“CONSIDERACIONES EN TORNO A LA NATURALEZA …

“CONSIDERACIONES EN TORNO A LA NATURALEZA JURÍDICA DEL NUEVO CONTRATO PARA EXPLORAR Y EXPLOTAR PETRÓLEO EN COLOMBIA –ORIGEN Y ANTECEDENTES-”

CAMILO CARDONA CASIS

Presentado para optar al título de:

ABOGADO

PONTIFICIA UNIVERSIDAD JAVERIANA FACULTAD DE CIENCIAS JURÍDICAS

CARRERA DE DERECHO BOGOTÁ D.C.

2005

“Consideraciones En Torno a La Naturaleza Jurídica del Nuevo Contrato Para Explorar y Explotar

Petróleo en Colombia –Origen Y Antecedentes-”

Camilo Cardona Casis

Director: Carlos Botero Borda

Abogado Socio economista

Pontificia Universidad Javeriana Facultad De Ciencias Jurídicas

Carrera De Derecho Bogotá D.C.

2005

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Nota de Advertencia

“La Universidad no se hace responsable por los conceptos emitidos por sus alumnos en sus

trabajos de tesis. Sólo velará por que no se publique nada contrario al dogma y a la moral

católica y por que las tesis no contengan ataques personales contra persona alguna, antes

bien se vea en ellas el anhelo de buscar la verdad y la justicia.”

Para la citación de las fuentes de este trabajo se utilizaron las normas de citación de trabajos

escritos de la APA (American Psycological Association) para lo cual se tuvo como

referencia principal el folleto de Marcela Ossa: “Pautas para citar textos y hacer listas de

referencias según las normas de la American Psycological Association.” 2ª Ed. en Español.

Universidad de Los Andes, Bogotá D.C. 2004.

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Agradecimientos

Sería injusto por mi parte no agradecer el esfuerzo de apoyo de varias personas que colaboraron para la culminación de este trabajo. En primer lugar a Dios por permitirme llegar a este punto –apenas el inicio- de mi carrera profesional como Abogado y que hasta el momento me ha iluminado con Su infinita sabiduría y bondad. A mi director de tesis Dr. Carlos Botero Borda y a su colega Dr. David Arce Rojas, profesores que han mantenido el hilo conductor de nuestra facultad con respecto al derecho petrolero que no se ha interrumpido desde el restablecimiento de ella y que esperamos no se interrumpa ahora precisamente cuando el país afronta la más compleja coyuntura petrolera. A mis amigos, compañeros y ahora colegas de la Facultad de Derecho, quienes me apoyaron en esta idea en especial a Camilo Castrillón, Juan Antonio Duque, Lucas Moreno y Juan Carlos Malagón. Y por último, pero no por eso menos importante, a mi familia, a mi Padres quienes me han brindado sus esfuerzos para acceder hasta donde he llegado que a pesar de lo incipiente es para mí de suma importancia y por último faltaría nombrar a mi hermana Catalina, inigualable amiga, colega y soporte por su desinteresada, decidida y oportuna cooperación para el perfeccionamiento de este trabajo.

A todos ellos dedico la realización de este trabajo.

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TABLA DE CONTENIDO Resumen Ejecutivo ................................................................................................................ 3 1. Introducción ................................................................................................................... 4 2. Actores y Marco Regulatorio de la Actividad Petrolera en Colombia........................... 5

2.1 Actores ................................................................................................................... 5 2.1.1 Ministerio de Minas y Energía....................................................................... 6 2.1.2 Agencia Nacional de Hidrocarburos ............................................................ 11 2.1.3 Ecopetrol S.A. .............................................................................................. 13 2.1.4 Compañías petroleras multinacionales......................................................... 18

2.2 Marco Regulatorio ............................................................................................... 20 2.2.1 Constitución Política .................................................................................... 20 2.2.2 Leyes ............................................................................................................ 21 2.2.3 Decretos ....................................................................................................... 25

3. Breve mirada de la incidencia del petróleo en las economías mundial y Colombiana.31 3.1 Precios del petróleo y economía mundial ............................................................ 31 3.2 Los proveedores desestabilizados ........................................................................ 33 3.3 La irrupción de China y Rusia ............................................................................. 33 3.4 La extraña situación de Venezuela....................................................................... 34 3.5 ¿Y de Colombia qué dentro de la inestable perspectiva?..................................... 35

3.5.1 La inestable Perspectiva y las posibilidades de precio.................................. 35 3.5.2 ¿Y de Colombia qué? ................................................................................... 35 3.5.3 El aporte del Petróleo a la Economía colombiana entre 1998 a la fecha ..... 36

3.5.3.1 Regalías .................................................................................................... 37 3.5.3.2 Impuestos ................................................................................................. 37 3.5.3.3 Transferencias a las rentas nacionales...................................................... 37

4. Contrato Petrolero ........................................................................................................ 38 4.1 Definición y aspectos generales ........................................................................... 39 4.2 Tipos de Contrato Petrolero ................................................................................. 40

4.2.1 Contrato de Concesión Moderna.................................................................. 41 4.2.2 Contrato de Distribución de la Producción .................................................. 43 4.2.3 Contrato de Riesgo de Servicio.................................................................... 49 4.2.4 Contratos Híbridos ....................................................................................... 53

4.3 El Contrato petrolero en el Mundo .......................................................................... 54 4.3.1 Tailandia....................................................................................................... 55 4.3.2 Indonesia ...................................................................................................... 57 4.3.3 Brasil ............................................................................................................ 58 4.3.4 China ............................................................................................................ 60 4.3.5 Otros países .................................................................................................. 64

4.4 Actual Contrato Colombiano .................................................................................... 66 4.4.1 Generalidades...................................................................................................... 66 4.4.2 Características Especiales ............................................................................ 68

4.4.2.1 Tipo de Contrato ...................................................................................... 68 4.4.2.2 Duración y programas de trabajo ............................................................... 69 4.4.2.3 Operaciones.............................................................................................. 72

4.4.3 Términos Económicos.................................................................................. 74 4.4.3.1 Remuneración al Gobierno ...................................................................... 75 4.4.3.2 Remuneración del Inversionista............................................................... 77

4.4.4 Comparación con el Contrato de Asociación............................................... 78 5. Conclusiones ................................................................................................................ 80Lista de Referencias..............................................................................................................82

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Resumen Ejecutivo

El presente trabajo de grado pretende hacer un análisis de la nueva política petrolera

adoptada por el Gobierno Nacional durante los años 2003 a 2004. La principal herramienta

que utiliza el Estado Colombiano para la realización de la política petrolera es y ha sido

siempre el Contrato para explorar y extraer petróleo. Así, a partir de la llegada al poder en

Agosto de 2002 el Presidente Álvaro Uribe Vélez y para contrarrestar el oscuro futuro que

se cernía sobre el futuro de la actividad petrolera debido a la paulatina disminución de la

producción y de las reservas como consecuencia de la poca actividad exploratoria, decide

darle un revolcón a toda la actividad petrolera del país, iniciando por la reestructuración

(escisión) y modificación de funciones de Ecopetrol, retirándole la función de

administrador del recurso entregando esa tarea a la Agencia Nacional de Hidrocarburos

ANH, y finalmente llegar al replanteamiento de los términos del contrato petrolero, ahora

administrado por la naciente Agencia.

De esta forma el presente trabajo, en primer lugar, hace una presentación general de los

actores que concurren al escenario del petróleo en Colombia, para luego presentar el marco

legal que regula toda la actividad en el país. Subsiguientemente realiza una exposición de la

importancia del petróleo en la economía mundial y nacional. Y para finalizar se explica

todo lo referente al contrato petrolero, donde primero, se muestran los aspectos generales

del contrato, después de exponer sus diferentes tipologías, para entrar a hacer un análisis de

cómo esas tipologías son usadas en distintos países del mundo. Pasa después a estudiar de

manera detallada el actual contrato petrolero colombiano, presentándose ésta como la parte

más relevante de todo el estudio. Allí se analizan las generalidades del contrato, luego las

características especiales de éste para entrar a analizar los términos económicos del mismo.

Por último, se hace una comparación del nuevo contrato petrolero colombiano con el

contrato de asociación modelo 2000 y que fue el último que rigió las relaciones entre el

gobierno y los particulares que quisieran explorar y explotar los hidrocarburos en el

territorio nacional, para, por último entrar a realizar las conclusiones de todo el estudio.

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1. Introducción

No es para nadie un secreto la elevada importancia que hoy en día, y más ahora, tienen los

hidrocarburos y especialmente el petróleo, que en los últimos dos años ha venido

aumentando su precio de manera dramática. Tal y como se afirma por parte del Ministerio

de Minas y Energía en su sitio de Internet:

La Industria Petrolera Colombiana ha sido en los últimos años el motor de la economía del país. El petróleo es el primer producto de exportación con el 55.4 por ciento del total de las exportaciones y el principal contribuyente a las finanzas del Estado. Las regiones se vieron beneficiadas en sus recursos fiscales al recibir regalías por un valor de 5.9 billones de pesos en los últimos 4 años.

La prioridad del Gobierno nacional en materia de hidrocarburos es el descubrimiento de nuevas reservas de crudo que permitan mantener a futuro la autosuficiencia energética del país, para lo cual desde el año 1999 se impulsaron una serie de reformas de política petrolera (contractuales, fiscales y regalías), que han permitido la firma de mas de sesenta contratos de asociación y la reactivación de la actividad exploratoria del país. (Ministerio de Minas y Energía [Minminas], 2004)

Hasta que no se encuentren fuentes sustitutas lo suficientemente baratas para la generación

de energía será el petróleo el principal bien utilizado por el ser humano para generar la

energía necesaria para desarrollar gran parte de sus actividades y fabricar infinidad de

productos, así pues que el petróleo es un bien de suma importancia para la subsistencia de

cualquier economía y por ende de la economía mundial en su conjunto.

Por otra parte, Colombia inició su producción comercial de petróleo desde 1922 año, en que

se inició la explotación por parte de la Tropical Oil Company en terrenos de la denominada

concesión De Mares, que se había firmado desde 1905, en la región de los ríos Carare y

Sogamoso (No obstante se habían producido exploraciones artesanales desde finales del

Siglo XIX). Desde esa época Colombia ha venido incrementando el descubrimiento de

áreas y campos, especialmente en el Piedemonte llanero. En cuanto a la producción, ésta a

pesar del aumento de áreas exploradas ha mostrado periodos históricos en los cuales no ha

sido suficiente ni siquiera para abastecer las necesidades internas del país, lo que ha

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obligado a la importación del producto y sus derivados, como ocurrió entre 1972 y 1980.

Debido a la precitada importancia de este recurso, el Gobierno Nacional se ha encargado de

manejar directamente la política petrolera estatal que con el transcurrir de los años ha

tenido tres hitos significativos, a saber: Época de concesiones (1905 – 1974), asociación

(1974 – 2003) y retorno a la concesión ?! (2003 - ...).

A partir del año 2000 la producción de petróleo empezó a descender debido principalmente

a la ausencia de nuevos descubrimientos tanto de campos de gran tamaño, como Cusiana o

Caño Limón, como campos medianos o pequeños. En 2002 y 2003 las esperanzas del país

se centraron en el campo de Gibraltar que parecía ser ese gran descubrimiento de petróleo

crudo pero que resultó no ser así.

A partir del año 2003 la política petrolera nacional empezó a sufrir grandes cambios.

Primero se dio la escisión de Ecopetrol que generó el nacimiento de la Agencia Nacional de

Hidrocarburos, con la expedición del Decreto Ley 1760 de 2003, el nacimiento de la ANH

y la aparición, hasta Julio de 2004, del nuevo modelo de Contrato denominado de R / T,

Regalía e Impuesto. (¿Acaso una forma de concesión?).

2. Actores y Marco Regulatorio de la Actividad Petrolera en Colombia Antes de entrar a analizar en detalle el contrato petrolero colombiano como tal, se hace

necesario examinar tanto a los actores que concurren en este sector económico (quienes al

fin y al cabo serán las partes dentro del contrato), como al marco regulatorio del mismo,

quienes por sus especiales características se hacen merecedores de un análisis

independiente que se realizará a continuación.

2.1 Actores

Dentro de los actores del sector petrolero colombiano, encontramos al Estado representado

por tres entes u organismos que son el Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional

de Hidrocarburos – ANH – y la Empresa Colombiana de Petróleos S.A. –ECOPETROL

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S.A.- entre las más importantes. También hacen parte de este capítulo las Compañías

Petroleras Privadas Nacionales e Internacionales. Así, el capítulo analiza a estos entes, para

contextualizar al lector entre quienes es que se suscitan todos los hechos relativos al mundo

de la contratación petrolera colombiana. Respecto de los entes estatales, el análisis empieza

con el Ministerio de Minas y Energía, continúa con Ecopetrol S.A. y luego termina con la

Agencia Nacional de Hidrocarburos.

2.1.1 Ministerio de Minas y Energía

El Ministerio de Minas y Energía hace parte de la Administración Nacional, integrante de

la Rama Ejecutiva del poder público. Aunque la ley no hace una definición del Ministerio

como concepto, el tratadista Libardo Rodríguez los define como: “los organismos de la

administración nacional central que siguen en importancia a la Presidencia de la República

y que están encargados de dirigir y coordinar un conjunto de servicios públicos.”

(Rodríguez, 2002, p. 80). Para el análisis de la estructura y las funciones del Ministerio De

Minas y Energía vamos a utilizar el método empleado por el mismo autor.

El Ministerio nace en el año de 1940 mediante Decreto 968 de ese año, cuando se crea el

Ministerio de Minas y Petróleos, con el fin de organizar y fortalecer el aprovechamiento de

los recursos naturales y el desarrollo de fuentes energéticas, entre ellas el petróleo.

(Minminas, 2004) Luego de su creación el Ministerio sufrió varias transformaciones entre

las que podemos encontrar las que se mencionarán a continuación.

En el año de 1951, mediante Decreto 0464, el Ministerio se suprimió y sus funciones le

fueron adjudicadas al Ministerio de Fomento. En el año siguiente, 1952, se “revive” el

Ministerio mediante decreto 0481; se reorganiza con sus propias funciones administrativas

y técnicas y separado del Ministerio de Fomento.

En la Reforma administrativa del año 1968 se le fijó al Ministerio el manejo de las fuentes

de energía de origen primario tales como el gas natural, el carbón y los minerales

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radioactivos. En esa misma reforma el gobierno otorgó las funciones relativas a la

generación, transmisión y comercialización de energía eléctrica al Ministerio de Obras

Públicas, lo que de alguna u otra forma desarticulaba la gestión del sector energético.

Dada la falta de coordinación e integración que se daba entre los organismos del sector

surge la necesidad de reestructurarlo para armonizar tanto las políticas como la actividad

administrativa. Es así que el Gobierno Nacional en atribución de las facultades que se le

otorgaron mediante la Ley 2 de 1973 reorganizó el Ministerio de Minas y Petróleos

mediante el Decreto 636 de 1974, en el cual le cambia el nombre por el de Ministerio de

Minas y Energía. (Minminas, 2004)

Luego de estos importantes cambios que se mencionaron, se da uno de la mayor

importancia. En el año de 1991 se expide la Constitución Política de Colombia que traza un

nuevo rumbo para el país y ninguna institución administrativa es ajena a los cambios

introducidos por la nueva Carta Política. Es así pues, que mediante Decreto 2119 de

Diciembre 29 de 1992 se revisa la estructura y las funciones del Ministerio para hacer su

accionar concordante con los nuevos mandatos constitucionales y de acuerdo con el Plan

Nacional de Desarrollo.

Luego de la Constitución de 1991 y del Decreto 2119 de 1992 se expide la Ley 401 de 1997

mediante la cual se crea el Viceministerio de Hidrocarburos y la Empresa Colombiana de

Gas, Ecogás. En el año de 1999 el Gobierno Nacional expide el Decreto 2152 mediante el

cual se modifica la integración del Sector de minas y energía, que estará conformado por el

Ministerio de Minas y Energía, dos unidades administrativas especiales que son la Unidad

de Planeación Minero-Energética UPME, y la Comisión de Regulación de Energía y Gas

CREG, y otras entidades vinculadas, entre ellas Ecopetrol (Empresa Colombiana de

Petróleos) y Ecogás.

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Por último, está el Decreto 070 de 2001 que es la última norma expedida sobre la

organización y funciones del Ministerio. Allí, se modifica su estructura administrativa y se

indican cuáles son las entidades que integran el sector, que serán las siguientes:

Entidades Adscritas:

- Unidades administrativas especiales:

1. Unidad de Planeación Minero Energética - UPME 2. Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG 3. Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH (este agregado se refiere al 2003 a

raíz de la expedición del Decreto 1760) - Establecimientos Públicos:

1. Instituto de Investigación e Información Geocientífica, Minero Ambiental y Nuclear – INGEOMINAS.

2. Instituto de Planeación y Promoción de Soluciones Energéticas - IPSE Entidades Vinculadas: - ECOPETROL S.A. - Empresa Colombiana de Gas, ECOGÁS - Interconexión Eléctrica S.A. ESP., ISA S.A. ESP - Isagén S.A. ESP - Empresa Multipropósito Urrá S.A. ESP. - Corporación Eléctrica de la Costa Atlántica, CORELCA S.A. ESP - Financiera Energética Nacional, FEN. - Sociedad Promotora de Energía de Colombia S.A. Según el orden de precedencia establecido por la ley, el Ministerio de Minas y Energía, es

el octavo en importancia de los Ministerios. Su estructura interna y jerarquía según ordena

la ley será establecida “por el acto que determine la estructura del correspondiente

ministerio, con sujeción a la misma ley.” (Ley 489 de 1998, 2004). Actualmente ésta

estructura, en el caso del Ministerio de Minas y Energía, está determinada por el Decreto 70

de 2001, como se mencionó en líneas anteriores.

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Dentro de sus funciones tiene la responsabilidad de administrar los recursos naturales no

renovables del país, asegurando su mejor y mayor utilización; la orientación en el uso y

regulación de los mismos, garantizando su abastecimiento y velando por la protección de

los recursos renovables del ambiente. También es la entidad responsable de la planeación,

la regulación y la formulación de las políticas dirigidas a la optimización de la exploración,

explotación y uso racional y sostenible de los recursos minero energéticos. Por otra parte,

el Ministerio tiene como uno de sus objetivos establecer las políticas, reglamentar,

controlar y promover la exploración y explotación de los yacimientos de hidrocarburos que

se encuentren en el territorio nacional.

Las funciones generales de todos los ministerios se encarga de regularlas la Ley 489 de

1998 y como no hacen parte del objeto de este estudio, el lector puede remitirse a la

mencionada Ley, especialmente a su artículo 59 y subsiguientes.

En cuanto a las funciones específicas del Ministerio, éstas se encuentra claramente

establecidas en el artículo 3° del Decreto 70 de 2001 y se transcribirán a continuación,

omitiendo aquellas que no tienen alguna relación con el sector de petróleos:

“Decreto 0070 de 2001 (...) Artículo 3º. Funciones. El Ministerio de Minas y Energía tendrá, además de las funciones que determina el artículo 59 de la Ley 489 de 1998, las siguientes:

1. Adoptar la política nacional en materia de exploración, explotación, transporte, refinación, procesamiento, beneficio, transformación y distribución de minerales e hidrocarburos, así como la política sobre generación, transmisión, interconexión, distribución y establecimiento de normas técnicas en materia de energía eléctrica, sobre el uso racional de energía y el desarrollo de fuentes alternas, y en general, sobre todas las actividades técnicas, económicas, jurídicas, industriales y comerciales relacionadas con el aprovechamiento integral de los recursos naturales no renovables y de la totalidad de las fuentes energéticas del país en concordancia con los planes generales de desarrollo; 2. Propender que las actividades que desarrollen las empresas del sector minero-energético garanticen el desarrollo sostenible de los recursos naturales; 3. Adoptar los planes de desarrollo del sector minero-energético del país en concordancia con los planes generales de desarrollo y con la política macroeconómica del Gobierno Nacional. En ejercicio de esta función se deberán identificar las necesidades del sector

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minero-energético y los planes generales deberán estar orientados a satisfacer esta demanda. Para el efecto el Ministerio podrá adelantar, directamente o en coordinación con otros organismos públicos o privados, investigaciones que se relacionen con las actividades propias del sector; 4. Adoptar los reglamentos y hacer cumplir las disposiciones constitucionales, legales y reglamentarias relacionadas con la exploración, explotación, transporte, refinación, distribución, procesamiento, beneficio, comercialización y exportación de recursos naturales no renovables, y las normas técnicas relativas a los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, en los términos previstos en las normas legales vigentes; 5. Divulgar las políticas, planes y programas del sector, para lo cual podrá, directamente o a través de sus entidades descentralizadas, realizar campañas informativas y publicitarias y, en general, emplear todos los medios de comunicación que sean necesarios para la consecución de este fin; (...) 14. Mantener información acerca de las nuevas tecnologías y sistemas de administración en el sector minero-energético y divulgarla entre las Empresas de Servicios Públicos, directamente o en colaboración con otras entidades públicas o privadas; (...) 16. Desarrollar y mantener un sistema adecuado de información sectorial para el uso de las autoridades y del público en general; 17. Proponer fórmulas de solución a los conflictos que se puedan presentar entre las empresas del sector minero-energético, sin perjuicio de las facultades otorgadas en esta materia a la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- por las normas legales vigentes; 18. Asegurar que se realicen en el país por medio de empresas oficiales, privadas o mixtas, las actividades de generación e interconexión a las redes nacionales de energía eléctrica y las actividades de comercialización, construcción y operación de gasoductos según previo concepto del Consejo Nacional de Política Económica y Social -CONPES-; 19. Organizar las licitaciones directamente o a través de contratos con terceros, a las que se pueda presentar cualquier empresa pública o privada, nacional o extranjera, cuando se trate de organizar el transporte, la distribución y el suministro de hidrocarburos de propiedad nacional que puedan resultar necesarios para la prestación de los servicios públicos regulados por la Ley 142 de 1994 o las normas que la modifiquen o adicionen, siempre que la Nación lo considere necesario; 21. Velar por que se cumplan las disposiciones legales y los tratados, acuerdos y convenios internacionales relacionados con el sector minero-energético y sobre seguridad nuclear, protección física, protección radiológica y salvaguardias; 22. Las demás que le asigne la Ley.

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Parágrafo: Las funciones del Ministerio de Minas y Energía que han sido delegadas en otras entidades del sector minero-energético continuarán siendo ejercidas por éstas hasta cuando sean reasumidas de conformidad con la Ley. (Decreto 0070 de 2001, 2004)

2.1.2 Agencia Nacional de Hidrocarburos

Es esta naciente entidad estatal, la que más interesa a los objetivos de este trabajo. Esta

agencia es la encargada de administrar el recurso petrolero y por lo tanto de establecer los

términos del contrato necesario para la explotación del mismo. Creada mediante Decreto

1760 de 2003, puede afirmarse que este hecho parte en dos la historia moderna de la

industria petrolera colombiana y el manejo de los hidrocarburos que pertenecen al Estado

Colombiano (los anteriores hitos forman la concesión y en conjunto la creación de

Ecopetrol y el Decreto Ley 2310 de 1974). Surge la Agencia con el objetivo de crear una

entidad administradora ( podría decirse que el papel es de administradora / “reguladora” a

través del diseño del contrato, aunque la entidad que técnicamente regula el sector es el

Ministerio de Minas y Energía) que le imprimiera transparencia al manejo del recurso por

parte del Estado, ya que antes de la Expedición del Decreto 1760 de 2003 la empresa estatal

Ecopetrol era quien asignaba los recursos pero al tiempo actuaba como empresa, es decir,

tenía un doble rol de juez y parte. Por otra parte el nuevo modelo contractual surge de la

necesidad que tiene el Estado de impulsar la actividad exploratoria y productora de petróleo

y gas debido a que ésta ha descendido dramáticamente en los últimos años. Así como

también por el descenso en las reservas probadas del hidrocarburo, lo que significa una

grave amenaza para la economía nacional.

La escisión de Ecopetrol que crea a la ANH, hace parte de la nueva política del Gobierno

en materia petrolera, en su componente institucional, y que apunta a la especialización y

división de funciones: la ANH será la encargada de administrar el recurso mientras que

Ecopetrol se especializará en la exploración y producción. (Zamora, 2003) Funciones que

antes de la expedición del precitado Decreto se encontraban en cabeza de Ecopetrol.

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La principal función de la Agencia proviene de la que en el mismo decreto se le suprimió a

Ecopetrol y que básicamente consiste en la “administración integral de las reservas de

hidrocarburos de propiedad de la Nación.” (Decreto 1760 de 2003)

El artículo 2° del Decreto 1760 de 2003 crea la Agencia y determina su naturaleza jurídica.

La erige como una Unidad Administrativa especial adscrita al Ministerio de Minas y

Energía, le otorga también personería jurídica, patrimonio propio, autonomía administrativa

y financiera y la somete al régimen jurídico que se establece en el mismo decreto.

De lo anterior se desprenden varias consecuencias, a saber: primero, la Agencia constituye

una persona jurídica pública por lo cual se le reconoce capacidad para contratar según lo

preceptuado en la Ley 80 de 1993. Segundo, el hecho de que se le otorgue personalidad

jurídica propia la hace ser una entidad descentralizada del orden nacional, sometida al

régimen jurídico de su acto de creación o en lo que no esté allí contemplado al régimen

general de los establecimientos públicos. El hecho de tener autonomía administrativa

también la legitima para demandar o ser demandada.

En cuanto al hecho de ser una Unidad Administrativa Especial, puede decirse que en

general estas entidades se encuentran reguladas por los artículos 67 y 82 de la Ley 489 de

1998. Son organismos de creación legal con autonomía administrativa y financiera y las

funciones administrativas que cumplen están encaminadas a desarrollar o ejecutar

programas propios de un ministerio o departamento administrativo. Tanto sus funciones

como organización administrativa deben ser establecidas en el acto (ley o decreto) que las

crea, puesto que la Ley 489 de 1998 no estableció un régimen jurídico general para estas

entidades. (Rodríguez, 2002). En el caso de la Agencia Nacional de Hidrocarburos tanto sus

funciones como su estructura administrativa están establecidas en el Decreto 1760 de 2003.

Dentro de las importantes funciones que se le otorgaron a la ANH, encontramos la de

administrar las participaciones en dinero o en especie en producción, regalías y

contribuciones al Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera o FAEP.

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Así las cosas, la ANH tiene por delante una difícil misión: aumentar la prospectividad y la

rentabilidad de la industria, manteniendo la estabilidad de la política petrolera.

2.1.3 Ecopetrol S.A.

La empresa ECOPETROL S.A. fue creada mediante el Decreto 1760 de 2003, es la

compañía petrolera estatal y tiene como antecedente a la Empresa Colombiana de Petróleos

Ecopetrol, empresa industrial y comercial del Estado, creada en el año de 1948 mediante la

Ley 165 de ese año, con el fin de administrar el patrimonio proveniente de la reversión de

la Concesión de Mares que, valga la repetición, revertirían al Estado Colombiano el 25 de

Agosto de 1951, año en el cual la Empresa comenzó sus operaciones.

La primera vez que se definió su organización, fue en ese mismo año de 1951 cuando el

Gobierno expidió el Decreto 0030.

Luego, en el año de 1970 se expidió el estatuto orgánico de Ecopetrol en el cual se reiteró

su naturaleza de empresa industrial y comercial del estado, vinculada al Ministerio de

Minas y Energía. Así mismo, se ratificó su funcionamiento como sociedad de naturaleza

mercantil (empresa industrial y comercial del Estado), dedicada al ejercicio de las

actividades propias de la industria petrolera, de acuerdo a las reglas del derecho privado y a

sus estatutos.

Luego en el año de 1994 con la expedición del Decreto 1209 se reiteran los precitados

lineamientos, aprobando los estatutos que fueron nuevamente revisados mediante el

Decreto 2933 de 1997. Dichos estatutos se encontraron vigentes hasta el 7 de julio de 2003,

fecha en la que se expidieron los actuales. (Ecopetrol, 2004)

Nueva Etapa

A partir de la expedición del Decreto 1760 de 26 de Junio 2003, donde se modificó la

estructura orgánica de la empresa, y se transformó en sociedad pública por acciones, de

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capital eminentemente estatal, vinculada al Ministerio de Minas y Energía y regida por sus

propios estatutos.

Como ya se mencionó anteriormente, la importancia del mencionado Decreto 1760 radica

en que, desliga de Ecopetrol la función de regulador de la de empresario, con el fin que ella

se dedique “únicamente a sus operaciones industriales y comerciales, dejando atrás

funciones de administrador del recurso petrolero en Colombia”. (Ecopetrol, 2003)

Como se mencionó anteriormente, estos ajustes responden a la política petrolera que ha

venido implementando el gobierno nacional desde el mandato del Dr. Andrés Pastrana

Arango (1998-2002) y ahora con el gobierno del Dr. Álvaro Uribe Vélez, debido

principalmente al descenso de las reservas, de la producción y de las exportaciones de

petróleo, en especial desde el año 1999. También como consecuencia de algunos problemas

internos de gestión de Ecopetrol. Dentro de esa situación es necesario hacer una reseña

sobre la dramática disminución en la actividad exploratoria que se refleja principalmente en

los Km. de sísmica 2D y 3D por año y la cantidad de pozos exploratorios que se perforan.

Como se podrá observar en la gráfica 1 hay una reducción en la producción de petróleo (en

miles de barriles por día) de un 30% desde el año 2000. La reducción de las reservas

probadas (en millones de barriles) es de un 45% desde 1995; En la gráfica N° 2 se observa

que la reducción de la sísmica (en Km. anuales) es de un 88% desde el año 1992 y en

perforación de pozos exploratorios o A-3 es de un 79% desde 1988. Todas esas

disminuciones conllevaron a su vez un importante descenso en los ingresos por

exportaciones de crudo. A pesar de estas cifras tan poco alentadoras, en el año 2003 hubo

un leve repunte de las mismas. Se incorporaron 104.5 Millones de Barriles de nuevas

reservas, se perforaron 28 pozos A-3 y se ejecutaron 3.470 Km. de sísmica 2D y 3D.

(Ecopetrol S.A. Informe Anual 2003, Pág. 13)

14

Gráfica 1.

Gráfica 2.

15

Es muy importante el cambio que se introdujo en la política petrolera colombiana, pues al

retirársele a Ecopetrol S.A. la administración del recurso, esta ya no concederá áreas para la

exploración y su objeto social consistirá solamente en el desarrollo, en Colombia o en el

exterior, de actividades comerciales o industriales correspondientes o relacionadas con la

exploración, explotación, refinación, transporte, almacenamiento, distribución y

comercialización de hidrocarburos y sus derivados (Decreto 1760 de 2003), en las mismas

condiciones que cualquier otra empresa que participa en el mercado, es decir, entra a

competir con las poderosas multinacionales petroleras, sobre las que volveremos más

adelante. Así pues que el futuro de Ecopetrol depende de su propio desempeño como

empresa y de dos cosas muy importantes cuando de una empresa se está hablando:

eficiencia y rentabilidad.

En ese orden de ideas, hay que hacer claridad en que para garantizar la viabilidad futura de

la empresa más importante de Colombia, son las operaciones de exploración y producción

las que deben ser la base de la rentabilidad operativa de la compañía, mientras que las otras

áreas de negocio tendrán como función agregar valor en la cadena productiva. Así, para

aumentar la exploración y la producción deben incrementarse las operaciones en sísmica y

perforación, logrando los niveles de años anteriores como ya se ha mostrado. Es decir,

Ecopetrol S.A. tiene como misión: “buscar nuevas reservas de petróleo y desarrollar toda la

cadena hasta su comercialización.” (Ecopetrol, 2003)

El paso más importante de esta transformación creo que aún no se ha dado, por cuanto

Ecopetrol S.A. sigue siendo, por decirlo de alguna forma, la “caja menor” del gobierno

nacional. La empresa no tiene autonomía financiera para determinar, por sí misma, la forma

de invertir sus cuantiosas utilidades que en el año 2003 ascendieron a $ 1.59 Billones. Esto

incrementaría la capacidad de maniobra de la compañía y apalancaría diversos proyectos

que no pueden ser ejecutados por falta de presupuesto.

Si a Ecopetrol S.A. la envían al mercado sin una de las principales herramientas de

cualquier empresa, que es la disposición de sus utilidades, y el gobierno central desea que

16

ella actúe eficazmente como uno más de los actores, pues debe darle todos los elementos

necesarios para que lo pueda hacer en verdadera igualdad de condiciones. Debe entonces,

proveérsele de autonomía financiera, desligándola del presupuesto nacional para que pueda

actuar como una verdadera empresa petrolera. (Ecopetrol, 2003)

Por otra parte, Ecopetrol S.A. deberá ser más competitivo en sus otros negocios,

principalmente refinación y transporte, en los que tiene el virtual monopolio en el país. Así,

debe mejorar y ampliar la capacidad productiva de las dos refinerías que tiene en Cartagena

y Barrancabermeja. Tal y como lo señala la revista Carta Petrolera en su Nº 107: “En los

próximos tres años se invertirán cerca de US$ 1.000 millones, en la optimización de sus dos

refinerías, a fin de ubicarse en el segundo cuartil de los índices de Salomón que miden la

eficiencia de las refinerías y producir combustibles de acuerdo con las normas ambientales

que exige el nuevo orden nacional e internacional.” (Ecopetrol, 2004)

El hecho de que Ecopetrol S.A. sea una sociedad anónima pública por acciones, significa

que mantiene su condición de ente público y además la empresa es un híbrido en el que

confluyen en su regulación la ley 489 de 1998 y el Código de Comercio en lo referente a las

sociedades anónimas. Esto genera un reto tanto para la academia como para la Rama

Jurisdiccional y es que debe construirse una doctrina jurídica que permita integrar estos dos

regímenes para esta empresa estatal que sin ser de servicio público se constituyó como una

de acciones del tipo de las anónimas. (Echeverri, 2003)

En cuanto a la organización administrativa, la compañía inició una reorganización interna,

especialmente con la expedición del Decreto 2394 de 2003 (para armonizar la estructura

interna con el Decreto 1760 de 2003) y con la protocolización de los estatutos, en los que se

establecen las nuevas funciones de las diferentes áreas. Es de relevar que las funciones que

le corresponden a la Asamblea de accionistas y a la Junta directiva son las mismas que se

atribuyen a cualquier otra sociedad anónima regida por la ley mercantil, lo que disminuye

la capacidad de decisión del Gobierno sobre ciertos aspectos de la compañía. (Echeverri,

2003)

17

Pero el hecho de que el capital de la compañía sea 100% estatal le puede conllevar ciertas

limitaciones de operación, especialmente en la parte contractual cotidiana, que pueden

eventualmente constituirse en una desventaja en términos de eficiencia y flexibilidad frente

a sus competidores privados. (Echeverri, 2003)

Por otra parte el hecho de que Ecopetrol S.A. pueda realizar negocios fuera del territorio

nacional, la obligará a replantear sus estrategias de comercialización y a diversificar el

portafolio de productos que ofrece al exterior, con el consecuente desarrollo de “nuevas

destrezas en el amplísimo campo del derecho internacional privado.” (Echeverri, 2003)

Deberá entonces la compañía pensar muy seriamente en ampliar su visión de mercado más

allá de las fronteras del país.

Como lo señaló el Dr. Mauricio Echeverri, los retos que debe enfrentar Ecopetrol se pueden

resumir así: “ La primera ahondar en la modificación de sus reglamentos internos, decretos

y leyes que le restringen flexibilidad; la segunda preservar, de la vieja Ecopetrol, sus

buenas prácticas como empresa estatal para facilitar la ejecución de los contratos frente a

autoridades públicas y comunidades, particularmente en aquellos sitios o proyectos en que

la naturaleza pública de la empresa constituya una ventaja.” (Echeverri, 2003)

2.1.4 Compañías petroleras multinacionales

Respecto de estos actores, sin los que sin duda no habría industria petrolera en Colombia y

en muchos países en desarrollo, puede decirse que estas empresas aparecen con el inicio de

las Operaciones de la Royal Dutch Company (luego Royal Dutch/Shell) en las Indias

Holandesas Occidentales (Indonesia) a finales del siglo XIX. Luego al inicio del Siglo XX

se inicia la época de las concesiones petroleras, especialmente en los países del Medio

Oriente, con la concesión D´Arcy en el imperio persa (Irán). Luego la concesión otorgada

a la Iraq Petroleum Company en 1925, que “sirvió de modelo para otros contratos de

concesión en el Medio Oriente y en muchos otros lugares,” tal y como lo menciona N. Ely

18

en Changing Concepts of the World´s Mineral Development Law (como se cita en Gao,

1994. Pág. 10). Fue gracias a esta concesión que empezaron a proliferar otros contratos de

este tipo entre los estados y diferentes compañías alrededor del mundo.

Las compañías Británicas gracias al poder colonial del Imperio Británico en Asia y Medio

Oriente, controlaron las operaciones petrolíferas en estos lugares y las compañías

norteamericanas empezaron a explotar áreas en México y América Latina, lo que las fue

fortaleciendo desde principios del siglo XX. Fue así, como “a finales de la década de 1920

la mayor parte de la exploración y producción de petróleo en medio Oriente, norte del

África, Lejano Oriente y América Latina, estaba controlada por un puñado de compañías

Norteamericanas, Británicas y Holandesas- Británicas, que fueron conocidas como las Siete

Hermanas”. (Gao, 1994). Estas compañías eran: Exxon (antes Standard Oil Company of

New Jersey), Mobil (antes Socony – Vacuum Oil Company), Gulf Oil Corporation, Texaco,

Standard Oil Company of California (Socal), British Petroleum Company Ltd. (BP) y

Royal Dutch Petroleum Company – Shell Transport & Trading (Shell). Estas compañías y

otras más lograron tener operaciones en 122 países alrededor del mundo.

Son compañías que tienen un enorme poder económico y a lo largo de los años se han ido

haciendo cada vez más poderosas, en especial aquellas que se han fusionado (p.e. Chevron

– Texaco).

Aunque en Colombia las operaciones petrolíferas iniciaron en el año de 1905 con la

concesión De Mares, la operación de las compañías petroleras multinacionales comenzó en

el año de 1916 con la entrada de la Texaco y la Tropical Oil Company.

Actualmente en Colombia existen 280 campos de producción petrolera, que en conjunto

producen un promedio mensual de 540.733 barriles/Día, de los cuales el 75,55%

corresponde a contratos de asociación, el 12,62% a operación directa de Ecopetrol, el

3,26% a concesiones y el 0,29% es petróleo de propiedad privada. (Ecopetrol, 2004).

19

En conclusión, los actores de la actividad petrolera en Colombia son dos: el Estado

representado por el Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos

y la empresa estatal petrolera Ecopetrol S.A. mientras que el sector privado se encuentra

representado principalmente por la compañías petroleras multinacionales y en un grado

mucho menor por las compañías petroleras privadas nacionales.

2.2 Marco Regulatorio

Colombia como un Estado de Derecho que es, opta en su Constitución Política por regular

ciertas materias que le interesan para su existencia como Nación. Así pues que en todo su

ordenamiento jurídico empezando desde la Carta misma, existe todo un conjunto de

normas que regulan de manera extensa, la actividad petrolera en diversos sentidos. En este

acápite se presentan las normas (Constitucionales, legales y reglamentarias) que regulan o

han regulado el sector de los hidrocarburos en el país y especialmente el sector del petróleo.

2.2.1 Constitución Política

Dentro de los principales artículos de la Carta Política expedida en 1991 y que influyen

sobre la actividad petrolera, tenemos los siguientes:

Artículo 332: El Estado es propietario del subsuelo y de los recursos naturales no

renovables, sin perjuicio de los derechos adquiridos y perfeccionados con arreglo a las

leyes preexistentes

Artículo 360: Reserva al legislador la facultad para fijar condiciones para la explotación de

los recursos naturales no renovables y derechos de las entidades territoriales sobre los

mismos.

20

Declara que la explotación de un recurso natural no renovable causará, a favor del Estado,

una contraprestación económica a título de regalía sin perjuicio de otro derecho o

compensación que se pacte.

Determina a las entidades territoriales donde se exploten recursos naturales no renovables

como beneficiarias de las regalías y compensaciones, así como los Puertos marítimos y

fluviales por donde se transporten dichos recursos o productos derivados de los mismos.

Artículo 361: Con los ingresos provenientes de las regalías que no sean asignadas a los

Departamentos y Municipios se creará un Fondo Nacional De Regalías cuyos recursos se

destinarán a las entidades territoriales en los términos que señale la Ley.

Estos fondos se aplicarán a la Promoción de la Minería, a la Preservación del Medio

Ambiente y a Financiar Proyectos Regionales de inversión definidos como prioritarios en

los planes de desarrollo de las respectivas entidades territoriales.

2.2.2 Leyes

No obstante que algunas de las disposiciones legales que a continuación se expresan están

derogadas hoy, ellas representan y se reseñan dada su importancia histórica o conceptual.

Lo mismo ocurre con los decretos de los que se trata en el siguiente apartado. Siguiendo los

parámetros antedichos, en ambos casos se destacarán en negritas las disposiciones más

importantes.

- Ley 165 de 1948

Autoriza al Gobierno para promover la organización de una Empresa Colombiana de

Petróleos con participación de la Nación y del capital privado nacional y extranjero.

- Ley 10 de 1961

Dicta disposiciones en el ramo de petróleos relacionadas con el área a contratar en

concesión, máxima y mínima, los compromisos mínimos de perforación, los cánones

superficiarios, las regalías y crea el Fondo de Becas, entre otros.

21

- Ley 20 de 1969

Nacionaliza los recursos mineros sin perjuicio de los derechos adquiridos. No obstante

establece la obligación de explotar los derechos que a la fecha estén constituidos o de lo

contrario éstos se extinguen a favor de la Nación. Autoriza al Gobierno Nacional para

declarar como Reserva Nacional cualquier área petrolífera del país y aportaría a Ecopetrol

para que la explore, explote y administre directamente o en asociación con el capital

público, privado, nacional o extranjero.

- Ley 20 de 1984

Reglamenta el ejercicio de la profesión de Ingenieros de Petróleos.

- Ley 59 de 1987

Por la cual se autoriza a unas entidades a constituir sociedades o asociaciones. Esta Ley

autoriza a las entidades descentralizadas u organismos adscritos o vinculados al Ministerio

de Minas y Energía para constituir entre sí o con otras personas naturales o jurídicas,

nacionales o extranjeras sociedades o asociaciones destinadas a cumplir las actividades

comprendidas.

- Ley 26 de 1989

Por medio de la cual se adiciona la Ley 39 de 1987 y se dictan otras disposiciones sobre la

distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo.

- Ley 07 de 1991

Por la cual se dictan normas generales a las cuales debe sujetarse el Gobierno Nacional para

regular el comercio exterior del país, se crea el Ministerio de Comercio Exterior, se

determina la composición y funciones del Consejo Superior de Comercio Exterior se crean

el Banco de Comercio Exterior y el Fondo de modernización Económica, se confieren unas

autorizaciones y se dictan otras disposiciones.

22

- Ley 80 de 1993

Expedido para ser el Estatuto de la Contratación pública. En su artículo 76 establece que:

“Los contratos de exploración y explotación de recursos naturales renovables y no

renovables, así como los concernientes a la comercialización y demás actividades

comerciales e industriales propias de las entidades estatales a las que correspondan las

competencias para estos asuntos, continuarán rigiéndose por la legislación especial que

les sea aplicable.” Así pues, indica esta ley que los contratos petroleros no serán cobijados

por la normativa general de contratación estatal.

- Ley 97 de 1993

Por la cual se interpreta con autoridad la Ley 20 de 1969 (aquella que nacionalizó los

recursos petroleros) y se dictan otras disposiciones.

- Ley 99 de 1993

Por la cual se crea el Ministerio del Medio Ambiente, se reordena el Sector Público

encargado de la Gestión y Conservación del Medio Ambiente y los Recursos Naturales

Renovables, se organiza el Sistema Nacional Ambiental, SINA y se dictan otras

disposiciones.

- Ley 141 de 1994

Por la cual se crean el Fondo Nacional de Regalías, la Comisión Nacional de Regalías, se

regula el derecho del Estado a percibir regalías por la explotación de recursos naturales no

renovables, se establecen las reglas para su liquidación y distribución y se dictan otras

disposiciones.

- Ley 142 de 1994

Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras

disposiciones. Se refiere al tema de transporte y distribución del gas domiciliario.

23

- Ley 152 de 1994

Desarrolla el título 12 de la Constitución Política definiendo los procedimientos y

mecanismos para la elaboración, aprobación, ejecución, seguimiento, evaluación y control

de los Planes de Desarrollo que elabore la Nación, las Entidades Territoriales y los

organismos Públicos de todo orden.

- Ley 209 de 1995

Mediante la cual se crea y reglamenta el funcionamiento del Fondo de Ahorro y

Estabilización Petrolera. Conocido comúnmente como el FAEP.

- Ley 226 de 1995

Por la cual se desarrolla el Artículo 60 de la Constitución Política en cuanto a la

enajenación de la propiedad accionaria estatal, se toman medidas para su democratización y

se dictan otras disposiciones.

- Ley 257 de 1996

Por medio de la cual se aprueba el Convenio Internacional de Constitución de un Fondo

Internacional de Indemnización de Daños Causados por la Contaminación de

Hidrocarburos suscrito en Bruselas el 18 de Dic. /1971 y su protocolo modificatorio del 19

de Nov. /1976.

- Ley 685 de 2001

Mediante la cual se expide el Código de Minas.

- Ley 756 de 2002

Modifica el régimen de regalías. El Fondo Nacional de Regalías tendrá personería jurídica

propia estará adscrito al Departamento Nacional de Planeación y sus recursos serán

destinados de conformidad con el artículo 361 de la Constitución Nacional a la promoción

de la minería la preservación del medio (sic) ambiente y la financiación de proyectos

regionales de inversión definidos como prioritarios en los planes de desarrollo de las

24

respectivas entidades territoriales El Gobierno Nacional dentro de los tres 3 meses

siguientes a la promulgación de la presente ley reglamentará lo referente a la personería

jurídica propia del Fondo Nacional de Regalías y a los aspectos que de ella se deriven.

Parágrafo Los recursos del Fondo Nacional de Regalías son propiedad exclusiva de las

entidades territoriales y seguirán siendo recaudados y administrados por la Dirección

General del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público.

2.2.3 Decretos - Decreto 030 de 1951

Crea la empresa Colombiana de Petróleos como organismo autónomo con Personería

Jurídica, que se regirá por las disposiciones pertinentes establecidas en la Ley 165 de 1948

y por estatutos constitutivos que reglamentarán su funcionamiento.

- Decreto - Ley 1056 de 1953

Expide el "Código de Petróleos" de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 120 de la

Constitución Nacional y en la Ley 18 de 1952. El código reglamenta sobre la propiedad,

utilidad y forma de explotación de las mezclas naturales de hidrocarburos que se

encuentran en la tierra, cualquiera que sea su estado físico y que componen el petróleo

crudo, lo acompañan o se derivan de él.

- Decreto 1886 de 1954

Por el cual se dictan algunas disposiciones referentes a la industria del petróleo. Referente

al procedimiento de servidumbres petroleras.


Declara a Ecopetrol, como Empresa oficial con Personería Jurídica propia y con autonomía

administrativa, que actúa sin embargo en su organización interna y en sus relaciones con

terceros como una sociedad de carácter comercial sin perjuicio de los intereses económicos

del Estado.

25


Determina las exenciones aduaneras a la industria de hidrocarburos.


Reglamenta en relación con los hidrocarburos la ley 20 de 1969.


Dicta normas sobre exploración y explotación de petróleo y gas, con el fin de evitar el

desperdicio físico y económico de las reservas de petróleo y gas de propiedad nacional o

privada y de asegurar su máxima recuperación final y tomar medidas para la prevención de

la contaminación ambiental. Obliga a todo explorador y explotador de aportes, concesiones

y áreas de propiedad privada a presentar anualmente informes de geología y geofísica y de

ingeniería e informes contractuales para concesiones en exploración y explotación.


Por el cual se adoptan normas sobre participaciones en materia de hidrocarburos.

- Decreto - Ley 2310 de 1974

Dicta normas sobre abolición del régimen de concesiones en materia de hidrocarburos,

estableciendo que con excepción de los contratos de concesión vigentes en la fecha, la

exploración y la explotación, estará a cargo de Ecopetrol, la cual podrá llevar a efecto

dichas actividades directamente o por medio de contratos de asociación, operación de

servicios o de cualquier otra naturaleza, distintos de los de concesión celebrados con

personas naturales o jurídicas nacionales o extranjeras.

- Decreto 0545 de 1989.

Reglamenta parcialmente los Decretos 1246 y 2310 de 1974 y la Ley 75 de 1986. Regula el

procedimiento para el cálculo del precio básico por barril para la liquidación de la regalía a

las entidades territoriales y a la nación obliga a Ecopetrol a entregar avances mensuales a

las primeras sobre las participaciones en regalías de cada trimestre.

26


Reglamenta la Ley 20 de 1969 en materia de hidrocarburos. Establece que todos los

yacimientos de hidrocarburos pertenecen a la nación con excepción de los derechos

constituidos a favor de terceros. Dicha excepción a partir del 22 de diciembre de 1969, sólo

comprende las situaciones jurídicas subjetivas y concretas debidamente perfeccionadas y

vinculadas a uno o varios yacimientos descubiertos. Establece cuándo se reputa descubierto

un yacimiento y qué pruebas deben presentarse cuando se pretende explotarlo como

propiedad privada.


Define que las utilidades de la Empresa Industriales y Comerciales del Estado, son de

propiedad de la Nación y consagra la obligación de reportar antes del 31 de marzo de cada

año, los estados financieros de cada entidad, a la Dirección General del Presupuesto.


Por el cual se reglamenta parcialmente el Decreto - Legislativo 2310 de 1974. Referente a

la no-aplicación de los escalonamientos en la distribución de la producción establecidos en

el D. 2782/89, en las explotaciones costa afuera a profundidades mayores de 150 metros.


Por el cual se reglamentan parcialmente los Decretos 1246 y 2310 de 1974 y la Ley 75 de

1986. Referente a la fórmula matemática para la liquidación de las Regalías del gas natural,

similar a la del petróleo consagrada en el Decreto 545 de 1989.


Por el cual se determinan las empresas de servicios de que trata el artículo 16 de la Ley 9a.

de 1991.

27

- Decreto-Ley 2119 de 1992

Por el cual se reestructura el Ministerio de Minas y Energía, el Instituto de Asuntos

Nucleares - IAN y Minerales de Colombia S.A. MINERALCO. Actualmente se encuentra

derogado.


Por el cual se adoptan procedimientos para el establecimiento de políticas y reformas al

régimen de inversión de capitales del exterior en el país y de las inversiones colombianas

en el exterior.


Por el cual se reglamenta el artículo 1o. del Decreto - Ley 284 de 1957 y se dictan otras

disposiciones. Referente a las labores propias y esenciales de la industria del petróleo.


Por el cual se reglamentan parcialmente las Leyes 14 de 1983, 3a. de 1986 y 6a. de 1992 y

se dictan otras disposiciones. Procedimiento para la importación de combustibles derivados

del petróleo.


Por el cual se aprueba una reforma de los estatutos de la Empresa Colombiana de Petróleos

y se dictan otras disposiciones. Actualmente está derogado.


Por el cual se reglamenta parcialmente la Ley 143 de 1994 en lo concerniente a la

organización y el funcionamiento de la Unidad de Planeación Minero Energética.


Se fijan las normas que regirán para la liquidación de la contribución especial que pagan los

exportadores de petróleo crudo, gas, carbón y ferro níquel. Esta contribución se cobrara con

base en los precios de exportación sobre el total de la producción del último mes y será de

28

7% para el petróleo liviano; del 3.5% para pesado y gas. Estos porcentajes estarán vigentes

desde enero de 1996 hasta diciembre de 1997. La norma aclara las exenciones de acuerdo

con la declaratoria de comercialidad del campo y las tarifas para los que iniciaron la

producción después de diciembre de 1994.


Establece que el Ministerio de Minas está obligado a elaborar mensualmente liquidaciones

provisionales de las regalías y compensaciones monetarias que se causen por la explotación

de hidrocarburos de propiedad nacional, así como las participaciones que de éstas

correspondan al Fondo Nacional de Regalías y a los departamentos y municipios con

derechos sobre las mismas. Ecopetrol como entidad recaudadora de las mencionadas

regalías y compensaciones monetarias girará en moneda nacional a las entidades

beneficiarias


Mediante este decreto se revisaron los estatutos de Ecopetrol, aprobados mediante el

Decreto 1209 de 1994.


Por el cual se reforman los sistemas y procedimientos contables y financieros utilizados

para el manejo del pasivo pensional de Ecopetrol. Se dispone que la empresa deberá

realizar un aporte anual al Fondo por un período de ocho (8) años, comprendido entre el

año 2000 y el 2007, denominado período de Fondeo.


Por el cual se modifica el Decreto 2153 del 4 de noviembre de 1999.

29


Mediante el cual se modifica la estructura del ministerio de Minas y Energía. Establece que

Ecopetrol será una entidad descentralizada vinculada e integrante del sector administrativo

de Minas y Energía.


Decreto reglamentario de la ley 633/00 (reforma tributaria) que establece la distribución de

los recursos del Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera (FAEP) con destino a los

municipios y departamentos productores y no productores de hidrocarburos para que

puedan cancelar sus deudas de inversión.


Por medio del cual se reglamentan los parágrafos 3º y 10º del artículo 16 y el artículo 39 de

la Ley 756 de julio 23 de 2002. Define legalmente términos que tienen que ver con la

distribución de regalías de hidrocarburos.


Por el cual se escinde la Empresa Colombiana de Petróleos, Ecopetrol, se modifica su

estructura orgánica y se crean la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la sociedad

Promotora de Energía de Colombia S. A


Por el cual se modifica la estructura de ECOPETROL S. A. y se determinan las funciones

de sus dependencias


Por el cual se reglamenta el artículo octavo de la Ley 756 de 2002, referente a la

distribución de la Regalías.

30


Por el cual se reglamenta el Decreto – ley 1760 de 2003 en lo relativo a la extensión de los

contratos de asociación cesión de derechos de Ecopetrol a la Agencia Nacional de

Hidrocarburos.

Como conclusión de éste acápite, se puede observar que la nutrida legislación petrolera

colombiana ha consagrado en cada momento histórico las formas de explorar y explotar

que en ese preciso momento han constituido el estado del arte sobre la materia en todo el

mundo. En ocasiones, ello ha ocurrido con atraso como cuando la ley 10 del 61 modernizó

el sistema de concesiones tradicionales, cuando ya en el mundo primaban los joint ventures,

en otros casos hemos ido exactamente al ritmo de lo que ocurría en el mundo. La

cronología demuestra también que Colombia es un país apegado a las leyes y al

cumplimiento de sus compromisos contractuales y que sus sistemas se meditan y

formalizan ofreciendo una protección adecuada y equitativa tanto al estado como a los

particulares.

3. Breve mirada de la incidencia del petróleo en las economías mundial y

Colombiana.

En este capitulo pretende hacerse una contextualización de la situación que se vive en la

actualidad en el mundo como en Colombia, respecto del petróleo, y su influencia en la

economía tanto nacional como mundial.

3.1 Precios del petróleo y economía mundial

Desde inicios del Siglo XX el petróleo ha sido un importante bien en el desarrollo de la

economía de los países de todo el mundo. Podemos citar solamente la crisis que se vivió en

el mundo cuando hubo escasez de crudo en las décadas de 1970 y 1980, debido al embargo

petrolero de los países árabes, cuando surgió una gran crisis y una enorme subida de

31

precios, lo que provocó una inflación superior al 10% en los Estados Unidos. (Browning,

2004)

Más o menos desde el año 1999 se ha venido dando un incremento relativamente sostenido

en los precios del barril de petróleo en los mercados internacionales, cuando ha subido

desde US$15 hasta que en los últimos 12 meses (Sep. 2003 – Sep. 2004) subió desde

US$27 a US$39.36 por barril, llegando algunos días inclusive a cotizarse por encima de los

US$40 y hasta US$49 por barril, debido a la situación provocada por la inestabilidad en

Medio Oriente por la guerra en Irak, los ataques terroristas en Arabia Saudita y la crisis de

algunas compañías petroleras rusas.

Hubo incluso días en los que el precio del barril de crudo se cotizó por encima de los US$

50 y esa alza se debió en lo que es posible explicar por factores económicos razonables,

tanto por las razones atrás anotadas como a otros hechos políticos sociales y económicos

que son el aumento de los consumos en China, India, Japón y Estados Unidos de

Norteamérica y las inestabilidades muy pronunciadas en Nigeria y siempre latente en

Venezuela.

En general, la teoría económica indica que al aumentar los precios del petróleo aumenta la

inflación, lo que a su vez produce aumentos en los costos de las compañías, disminuyendo

las utilidades y por tanto afectando el ingreso disponible, el crecimiento económico y

finalmente a la economía en su conjunto.

Pero, actualmente, algunos analistas creen que los altos precios del petróleo no deben

influir tanto en el comportamiento de las bolsas y en la inflación de países desarrollados

como los Estados Unidos de Norte América. Para que los precios del crudo vuelvan a tener

la influencia que tuvieron en otros años sobre la economía, los precios deben aumentar a un

ritmo mucho mayor y más que a lo que lo están haciendo ahora. El argumento dado por los

expertos consiste en que hoy en día el petróleo no es tan importante como hace algunos

años, en la medida en que la economía de la mayoría de los países está dominada por el

32

sector de los servicios y por otra parte, estudios indican que para una compañía mediana el

petróleo representa solamente el 1.2% de sus costos totales y para las compañías aéreas el

petróleo representa solo el 10% de los costos. Es decir la incidencia del petróleo podría no

ser tan importante como se piensa. (Browning, 2004)

Lo anterior no quiere decir que deba desestimarse el alza sostenida de los precios del crudo,

especialmente para una economía como la Colombiana cuya viabilidad económica puede

estar centrada en los precios que hacia el futuro tenga este bien.

3.2 Los proveedores desestabilizados

En los últimos 10 años se han dado muchas situaciones complejas en países productores de

petróleo (como por ejemplo Irak, Arabia Saudita o Nigeria), que la inestabilidad del

mercado es permanente y por tal razón los precios están en un punto inesperado.

3.3 La irrupción de China y Rusia No hay duda de que en el campo petrolero, como en muchos otros de la economía, la

irrupción de China como potencia económica causará un verdadero “terremoto”

especialmente desde el punto de vista de la demanda de productos.

En este trabajo se ha indicado ya como la avidez de China por el consumo de petróleo

puede producir un alza de precio insospechada si se tiene en cuenta que ese país (ese

continente) esta consumiendo hoy el 10 % de la oferta mundial y puede llegar a consumir

un 15 % de esa oferta con las naturales consecuencias en el precio e incluso hay analistas

que piensan que podría producirse una situación en la que, si por los medios normales

comerciales convencionales China no puede obtener el petróleo que necesita no vacilaría en

obtenerlo a cualquier precio. Esa que parece una realidad novelesca, por desfortuna está

lejos de serlo y podría ser la causa de una verdadera tercera guerra mundial o por lo menos

de una conflagración de incalculables proporciones en el Asia pacífico.

33

Por otro lado como un factor equilibrante en la oferta aparece la irrupción de Rusia que es

hoy solo una parte muy parcial de la antigua Unión Soviética y que modernizando su

aparato productivo petrolero volverá a colocarse en niveles de producción similares a los

que tuvo antes de la disolución de la Unión Soviética generando y estando dentro y en las

fronteras de la muy problemática “cuenca islámica” y enfrentándose al problema del

transporte por oleoducto a través de países poco amigos o incluso francamente hostiles. Esa

“vuelta a la escena” de Rusia al mercado petrolero explica, en parte, la tímida actitud de

occidente con respecto a las visiones neo totalitarias de ese país las que frecuentemente se

excusan o se adopta el sistema de “mirar para el otro lado” lo que no ocurre frente a países

que solo producen banano, flores o artesanías.

3.4 La extraña situación de Venezuela

Es bien sabido y él no se encarga de ocultarlo sino que por lo contrario lo predica con voz

altisonante, que el señor Presidente de la República Bolivariana de Venezuela Teniente

Coronel Hugo Rafael Chávez Frías tiene a los Estados Unidos de Norte América como el

enemigo interno por excelencia lo que le permite en parte una apreciable capacidad de

movilización popular.

No obstante lo anterior, Venezuela que cuenta con las segundas reservas de América Latina

después de México y que es el principal proveedor de gasolina a la costa este de Estados

Unidos de Norte América y uno de los principales proveedores de crudo a ese país no solo

no ha suspendido sus enormes ventas de petróleo a Estados Unidos que pueden estar entre

1.2 y 1.5 millones de barriles de petróleo por día, sino que la segunda declaración del hoy

relegitimado Presidente Chávez después de su aplastante e incontrovertida victoria en el

polémico referendo que promovió, una vez seguro de que iba a ser ganado por él, fue

indicar “no suspenderé el suministro de crudo a ningún país de occidente”, lo que significa

que el petróleo no tiene corazón ni ideología y Estados Unidos sostiene a su principal

contradictor, ya que no obstante la retórica del Presidente Chávez hasta hoy no ha

incumplido un solo contrato petrolero con los Estados Unidos de Norte América, país este

34

al que le molesta enormemente el subsidio que Venezuela le da a Cuba, consistente en

regalarle en la práctica los 60.000 barriles diarios de petróleo que esa isla necesita para

funcionar.

3.5 ¿Y de Colombia qué dentro de la inestable perspectiva?

3.5.1 La inestable Perspectiva y las posibilidades de precio

El mundo una vez producida la ilegal intervención en Irak, tal como lo declaró el Secretario

General de las Naciones Unidas recientemente en la última Asamblea General y después

del enorme fracaso político y militar de esa nación en ese país, donde ya se acerca la

situación al nivel de caos y en Afganistán, donde el régimen promovido por Estados

Unidos dentro de una intervención, esa si legal frente al derecho Internacional, cuyo

régimen no tiene mas capacidad de poder real que el de la capital del país y sus suburbios y

después de incidentes inimaginables en un régimen absolutamente represivo como el de

Arabia Saudita, consistentes en los secuestros y muertes de numerosos extranjeros puede

colocarse dentro de una inestabilidad de mercado que le ha permitido a los analistas de

Salomon Brothers pronosticar que podría llegar a 60 dólares por barril.

3.5.2 ¿Y de Colombia qué?

Dentro de la perspectiva de inestabilidad mundial reseñada en el párrafo que antecede,

nuestro país que tiene muy poco crudo, pero que al fin y al cabo lo tiene, y de

excelentísima calidad, (tanto que los mercados internacionales han reconocido ese hecho

proponiendo un nuevo marcador de precio de crudo que es el “Cusiana”), crudo que está

supremamente cerca del primer consumidor del mundo y que mantiene cierta estabilidad

política si la comparamos con la que tiene la hermana República de Irak (a un ritmo de

sesenta muertos y dos carros bomba diarios los días menos violentos) y con una

prospectividad geológica, que por lo menos teóricamente, tal como se deriva de los

modelos corridos en su tiempo, por el ingeniero Raúl Ortiz, que indican que podríamos

35

tener once megacampos aún por descubrir (megacampo es un campo con mas de 1.000

millones de barriles de reserva) puede tener las mas enormes perspectivas en el mundo

petrolero en los próximos 20 años, mientras el petróleo continué manteniendo su condición

de principal fuente de abastecimiento para la producción de energía.

3.5.3 El aporte del Petróleo a la Economía colombiana entre 1998 a la

fecha

La pregunta que debe ser respondida es: ¿cuál es la verdadera importancia del petróleo para

la economía de Colombia? La primera respuesta que se puede dar es aquella que tiene que

ver con las cifras macroeconómicas.

En primer lugar el petróleo hace parte de los productos que se consideran como

exportaciones tradicionales de nuestro país. Es un elemento importante de nuestra balanza

comercial. Desde el año de 1998 el comportamiento de las exportaciones de petróleo no ha

sido el esperado, en virtud de la disminución paulatina de la producción. Solamente en los

años 1999 y 2000 se dio un crecimiento de las exportaciones en un 61% y 21%,

respectivamente. Durante 1998 descendieron un 14% en el año 2001 se dio el

decrecimiento más importante al llegar al orden del 28% luego en 2002 bajó un 0,3%.

Durante el 2003 hubo un crecimiento de 3,3%. En años anteriores a este periodo, en 1995 y

1996 se dio un importante aumento en las exportaciones colombianas de crudo al crecer en

62% y 35%, respectivamente.

La participación del petróleo en el PIB, que llegó a ser en 1998 una proporción tan

importante como el 3% ha descendido a partir del 2000 a proporciones cercanas al 2% que

ciertamente es muy importante. (Ecopetrol Carta Petrolera Edición Especial 50 Años.

Montenegro)

36

3.5.3.1 Regalías

El petróleo es el mayor aportante a las finanzas del Estado, de tal forma que las entidades

descentralizadas se beneficiaron al recibir regalías por un valor de 10.9 billones de pesos en

el periodo 1994 – 2003, girando, en ese mismo periodo, 7.3 Billones de pesos a los

departamentos (66%) y 3.6 billones para el Fondo Nacional de Regalías (34%). Solamente

en el año 2003 fueron girados 2.18 Billones de pesos en regalías, lo que representa casi un

punto del PIB (0.98%).

3.5.3.2 Impuestos

En materia de aportes impositivos por parte de Ecopetrol, durante el año 2002 fue por

impuesto global 976 mil millones y por conceptos de impuesto sobre la renta e IVA 618 mil

y 607 mil millones, respectivamente. En cuanto al impuesto sobre la seguridad democrática

Ecopetrol pagó 74 mil millones de pesos. Durante la vigencia fiscal 2003 las transferencias

fueron así: por impuesto global $1 billón y por conceptos de IVA e impuesto sobre la renta

$0,6 billones y $0,5 billones, en su orden. Es decir, que durante los años 2002 y 2003

Ecopetrol contribuyó con 4.37 Billones de pesos solamente en pago de impuestos. Es clara,

pues, la importancia que tiene Ecopetrol como contribuyente en el territorio nacional y no

solo como aportante en materia de regalías. Y en este caso, estamos hablando únicamente

de Ecopetrol, es decir, que no se tuvieron en cuenta dentro del análisis a las otras

compañías petroleras, así pues que estas cifras no representan el aporte impositivo de toda

la industria petrolera. (Ecopetrol 2002 y 2003)

3.5.3.3 Transferencias a las rentas nacionales

Al ser el Estado colombiano el propietario de la Empresa, ésta debe transferir sus utilidades

al gobierno nacional para que éste, las utilizara, según lineamientos establecidos por el

Consejo Nacional de Política Económica y Fiscal - CONFIS. Así, tanto en el año 2002

como en el 2003 las transferencias de utilidades ascendieron a 1.1 Billones de pesos en

37

cada año para un total de 2.2 billones en 2 años. Es clara pues, la suma importancia que

tienen los recursos de Ecopetrol para la economía nacional. Porcentualmente hablando,

esos ingresos también son significativos pues constituyen aproximadamente el 3% del

Presupuesto General de la Nación, lo que para un solo producto y en una economía como la

Colombiana constituye un elevado nivel pues la estabilidad de la misma y la viabilidad de

la acción gubernamental pueden depender de ese producto.

Como conclusión de este capítulo puede decirse que el petróleo es un bien de una altísima

importancia para el funcionamiento de la economía mundial y que el comportamiento de su

precio en los mercados internacionales depende de diversos factores, no solamente de la

oferta y la demanda por lo que es sensible a distintos acontecimientos en diversos lugares

del mundo y esto no va a cambiar hasta tanto no se halle una fuente sustituta para producir

la energía que produce el petróleo. Por su parte un país como Colombia, que es productor y

a pesar de que no lo es a gran escala, también su estabilidad económica depende en gran

parte del petróleo por los elevados recursos que su explotación aportan a la economía

nacional. Así es que el contrato petrolero, entendido como una de las más importantes

herramientas con que cuenta el gobierno de un país para atraer a la inversión en el sector de

hidrocarburos, se convierte en un asunto de importancia nacional, por lo que se analizará a

profundidad en el capítulo siguiente.

4. Contrato Petrolero En este acápite se pretende analizar el nuevo contrato petrolero colombiano que fue

expedido por la ANH, luego de su creación y que se constituye en la herramienta

fundamental que regulará de ahora en adelante las relaciones negociales entre el Estado

Colombiano y las empresas petroleras privadas, en tratándose de la exploración de áreas

para extraer petróleo y de la extracción del recurso como tal. En primer lugar, se hace un

intento por definir el contrato petrolero para luego entrar a estudiar los diferentes tipos o

modelos de contrato petrolero y cuáles han sido adoptados en diferentes países del mundo,

38

para por último realizar un estudio de las cláusulas más importantes del nuevo modelo

contractual colombiano.

4.1 Definición y aspectos generales

Para poder tratar el tema del contrato petrolero en particular, debemos primero dar una

definición genérica de contrato en el derecho colombiano. El contrato hace parte de los

actos jurídicos convencionales. Estos “se suelen definir diciendo que son los acuerdos de

las voluntades de dos o más agentes encaminados a crear, modificar o extinguir relaciones

jurídicas... Los contratos son la fuente principal de las relaciones obligatorias. ” Es decir,

su efecto principal es la creación de obligaciones. (G. Ospina Fernández y E. Ospina

Acosta, 2000, p. 43)

El artículo 1495 del Código Civil lo define: “Contrato o Convención es el acto por el cual

una parte se obliga para con otra a dar, a hacer alguna cosa.” (Código Civil, 2000) Y el

Código de Comercio define en su Artículo 864 “El Contrato es un acuerdo de dos o más

partes para constituir, regular o extinguir entre ellas una relación jurídica patrimonial.”

(Código de Comercio, 2000)

Ahora bien, en la ley 80 de 1993 en su artículo 32 se establece que los contratos estatales

son “todos los actos jurídicos generadores de obligaciones que celebren las entidades a

que se refiere el presente estatuto, previstos en el derecho privado o en disposiciones

especiales, o derivados del ejercicio de la autonomía de la voluntad.” (Régimen de la

Contratación Administrativa, 2002) A pesar de que este estatuto no se aplica para la

exploración y explotación de recursos naturales no renovables, por expresa disposición de

su artículo 76, el precitado artículo 32 puede dar luces que para el concepto de contrato, en

tratándose de entidades públicas, se aplica en general el derecho privado, por tanto las

definiciones del Código Civil como del Código de Comercio son aplicables para el contrato

petrolero.

39

Así pues, luego de analizados los elementos del “contrato petrolero” (Contrato para

explorar y explotar hidrocarburos de propiedad nacional), para Colombia, en general, éste

podría definirse por el autor de este trabajo de una manera simple como: aquél acto jurídico

realizado entre el Estado y un particular (generalmente una compañía petrolera) por medio

del cual la segunda a cambio de una remuneración (que varía según el tipo de contrato) se

compromete a explorar un área geográfica determinada con el fin de extraer petróleo.

4.2 Tipos de Contrato Petrolero

A través de la historia, el hombre ha buscado diferentes maneras de regular sus relaciones,

para esto crea instituciones que le brindan seguridad y confianza para poder negociar con

seguridad. Es así como en la antigüedad surge la figura del contrato como una manera de

adquirir obligaciones para ser cumplidas. Esa figura del contrato ha evolucionado durante

los siglos, y le ha permitido a la humanidad, de manera más o menos eficiente, regular sus

relaciones negociales.

De esta forma es que al iniciar los primeros descubrimientos de petróleo y su explotación

comercial, los Estados empezaron a preocuparse por la forma en que ese recurso debía ser

extraído de la mejor manera. Desde ese entonces, han surgido diversas figuras

contractuales, que hasta hoy en día son las que se siguen utilizando y las más relevantes

serán analizadas en este capítulo.

En general, los contratos petroleros modernos tienen un elemento común, el título del

recurso y el derecho de explotarlo es retenido por el Estado, la compañía asume los riesgos

y costos de exploración y recibe una remuneración en dinero o en especie (petróleo).

Para cualquiera de las formas utilizadas, los puntos sustanciales que diferencian una forma

de otra son tres: el riesgo, el control sobre las operaciones y el reparto de utilidades o

remuneración al inversionista.

40

Para efectos de este capítulo la principal fuente consultada, en cuanto a las características

de los diferentes tipos contractuales, es el libro del Profesor Zhiguo Gao “International

Petroleum Contracts: Current Trends and New Directions”, que se encuentra debidamente

citado y del cual se realizó una traducción libre por parte del autor.

4.2.1 Contrato de Concesión Moderna

Según Gao (1994), el Contrato de Concesión Moderna, (en adelante el CCM), se desarrolló

desde el año de 1950, en respuesta a las cambiantes circunstancias políticas y económicas

mundiales en las relaciones estatales. Este contrato mantiene la forma básica de lo que

antes de la época señalada se conocía como concesión y en otras partes como licencia o

permiso.

El CCM autoriza a una compañía petrolera a explorar y explotar las reservas petroleras de

un área determinada, dándole un amplio campo de discrecionalidad a la compañía para el

desarrollo de las operaciones. (Gao, 1994, p. 29).

Es un contrato simple en materia de forma, contenido y administración. El concesionario

adquiere derechos de propiedad sobre el área concedida, tiene pleno control sobre las

operaciones y se hace dueño de la mayor parte de la producción extraída. La principal

función del Estado es la de cobrar los impuestos y las regalías. (Gao, p. 201) Como lo

indica este autor, el CCM para las empresas petroleras es más favorable que otras

modalidades contractuales, ya que su naturaleza legal es asumir todo el riesgo pero con

plena propiedad sobre el recurso.

En este punto, debe hacerse la precisión que el recurso es de propiedad estatal, pero

únicamente mientras subyazca y la propiedad de éste pasa al concesionario, por regla

general, en el momento en el que llegue a la boca del pozo. (Gao)

41

Los derechos que se le conceden al concesionario incluyen todos los referidos a la

operación, la propiedad y uso de las áreas para propósitos exploratorios y de producción. El

derecho a la refinación del crudo por lo general se lo reserva el Estado concedente para sí.

Otro punto que debe analizarse es el de la duración de los periodos de exploración y de

producción. Estos periodos difieren entre uno y otro país y cada uno de esos periodos puede

a su vez dividirse en subperíodos.

En lo que tiene que ver con las obligaciones contractuales del concesionario, este debe

realizar una inversión mínima y unos trabajos mínimos que consisten en un mínimo de

kilómetros de exploración sísmica, recolección de datos geológicos y geofísicos y la

perforación de cierto número de pozos exploratorios. (Gao)

En algunos contratos se pacta la denominada cláusula “Ring Fence”, que consiste en la

prohibición de transferir las obligaciones exploratorias de un bloque para agregarlas a otro.

Esta cláusula garantiza que la actividad exploratoria si se realiza efectivamente en el bloque

para el cual se contrató.

Por otra parte, el concesionario está obligado a informar al gobierno el avance en las

diferentes operaciones desde el inicio de las mismas y las inversiones que se realizan al

final de cada año o periodo. También se obliga a establecer planes anuales de producción

que deben ser enviados a la autoridad respectiva.

El gobierno tiene el derecho de requerir al concesionario para acelerar la producción en el

área concedida cuando el país tenga bajos niveles de producción. Si dentro de un tiempo

determinado el concesionario no cumple con los términos del requerimiento, el gobierno

tiene el derecho a tomar el control de la producción bajo su propio riesgo. Aunque el

concesionario puede participar en el riesgo en los primeros años de operación en el

ejercicio de esa cláusula. Si dentro de los dos primeros años el gobierno no inicia la

42

producción el concesionario tiene el derecho de solicitar la devolución del área de

concesión.

En cuanto a la obligación de devolución de áreas, el CCM tiene una cláusula donde el

concesionario debe ir paulatinamente delimitando el bloque exploratorio de acuerdo con un

cronograma que varía según el país y si la exploración se hace onshore (costa adentro) u

offshore (costa afuera), aunque lo puede hacer de manera anticipada total o parcialmente.

Obligaciones Contractuales

En cuanto a las obligaciones económicas del concesionario éste debe pagar, en líneas

generales y variando de un país a otro, un cánon por el área concedida, regalías e

impuestos. El cánon es una suma de dinero que se paga por cada km2 que se concede. Este

cánon se establece en cada contrato en particular y varía si es para exploración costa afuera

(offshore).

Las regalías son el precio que se paga por extraer el recurso. Se puede pagar en dinero o en

especie, con petróleo, y sus fórmulas de cálculo varían dramáticamente de un país a otro y

para ello se utilizan diversos sistemas. El precio que por regla general se utiliza para pagar

regalías es el precio internacional del crudo. En lo referente al impuesto que se cobra, se

trata simplemente del impuesto a la renta que se calcula sobre las utilidades netas

provenientes de la operación de la compañía, tal y como ocurre con cualquier otra actividad

comercial o industrial, es decir, aplica el Estatuto Tributario para tal fin.

4.2.2 Contrato de Distribución de la Producción

Nace este contrato en Indonesia cuando el gobierno desea abandonar el sistema de

concesión y atraer inversión extranjera pero sin disminuir los intereses nacionales. El

primero de estos contratos fue suscrito en Abril de 1960 entre la empresa petrolera

Indonesa de esa época, Permian (Ahora Pertamina), y el consorcio japonés Kobayashi.

(Gao, 1994) A partir de la firma de ese contrato, que se dio bajo la forma de un préstamo y

43

producción compartida, este tipo de contrato ha evolucionado y es en Indonesia donde

mayores cambios ha experimentado.

De manera simple podemos definir al Contrato de Distribución de la Producción (CDP)

como aquél en el cual la compañía petrolera y el Estado se dividen, en especie, la

producción de petróleo de un campo o área determinados. (Gao, 1994)

Hay una definición un poco más elaborada la cual dice: “El contrato de Producción

Compartida es un acuerdo por el cual una compañía petrolera extranjera, actuando como

contratista del gobierno o de la empresa petrolera estatal, recupera los costos de la

producción de cada año y tiene derecho a recibir cierta parte de la producción restante

como pago en especie por los riegos exploratorios asumidos y el desarrollo de los servicios

desarrollados si hay un descubrimiento comerciable.” (Gao, 1994, p. 72)

Dentro de los principales puntos que caracterizan al CDP encontramos los siguientes:

La compañía petrolera es un simple contratista que no tiene derechos de propiedad sobre el

área contratada, como si sucede en la concesión.

De este tipo de contrato surgen derechos personales y no un derecho real en oposición a la

concesión.

El manejo o gerencia del proyecto recae sobre la compañía estatal y no sobre el contratista,

al revés de lo que ocurre en la concesión donde es el concesionario quien tiene pleno

control de la operación.

La propiedad sobre el petróleo se transfiere en el punto de exportación y no en la cabeza de

pozo como ocurre en la concesión.

44

La propiedad de los equipos bajo este contrato se transfiere el contrato se hace tan pronto

como arriban al territorio y no al final del contrato tal y como ocurre en la concesión.

Lo que se reparte entre el Estado y el contratista no son las utilidades sino que se distribuye

la producción obtenida.

La naturaleza legal del contrato es que el contratista asume el riesgo pero con derecho a

parte de la producción.

Dentro de los términos y condiciones del contrato encontramos los siguientes:

Los derechos del contratista sobre el petróleo se reducen únicamente a recibir una parte de

la producción como compensación de los riesgos asumidos y de los servicios realizados.

Como se señaló, este pago se hace en el punto de exportación.

La empresa estatal petrolera es responsable del manejo de todas las operaciones petroleras

y el contratista al ser el exclusivo ejecutor de las operaciones es responsable ante ésta de

dicha ejecución con su propio capital, tecnología, equipos y mano de obra a su propio

riesgo y el costo será reembolsado con la producción. El ámbito del contrato cubre las

operaciones de exploración, desarrollo, extracción, transporte, refinación (algunas veces) y

mercadeo. El contratista tiene un simple derecho contractual pero no de propiedad sobre su

parte de petróleo producido.

Tanto el tiempo de duración del contrato como el área contratada, varían de un país a otro

dependiendo de las condiciones que se negocien; en cuanto al tiempo de duración, este

puede ir de 20 a 60 años.

En cuanto a la devolución de áreas, el CDP trae dos tipos de cláusulas, una obligatoria y

otra opcional. En la obligatoria, el contratista debe ir devolviendo paulatinamente cierto

porcentaje de áreas durante el período inicial de exploración, porcentajes que pueden ser

negociados por el contratista. Bajo la cláusula de devolución opcional, el contratista puede,

a su arbitrio y previo aviso a la compañía estatal, devolver cualquier porción de área

45

contratada. Toda el área debe ser devuelta, si no hay descubrimientos hechos al final del

período de exploración.

En el CDP el contratista también se obliga a realizar una inversión mínima que se negocia

individualmente en cada contrato y que depende de la extensión del área contratada. El

contratista puede, con el consentimiento de la compañía estatal llevar la cantidad de

inversión de un año al siguiente y los excesos de inversión en un año, se deducen

automáticamente de la obligación para el período siguiente.

En este contrato también existe la cláusula “Ring Fence”, bajo la cual cada contrato tiene su

propio régimen fiscal y las pérdidas de un área contratada no pueden ser cubiertas con las

ganancias de otra.

Dentro de los derechos y obligaciones que adquiere el contratista se encuentran las

siguientes:

- Proveer todos los recursos necesarios y obtener el equipo para la operación.

- Ejecutar los programas de trabajo de una manera técnica y apropiada.

- Pagar los impuestos del país.

- El derecho de disponer libremente de sus utilidades.

- Movilizar libremente su personal y equipo dentro del área contratada.

En cuanto a los derechos y obligaciones de la empresa estatal se pactan los siguientes:

- El derecho de dirigir todas las operaciones

- Asumir y pagar en nombre del contratista todos los impuestos

- Usar los equipos sin interferencia de las operaciones del contratista.

- Acelerar la ejecución del programa de trabajo, proveyendo asistencia al contratista

- Asegurar fondos suficientes a la ejecución del programa de trabajo.

46

Otra importante cláusula del CDP es la declaración de comercialidad. Esta declaración es

hecha por la empresa estatal y es necesaria para el inicio de la etapa de desarrollo luego de

la etapa exploratoria. Para que se declare la comercialidad el contratista debe demostrar

que el Estado va a recibir un porcentaje mínimo sobre los ingresos totales en toda la vida

del campo. Así, se debe demostrar que el campo es económicamente apto tanto para el

gobierno como para el contratista. Debido a las diferentes disputas que ha generado ésta

cláusula se ha eliminado en algunos contratos.

En lo que respecta a las cláusulas de manejo y dirección del proyecto, en ellas se establece

que es la empresa estatal la encargada del manejo y responsabilidad de las operaciones y el

contratista será responsable ante esta de la ejecución de dichas operaciones.

Otro punto de suma importancia en los CDP es el mecanismo de recuperación de costos,

que permite al contratista recuperar todos los costos operativos de la producción si hay un

descubrimiento comercial. La parte de crudo que se usa para el reembolso de esos costos se

denomina “petróleo de costo”. Ese petróleo de costo es un porcentaje total de la producción

que varía en cada contrato y cuyo método de cálculo también difiere entre un modelo de

contrato y otro.

Por último está la cláusula que, tal vez, caracteriza más al Contrato de Distribución de la

Producción y es la de reparto de la producción. En esta cláusula el crudo remanente luego

de la deducción de costos con el “petróleo costo,” se toma como petróleo para repartir entre

la empresa estatal y el contratista en partes preestablecidas en el modelo de contrato y que

no son objeto de negociación al momento de la contratación.

Al CDP se le han introducido diversas variantes que han hecho surgir modalidades con

características propias.

Encontramos el Acuerdo de Operación Conjunta, creado para promover la exploración en

áreas marginales con bajo riesgo exploratorio. En este contrato la empresa estatal participa

47

con el 50%. Aquí el contratista, durante un cierto número de años, invierte una suma de

dinero igual a la que había invertido la empresa estatal en exploración en esa misma área.

Del total de la producción el 50% va para el contratista para que recupere sus costos y el

restante 50% se divide entre la compañía estatal y el contratista.

Otro contrato es el de Recuperación Ampliada. Bajo este esquema la compañía petrolera

privada tiene en principio una fase piloto parar determinar la viabilidad comercial del

proyecto. El esquema de recuperación de costos es igual que en el acuerdo de operación

conjunta, pero la diferencia es que dicha recuperación se limita en este caso al 65%.

Otra variación es el Contrato de Asistencia Técnica, bajo el cual el contratista se hace cargo

de la operación de un campo en producción, incluidos el personal y los equipos. La

producción hasta un límite determinado pertenece a la compañía estatal y cualquier nivel de

producción por encima de ese límite pertenece al contratista.

Se encuentra también el Acuerdo de Préstamo- Petróleo. En este contrato hay de por medio

un préstamo cuyo capital e intereses son pagados con petróleo luego de que la producción

se inicia. El prestamista también tiene el derecho a comprar hasta determinado porcentaje

de la producción a precios de mercado. El riesgo que se corre en este contrato es que el

préstamo se pierda en caso de que no se haga un descubrimiento comercial.

Por último, dentro de las variaciones al CDP, encontramos el Contrato de Evaluación

Técnica. En este contrato el contratista paga un precio para acceder a la información

geológica que tiene la empresa estatal de un área determinada y realizar un trabajo sísmico

adicional en ella. Si el contratista cree que es un buen prospecto, le informa a la compañía

petrolera estatal, esta puede iniciar una convocatoria para realizar el contrato de

exploración y producción sobre dicha área. En dicho proceso el contratista que realizó la

evaluación técnica tiene ciertas ventajas sobre las otras compañías que se presenten al

proceso.

48

4.2.3 Contrato de Riesgo de Servicio

En el Contrato de Riesgo de Servicio (en adelante CRS) la característica fundamental es el

máximo control de la compañía estatal sobre el proyecto con una influencia mínima de

inversionista extranjero. Este contrato se empezó a desarrollar desde los años sesenta, pero

en la forma que lo conocemos hoy fue utilizada solo a partir de 1976 en Brasil, para

contratar áreas “offshore” de su territorio. Algunos como Dobinovic en Petroleum Service

Contracts in Argentina, Brazil, and Colombia: Issues Arising from their Legal Nature

(como se cita por Gao, 1994) lo equiparan al contrato de asociación utilizado en Colombia,

donde la empresa estatal tiene el monopolio de la extracción de los hidrocarburos pero

para desarrollar este mandato lo hace en asociación de compañías privadas.

La filosofía que rige a este contrato, es el pago por la realización de un servicio. Estos

contratos se pueden dividir en dos categorías: los contratos de servicio con riesgo y los

contratos sin riesgo. Bajo la primera modalidad la compañía privada es contratada para la

realización de un servicio por el cual se le paga un precio. El riesgo lo corre el país que

contrata dichos servicios. En tanto que, en el contrato de servicio con riesgo, la compañía

privada acepta aportar todo el capital y sus servicios para la exploración y desarrollo. Ese

capital y la utilización de los servicios se le reembolsan en el momento en que empiece la

producción de petróleo. Es decir, la contratista corre con el riesgo de que no se le pague en

caso de que no se halle petróleo.

La remuneración depende de la fórmula que establezca la compañía estatal y que puede

consistir en una suma fija por barril extraído, o se le paga según el tamaño del

descubrimiento, la cantidad de capital invertido u otros factores.

El objetivo del CRS es el de prestar dos clases de servicios: 1. servicios técnicos para

desempeñar las labores necesarias para la exploración, evaluación y desarrollo en el área; y

2. proveer los servicios financieros que básicamente consiste en proveer los recursos

necesarios para la ejecución del contrato.

49

En algunos casos, se excluye la etapa de producción ya que durante esta etapa no se

necesitan los servicios y el campo ya ha comenzado a producir rendimientos económicos.

La cláusula de riesgo, de la cual el contrato deriva su nombre, es el eje fundamental del

CSR. En ella se establece que los servicios proveídos en la exploración y el desarrollo

deben ser prestados a cuenta y riesgo exclusivo del contratista y como consecuencia los

gastos que realice en esta etapa le serán reembolsados cuando se declare la comercialidad

del campo. Si no se encuentra petróleo, el contratista no tiene derecho a compensación

alguna.

El contrato se divide generalmente en tres periodos: exploración, desarrollo y producción,

los cuales se dividen a su vez en distintas fases.

El periodo de exploración se divide en dos fases cuya duración depende de los términos

establecidos por la compañía estatal. Al finalizar el primer periodo el contratista tiene la

opción de renunciar al contrato o de continuar con la segunda fase exploratoria. El periodo

de exploración puede ser extendido previa aprobación de la compañía estatal, bajo el

entendido que debe haber, durante esa extensión, un programa de inversión mínima. En el

caso de encontrarse petróleo durante este periodo de exploración este se puede extender, a

discreción exclusiva del contratista, para realizar la evaluación del descubrimiento. Luego

de terminar la fase de evaluación el contratista debe enviar un informe sobre la

comercialidad del campo. Durante todo el periodo exploratorio el contratista está obligado

a realizar una inversión mínima para desarrollar un programa exploratorio mínimo. En caso

de encontrarse petróleo el contratista debe preparar un cronograma y presupuesto tentativo

de evaluación y que no debe exceder el periodo de exploración.

El periodo de desarrollo comienza en la fecha en que se determine la comercialidad del

campo y dura hasta el día en que el contratista privado termine de instalar todo el equipo

necesario para iniciar la producción, almacenamiento y transporte, recibido a satisfacción

50

por la empresa estatal. En este periodo el contratista debe realizar un programa de

desarrollo con un presupuesto donde se debe incluir, entre otros, un estimativo sobre las

inversiones y gastos, un cronograma de trabajos y el área a retener para ser desarrollada.

Durante el periodo de producción se le paga al contratista la remuneración por los servicios

que prestó en los dos periodos anteriores. Esta se pacta durante la negociación del contrato.

En cuanto al periodo de exploración debe hacerse claridad en lo siguiente: en algunos

países como por ejemplo Brasil, una vez inicia la producción la compañía petrolera estatal

toma el control del campo, mientras que en otros países se inicia una operación conjunta

entre el contratista y la compañía estatal. En el primer caso la obligación del contratista

termina en este punto y así también finaliza la relación contractual que tenían las dos partes.

Otro punto importante de CSR es la denominada área de servicio. En general no existen

restricciones para establecer su extensión y el número de bloques que se contratan. Esto

depende de la compañía estatal petrolera.

En lo que respecta al abandono de áreas, el CSR tiene un programa obligatorio de

devolución de áreas, que generalmente consiste en la devolución del 50% del área total al

finalizar el periodo inicial de exploración si el contratista opta por la prórroga. Si se

descubre petróleo, las áreas desarrolladas serán delimitadas para determinar la extensión del

campo comercial.

En cuanto a la propiedad del recurso existe una cláusula donde se establece que “la

compañía estatal es la única e incondicional propietaria del petróleo y gases extraídos

como consecuencia de la ejecución del contrato de riesgo de servicio”. Así pues, es

claro que el contratista no tiene ninguna clase de derecho sobre lo que se descubra en

el área del contrato sobre el área misma.

Dentro de los derechos y obligaciones del contratista encontramos las siguientes:

- Pagar un bono no reembolsable.

51

- Desembolsar lo recursos mínimos de trabajo.

- Iniciar las perforaciones dentro del tiempo establecido.

- Pagar lo necesario para las operaciones de desarrollo una vez se declara la

comercialidad del descubrimiento.

- Al final del periodo exploratorio, reportar a la compañía estatal lo que desembolsó

en total y pagar cualquier diferencia con la obligación inicial.

- Asesorar a la compañía estatal durante la transferencia de las unidades de

producción.

- Desempeñar su trabajo de acuerdo con las buenas prácticas de la industria petrolera

y sin causar daño alguno al ambiente.

- Mantener permanentemente informada a la empresa estatal sobre el desarrollo de las

operaciones y enviar un informe final sobre el resultado del contrato.

Otra cláusula fundamental es aquella que establece que, la obligación de iniciar las

perforaciones es opcional. Esta cláusula se introdujo ya que, muchas veces el contratista, a

partir de la sísmica realizada, puede determinar que no era rentable iniciar la perforación de

pozos ya que era muy improbable encontrar hidrocarburos. Esta prescripción es bastante

favorable para las compañías privadas ya que disminuye, en una buena parte, el riesgo que

están corriendo.

En lo tocante a la remuneración al contratista, ésta se produce, por lo general, así:

El reembolso de la inversión de exploración se hace sin intereses y si se declara la

comercialidad del campo, como ya se vio, mientras que el reembolso de los gastos para

el desarrollo se reembolsan reconociendo un interés.

En materia impositiva, el contratista debe pagar los impuestos a la renta que se establezcan

en cada país, como cualquier otra empresa. Debe resaltarse que en este contrato no se paga

regalía alguna, por lo que no existe nunca propiedad del contratista sobre el recurso, ni

tampoco hay derecho de explotación sobre un área determinada, simplemente hay una

prestación de un servicio con un riesgo.

52

Otra importante cláusula que se pacta en esta clase de contratos, aunque no es exclusiva del

CRS, es la denominada cláusula Calvo bajo la cual el contratista extranjero se compromete

a no enervar la protección diplomática de su Estado en el caso de que surjan diferencias en

la ejecución del contrato. En esta cláusula se entiende que el contratista se está sometiendo

a la jurisdicción del país contratante.

Para finalizar con este contrato podemos decir que confiere menos derechos sobre el área

contratada que otro tipo de contratos, le da al estado la posibilidad de tener control directo

sobre el desarrollo y producción del proyecto y su característica más importante es que los

reembolsos hechos al contratista se hacen en dinero y no en crudo, aunque se le permita

comprar cierto porcentaje de la producción del campo.

En este contrato el Estado es pleno propietario del recurso, maneja la operación

directamente y se apropia por completo de la producción.

Así pues, tenemos que esta modalidad contractual es la menos beneficiosa para las

compañías petroleras, ya que deben asumir elevados riesgos en exploración, sin tener

acceso al petróleo crudo.

4.2.4 Contratos Híbridos

En este capítulo se realizará el último análisis sobre un modelo contractual, que en este caso

se trata del denominado contrato híbrido, surgido en la República Popular China al

principio de la década de 1980, según Zhang, con la creencia de que en un contrato

petrolero compuesto deben utilizarse las ventajas de los diferentes tipos contractuales, al

tiempo que se evitan sus desventajas. (como se cita en Gao, 1994) Así que el contrato

híbrido chino está influenciado por el Joint Venture de Noruega, el CDP de Indonesia y el

CRS de Brasil.

53

Cada uno de los mencionados contratos ofrecía diferentes características que debía cumplir

el contrato petrolero, según el criterio del gobierno chino, por lo que tales características

fueron utilizadas en su modelo contractual. Del modelo noruego se tomó el porcentaje de

participación estatal en los proyectos (que está entre el 50% y el 80%); de Indonesia fue

tomado el esquema de pago en especie y de Brasil la retoma del manejo en la etapa de

producción y el control conjunto con el contratista sobre el proyecto.

En cuanto a la definición de este contrato puede decirse que es una mezcla de diferentes

modelos contractuales. En este tipo de contrato se utilizan distintos elementos de dos o más

clases de contrato, con el propósito de acomodarse a las necesidades específicas del país

que lo diseña. No se encuentra un modelo predeterminado sino que, por la razón señalada

anteriormente varía de un país a otro.

Puede decirse que esta clase de acuerdos contractuales suelen ser de una mayor

sofisticación de los modelos de los cuales procede, motivo por el cual es difícil determinar

su naturaleza legal.

Así es que por la dificultad que se presenta en este contrato para realizar generalizaciones,

nos referiremos al modelo desarrollado en China, en el capitulo 5.3.1.4 que trata sobre la

contratación petrolera en este país. El motivo por el cual se analiza es que el modelo chino

es el más conocido y el que primero contrato de tipo Híbrido que se introdujo con éxito en

el mundo petrolero.

4.3 El Contrato petrolero en el Mundo

Los modelos contractuales analizados tienen su origen en diferentes países, que se

consideran los pioneros de cada uno de ellos, por lo que se mostrará aquí cómo ha sido su

implementación y desarrollo en los tales países.

54

4.3.1 Tailandia

A partir de 1962, y luego de muchos años de mantener restricciones a la inversión foránea

en hidrocarburos y de no tener legislación alguna sobre el particular, el gobierno tailandés

abre su mercado petrolero a las compañías extranjeras otorgando la primera concesión en el

norte del país a Unocal Thailand Ltd. Luego de esto en el año de 1971 con la expedición de

la primea legislación petrolera, el país continúa con la adjudicación de bloques hasta el día

de hoy, bajo el Contrato de Concesión Moderna.

En lo que atañe a la legislación que regula la actividad ésta se divide en aquella que regula

las actividades petroleras y otra que se encarga de reglar todo lo referente a las

responsabilidades de las agencias estatales encargadas de establecer la política petrolera. El

principal propósito de esta normatividad es el de atraer e impulsar la inversión extranjera,

razón por la cual se estableció el sistema de concesión.

Inicialmente se estableció una regalía fija del 12.5% y un impuesto a la renta del 50%, pero

luego de la crisis petrolera de los años 70 y 80 se llegó en 1989 a unos nuevos términos que

fijaron una regalía escalonada basada en el nivel de producción del campo, como cambio

más importante a los términos del contrato, y otros cambios que condujeron a una mayor

flexibilidad en la ejecución de los contratos. Otra importante introducción es la de un

modelo de contrato con solamente 18 cláusulas que tienen la mayoría de sus espacios en

blanco, lo que permite un mayor margen de negociación.

En el año de 1978 se estableció la Autoridad Petrolera de Tailandia (PTT), que se encarga

de impulsar el desarrollo de la actividad petrolera en el país para llevar el máximo beneficio

a la economía local. A partir de ese año comenzó a actuar como compañía estatal petrolera,

pero que fue parcialmente privatizada en el año de 1993. Pero a pesar de la petrolera estatal

no es la PTT la encargada de suscribir los acuerdos de concesión, sino es el Departamento

de Recursos Minerales del Ministerio de Industria quien tiene esa función. Es esta unidad la

55

encargada de supervisar actividades de exploración y producción que desempeñan los

concesionarios.

En lo que respecta al contrato en sí mismo considerado, se encuentra el término de la

concesión que primero se encontraba en un total de 52 años, incluyendo extensiones, y que

hoy en día se encuentra en 39 años, incluidas las prórrogas. Las áreas concesibles varían

desde 1.000 km2. hasta 23.000 km2, aunque el promedio está en 3.000 km2. para las áreas

terrestres y 10.000km2 para los bloques offshore (costa afuera).

En este tipo de contratos se le conceden al país ciertas ventajas que consisten en becas,

ayudas y estímulos sociales. En años recientes dichas ventajas han sido aumentadas

incluyendo pago de bonos al momento de suscribir el contrato y otros anualmente, y el

derecho del gobierno a tener la primera opción para la compra del crudo y la preferencia

por bienes y servicios nacionales. Todo esto se ha presentado como una desventaja para las

compañías extranjeras al momento de negociar. En los últimos años también se ha reducido

la regalía, reducción de la participación del gobierno, y un marco político más flexible para

la realización de cambios. Todas estas disposiciones nuevas son la actual tendencia en

todos los tipos contractuales petroleros en el mundo.

Pero por otra parte, se establece la cláusula de exención tributaria, donde se exime al

concesionario de pagar toda clase de impuestos locales o nacionales, excepto por el cánon

por el área concedida, las regalías, el impuesto al ingreso petrolero y un beneficio

remuneratorio especial., que se paga cuando la producción alcanza un nivel determinado.

También se pacta una cláusula de estabilidad donde el gobierno tailandés se compromete a

no nacionalizar las propiedades del concesionario y a proteger su derecho de operación.

Este modelo de contrato ha ofrecido un adecuado nivel de incentivos para los

inversionistas, que se han visto sido atraídos por las beneficiosas condiciones, lo que los ha

hecho llevar sus recursos a Tailandia. Otro punto de resaltar, es el poco cambio que han

56

tenido las condiciones del contrato en los últimos 30 años, lo que ha producido una estrecha

relación entre el gobierno y las compañías petroleras extranjeras.

Este es el tipo de contrato que prefieren las compañías y es a su vez el más usado por los

países productores en todo el mundo por lo que es el que, según D. A. Suleiman “satisface

la mayor parte de las demandas” de los países en desarrollo. (Como es citado en Gao, 1994)

4.3.2 Indonesia

Luego de tener una larga época de concesiones en la que las empresas extranjeras se vieron

altamente beneficiadas, en el año de 1960, éstas fueron prohibidas y los concesionarios

pasaron a ser contratistas del gobierno, en lo que se denominó el contrato de trabajo. En

este tipo de contrato el recurso dejaba de ser propiedad de las compañías, por lo que no se

les exigía el pago de regalías pero se les permitía dividir las ganancias con el gobierno. Lo

que en realidad se tenía era una concesión disfrazada. Este contrato de trabajo sirvió como

transición al nacimiento del contrato de Distribución de la Producción.

Este contrato surge en la década de los 60 y luego en 1971 con la creación de la empresa

petrolera estatal, Pertamina, se establece que ésta deberá relacionarse contractualmente con

las compañías extranjeras bajo la modalidad del contrato de distribución de la producción.

Este modelo fue introducido por primera vez en un país en vías de desarrollo en Indonesia,

donde se estableció para equilibrar las consideraciones económicas y políticas, las primeras

que buscan atraer capital e inversión extranjera y las segundas que buscan mantener los

derechos y la soberanía estatal sobre los recursos naturales.

En lo que tiene que ver con los aspectos financieros y fiscales, los términos del contrato de

Indonesia aparecen en el contexto internacional como uno de los más desfavorables para las

petroleras, especialmente la tasa interna de retorno. Pero esos términos desfavorables se

ven compensados con una gran prospectividad, una estabilidad política y económica y la

eficiencia de la empresa estatal.

57

Debe mencionarse que el contrato ha sufrido varios cambios y se han diseñado formas

alternativas, como resultado de negociaciones con las petroleras internacionales. Estos

cambios tienen que ver principalmente con el aumento de incentivos para áreas de difícil

acceso y baja prospectividad.

Por otra parte, hay que decir que el CDP no hace distinción entre áreas onshore u offshore

(costa adentro o costa afuera), algunos de los incentivos introducidos en los últimos años

sólo aplican para los contratos firmados después de dicha introducción y tales cambios han

debilitado el concepto de distribución de la producción, por lo que ese proceso de

distribución se ha complicado en su ejecución práctica.

El mayor problema que se presenta con este contrato tiene que ver con la cláusula de

manejo o control de las operaciones, pues teóricamente quien tiene ese poder y la

responsabilidad es la compañía estatal, pero en la práctica es la empresa extranjera quien

está encargada de la operación, hecho que genera una apariencia de control estatal pero que

en la realidad no es así.

Para finalizar debe mencionarse el hecho de que el CDP, a pesar de sus fallas, es un

valioso aporte de Indonesia a la industria petrolera mundial, pues se ha extendido por una

importante cantidad de países productores y es un modelo ampliamente aceptado tanto por

los estados como por las compañías petroleras.

4.3.3 Brasil

Es en este país suramericano donde el contrato de Riesgo de Servicio fue donde tuvo su

implementación y desarrollo a partir de los años 60. El principal objetivo de este contrato,

como se señaló en el capituló donde se analizó, es el de otorgar al gobierno el mayor

control posible sobre los desarrollos petrolíferos. No es coincidencia que el desarrollo del

CRS se diera paralelamente al del CDP, lo que refleja esta situación es la falta de

58

conformidad de los países en desarrollo con el sistema de concesiones que regía hasta ese

momento en la mayor parte del mundo. El primer CRS con sus características bien

definidas se firmó en el año de 1976, cuando se abrió la exploración de áreas offshore, es

decir es un contrato de desarrollo muy reciente.

Brasil es un gran productor petrolero siendo el segundo en importancia en Centro y Sur

América con 1.5 millones de barriles diarios de crudo producidos en el año 2003 (British

Petroleum [BP], 2004, Oil Production- Barrels), pero a pesar de esto su industria petrolera

empezó a crecer solamente a partir del año de 1953 con la creación de Petróleo Brasileiro

S.A. (Petrobrás S.A.), compañía estatal petrolera encargada del monopolio del crudo. Pero a

pesar de ser un gran productor, sigue teniendo un déficit porque le ha sido bastante difícil

cubrir con su producción el nivel del consumo interno, motivo por el cual este país es

importador de petróleo. Por ejemplo en el año 2003 tuvo un déficit de aproximadamente

300.000 barriles diarios de petróleo (BP, 2004).

Los sistemas utilizados en Brasil pueden resumirse de la siguiente manera la época de las

Concesiones se da desde 1864 hasta 1938, en los cuales se les dio a los concesionarios el

completo y exclusivo derecho de explorar en amplias áreas. Influido el país por un fuerte

nacionalismo, especialmente en el tema de los hidrocarburos, se detuvo la inversión

extranjera hacia el año de 1938. Desde ese año se enfatizó en la política de un monopolio

estatal sobre el recurso, sin permitir la participación del capital extranjero, hasta 1975

cuado se inició el periodo del Contrato de Riesgo de Servicio.

Las razones para hacerlo pueden parecer evidentes hoy en día: el aislamiento no le

permitiría a Brasil ni a Petrobrás, con sus recursos, alcanzar el nivel adecuado de

producción y descubrimiento de reservas, se dio una crisis de disminución de la producción

y aumento del consumo interno y la crisis de los precios de los años 70 produjo que Brasil

tuviera que pagar enormes sumas de dinero por importar petróleo. El resultado de esa

apertura, fue la realización de 8 rondas de negociación entre 1976 y 1988 y la firma de 243

contratos con 35 compañías. A parir de ese último año resurgió de nuevo el debate de si

59

debe o no permitirse la inversión extranjera en el sector petrolero, debido a la prohibición

constitucional de los CRS.

Esta discusión estuvo vigente hasta el año de 1997 cuando el Congreso Nacional expidió la

Ley N° 9.478 en la cual se escinde de Petrobrás la tarea de administrar el recurso,

dándole ésta a la Agencia Nacional de Petróleo, creada en esa misma ley, y además

establece que el contrato para la explotación de hidrocarburos debe hacerse a través

de CONCESIÓN. (Ley 9.478 de 1997, 2004) Nótese que la citada Ley 9.478 hace

exactamente lo que se hizo en Colombia pero 6 años antes. Brevemente, esto es dejar a la

empresa estatal petrolera como una empresa más dentro del mercado y crear una agencia

gubernamental que se encargara de la administración del recurso y volver al sistema de

Concesión.

Así pues, que Brasil luego de muchos años, primero de un total aislamiento y luego de una

época de celoso manejo estatal del recurso, decide liberalizar radicalmente los términos de

su contrato para regresar al sistema de concesión, como bien se anotó, con el propósito de

atraer la inversión extranjera y aumentar la producción y las reservas.

4.3.4 China

Se mencionó anteriormente, en el capítulo sobre el contrato Híbrido la China es su

precursor, pero que por razón de sus especiales características debía hacerse un análisis

detallado sobre el mismo en el apartado que nos ocupa. Es de anotar que es connatural a

este contrato que no se puedan establecer parámetros generales sobre él, por lo que basta

repetir que es un contrato híbrido, una mezcla de diversas cláusulas de otros tipos de

acuerdos, entre ellos el CDP y el CRS como fuentes principales.

Para el año de 2003, China contó con un consumo de 5.9 millones b/d (el doble de todo

África) y que representa el 7.6% del total mundial y tuvo una producción de 3.3

millones b/d que significan el 4.6% del total de todo el mundo (BP, 2004). Dadas estas

60

cifras no es necesario reiterar que China es uno de los países más importantes en

materia petrolera, tanto en consumo como en producción.

Respecto del contrato híbrido debe decirse que es el año de 1978 en el que se inicia con este

modelo primero para las áreas offshore y luego en 1985 con las áreas onshore, terminando

así con un periodo de independencia y aislamiento de las compañías extranjeras, donde se

pudo lograr el autoabastecimiento y tener excedentes exportables, pero se llegó a una

saturación de la capacidad técnica. (Gao, 1994)

Debe hacerse referencia al hecho de que solamente hasta el año de 1982 se expidió por

primera vez en China una legislación sobre la actividad petrolera. Tal regulación se

concentró en tres principios: la protección de la soberanía nacional sobre los recursos

petrolíferos y mantenimiento del control sobre sus desarrollos; atraer la inversión extranjera

en las actividades de exploración; y, en la obtención de tecnología y equipos de última

generación y experiencia en las prácticas de la industria a través de la cooperación con las

compañías extranjeras. Pero en estos cuerpos normativos no se hace referencia alguna a los

contratos o al modelo a usar por las compañías petroleras estatales (en China hay dos

empresas petroleras gubernamentales una para las áreas onshore y otra para las áreas

offshore), lo que no las obliga, legalmente, a utilizar estrictamente el modelo, motivo por el

cual tienen amplia libertad para negociar ciertos puntos en algunos casos especiales.

La mayor parte de las cláusulas del contrato no están sujetas a negociación y solamente tres

de ellas están abiertas a tal posibilidad: el programa de trabajo, el factor X que determina el

porcentaje de la producción que la compañía recibe como utilidad, y otras contribuciones.

Al contrato se le han introducido algunos cambios entre los que se encuentran: mayor venta

de información geológica a las empresas extranjeras; flexibilidad en los esquemas de

devolución de áreas, reducción de las regalías, exenciones tributarias, transferencia de la

obligación de perforación, reducción del término de recuperación de costos, desregulación

de las preferencias por bienes y servicios locales y transferencia de tecnología y salarios

61

más bajos para el personal chino empleado por los contratistas extranjeros, entre otros. Lo

que se busca con estos cambios es reducir el riesgo al cual se someten los inversionistas

extranjeros, lo que hace más atractivo invertir en el país.

Todo contrato requiere que la empresa extranjera pague una suma de dinero representado

en un bono, por la firma del mismo. Dicho pago puede hacerse por cuotas o instalamentos,

atendiendo a la necesidad de flexibilizar los términos contractuales.

En lo tocante a la propiedad del recurso debe subrayarse el carácter socialista de la

economía china, así pues que es fácil determinar que los recursos naturales pertenecen al

estado, de tal forma que dicho principio se recalca en todos y cada uno de los contratos

híbridos.

Las empresas estatales chinas tienen, en nombre del estado, el derecho exclusivo a explorar

para desarrollar y producir petróleo en todo el territorio del país, incluyendo las áreas

marinas y submarinas, mientras que el contratista extranjero acepta proveer el dinero, la

tecnología apropiada y la experiencia para cooperar con las empresas estatales para las

operaciones de explotación y puede recuperar su inversión y gastos recibiendo una

remuneración con el petróleo producido. Los contratistas extranjeros, de ninguna manera

serán propietarios, bajo ningún título, del de los recursos petroleros.

El contrato se divide en tres periodos: exploración desarrollo y producción. En el primero

existen dos o tres fases dependiendo de la extensión del área contratada. Este periodo puede

ser de 7 u 8 años. Siete para áreas onshore y ocho para offshore.

El periodo de desarrollo empieza con la aprobación del programa de desarrollo. Varía de un

contrato a otro y puede durar entre 8 y 12 años.

62

El periodo de producción dura 15 años desde el inicio de lo que se denomina producción

comercial y, en algunos casos, puede ser extendida con autorización de la respectiva

autoridad.

En cuanto a la devolución de áreas, existe la obligación de que el contratista lo haga cada

vez que se finaliza un periodo de exploración, bajo un programa preestablecido.

La cláusula sobre la inversión y programa exploratorio mínimos el CH es bastante detallado

en cuanto este punto representa los verdaderos riesgos con los que tiene que correr el

contratista.

En cuanto al manejo de las operaciones se da una figura propia de este contrato, ya que la

relación entre la empresa estatal y el contratista debe desarrollarse “cooperativamente”, tal

y como se señala en el texto del contrato que en este punto toma la forma de un Joint

Venture, bajo el cual los costos de exploración deben ser sufragados totalmente por el

contratista, y si el descubrimiento no es comercial no tiene derecho a reembolso alguno. Si

el descubrimiento es declarado comercial la compañía estatal tiene el derecho de participar

en los costos y utilidades en un 51%, aunque la estatal petrolera tiene la opción de

participar con un porcentaje inferior o de abstenerse de hacerlo.

En lo atinente a las obligaciones del contratista, en el CH se establecen, entre otras, las

siguientes:

- Aplicar tecnología de avanzada y todas sus habilidades gerenciales en el desarrollo

del contrato;

- Preparar el programa de trabajo y el presupuesto;

- Establecer programas de seguridad;

- Informar todos los aspectos de su trabajo a la junta encargada del manejo del

contrato; y

- Proveer a la empresa estatal toda la información relativa a la operación.

63

En tanto la empresa estatal se obliga a:

- Asistir al contratista en abrir cuentas en el Banco de China;

- Expedir las formas sobre cambios internacionales;

- Obtener las instalaciones necesarias para las labores administrativas;

- Hacer los trámites aduaneros;

- Obtener las visas para los empleados extranjeros;

- Obtener los permisos para la exportación de información para ser analizada;

- Emplear personal chino; y

- Asistir al contratista en otros asuntos.

Otro interesante elemento del CH, es la introducción del Factor X, fórmula matemática por

la cual se determina el porcentaje para repartir el crudo o las ganancias, según unos rangos

de producción.

Otro punto que debe tenerse en cuenta es el de regalías, establecidas en el modelo

contractual, pero sin ninguna norma que las sustentara. Así, la regalía que debe ser pagada

ha ido evolucionando desde una regalía única hasta llegar a un modelo de regalía

escalonada determinada por el nivel de producción del área contratada, incluida una

exención del pago de la misma para campos con un bajo nivel de producción.

Distintos temas introdujo este contrato, entre los cuales contamos las cláusulas de

preferencia para contratar personal chino, entrenamient6o y transferencia de tecnología y

propiedad sobre los datos obtenidos en la operación, que por su especificad no serán

analizados aquí.

4.3.5 Otros países

El contrato de concesión se utilizó ampliamente en el pasado por la mayoría de los países al

inicio de sus operaciones petroleras al final del Siglo XIX y comienzos del XX, pero esto

64

fue cambiando al correr de los años, cuando los países empezaron a desarrollar nuevos

modelos contractuales más benéficos para sus intereses. Por eso, hoy en día la concesión la

utilizan aquellos países donde las condiciones para los inversionistas no son tan favorables

por diversas circunstancias, en especial la baja prospectividad, por lo que su “apuesta” es

bien remunerada. Hoy en día este contrato es utilizado en países tan diversos como

Tailandia, Brasil y adelantándome a la explicación pertinente, Colombia.

Por su parte, el contrato de Distribución de la Producción se ha utilizado en diversos países

entre los que se encuentran:

Angola, Albania, Bangladesh, Benín, Birmania, China, Chile, Costa De Marfil, Cuba,

Egipto, El Salvador, Filipinas, Guinea Ecuatorial, Etiopía, Gabón, Ghana, Guatemala,

Guyana, Honduras, Indonesia, Israel, Kenia, Liberia, Libia, Malasia, Marruecos,

Mozambique Nepal, Nigeria, Omán, Perú, Qatar, Rumania, Rusia, Siria, Sri Lanka, Sudán,

Surinam, Tanzania, Togo, Trinidad y Tobago, Túnez, Vietnam, Venezuela Y Yemen. Así

es que no es un modelo contractual de poca importancia sino por el contrario tanto países

miembros como no miembros de la OPEP (OPEC), lo han usado o lo siguen haciendo, con

resultados favorables tanto para ellos, como para las compañías.

En tanto que el contrato de Riesgo de Servicio lo han utilizado diversos países, pero no

tantos como la Concesión o el CDP, pero es en América Latina donde ha tenido mayor

difusión, gracias a que fue en Brasil donde se inició con este modelo contractual. Así los

países donde lo podemos encontrar son:

Argentina, Bolivia, Brasil (hasta 1988), Chile, Colombia (hasta el año 2003), Ecuador,

Guatemala, México, Uruguay, Panamá, Perú y Venezuela. También en Irán, Irak, Arabia

Saudita y Vietnam.

Cabe anotar que en la lista están países que también han utilizado el CDP y/o la Concesión,

por lo que puede decirse que muchos países han atravesado por etapas de transición,

65

experimentando con los diversos modelos contractuales, especialmente aquellos que tienen

un gran potencial de reservas, como es el caso de Venezuela. En Colombia este tipo de

contrato es el que se conoce por el nombre de Contrato de Asociación.

4.4 Actual Contrato Colombiano

4.4.1 Generalidades

El modelo contractual colombiano se cambió luego de 30 años de vigencia del llamado

contrato de asociación, que se estableció en el Decreto 2310 de 1974 cuando se prohibió la

concesión en materia petrolera. Ese cambio, que incluye la derogatoria del mencionado

Decreto, hace parte de la nueva política que en materia de hidrocarburos ha venido

implementando el gobierno nacional y obedece a la paulatina y sostenida disminución tanto

de las reservas como de la producción de petróleo en los últimos años. No es nueva la

necesidad de atraer inversionistas extranjeros para el sector de petróleos. Esta necesidad ya

ha sido planteada desde varios años atrás tal y como lo expresó el Dr. Luis Carlos

Valenzuela, Ministro de Minas y Energía, el 27 de Agosto de 1998 en un debate llevado a

cabo en la Comisión Quinta de la Cámara de Representantes:

“Aquí muchas veces nos miramos como si fuéramos únicos y la decisión de las

multinacionales de invertir está relacionada con condiciones más favorables, las

cuales no necesariamente tienen que ser condiciones en términos de disparar

retorno. Un retorno relativamente bajo – y esto sí que es importante – en

condiciones de trabajo adecuadas en cualquier negocio, no sólo petrolero, es

aceptable. El retorno exigido en condiciones políticas y ambientales adversas va a

ser mayor”. (Colmenares, 2000, p. 54)

Así pues que, en el año de 1999 se anunciaba la “Nueva Política Petrolera” (Ecopetrol,

1999) con la cual el Gobierno Nacional buscaba “mejorar el rango de competitividad

internacional y atraer la esquiva inversión privada de riesgo para el desarrollo futuro del

66

sector de petróleos” (Ecopetrol, p. 6, 1999) Ajustes que incluyeron la modificación de los

términos del contrato de asociación, del régimen de regalías y estímulos tributarios.

Ahora bien, el Gobierno Nacional a través del decreto 1760 de 2003 estableció que la

Agencia Nacional de Hidrocarburos tendrá como función “administrar integralmente las

reservas de hidrocarburos propiedad de la Nación” (Decreto 1760 de 2003) y la de

“diseñar, promover , negociar, hacer seguimiento y administrar los nuevos contratos de

exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación, en los términos del

artículo 76 de la Ley 80 de 1993 y las normas que la sustituyan, modifiquen o adicionen.”

(Decreto 1760 de 2003)

De esta manera, creada la Agencia empieza ésta con la tarea de diseñar los nuevos términos

del contrato y hacia finales del año 2003 comienza a realizar presentaciones preliminares de

lo que se quería para tal fin. Así pues, en el marco del I Simposio Colombiano de

Contratación y Regulación Petrolera llevado a cabo en Cartagena de Indias en Noviembre

de 2003, la ANH, por intermedio de su director, Dr. José Armando Zamora expuso que el

nuevo contrato debía cumplir con ciertas condiciones: Debe ser un contrato sencillo y

flexible en el que el inversionista adquiera compromisos de trabajo, asuma los costos y los

riesgos y se encargue de la operación y de la producción; el Estado no debe realizar

inversión alguna, debe ser un recaudador de la regalía y los impuestos, debe hacer

seguimiento de la ejecución del contrato y debe tener una mínima participación en la

producción, para efectos de sostenimiento de la Agencia. Todos estos cambios, en relación

con el modelo de Asociación, están encaminados a mejorar ligeramente la rentabilidad,

disminuyendo el “government take” o la remuneración que recibe el Estado, mejorando

también la prospectividad.

Así, luego de un proceso que tomó mas o menos 7 meses, el día 26 de Mayo de 2004 la

Agencia aprobó el modelo de Contrato de exploración y explotación de hidrocarburos, que

fue expedido a través del Acuerdo Nº 01 de 2004. A pesar del largo proceso de

concertación entre la ANH, las compañías, las firmas de asesoría legal en materia petrolera

67

y la academia para la adopción de un modelo definitivo, en entrevista personal con la

Directora Jurídica de la Agencia Dra. Clara Stella Ramos el día 27 de Julio de 2004, ésta

manifestó que algunas cláusulas del contrato iban a ser modificadas por cuanto que en los

procesos de negociación se hallaron, algunas inconsistencias menores. Así pues que al

momento de escribir estas líneas puede decirse que el contrato no se encuentra

completamente consolidado, aunque está perfectamente definida su estructura básica.

El modelo aprobado tiene una extensión de 38 cláusulas, donde se establecen numerosas

definiciones, entre ellas las de área contratada y duración del contrato, entre las más

relevantes. Así pues, que la principal fuente bibliográfica para la realización de este

capítulo es el texto mismo del contrato de exploración y explotación de hidrocarburos, cuya

versión definitiva fue aprobada por la ANH el día 26 de septiembre de 2004 y que se

encuentra publicado en su sitio de Internet.

4.4.2 Características Especiales

4.4.2.1 Tipo de Contrato

Este punto suele ser el más polémico, en cuanto que siempre habrá contradictores y

defensores de la modalidad de contrato escogido, como ya ha sucedido con la concesión

tradicional y la asociación con sus diferentes modificaciones.

Este contrato puede decirse, de manera llana y simple, es un Contrato de Concesión por la

siguiente razón: en la cláusula 2 (Objeto) se establece que se otorga exclusivamente al

contratista “el derecho de explotar los hidrocarburos de propiedad del Estado que se

descubran dentro del área contratada. EL CONTRATISTA tendrá derecho a la parte de la

producción de los hidrocarburos provenientes del área contratada que le correspondan, de

acuerdo con la cláusula 14 de este contrato” (Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH),

p. 5, 2004). Cláusula que a su vez establece que, los hidrocarburos producidos serán

68

llevados a un punto de entrega, donde se medirán para determinar el nivel de regalías

dispuesto por la ley. El volumen de petróleo restante de dicho cálculo le corresponderá al

contratista, quien será completamente libre para disponer de ellos. (ANH, 2004). Por otra

parte, la ANH en la presentación que hace del contrato de fecha Junio de 2004, disponible

en su página de Internet www.anh.gov.co, indica en la diapositiva N° 7 que el tipo de

contrato del nuevo modelo corresponde al Contrato de Regalías e Impuestos o R/T por sus

siglas en inglés. Recuérdese cuando se habló anteriormente en el capítulo del Contrato de

Concesión Moderna, que en éste contrato R/T el gobierno solamente se encarga de cobrar

una regalía y los impuestos, sin realizar inversión alguna.

Los únicos derechos adicionales a la regalía y a los impuestos son un cánon o derecho por

uso del subsuelo y un derecho por precios altos, puntos éstos que serán tratados en el

capítulo correspondiente a la remuneración del gobierno y que refuerzan la tesis de la

concesión por ser una de sus características especificas.

4.4.2.2 Duración y programas de trabajo

La duración el nuevo contrato del nuevo contrato está establecida para un total de treinta

(30) años que se dividen en seis (6) años de exploración y veinticuatro (24) de explotación,

cada uno de los cuales pueden ser prorrogados como se verá a continuación. (Cláusulas

1.26 y 1.27 Contrato de Exploración y Explotación ANH, Versión Septiembre 6 de 2004).

Periodo de Exploración

El periodo de exploración tendrá una duración de seis (6) años a partir de la fecha en que se

firma el contrato. El periodo de exploración se divide en fases, cuyo número y duración en

meses son discutidos y negociados libremente por las partes. En caso de que se necesite

prorrogar la fase en curso esto se podrá hacer, previa comunicación escrita del contratista a

la ANH, hasta la terminación de la perforación de los pozos exploratorios y/o la adquisición

del programa sísmico y dos meses más, siempre y cuando se cumplan tres condiciones, a

saber:

69

http://www.anh.gov.co/

- Que dichas operaciones de exploración sean parte del programa exploratorio

mínimo y se hayan iniciado por lo menos con un mes de anticipación a la fecha de

terminación de la respectiva fase;

- Que dichas operaciones se hayan ejecutado de manera ininterrumpida,

- Que se estime que el tiempo faltante para terminar tales operaciones es insuficiente.

(ANH, 2004)

Por otra parte, el contratista tiene el derecho a renunciar al contrato durante dicho período,

si ha cumplido en la ejecución del programa exploratorio mínimo de la fase en curso en que

se encuentre y las otras obligaciones que le correspondan. (ANH, 2004)

Si al vencimiento del periodo de exploración no hay un área de evaluación, un área de

explotación o un descubrimiento el contrato terminará y el contratista deberá devolver la

totalidad del área contratada a la ANH, demostrando que ha cumplido con las obligaciones

de abandono. El abandono significa el taponamiento y abandono de pozos, el

desmantelamiento de construcciones, limpieza y restauración ambiental.

Periodo de Explotación

El periodo de explotación durará veinticuatro (24) años a partir de que la ANH reciba del

contratista la declaración de comercialidad del campo. Tal declaración es una

comunicación escrita que realiza el contratista dirigida a la ANH, mediante la cual declara

que el Descubrimiento que ha hecho en el área contratada es un campo comercial. Campo

comercial se define como la porción del área contratada en cuyo subsuelo existen uno o

más yacimientos descubiertos y que el contratista ha decidido explotar. (ANH, 2004)

El periodo de explotación puede ser prorrogado por la ANH, a elección del contratista, si se

cumplen tres condiciones:

- Que el contratista formule solicitud por escrito con antelación no mayor a cuatro (4)

años ni inferior a un (1) año antes del vencimiento del periodo de explotación.

70

- Que en la fecha de la solicitud el área tenga una producción regular de

hidrocarburos.

- Que el contratista demuestre que durante los cuatro (4) años calendario anteriores a

la fecha de la solicitud ha perforado por lo menos un pozo cada año y/o que ha

tenido activo un proyecto de mantenimiento de presión o de recuperación

secundaria, terciaria o mejorada. (ANH, 2004)

Esta última exigencia puede no estar completamente satisfecha, y el contratista debe

justificarlo. Si la ANH considera válida la justificación puede otorgar la prórroga que se

formalizará mediante la suscripción de un otrosí al contrato. (ANH, 2004)

El contratista puede dar por terminado el contrato, durante cualquier momento del periodo

de explotación con la exigencia única de hacerlo por escrito informando tal decisión a la

ANH, con una antelación mayor a tres meses y sin perjuicio de cumplir las demás

obligaciones emanadas del contrato. (ANH, 2004)

Al terminar el contrato, por cualquier causa, el contratista deberá dejar la producción de los

pozos en buen estado, así como las instalaciones, construcciones y propiedades inmuebles

que pasaran gratuitamente a la ANH. Respecto de los bienes muebles, si dicha terminación

se produce antes de cumplirse los primeros 18 años del período de explotación, el

contratista tendrá que ofrecérselos en venta a la ANH por su valor en libros. Si en tres

meses la Agencia no acepta, el contratista podrá disponer libremente de ellos. Si la

terminación se da luego de los primeros 18 años, tales bienes pasarán gratuitamente a la

ANH.

La Agencia determinará cuales de los pozos, que al momento de terminar los derechos y

obligaciones, se encuentren en producción, deberán ser abandonados y cuales continuarán

en producción. En este mismo evento, el contratista deberá ceder a la ANH, o a quien ella

indique, la licencia ambiental y los recursos necesarios para atender las obligaciones de

abandono. Esta cláusula no implica sustitución patronal entre el contratista y la ANH.

71

4.4.2.3 Operaciones

Para poder hablar de las operaciones del contrato, primero debe hacerse mención al

Programa Exploratorio Mínimo (en adelante el PEM), establecido en la quinta cláusula del

modelo de contrato.

El PEM se predica respecto de cada una de las fases de exploración. Éste se establece de

manera consensuada entre la Agencia y el contratista y se plasma en el Anexo B del

contrato.

Para que la obligación se cumpla por parte del contratista, este debe perforar pozos

exploratorios para nuevos campos, aquellos denominados A-3, o pozos exploratorios que

formen parte de un programa de evaluación. En otros casos el pozo propuesto por el

contratista deberá ser previamente aprobado por la ANH.

El contratista tendrá que presentar a la ANH, un programa de trabajos de exploración para

cada una de las fases, al inicio de las mismas con una antelación mayor a 8 días calendario

al inicio de la respectiva fase. Para la primera fase el programa debe entregarse a más tardar

en los 30 días calendario siguientes contados desde la firma del contrato.

En cuanto a las modificaciones del PEM el modelo de contrato plantea dos supuestos, a

saber:

- Durante la fase en curso, el contratista puede sustituir la adquisición y

procesamiento de un programa sísmico, por uno de tecnología más avanzada o por

la perforación de uno o más pozos exploratorios, siempre y cuando el esfuerzo

financiero sea equivalente o superior al inicialmente presupuestado para esa fase.

Para tal efecto, debe mediar un aviso previo por parte del contratista a la ANH.

- Para la siguiente fase, si luego de perforar un pozo que resulte seco el contratista

determina que las perspectivas del área no justifican la perforación de un pozo

72

exploratorio para la siguiente fase, éste podrá sustituir dicha perforación por la

adquisición y procesamiento de un programa sísmico, siempre y cuando el esfuerzo

financiero sea igual o superior al presupuestado. En este caso también debe mediar

comunicación escrita del contratista a la ANH.

El contrato establece que el contratista también podrá realizar exploraciones adicionales al

PEM, sin que por tal razón se modifique el plazo originalmente pactado de la fase en curso

o de fases posteriores. El contratista deberá informar previamente y por escrito a la ANH,

cuáles operaciones va a realizar. Si tales operaciones corresponden a operaciones definidas

en el PEM de la fase siguiente la Agencia acreditará dichas operaciones al cumplimiento

de las obligaciones de la fase siguiente.

Durante la exploración pueden presentarse diversos problemas de tipo técnico que impidan

la continuación de las perforaciones, por lo que el contratista deberá solicitar a la ANH dar

por cumplida la obligación de perforación, presentando un informe técnico donde describa

detalladamente la situación y los esfuerzos desplegados para superar los inconvenientes. Si

la ANH acepta que el contratista de por terminadas las obligaciones de perforación, aquél

deberá abandonarlo o completarlo hasta la profundidad alcanzada, y la obligación de

perforación de dicho pozo se entenderá cumplida.

Otro punto que debe examinarse es el Programa Exploratorio Posterior, en adelante PEP,

establecido en la sexta cláusula del contrato.

Si finaliza el período de exploración y existe, aunque sea, un área de evaluación o un área

de explotación, el contratista podrá retener el cincuenta por ciento (50%) del área

contratada para adelantar allí, pero fuera de las áreas de explotación y/o evaluación, un

programa de exploración posterior, para lo cual se aplicará el siguiente procedimiento:

Antes de la terminación de la última fase del período de exploración el contratista dará

aviso por escrito a la ANH de su intención de adelantar un PEP. El aviso debe describir las

operaciones que constituyen dicho programa, dividiéndolo en dos fases de dos años cada

73

una. Cada fase debe contener como mínimo las obligaciones contenidas en la última fase

del Programa Exploratorio Mínimo. Una vez las obligaciones de la primera fase del PEP

son cumplidas, el contratista tiene la posibilidad de no continuar la segunda fase, motivo

por el cual deberá devolver las áreas retenidas o si desea continuar, solo tendrá que

devolver el 50% de ellas, excluyendo, por supuesto, las áreas de evaluación y explotación

existentes. Una vez finalizado el PEP, el área contratada se reducirá a las áreas de

evaluación y explotación existentes.

En lo pertinente al Descubrimiento y la Evaluación establecida en la séptima cláusula se

anota lo siguiente:

En cuanto al descubrimiento: En cualquier momento dentro de los cuatro (4) meses

siguientes a la finalización de la perforación de cualquier pozo exploratorio, el contratista

deberá dar aviso a la ANH si se ha producido un descubrimiento, acompañado por un

informe técnico donde se describan los resultados de las pruebas realizadas.

Si el contratista considera que el descubrimiento tiene potencial comercial, presentará y

ejecutará un programa de evaluación de dicho descubrimiento.

4.4.3 Términos Económicos

Los términos económicos son, sin temor a decirlo, la parte más relevante de cualquier

contrato y no solamente del petrolero. Es aquí donde se establece cuánto dinero o

compensación va a recibir cada una de las partes del mismo. En el caso de los contratos

petroleros, existe lo que se denomina el “state” o “government take”, que es la parte que

recibe el gobierno como contraprestación por permitir la exploración y la explotación de los

hidrocarburos subyacentes en su territorio. En sentido contrario, se encuentra la

remuneración al contratista, que consiste en aquello que éste gana u obtiene como utilidad

por extraer el petróleo o gas, según se trate. Determinado el tipo de contrato, se sabe con

cierto grado de certeza, cuál va a ser la remuneración recibida por cada una de las partes y

74

viceversa, es decir, si se sabe cómo y cuánto es que reciben las partes sabemos de qué clase

de contrato se está hablando. En este caso, se examinará la remuneración tanto del gobierno

como del contratista, para reafirmar al final, lo que se dijo anteriormente: EL NUEVO

MODELO DE CONTRATO PETROLERO COLOMBIANO ES LO QUE ENTRE LOS

ACADÉMICOS SE CONOCE COMO UN CONTRATO DE CONCESION MODERNA.

4.4.3.1 Remuneración al Gobierno

La remuneración al Gobierno, en este caso representado por la Agencia Nacional de

Hidrocarburos, se encuentra establecida en el contrato en tres cláusulas: la número doce

(12), la catorce (14) y la dieciséis (16).

Para efectos del presente trabajo, el análisis se efectuará, en primer lugar, sobre la cláusula

16 que se refiere a los Derechos Económicos Contractuales de la ANH, aunque las tres

mencionadas cláusulas deben mirarse de manera articulada para entender la remuneración

al gobierno. Allí, se establecen cuatro tipos de derechos:

A) Derechos por uso del subsuelo, lo que puede decirse que constituye un cánon.

Básicamente esta obligación consiste en que el contratista deberá pagar a la

ANH una suma de dinero, en dólares de los Estados Unidos de América, que se

determina por medio de una tabla o con una fórmula, según se trate de área de

exploración o de área de explotación.

B) El Derecho Por Precios Altos, que consiste en que alcanzado un nivel

determinado de producción acumulada del campo, y el precio del Crudo

marcador WTI (“West Texas Intermediate”) supere un precio base determinado,

el contratista deberá pagar a la ANH una suma de dinero, en dólares de los

EE.UU, y que se establece por medio de una fórmula que está indicada en ésta

misma cláusula. La suma resultante deberá pagarse por mes calendario vencido,

dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a cada vencimiento.

Resumiendo, el contratista le pagará más dinero a la ANH si la producción del

campo y el precio internacional del crudo superan un nivel determinado.

75

C) Los hidrocarburos líquidos extraídos y que se utilicen para realizar pruebas de

producción, también causarán derechos a favor de la ANH, siempre y cuando

haya precios altos.

D) Por último se contempla la participación de la producción de la ANH

durante la prórroga del período de explotación. Durante este período el

contratista reconocerá a la ANH, a título de participación en la producción, una

suma equivalente al diez por ciento (10%) del valor de la producción en el punto

de entrega.

En cuanto a la cláusula doce (12), allí se establecen las regalías que debe pagar el

contratista a la ANH. El recaudo puede hacerse tanto en dinero como en especie, según lo

acuerden las partes. Por mandato constitucional, el monto de la regalía será el establecido

por la ley, que en la actualidad la materia se encuentra regulada por la Ley 756 de 2002,

que establece un sistema de regalías escalonadas, dependiendo del nivel de producción. A

un mayor nivel de producción más regalías le corresponden al Estado colombiano.

El recaudo se hace cuando el contratista pone en el punto de entrega a disposición de la

ANH, el porcentaje establecido por la ley. Cuando ese recaudo se haga en especie, las

partes acordarán todo lo pertinente a la entrega y almacenamiento de los hidrocarburos. Si

la Agencia lo considera pertinente, puede autorizar al contratista para que venda la porción

de la producción que le corresponde como regalía, y éste deberá entregarle el dinero

proveniente de tales ventas y la ANH le reconocerá un margen de comercialización y los

costos directos. Cuando el recaudo se haga en especie, el contratista deberá entregar a la

Agencia los montos correspondientes en los plazos señalados por la autoridad competente.

La cláusula catorce (14), regula lo pertinente a la disponibilidad de la producción. En

primer lugar, trata sobre la determinación de los volúmenes de producción donde se

establece que los hidrocarburos serán llevados por el contratista al punto de entrega, donde

serán medidos según un procedimiento especial determinado en la cláusula 13 del contrato.

76

Hecha tal medición, se determina el volumen que constituyen regalías y LOS

HIDROCARBUROS RESTANTES CORRESPONDEN AL CONTRATISTA.

Por último aparece la cláusula treinta y cuatro (34) en la que se establece que el contratista

se someterá a la legislación tributaria colombiana. Es decir, el Inversionista será sujeto

pasivo de las relaciones jurídicas tributarias que establezcan las normas pertinentes bien sea

en el orden nacional, departamental y/o local.

4.4.3.2 Remuneración del Inversionista

Teniendo en cuenta las cláusulas analizadas en el punto anterior, y en especial la número

catorce (14), podemos determinar la remuneración que le corresponde al Contratista como

contraprestación a su esfuerzo por explorar y producir hidrocarburos.

En la cláusula catorce (14) también se establece que el contratista a partir del punto de

entrega, tendrá libertad de vender en el país o de exportar los hidrocarburos que le

correspondan, o de disponer de los mismos en cualquier forma.

En conclusión de este punto de las remuneraciones, el contratista deberá pagar regalías,

derechos por uso del suelo, derechos por precios altos e impuestos, pero en el caso del

contrato petrolero el rubro más importante para el Estado lo conforman las regalías y los

impuestos. Es decir, en este nuevo Contrato el Gobierno es un simple recaudador de

regalías e impuestos, sin efectuar ninguna inversión, tal y como se establece en la segunda

cláusula del contrato donde se menciona que LAS ACTIVIDADES Y OPERACIONES

OBJETO DEL CONTRATO CORRERÁN A EXCLUSIVO COSTO Y RIESGO DEL

CONTRATISTA.

77

4.4.4 Comparación con el Contrato de Asociación

A partir de la expedición del Decreto 2310 de 1974 se estableció la prohibición de realizar

contratos petroleros a través de la modalidad de la concesión. Así pues, se introdujo el

sistema de asociación que venía rigiendo con distintas modificaciones sustanciales según

las cambiantes circunstancias políticas, económicas y de la actividad petrolera, hasta la

expedición del Decreto 1760 de 2003 que derogó el precitado decreto 2310 de 1974.

El contrato de asociación colombiano puede enmarcarse en lo que se conoce como una

alianza estratégica o “Joint Venture” o el que en éste estudio se denominó Contrato de

Riesgo de Servicio o CRS., y se define como aquél contrato en el cual la empresa estatal

petrolera, en este caso Ecopetrol, pasa a ser socio de una compañía o consorcio de

compañías petroleras para explorar y desarrollar yacimientos de hidrocarburos, y distribuir

la producción después del pago de regalías. En general, la compañía asociada asumía el

100% del riesgo exploratorio y los costos de exploración, y Ecopetrol entraba a compartir

costos pasados y futuros una vez el descubrimiento es declarado comercial.

Como se mencionó, el Contrato de Asociación sufrió 4 modificaciones desde su

incorporación en 1974 hasta el año 2003. Veamos las etapas de evolución del contrato:

desde 1974 hasta 1989 el contrato se mantuvo igual, con una regalía del 20% , una duración

de 28 años, la obligación exploratoria era negociada y una participación del 50% entre

Ecopetrol y el socio, por lo que Ecopetrol reembolsaba el 50% de los costos de exploración

y el mismo porcentaje para los costos de desarrollo.

Luego, en 1989, con el decreto 2782, se introdujo el denominado contrato de distribución

de la producción en el cual, la participación del socio era del 50% al iniciar la producción,

pero ese porcentaje disminuía al aumentar la producción acumulada del campo, hasta llegar

a un mínimo de 30% para campos de más de 150 Mb. En este contrato se reembolsaban el

50% de los costos de exploración, pero el reembolso de los costos de desarrollo dependía

de la participación de Ecopetrol en la producción.

78

En el año de 1994 se le introdujo el Factor “R” al contrato de asociación, en el cual el

esfuerzo financiero del asociado es total. El factor R es una cifra encontrada a través de una

fórmula, establecida en el contrato, que tiene en cuenta el nivel de rentabilidad de la

producción del campo. Si a partir de una producción de 60 millones de barriles, el

resultado de aplicar la fórmula da como resultado una cifra entre 0 y 1 la participación del

socio será del 50%, si ese resultado es entre 1.01 y 2 la participación será del 50%/(R-0.5),

y si es mayor a 2 la participación del socio será del 25%. Se reembolsarán el 50% (en

términos constantes) de los costos de exploración y los costos de desarrollo serán

desembolsados según la participación en la producción. La aplicación del factor R se hará

por cada contrato.

A partir de 1999 se introdujo la tercera modificación, esta vez sobre el Factor “R”

cambiando las cifras y los porcentajes, así: para un Factor R entre 0 y 1.5 la participación

del socio será del 70%, para cifras entre 1.5 y 2.5 la participación será del 70%/ (R – 0.5) y

para cifras mayores al 2.5 la participación será del 35%. De los costos de exploración se

reembolsará el 30% (en términos constantes), los costos de desarrollo según la

participación de Ecopetrol en la producción y la aplicación del campo se hará por campo y

no por contrato como se hacía en la anterior versión.

La última modificación sustancial se da en el 2003 con la expedición del decreto 1760, que

debido a la expectativa que este trajo consigo por el traslado de la función de realizar la

contratación de Ecopetrol a la ANH, se introdujo la cláusula de Favorabilidad que es un

“mecanismo para igualar las condiciones económicas” que permite a las empresas

asociadas de ECOPETROL S.A. contratar con la ANH en zonas del mismo tipo donde

tengan áreas contratadas, siempre y cuando las condiciones económicas de los nuevos

contratos sean mejores que las de los que se encuentren actualmente en ejecución. (ARCE,

p 5)

79

5. Conclusiones

En la actualidad del mundo petrolero los países productores cumplen diferentes papeles,

que van desde simple recaudador de un impuesto y una regalía hasta partícipe de la

producción, pasando por el control directo de la operación. Analizado el nuevo modelo

contractual petrolero colombiano, se concluye que éste es un contrato que comparte la

mayoría de sus características, con el modelo de contrato de concesión moderna, así pues,

desde la adopción del nuevo modelo contractual por la ANH, el gobierno colombiano es un

simple recaudador de impuestos encontrándose en el primer grupo antes mencionado.

Unos años después de la expedición del Decreto-ley 2310 de 1974, en el que se prohibió la

concesión petrolera, y cuando se observó que Ecopetrol no podía ni pagar sus

participaciones dentro de los contratos de asociación aún exitosos, ni allegar recursos para

la exploración directa, en Colombia se dio la discusión si debería o no volverse a aceptar la

Concesión (obviamente modernizada) como modelo contractual válido y hasta antes de la

adopción del nuevo modelo, muy antes, como se constata cuando se recuerda que un

artículo del periódico Portafolio dos meses antes de la reforma destacó como no habría

cambio alguno en la forma contractual, parecía que las voces en contra de la concesión iban

ganando el partido, manteniendo el sistema de asociaciones (con variaciones que en la

práctica diaria del resultado económico de la operación del contrato y de la forma como

esta asignaba la participación de la renta petrolera, más parecía una concesión), con la carga

de que de todas maneras Ecopetrol debería proceder a pagar sus participaciones, pero de lo

que nadie se dio cuenta fue que en el transcurso de unos pocos meses el país volvió a la

concesión petrolera de la manera más silenciosa posible. Las discusiones de ese momento

giraban en torno a la posible privatización de Ecopetrol luego de su escisión y se dejó de

lado el análisis del nuevo modelo de contrato que es lo que en realidad debe importar para

los intereses nacionales: es o no es conveniente para el país.

80

Tanto la adopción del nuevo contrato, que no dudo en afirmar que se trata de una concesión

modernizada no obstante su falta de denominación precisa tal como se ha demostrado a lo

largo de este trabajo, como la creación de la ANH, corresponden: primero, a las tendencias

mundiales de las formas contractuales de la industria petrolera que cada día son más

competitivas y segundo, a la actual situación petrolera de Colombia: disminución paulatina

de las reservas y de la producción. Básicamente lo que hizo el Gobierno Nacional, fue

hacer más atractivas para los inversionistas las condiciones que ofrece Colombia frente a

otros países productores de petróleo y ante los cuales nos encontrábamos rezagados.

Ahora bien, lo que está por verse, que no es la materia directa de este trabajo pero que no

puede ser eludido por el mismo, por lo menos en esta etapa, es la bondad del sistema de

contratación que el país escogió y que por ahora ha recibido numerosos elogios teóricos

casi incluso unánimes por parte de la escasa doctrina nacional y de los académicos así

como de las compañías multinacionales. Se supone que el modelo escogido es el más

favorable para las actuales condiciones petroleras del país: disminución paulatina de la

producción, de las reservas y por tanto de las exportaciones.

Ese respaldo teórico parece empezar a concretarse en la práctica con la firma de más de

aproximadamente 25 contratos de RT – concesión modernizada, desde mi punto de vista y

al cual llegué después de todo el precedente análisis, en el curso de los muy pocos meses

que han trascurrido desde que el modelo finalmente se consolido hasta 25 de Septiembre

del año en curso, lo cual es indudablemente un récord y puede ser reclamado por la ANH y

por el gobierno nacional como un éxito.

Lo que habrá que ver es si ese modelo teórico contractual nos lleva a un mega

descubrimiento o por lo menos a una serie de descubrimientos medianamente aceptables, lo

que es su propósito, porque mas allá de lo legal, solamente la cruda lógica del mercado

valida la pertinencia de un modelo y de una política de la cual lo contractual es solo un

aspecto, es decir cuando el petróleo brota a la tierra.

81

Lista de Referencias

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http://www.minminas.gov.co/

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