.
3.2.4 Aumentar la competitividad del régimen fiscal nacional
La competitividad implica que el país tenga un régimen contractual y fiscal que le otorgue un GT que
esté directamente relacionado con los siguientes factores: régimen fiscal, estabilidad política,
estabilidad económica, seguridad jurídica, seguridad personal y prospectividad. Debe tenerse un GT
competitivo, posiblemente segmentado por cuencas.
36
En 2005, los términos fiscales eran un aspecto que se consideraba positivo. Sin embargo, en el período
2005-2014 se tomaron medidas que condujeron a un incremento de impuestos para el sector.
Adicionalmente, Arthur D. Little señalaba en 2015, una desmejora en la competitividad del 2011 al
2014, especialmente por las demoras en el licenciamiento ambiental, conflictos sociales en aumento,
falta de descubrimientos, problemas de seguridad crecientes, así como la falta de áreas con gran
atractivo. A partir de dicho año, la situación se hizo más crítica con el auge de las consultas populares.
En esta línea, de acuerdo con The Boston Consulting Group, el porcentaje promedio de Government
Take de Colombia para el periodo 2009 -2014 fue de 61%, lo que nos ubicaba por encima del promedio
global (52%) para este periodo.
Gráfico 17. Benchmark del Goverment Take
Fuente: Boston Consulting Group.
Actualmente, según la ACP, el Government Take de Colombia se ubica en 70%, lo que significa que
somos 18 puntos porcentuales menos competitivos frente al promedio global (52%) (Gráfico 17).
De manera que son más que bienvenidas las iniciativas para reducir la tributación corporativa en
Colombia, manifestadas por el nuevo Gobierno, las cuales se materializarán en menores niveles de GT
para el país.
No obstante, es previsible suponer que las menores cargas tributarias que se logren establecer con la
nueva reforma fiscal no serán suficientes para hacer del régimen fiscal de Colombia uno de los más
competitivos de la región, toda vez que las presiones por controlar el déficit fiscal no permite la
holgura de una gran reducción en la tasa de tributación corporativa.
Es importante señalar que, con la reforma tributaria de 2016 se estableció el CERT como un mecanismo
a través del cual se incentivan inversiones adicionales en exploración y recobro mejorado para la
incorporación de nuevas reservas.
37
Como resultado de esto, tras su reglamentación, por primera vez nueve compañías aplicaron por
proyectos con inversiones del orden de $5,8 billones para el periodo 2018–2021. Es una noticia positiva
pues permite incrementar las inversiones y la actividad con el incentivo para las compañías de recibir
un certificado que se puede usar para pagar impuestos futuros. Desde luego, estas inversiones van a
repercutir positivamente en desarrollo de los territorios petroleros, así como en las posibilidades para
ampliar nuestro horizonte de autosuficiencia.
Sin embargo, la producción adicional que ha permitido alcanzar y mantener por ahora los niveles
actuales proviene de campos viejos, reservas descubiertas no desarrolladas; mayormente de proyectos
de producción acelerada y mejoramiento de recobro de yacimientos de crudos pesados.
En síntesis, el país ha perdido competitividad y la percepción general de la industria es que para reducir
el GT es necesario que el gobierno tome medidas de alivio tributario e incentivos fiscales para el sector
en la próxima reforma tributaria.
De esta forma, más allá de la mejora del régimen fiscal que se pueda obtener por medio de la
disminución del impuesto de la renta para las empresas, se pueden dimensionar otras opciones que
beneficien fenómenos particulares que el país necesite, como aumentar su adopción tecnológica y la
implementación de nuevas innovaciones en el sector.
En este orden de ideas, una opción factible de corto plazo se encuentra en el ajuste del código
tributario en pro de menores tiempos de depreciación de las inversiones en bienes y equipos con
nueva tecnología para el sector. En efecto, a menores tiempos de depreciación, se reconocen mayores
costos operativos que reducen los niveles de tributación.
Por tanto, desde Campetrol solicitamos un plan de choque que genere una reactivación de la economía
petrolera. En este sentido, recomendamos la revisión de las mejoras competitivas del régimen fiscal
colombiano, que se pueden gestionar mediante horizontes temporales más cortos para las distintas
depreciaciones de bienes y servicios petroleros contemplados entre los artículos 128 y 141 del estatuto
tributario, en el cual se contemplan los parámetros de depreciación para bienes intangibles, tangibles y
oleoductos.
Adicionalmente, los estímulos fiscales que se confieran a la cadena productiva petrolera, requieren de
una garantía de estabilidad y permanencia de entre 10 y 12 años, a efectos de construir confianza de la
inversión en los distintos segmentos operativos.
De manera que, en una visión consolidada (Tabla 2), la propuesta de Campetrol respecto a las metas
que debería tener el país en el próximo cuatrienio en su hoja de ruta para el sector de hidrocarburos
es:
38
Tabla 2. Propuesta de hoja de ruta del sector: metas que el país debería tener
Fuente: Campetrol
Por su parte, en síntesis (Tabla 3), las propuestas explícitas que desde Campetrol se plantean para la
materialización de las metas que el país debería tener en el próximo cuatrienio para el sector de
hidrocarburos se concentran en:
Tabla 3. Propuestas para la materialización de las metas
Fuente: Campetrol
39
3.3 Impactos económicos del cumplimiento de las metas propuestas
En caso de cumplirse las metas de un millón de barriles diarios de producción y autosuficiencia
petrolera entre 10 y 12 años, propuestas en la hoja de ruta para el nuevo gobierno, el país percibiría
grandes aportes económicos. En efecto, las estimaciones (tabla 4) indican que el PIB petrolero llegaría
a registrar un crecimiento de 35,3% al pasar de 22 billones a 30 billones de pesos. Por su parte, las
exportaciones petroleras incrementarían hasta un 76,9%, al pasar de 13 billones a 23 billones de pesos.
Finalmente, los ingresos fiscales medidos en regalías y renta de dividendos de Ecopetrol, alcanzarían un
nivel de 7 billones de pesos, con un crecimiento de 115%.
Tabla 4. Impactos macroeconómicos del cumplimiento de metas propuestas
Fuente: Campetrol
Adicionalmente, se estima que la brecha fiscal que el país debe cubrir se encuentra entre el 1,8% y
2,3% del PIB, lo que representa un valor entre 9 y 12 billones de pesos. En caso de lograr el objetivo de
producción de 1 millón de barriles día, junto con un horizonte de autosuficiencia entre 10 y 12 años, los
ingresos que recibiría la nación a partir del Sistema General de Regalías y los dividendos de Ecopetrol
permitirían cubrir cerca del 34% de esta brecha. El Estado colombiano tendría ingresos adicionales
cercanos a los 3,7 billones de pesos, con los cuales se aliviarían parcialmente las presiones fiscales y le
brindaría al Gobierno un mayor margen de maniobra en sus finanzas públicas. Es decir que, con este
plan de choque para reactivar la economía petrolera, se alivia y se hace menos profunda la reforma
tributaria.
Es decir que, con este plan de choque para reactivar la economía petrolera, se alivia y se hace menos
profunda la reforma tributaria. Es decir que, con este plan de choque para reactivar la economía
petrolera, se alivia y se hace menos profunda la reforma tributaria. Es decir que, con este plan de
choque para reactivar la economía petrolera, se alivia y se hace menos profunda la reforma tributaria.
Es decir que, con este plan de choque para reactivar la economía petrolera, se alivia y se hace menos
profunda la reforma tributaria. Es decir que, con este plan de choque para reactivar la economía
petrolera, se alivia y se hace menos profunda la reforma tributaria.
(billones de pesos) 2017
Con producción de
1Mbpd y reservas entre
10 y 12 años
Crecimiento
absoluto
Crecimiento
porcentual
PIB petrolero
(promedio anual)$ 7,1 $ 9,6 $ 2,5 35,3%
Exportaciones
petroleras
(promedio anual)
$ 13,2 $ 23,3 $ 10,1 76,9%
Ingresos fiscales
(Regalías + Renta
dividendos ECP)
$ 3,2 $ 7,0 $ 3,8 115,6%
40
Gráfico 18. Aporte actual y potencial de la industria al desarrollo regional
Fuente: ACP, Campetrol
En cuanto a los impactos económicos a nivel regional, el cumplimiento de las metas permitiría a las
regiones mejorar sus ingresos y competitividad. Lo anterior debido a que la industria incrementaría sus
aportes regionales hasta los máximos históricos observados durante el ciclo de precios altos de 2011 a
2014. De esta manera, se percibirían inversiones sociales por 832 mil millones de pesos anuales,
generación de 140 mil empleos al año y compras por 35 billones de pesos en bienes y servicios (gráfico
18).
En síntesis, las metas propuestas en la hoja de ruta para el nuevo gobierno, adicional a la reactivación
de la industria en toda su cadena de valor, también elevarían drásticamente los aportes a las regiones,
velando por el desarrollo productivo y el fortalecimiento comunitario e institucional, así mismo, la
industria impulsaría el fortalecimiento a los proveedores locales y del mercado laboral regional,
brindando mayor riqueza y estabilidad en los departamentos productores y al país.
3.4 Transparencia, ética y políticas anticorrupción
Todo lo anterior, parte de la base de que CAMPETROL es altamente sensible y solidario con la lucha
contra la corrupción y la defensa de la transparencia.
Las rentas del sector petrolero deben brindar mayor calidad de vida y bienestar a las comunidades,
especialmente a aquellas con necesidades básicas insatisfechas. En consecuencia, es deber de todos
garantizar que los recursos que esta industria está en capacidad de generar y los que generaría en caso
de llevarse a cabo la hoja de ruta propuesta, sean bien invertidos y contribuyan de manera
determinante al desarrollo regional sostenible, como ha debido ser siempre.
La lucha contra la corrupción no tiene tinte ni color político, ni ideologías y nos une como sociedad.
Colombia tiene hoy una oportunidad de generación de rentas nacionales muy grande si se apoya y se
fomenta la exploración, esta oportunidad debe ser aprovechada y por ningún motivo debe caer en el
saco roto de los intereses privados de los corruptos.
147
832
0
200
400
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2016 Potencial
miles
de m
illo
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eso
s
Inversión social
78.000
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40.000
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160.000
2016 Potencial
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ple
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Generación de empleos
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2016 Potencial
billo
nes
de p
eso
s
Compra de bienes y
servicios
