Almanaque del Petróleo en ColombiaUn Prototipo Español

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Tabla de ContenidosMapa de la Infraestructura Petroliferos y Gasíferos........................................................5

Reseña HistóricaOrígenes y Evolución de la Industria Petrolera Colombiana...........................................7El Renacimiento Energético Después de los Años 2000....................................................8

Contexto General de la Industria EnergéticaReservas de Hidrocarburos de Colombia.........................................................................11Otras Industrias Extractivas.............................................................................................. 13

Marco NormativoInformación General Sobre la Normatividad en Colombia............................................15

Términos Generales sobre Petróleo y GasDefinición de las Reservas de Hidrocarburos..................................................................17Dependencia de los Ingresos Provenientes del Sector Extractivo.................................19Deficiencias en la Gestión del Sector Energético............................................................20El "Mix Energético"............................................................................................................ 23Características del Crudo.................................................................................................. 26Gas Natural......................................................................................................................... 28La Industria de Servicios Petroleros................................................................................30

Entidades del EstadoEl Ministerio Colombiano de Minas y Energía................................................................32La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)................................................................32Ecopetrol............................................................................................................................. 33

Participantes InternacionalesVisión General de las Entidades Privadas en Colombia..................................................38British Petroleum (BP)....................................................................................................... 38

Campos Petroliferos y GasíferosCampos Petroleros y Gasíferos en Colombia...................................................................43

Infraestructura ClaveVisión General de la Infraestructura................................................................................ 46Oleoducto de Alto Magdalena........................................................................................... 47Oleoducto Caño Limón....................................................................................................... 48Refinería de Barrancabermeja.......................................................................................... 49Refinería de Cartagena...................................................................................................... 50

Recursos sobre Transparencia‘La Maldición de los Recursos’.......................................................................................... 51El Estatuto de Recursos Naturales.................................................................................... 54Iniciativa de Transparencia en la Industria Extractiva (ITIE).......................................57Transparencia de los Contratos........................................................................................ 59Publiquen Lo Que Pagan (PLQP)....................................................................................... 61

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Reseña HistóricaOrígenes y Evolución de la Industria Petrolera Colombiana

OrígenesEl año 1905 marcó el comienzo de las primeras actividades de la industria petrolera colombiana, con la firma de las concesiones ‘Barco’ y ‘De Mares’. Este comienzo se con-solidó con el descubrimiento y el desarrollo del gigantesco campo ‘Cira Infantas’, en 1918.

Según Juan Carlos Echeverry, la historia de la industria del petróleo y el gas en Colom-bia puede dividirse en tres períodos:1

1918-1969Durante este tiempo el estado fue el propietario de toda la riqueza del subsuelo colom-biano. La esperanza de descubrimientos considerables y las favorables condiciones contractuales, atrajo compañías internacionales como Exxon, Shell, Chevron y otras. Durante este período varios campos nuevos fueron descubiertos, con un total acumu-lado de 4.18 miles de millones de barriles de petróleo.

Ecopetrol, ahora parcialmente privatizada y entre las empresas petroleras más grandes de América del Sur, fue fundada en 1951, cuando la concesión ‘De Mares’ fue revertida al Estado colombiano.2

1970-1994Según Echeverry, este período se destacó por el nacionalismo y las condiciones con-tractuales desfavorables, donde la recaudación del estado fue incrementada en los acuerdos contractuales. Algunos descubrimientos significativos tomaron lugar, incluy-endo el descubrimiento de los campos gigantes en Chuchupa (1973), Caño Limón (1983), Cusiana (1988) y Cupiagua (1993). Durante este período, 5.169 millones de bar-riles de reservas de petróleo fueron descubiertos.

De acuerdo al Los Angeles Times, los grandes descubrimientos de BP británico y US Occi-dental en los años ochenta y noventa comenzaron a disminuir rápidamente, causando

1“ Oil in Colombia: history, regulation and macroeconomic impact ” Juan Carlos Echeverry, mayo 2008.2“ Colombia’s Ecopetrol: A Legacy of Principles” AAPG Explorer, consultado 19 enero 2012.

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inquietudes de que el país perdería incluso su propia autosuficiencia. 3

1995 en AdelanteColombia era un importante exportador de petróleo durante la década de los noventa, atrayendo inversión de compañías petroleras internacionales como BP, ExxonMobil y Occidental Petroleum,4 y en 1999 el país estableció un récord de exportación de 398.275 barriles por día (bpd) de petróleo y productos refinados. Este record no fue al -canzado otra vez hasta 2010..5

Sin embargo, a partir de 1993 en adelante, el número y tamaño de los descubrimientos de nuevos campos se redujo. El descubrimiento más importante en este período fue el campo ‘[Campos Petroleros y Gasíferos en Colombia Guando’ de Petrobras en 2000, con reservas de alrededor de 100 millones de barriles de petróleo. Como resultado, la pro-ducción cayó de un pico de producción de más de 800.000 bpd en 1999, a casi 550.000 bpd en 2004.

Por otra parte, el deterioro en el ámbito de seguridad durante este período hace de Colombia un lugar muy peligroso en el cual operar, particularmente en el caso de las operaciones del sector de exploración y de producción, generalmente concentradas en regiones donde el Estado goza de un control limitado. Atentados a oleoductos y gaso-ductos, extorsión y secuestros fueron muy comunes.

El Renacimiento Energético Después de los Años 2000Según un informe de 2010 de la organización 'Council of the Americas', en la última década Colombia ha convertido su sector energético, el cual ha sufrido considerable-mente, en uno de los destinos más populares de América Latina para inversión en el sector de gas y petróleo; una transformación hecha posible gracias a la estabilidad política, económica y jurídica del país, y un sano equilibrio liderado por el gobierno entre las empresas privadas y los entes públicos.

El Entorno de SeguridadSegún un reportaje de la BBC, un factor importante en el resurgimiento de la industria petrolera en Colombia desde 2003, es la gran mejora en el ámbito de seguridad nacion-al en el país tras el ascenso de Álvaro Uribe Vélez al poder en 2002.6

En parte como resultado de la puesta en marcha del programa anti-drogas y anti-guer-

3“ Colombia is a rising oil exporter to U.S” LA Times, 7 abril 2011.4“ Colombia's Energy Renaissance” Council of the Americas, 12 mayo 2010.5“ Colombia the Rising Star of the Oil Industry in South America” Mercopress, 12 mayo 2010.6“ Profile: Alvaro Uribe Velez” BBC, consultado 19 enero 2012.

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rillas financiado por los Estado Unidos, ‘Plan Colombia’, el ejército colombiano pudo recuperar el control de la mayoría del territorio nacional. Según el ex ministro de Mi-nas y Energía Carlos Rodado, la frecuencia de los ataques de las guerrillas izquierdistas a las torres de energía declinó de aproximadamente 500 a principios de los años noventa, a cerca de 30 en 2011. Rodado afirmó que los ataques a oleoductos también disminuyeron de 270 en 2001, a “unas cuantas docenas por año”.7

Reforma NormativaLa Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) fue creada en 2003, asumiendo inmedi-atamente el papel regulador anteriormente realizado por la empresa estatal Ecopetrol.

Con la introducción del nuevo marco institucional, Ecopetrol fue forzado a competir con empresas privadas por las licencias de exploración y producción, y en noviembre de 2007 Ecopetrol ofreció parte de sus acciones en la Bolsa de Valores de Colombia. A partir de 2003 y en adelante, las compañías petroleras privadas pudieron acceder al 100% de la propiedad de los campos con menos de 60 millones de barriles de reservas.

Este modelo institucional siguió el ejemplo de la empresa brasileña Petrobras, una empresa que anteriormente fue propiedad del estado y la cual fue parcialmente privat-izada con el fin de mejorar la transparencia y la competencia en el proceso de li-citación. Brasil sometió Petrobras a la disciplina del mercado circulando el 40% de sus acciones en 2010. En 2007, Ecopetrol puso a la venta hasta un 20% de sus acciones.8

Según un informe de la organización Council of the Americas, el nuevo modelo com-petitivo y la nueva eficiencia de Ecopetrol fueron un ‘rotundo éxito’. El número de contratos de exploración otorgados dobló entre 2004 y 2009.

La Industria Petrolera bajo el Presidente SantosComo resultado de la continua alza de los precios de energía y materias primas desde el comienzo de la administración de Santos en agosto de 2010, muchos inversionistas extranjeros han querido invertir en Colombia. La inversión extranjera directa incre-mentó un 56% en 2011 hasta alcanzar $14.8 mil millones, el 82% de la cual fue en los sectores del petróleo y de la minería. 9

La nueva administración bajo Santos inició una serie de reformas fiscales con relación al sector extractivo. Estas incluyen la restructuración de ingresos por regalías, con planes de transferir el 20% de los ingresos por regalías de las autoridades locales al gobierno central,10 y la creación de un fondo soberano en la misma línea que los creados exitosamente en Noruega y Chile. Se dice que el objetivo es mantener el gasto público y crear ‘equilibrio fiscal’ para el año 2014.11

7“ Colombia is a rising oil exporter to U.S.” LA Times, 7 abril 2011.8“ Share gusher”. Economist, 30 August 2007.9“ Colombia’s turnaround: from bullets into drill bits”. Globe and Mail, 19 enero 2012.10“ Colombia economy: Seeking fiscal sustainability - Latin America”. Economist, 14 octubre 2010.11“ Colombia: going Dutch?”. Control Risks, noviembre 2010.

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En octubre de 2011, el nuevo ministro de Minas y Energía Mauricio Cárdenas se opuso al aumento de las tasas de regalías para las empresas petroleras y mineras, indicando que sería el momento inoportuno para el sector y que el debate debería ser aplazado hasta una fecha posterior.12

A partir de 2011, las empresas petroleras pagaron regalías en relación a sus niveles de producción. En el sector del carbón, las empresas pagaron entre el 5% y el 10%, de-pendiendo de su producción, y en el sector de los minerales las compañías pagaron el 12% por ferroníquel o el 4% por oro y plata. El nuevo proyecto de ley propuso aument-ar las regalías del petróleo a un límite máximo del 25% y entre un 8% y 20% para el car-bón y otros minerales.13

12“ Colombian mining minister opposes bill to raise royalties”. NTN24, 12 octubre 2011.13“ Colombia refuses to increase oil royalties”. Reuters, 12 octubre 2011.

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Contexto General de la Industria EnergéticaReservas de Hidrocarburos de Colombia

Visión GeneralEl sector energético colombiano es bastante joven y ha tenido un periodo de crecimi-ento rápido en los últimos años. El área total que está siendo explorada ha incre-mentado ocho veces desde el año 2003, de 12,5 millones de hectáreas a más de 100 mil-lones de hectáreas en 2011.14

PetróleoReservasSegún el Reporte Estadístico BP de 2011, al final de 2010 Colombia contaba con 1,9 bil-lones de barriles (bbl) de reservas probadas, lo que constituye un aumento de un 39,1% del total del año anterior, y casi alcanzando el nivel de 1990 cuando el país tenía 2 bbl de reservas probadas. Las reservas colombianas representaron un 0,1% de las reservas mundiales.15

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) considera que las reservas podrían aumentar hasta 4 billones de barriles para el año 2020.16

Niveles de ProducciónEntre 2007 y 2009 los niveles de producción de petróleo en Colombia crecieron un 42,8% hasta alcanzar 801,000 barriles por día (bpd) en 2010.

Según Joydeep Mukherji de 'Standard and Poor’s', Colombia probablemente alcanzaría su objetivo de 1,5 millones de barriles por día para el año 2015. El gobierno estableció una meta de 920.000 bpd para el año 2011, sin embargo la producción alcanzó casi 930.000 bpd en julio 2011. Mukherji expuso en su análisis que los aumentos en las re-servas de gas y petróleo desde el año 2007 pueden ser atribuidos a una mayor inver-sión en los campos ya existentes no a nuevos descubrimientos importantes.17

14" Ecopetrol, Colombia’s Quiet Energy Giant" Investor Place, 21 enero 2012.15" BP Statistical Review of World Energy June 2011" BP, junio 2011.16" Colombia Predicts a Bright Upstream Future, as Oil Production Rises" Petroleum Economist, 4 enero 2010.17" What is the Outlook for Colombia's Oil Sector?" Inter-American Dialogue, 1 agosto 2011.

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GasReservasSegún el Reporte Estadístico BP de 2011, las reservas probadas de gas natural en Colombia al final de 2010 representaron 0,1 trillones de litros cúbicos, una estimación que ha permanecido generalmente estable desde 1980.

La mayoría de las reservas colombianas de gas natural se encuentran en la Cuenca de los Llanos, sin embargo la cuenta de La Guajira representó la mayoría de la producción en 2011. Las estadísticas de la producción de gas natural han incrementado a la vez que las cifras de la producción de petróleo gracias a una mayor inversión en los cam -pos existentes, un consumo nacional en auge y nuevas oportunidades de exportación.18

Niveles de ProducciónEn 2010 Colombia produjo sólo un billón de pies cúbicos de gas natural por día, con un 70% del consumo siendo local y el resto exportado a Venezuela.

No obstante, considerando los pronósticos de crecimientos de las reservas, Zamora, el ex director de la ANH, afirmó que ‘Sólo es una cuestión de tiempo hasta que tengamos suficiente confianza para desarrollar una nueva etapa en nuestra industria del gas, la cuales abrirnos a las exportaciones’, explicando que podrían haber una o más plantas de gas natural licuado (GNL) construidas en Colombia.

Según la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en Inglés) una gran parte de la producción de gas natural en el país se ve reinyectada para facilitar una mejor extracción de petróleo.

Hidrocarburos No ConvencionalesA principios de 2012 poca exploración en gas de esquisto y crudo pesado se estaba ll-evando a cabo Colombia. Sin embargo, se esperaba que las rondas de concesión de licencias que se llevarían a cabo en 2012 pusieran en marcha la inversión en hidrocar-

18" Colombia" IEA, consultado el 1 febrero 2011.

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buros no convencionales en el país, donde los hidrocarburos no convencionales rep-resentaran el 30% de las áreas ofrecidas.19

La Agencia Internacional de Energía en los Estados Unidos calcula que Colombia tiene 4 trillones de pies cúbicos de gas de esquisto en sus reservas probadas y 19 trillones de pies cúbicos de reservas técnicamente recuperables.20 La ANH de Colombia afirma que el país puede convertirse en una parte integral en la revolución del gas no convencion-al.

Estimaciones han sugerido que las reservas colombianas del Metano de Yacimiento Carbonífero (CBM, por su sigla en inglés) son entre 84 y 480 billones de metros cúbicos. Hay potencial de reservas en las cuencas de Bogotá, Cauca, Catatumbo, Llanos, Medio Magdalena y en el Rio Cauca, y en octubre 2004 la minera de carbón Drummond anun-ció que iba a empezar perforación en busca de CBM en sus propiedades colombianas.

Otras Industrias ExtractivasAparte del petróleo y el gas, la industria extractiva colombiana produce los siguientes minerales:

CarbónColombia es la principal fuente de importaciones de carbón de los EE. UU. La mayoría de los yacimientos carboníferos de Colombia se encuentran en la Península de la Guajira en el norte del país y en el Piedemonte Andino. La combustión del carbón es bastante limpia, debido al contenido bajo de azufre (menos del uno por ciento).

La producción de carbón en Colombia, trabajo exclusivo de empresas privadas, casi dobló entre el año 2000 y 2009, y el gobierno colombiano aspira doblar la producción otra vez para el año 2019.21

El ministro de Minas y Energía de Colombia, Mauricio Cárdenas, afirmó en diciembre de 2011 que Colombia estaba produciendo carbón a una rata anual de 75 millones de toneladas por año, cifra que deberá alcanzar 100 millones de toneladas para 2015. Casi la totalidad de la producción se exporta y el país se encuentra entre los cinco o seis mayores exportadores de carbón del mundo. Según Cárdenas, ‘ha sido una cuestión de mejorar la seguridad y tener un gobierno que favorece el comercio. Ese ha sido el secreto’.22

Metano de Yacimiento CarboníferoEl metano de yacimiento carbonífero (CBM, por sus siglas en inglés) es un hidrocar-

19" Open Round Colombia 2012"Deloitte, consultado 22 enero 2012.20" Colombia Readies Unconventional Push" Petroleum Economist, 1 febrero 2012.21“ Colombia Country Profile” EIA, consultado 22 enero 2012.22“ As Colombia ramps up oil exports, it has 'growing pains'” LA Times, 25 noviembre 2011.

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buro gaseoso que existe junto con las reservas carboníferos. Según la compañía minera Drummond, las minas colombianas podrían contener hasta 2.2 trillones de pies cúbicos (tpc) de CBM, y el CBM posee el potencial de incrementar masivamente las reservas probadas de gas natural.

OroLa producción de oro en Colombia subió más del 30% durante 2011 debido a los altos precios del mineral, atrayendo no solo a las empresas multinacionales, sino también a los grupos guerrilleros y paramilitares que utilizan el recurso para financiar el con-flicto actual, según el New York Times.23

En 2010 había más de 40 compañías internacionales haciendo exploraciones de oro en Colombia y el gobierno espera producir aproximadamente 3 millones de onzas de oro en 2012, valoradas alrededor de quinientos millones de dólares en el mercado de acuerdo a los precios de principios de 2012 (En comparación con 1.57 millones de onzas en 2009 y sólo 501.500 onzas en 2006).24

Piedras PreciosasHistóricamente Colombia ha sido reconocida como un productor importante y el may-or exportador de esmeraldas del mundo.25

Según el Servicio Geológico de los Estados Unidos, entre 1995 y 2005 el país produjo 47% de las esmeraldas del mundo. A partir de 2010, Colombia se mantuvo como el principal productor de la piedra más grande, aunque pudo haber sido sobrepasado por Zambia en términos de producción global. Informes del año 2010 sugieren que el país estaba experimentando un significativo aumento en sus exportaciones debido a la demanda de esmeraldas por parte del mercado de la India.26

NíquelDe acuerdo a las estimaciones del gobierno, en 2011 Colombia poseía seis depósitos de níquel, con reservas medidas de 37.8 millones de toneladas y 46.48 millones de tonela-das de reservas indicadas. El gobierno aspira a incrementar la producción de níquel hasta 105.000 toneladas para el año 2019.27

Otros RecursosColombia también produce: platino, mineral de hierro, plomo, acero, plata y zinc.

23“ In Colombia, New Gold Rush Fuels Old Conflict” New York Times, 3 marzo 2011.24“ Colombia Jan-May gold output up 33 pct-official” Reuters, 3 marzo 2011.25“ The Mineral Industry of Colombia” US Geological Survey, 2003.26“ Colombian emerald exports to rebound on India demand” Colombia Reports, 26 August 2010.27“ Colombia Cerro Matoso sees 2011 nickel output down” Reuters, 5 agosto 2010.

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Marco NormativoInformación General Sobre la Normatividad en Colombia

Procedimientos para la Distribución de los IngresosContratos Actuales de la ANHCuando la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) se consolidó en 2003, adquirió la labor reguladora, anteriormente responsabilidad de la empresa estatal Ecopetrol. Al mismo tiempo, nuevos contratos fueron adoptados con nuevos procedimientos para la recaudación de regalías e impuestos de las empresas petroleras.28

A raíz de los cambios hechos en el modelo regulador por el Presidente Uribe, los pagos de regalías se redujeron de un 20% fijo e inflexible a una escala móvil entre el 8% y el 25%, dependiendo de los niveles de producción. Asimismo, el porcentaje de ingresos que recibió el estado por concepto de regalías e impuestos se redujo de 70% al 50-55%.29 Además, desde el año 2003, ha sido posible para las empresas privadas con op-eraciones en Colombia, disfrutar de una participación del 100% de las operaciones pet-roleras.30

Los nuevos contratos también constan de un descuento para el crudo pesado (para crudos con una gravedad API menor a 15°) y un descuento para el gas.31

Tras haber superado con éxito la licitación y haber sido adjudicado el bloque, los con-tratos de la ANH consisten de tres fases distintas:

1. La fase de exploración inicial (seis años para hacer el descubrimiento, con la posibilidad de una extensión de dos años).

2. La fase de evaluación (dos años para evaluar si la empresa quiere desarrollar el campo más allá).

3. La fase comercial (se otorgan 24 años para desarrollar el depósito antes de que el proyecto sea abandonado).

28“ Historia” Agencia Nacional de Hidrocarburos, consultado 22 enero 2012.29“ Colombia's Energy Renaissance” Council of the Americas, diciembre 2010.30“ Violent Protests Threaten Colombia's Oil Boom” Time, 24 setiembre 2011.31“ Initiating on South American E&Ps” Tudor, Pickering, Holt and Co., enero 2011.

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Tipos de Contratos del Pasado

1970-1999

A lo largo de la historia de la producción de petróleo en Colombia, ha habido varias en-miendas a los términos fiscales para las compañías petroleras. Bajo los términos de los contratos negociados entre 1970 y 1989, los inversionistas extranjeros eran respons-ables de toda la fase de exploración. Si un descubrimiento era considerado comercial-mente rentable, la empresa estatal Ecopetrol entraba con una participación del 50%, y una tasa de regalía fija del 20% era pagada a la empresa privada en la producción. Bajo tales condiciones contractuales, se le permitía a las empresas privadas recuperar un 50% de sus costos de exploración antes de otorgar a Ecopetrol su porción del ‘petróleo rentable’ ('profit oil' en inglés).

En 1990, una revisión a los términos contractuales dispuso que una vez la producción pasara de 60 millones de bpd, la participación de Ecopetrol crecería por encima del 50%. En 1994, se acordó otra enmienda que cambió las condiciones de la participación de Ecopetrol.

Contratos de 1999

Esta enmienda representó una combinación de los acuerdos contractuales del pasado otorgando a Ecopetrol una participación del 30% hasta alcanzar un límite de produc-ción cumulativa, después de lo cual la participación de Ecopetrol podría aumentar hasta el 65%. Aunque estos contratos han sido substituidos por nuevos contratos de la ANH, todavía están en vigencia en algunos bloques de desarrollo en Colombia.

Rondas de Concesión de LicenciasDe acuerdo con el banco Tudor, Pickering and Holt, históricamente la asignación de tierras petroleras y de gas en Colombia se logró mediante la adquisición de bloques ‘por orden de llegada’. Sin embargo, con el crecimiento de la competencia por los acres colombianos, la nueva ANH organizó una serie de rondas de licitación a partir de 2007 en adelante.

Las rondas principales que se llevaron a cabo antes de 2011 fueron la Ronda Caribe 2007, la Mini-ronda 2007, La Ronda Colombia 2008, la Mini-ronda 2008 y la Ronda Abierta Colombia 2010.

Los criterios empleados para la adjudicación de bloques consideran el valor de la oferta del operador y su habilidad para cumplir con sus compromisos.

A principios de 2012, se esperaba que una ronda más tuviera lugar en noviembre o di-ciembre de 2012.32

32“ Colombian Bid Round 2012” First Energy, enero 2011.

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Términos Generales sobre Petróleo y GasDefinición de las Reservas de Hidrocarburos

Visión GeneralSe han usado distintos sistemas para clasificar las reservas de petróleo y de gas desde el desarrollo inicial de la industria en el siglo XIX. Sin embargo, las definiciones más usadas provienen del Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos de la Sociedad de In-genieros de Petróleo de los EEUU (SPE por su sigla en inglés).33

Los cálculos de reservas tienen una gran influencia en la valoración para las empresas de exploración y producción. Todas las reservas son cálculos de yacimientos subter-ráneos que no pueden ser examinados físicamente y que siempre involucran un grado de incertidumbre. Sin embargo, tales sistemas son importantes debido a que crean un ‘lenguaje universal’ de términos y definiciones claras dando lugar a estimaciones de reservas fidedignas y fácilmente comparables para inversionistas, autoridades, regu-ladoras, gobiernos y consumidores.34 Sin embargo, cabe anotar que en los distintos países del mundo, las agencias gubernamentales y las organizaciones usan definiciones ligeramente diferentes.

Según el Vicepresidente de la consultora de petróleo Ryder Scott, existe una tendencia hacia la contratación de auditorías externas para la estimación de las reservas. Con un énfasis creciente en la responsabilidad corporativa en los informes financieros, afirma que hoy en día las empresas petroleras y gasíferas cuentan con ingenieros independi-entes para evaluar o hacer la auditoría de las reservas petrolíferas.35

Reservas Según las Directrices de la SPE, las ‘reservas’ son una subcategoría de los ‘recursos nat-urales’ de un país, que representa aquella parte de los recursos que es comercialmente recuperable y ha sido justificada por el desarrollo. Se puede dividir las reservas en 3 categorías que dependen de la certeza de recuperarlas.

33" Petroleum Reserves & Resources Definitions" Society of Petroleum Engineers, consultado 18 enero 2012.34" SPE Petroleum Resources Management System Guide for Non-Technical Users" Society of Petroleum Engineers, consultado 18 enero 2012.35" The Reserves Audit" Ryder Scott, consultado 18 enero 2012.

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Reservas Probadas La categoría más valiosa de las reservas es la de ‘las reservas probadas’. Las reservas proba-das pueden ser estimadas con una ‘certeza razonable’ de ser recuperadas, lo que significa un alto nivel de confianza que las cantidades serán recuperadas. Para ser seguras, hay que tratar todos los aspectos comerciales de las reservas. Son las cuestiones técnicas las que separan las categorías probadas de las no probadas.

Se emplea frecuentemente el término 1P para describir las reservas probadas. BP pub-lica un Reporte Estadístico anual que detalla las reservas probadas de 50 países pro-ductores.36

Reservas Probables y Posibles Las reservas ‘probables’ y ‘posibles’ son reservas de menor categoría, que a menudo se combinan para formar la categoría ‘reservas no probadas’, y cuentan con niveles de cer -teza técnica decrecientes. Las reservas probables son reservas que tienen una menor cer-teza de ser recuperadas que las ‘reservas probadas’ pero una mayor probabilidad de ser re-cuperadas que las ‘reservas posibles’. Las reservas posibles son aquellas reservas cuya recu-peración es menos factible que las reservas probables según datos de geológico y de ingeni-ería.

El término 2P se emplea para denotar la suma de reservas probadas y probables, y el 3P para las reservas probadas, probables y posibles. Generalmente la suma de reservas probadas y probables 2P es considerada la mejor estimación de recuperación result-ante de operaciones comprometidas.

Recursos‘Recursos’ denota una menor certeza que ‘reservas’ puesto que ciertas barreras comer-ciales y técnicas deben ser superadas antes de que exista seguridad alguna en la sub-siguiente extracción de los volúmenes.

Recursos ContingentesEstos son recursos estimados como potencialmente recuperables pero que actualmente no se consideran lo suficientemente maduros para lograr un desarrollo comercial debido a trabas tecnológicas o comerciales. Para que los recursos contingentes avancen a la cat-egoría de ‘reservas’ es necesario que las condiciones clave, o contingencias, que impidieron su desarrollo comercial sean aclaradas y eliminadas. Por ejemplo, todos los permisos inter-nos y externos necesarios tienen que ser otorgados a la compañía o estar a punto de ser otorgados, incluyendo los permisos gubernamentales y ambientales. Además debe existir evidencia concreta por parte de la administración de la compañía de su firme voluntad de iniciar el desarrollo comercial en un período de tiempo razonable (normalmente 5 años, aunque podría ser mas largo).

36" BP Statistical Review 2009, Society of Petroleum Engineers, 2009.

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Recursos Prospectivos Los recursos prospectivos son los volúmenes estimados asociados a las cantidades no des -cubiertas. Estos recursos representan aquellas cantidades de petróleo que se estiman, a partir de una fecha determinada, potencialmente recuperables de los yacimientos de pet-róleo o gas identificados a través de evidencia indirecta, pero que aún no han sido perfora-dos. Este grupo representa un mayor riesgo que los recursos contingentes ya que el riesgo de su descubrimiento es también agregado. Para que los recursos prospectivos sean clasi-ficados como ‘recursos contingentes’, los hidrocarburos deben ser descubiertos, los yacimi-entos evaluados más a fondo y debe prepararse una estimación de las cantidades que ser-ían recuperables mediante la aplicación de proyectos adecuados de desarrollo.

Enlaces Externos SPE Non-Technical Guide (en): www.spe.org/industry/docs/PRMS_guide_non_tech.pdf

Dependencia de los Ingresos Provenientes del Sector Extractivo

Visión GeneralExisten dos medidas de dependencia de ingresos provenientes del petróleo, como se muestra en la figura de abajo. La primera es la relación entre ingresos provenientes del petróleo e ingresos fiscales, o el ingreso total del gobierno. La segunda es la proporción entre los ingresos provenientes del petróleo y el total de las exportaciones. El Fondo Monetario Internacional (FMI) calculó que entre los productores del Golfo, Los Emir-atos Árabes Unidos demuestran la menor dependencia del petróleo, con el petróleo siendo responsable por un poco más de la mitad de los ingresos del estado, y un poco menos de la mitad de las exportaciones.37

En comparación, Qatar demostró una proporción del 70% de ingresos estatales, y el 80% del total de sus exportaciones. El FMI identificó al menos 30 países donde los in-gresos del petróleo y del gas representaban al menos un 25% de los ingresos del gobi -erno durante el período 2005-2008 y donde hubiera suficiente información para un análisis adecuado: Angola, Arabia Saudita, Argelia, Azerbaiyán, Bahréin, Bolivia, Brunei, Camerún, Chad, Congo, Ecuador, EAU, Gabón, Guinea Ecuatorial, Indonesia, Irán, Kazakstán, Kuwait, Libia, México, Nigeria, Noruega, Omán, Qatar, Rusia, Sudán, Timor-Leste, Trinidad y Tobago, Venezuela, Vietnam, y Yemen.38

37“ GCC Countries: From Oil Dependence to Diversification”. International Monetary Fund, 2003.38“ Fiscal Policy in Oil Producing Countries During the Recent Oil Price Cycle”. International Monetary Fund, febrero 2010.

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Cabe a notar que la dependencia de los ingresos provenientes del petróleo no tiene relación con la cantidad de petróleo producido o exportado. Yemen, que exportó unos 448.000 barriles por día en 2003, muestra un nivel más elevado de dependencia de los ingresos provenientes del petróleo que Arabia Saudita, que exportó aproximadamente 10,2 millones de barriles durante el mismo período, es decir 20 veces más.39

Deficiencias en la Gestión del Sector Energético

La Fase de PreproducciónLicencias para ExploraciónGeneralmente la producción de petróleo y de gas se desarrolla en dos etapas; la con-cesión de licencias para la exploración de regiones específicas es la etapa inicial y la segunda tiene lugar después del descubrimiento del petróleo o del gas, cuando se hacen planes exactos. Dada la dificultad de la predicción y las cantidades de dinero en juego, existe un gran potencial de corrupción en la concesión de licencias para la ex-ploración de ciertas regiones. Por ejemplo, en 1999 Nigeria otorgó una serie de licen-cias para la exploración off-shore a empresas que no tenían experiencia previa en la producción de petróleo.40 Mientras tanto en Libia, lucrativos contratos de exploración estuvieron en juego cuando en 2010 BP enfrentó una protesta sobre vínculos hechos por la prensa entre la compañía y la liberación del terrorista de Lockerbie, Ali Al-Megrahi, 41 quien fue liberado por el gobierno escocés por razones de “compasión”. BP negó todas acusaciones de cabildeo e vínculos entre prisioneros libios y contratos

39“ BP Statistical Review of World Energy June 2011”. BP, junio 2011.40“ Africa: Nigerian generals deny corruption”. BBC News, 10 mayo 1999.41“ Libyan controversy adds to BP's woes”. Washington Post, 16 julio 2010.

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comerciales.42

Permisos de ProducciónUna vez hechos los descubrimientos, el permiso de producción introduce nuevas pos-ibilidades de corrupción. En algunos casos, la empresa que hizo el descubrimiento ya ha acordado los términos para extraer el petróleo, pero sobre todo en países poscon-flicto, se puede obtener licencias sin el debido proceso. Un informe de 2004 sobre com-pañías con operaciones de extracción de minerales en Libia descubrió que sólo 45 de las 70 empresas poseían las licencias necesarias.43 En otros casos, los políticos de los países anfitriones pueden usar la amenaza de la renegociación o la revocación de los derechos de producción para extorsionar pagos ilegales de las empresas. Muchos eco-nomistas coinciden que la subasta representa la mejor manera de evitar corrupción y asimetría de información entre gobierno y empresa durante la etapa de la concesión de licencias para producción.44 No obstante, corrupción es posible incluso en el marco de un proceso de subasta, ya que una empresa y un funcionario del gobierno pueden operar en secreto para organizar las modificaciones y renegociaciones subsiguientes del contrato.

La Etapa de Producción Licencias de Importación, Cuotas, TarifasUna vez que una empresa está produciendo en el país, el gobierno anfitrión goza de varias herramientas con las cuales puede cambiar las condiciones de las empresas con operaciones en su país - que ya han hecho grandes inversiones y por esto cuentan con incentivos para continuar la producción incluso frente a los obstáculos inesperados. Esto se conoce entre los economistas como ‘el problema de la inconsistencia temporal’.45 Esta capacitad de extorsionar a la compañía, debido a su gran inversión, puede ser explotada por interés público – como cuando el gobierno de Abdul Karim Qassem alzó las tasas portuarias del Terminal de Petróleo de Basra un 1200% de la noche a la mañana como parte de la lucha contra la Iraq Petroleum Company en los años sesenta,46 o puede ser usada para el beneficio privado de funcionarios con influ-encia en el gobierno anfitrión.

Entre tales herramientas de bloqueo se encuentran las licencias para la importación del capital necesario para producir, (como aconteció en Angola), 47 las tasas de tránsito en las puertas y a través de los oleoductos/gasoductos, (como hizo la industria iraquí cuando tenían discusiones con su vecino Siria, y más recientemente entre Ucrania y

42“ A black cloud on the horizon for Anglo-American relations?”. The Economist, 21 julio 2010.43“ Corruption and the renegotiation of mining contracts”. U4, 30 noviembre 2007.44“ Managing the 'curse' of natural resources: charter offers guide for politicians”. The Guardian, 5 febrero 2009.45“ Dynamic Inconsistency”. Wikipedia, consultado 25 pctubre 2011.46“ Iraq: Post-World War II Through the 1970s”. US Library of Congress, consultado 25 octubre 2011.47“ Angola Trade Report”. US Trade Department, consultado 25 octubre 2011.

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Rusia),48 y cambios en los distintos impuestos corporativos u otros.

Contratos de Servicios de ApoyoLa industria petrolera, de acuerdo con la tendencia en la economía mundial en las últi-mas décadas, ha elegido subcontratar en muchas de sus operaciones. Esto significa que, incluso cuando una licencia de operación de alto nivel ha sido otorgada a una empresa, bajo el escrutinio público y a través de un proceso de subasta, dicha empresa posteriormente firmará contratos con otras compañías (que pueden tener un valor de cientos de millones de dólares), que desarrollarán varias actividades para cumplir con el contrato original con el gobierno anfitrión. Ya que estos contratos son entre dos empresas del sector privado, normalmente existen fuera del alcance de las agencias gubernamentales de auditoría o de integridad.49

Contabilidad de Recuperación de CostosUn gran número de empresas petroleras establecen disposiciones en sus contratos para recuperar la enorme inversión que han hecho en descubrir y producir petróleo y gas. Tradicionalmente esto está sobre una escala móvil que varía con el tiempo, medi-ante la cual la empresa inicialmente adjudica una gran proporción de los ingresos del petróleo para la recuperación de sus gastos, pero esta proporción disminuye gradual-mente con el tiempo.50 A menudo las grandes petroleras tienen métodos sofisticados de contabilidad y pueden - por ejemplo, encontrar maneras de aumentar sus gastos y disminuir ganancias en un país cuyos impuestos sean relativamente altos, transferir sus ganancias a otro país en donde los impuestos corporativos sean más bajos. En al -gunos casos, las multinacionales ejecutan transacciones complejas entre varias empre-sas filiales a través de distintos sistemas jurídicos nacionales. Esto se conoce como ‘Precios de Transferencia’, lo que puede resultar en costos por encima de los del mer -cado, los cuales las empresas luego pueden recuperar de los ingresos provenientes de la producción de petróleo.51

Todos estos contextos pueden ocurrir entre el gobierno anfitrión y la petrolera, como se vio en Indonesia en el período 2009-2010 acerca de la contabilidad de recuperación de costos.52

48“ Q&A: Russia-Ukraine gas row”. BBC News, consultado 25 octubre 2011.49“ The oil service industry: Rigging the market”. The Economist, 23 junio 2011.50“ Glossary of Terms Used in Petroleum Reserves/Resources Definitions ”. Society of Petroleum Engineers, consultado 25 octubre 2011.51“ Cost Recovery And High Oil Price: How Can Host Governments Capture Adequate Revenue? A Case Study Of Nigeria”. CEPLMP, 4 junio 2009.52“ Indonesia to drop cost recovery cap”. Upstream Online, 5 enero 2010.

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El "Mix Energético"

Visión GeneralEl ‘mix energético’ se refiere a la distribución del consumo por fuente de energía de una región a otra del país. Cada país utiliza la energía de manera diferente, es decir, define su propia ‘mix energético’.53

Según el Reporte Estadístico de BP, en 2010, el consumo de petróleo representó el 34% de la energía primaria del mundo; el carbón representó el 30% de la mezcla; el gas con-tribuyó 24%; la energía hidroeléctrica aportó el 6.5% y energías renovables no hidráulicas (incluyendo los biocombustibles) contribuyeron un 1.8%.54

De acuerdo a The Economist, una fuente de energía siempre domina la combinación en-ergética. La madera predominó en la era preindustrial, durante la revolución industri-al la más importante fue el carbón y el petróleo dominó el siglo XX. Para el año 2030 se pronostica que el gas natural habrá cobrado más importancia, no obstante eficiencia energética sugerirá que el crecimiento económico será mucho menos intensivo en el uso de energía alrededor del mundo. 55

El informe de BP Energy Outlook 2030, destaca tres tendencias claves que definen la economía energética moderna: la industrialización, la urbanización y la motorización. Estas tendencias se deben a:

• Un mayor consumo de energía.

• Una mayor eficiencia del uso de energía en la producción y consumo.

• Una mayor diversificación de las fuentes de energía.

• Una mayor demanda de energía limpia y conveniente en el punto de utilización.

Tendencias HistóricasLa primera gran ola de la industrialización fue impulsada por el carbón, un combust-ible que prevaleció imponente hasta después de la Segunda Guerra Mundial. La siguiente transición importante vino con la electricidad y el motor de combustión in-terna, evento que permitió la diversificación hacia otras fuentes de energía. Paulatina-mente, el carbón llegó a ser sustituido como combustible principal en la generación de energía, por el gas natural y fuentes de energía renovables.

Sin embargo, entre 2000 y 2011, la cuota de carbón en la combinación energética incre-mentó un 4% gracias al crecimiento rápido de China, cuyo crecimiento en el siglo XXI se debe, en gran parte, a la quema de carbón. En 2011, el consumo de carbón escaló un 7.6% y su crecimiento fue el más rápido que en cualquier momento desde 2003.

53“ The Energy Mix” Planete Energies, consultado 1 febrero 2012.54“ The world gets back to burning” Economist, 8 junio 2011.55“ Watts next” Economist, 25 enero 2012.

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Fuentes de Energía No ConvencionalesDe acuerdo con la empresa de servicios petroleros Schlumberger, el término ‘recursos no convencionales’ se refiere al petróleo y al gas natural que ha sido producido de una manera que no cumple con los criterios de la producción convencional. Los criterios de calificación de los recursos no convencionales cambia inevitablemente con el paso del tiempo dependiendo de la disponibilidad de tecnologías de exploración y produc-ción, el entorno económico y otros factores. Desde 2011, los recursos como el metano de yacimiento carbonífero (CBM), el gas de esquisto, los reservorios fracturados y el gas de arenas compactas, se consideran recursos no convencionales. 56

El Petroleum Economist predice que los recursos no convencionales tendrán un papel importante en satisfacer la demanda mundial de energía en el futuro, y que el surgimi-ento del gas no convencional en los EE. UU. se destacará como el cambio crítico. Sin embargo, cerca del 75% del total de los recursos no convencionales del mundo se en-cuentra fuera de América del Norte.57

Según el informe de 2011 de la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) titulado ‘¿Estamos entrando a una edad de oro del gas?’, actualmente se estima que los recursos no convencionales son tan grandes como los recursos convencionales, y el gas no convencional representa en la actualidad alrededor del 60% de la produc-ción comercializada en los EE. UU.58

Gas de EsquistoThe Economist afirma que el descubrimiento de grandes reservas de gas de esquisto también dará lugar a un cambio significativo en la combinación energética del mundo, pronosticando que la geopolítica tradicional del suministro de energía se verá afectada debido a que las reservas más grandes de gas de esquisto del planeta se ubican en China, EE. UU., Argentina, México y Sudáfrica.59

Consultoría KPMG, en su informe ‘El Gas de Esquisto – Una Perspectiva Global’ argu-menta que este recurso tiene el potencial de poner de cabeza la industria energética del mundo y de remplazar los combustibles fósiles en la combinación energética de ciertos lugares, lo que podría impedir el desarrollo de los recursos renovables. Sin em-bargo, la industria debe primero hacer frente a considerables obstáculos de reputación y de normatividad. 60

56“ Unconventional resources” Schlumberger, retrieved 9 February 2012.57“ Unconventional gas's global potential” Petroleum Economist, 18 julio 2011.58“ Are we entering the golden age of gas?” IEA, 2011.59“ The World in Figures:Energy” Economist, 17 noviembre 2011.60“ Shale Gas - A Global Perspective” KPMG Institutes, diciembre 2011.

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Metano de Yacimientos CarboníferosEl metano de yacimiento carbonífero (CBM, por sus siglas en inglés) es una fuente no convencional que está siendo desarrollada en Australia, China, India e Indonesia, entre otros países.

La empresa de servicios petroleros Halliburton afirma que aunque la contribución de CBM a la combinación energética total fue aún modesta en 2009, tiene un potencial im-presionante para el futuro. Según el ingeniero petrolero Joe Awny, en algunas re-giones, CBM puede convertirse en una fuente principal de gas en lugar de ser sólo un complemento al gas convencional. A largo plazo, indicó que se prevé que CBM será de gran importancia para los EE. UU., India, China, Polonia, Sudáfrica, Zimbabue y otros países como una fuente principal de gas. 61

Fuentes de Energía RenovablesEl término ‘energía renovable’ incluye fuentes tales como la energía eólica, solar foto-voltaica y térmica, mareomotriz (de la marea) y undimotriz (del oleaje), entre otros. La industria de la energía renovable está todavía en su infancia, sin embargo, mientras que la contribución global sigue siendo poca, registra una tasa de crecimiento alta. La energía eólica, por ejemplo, tuvo niveles de crecimiento de más de un 30% entre 1997 y 2007.62

Según un informe de 2011 sobre el progreso de las energías renovables, las tasas de crecimiento de las energías renovables a nivel mundial están entre 30% y 40% en los últimos años, debido a políticas de creación de mercados y reducción de costos. No ob-stante, la demanda de energía de origen fósil, como el carbón y el petróleo, ha sobre-pasado la demanda de energía limpia63

Proyecciones FuturasLa Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) predice que la parti-cipación del gas natural en la combinación energética mundial incrementará del 21% en 2011 al 25% en 2035, y que la proporción del carbón disminuirá. Sin embargo, según su informe, una mayor proporción de gas natural en la combinación energética dista de ser suficiente para evitar un aumento de la temperatura global promedio de menos de 2 C, ya que, aunque se estima que el gas reemplazará algunas cantidades de carbón y de petróleo en la combinación energética, también sustituirá la energía nuclear, in-crementando de este modo las emisiones de gases de efecto invernadero.

La Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) predice que la parti-cipación del gas natural en la combinación energética mundial incrementará del 21% en 2011 al 25% en 2035, y que la proporción del carbón disminuirá. Sin embargo, según su informe, una mayor proporción de gas natural en la combinación energética dista

61“ Coalbed Methane Development–A Vital Part of the Total Energy Mix ” Halliburton, 2009.62“ World Energy and Population Trends to 2100” Approaching the Limits to Growth, octubre 2001.63“ Clean Energy Progress Report” IEA, junio 2011.

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de ser suficiente para evitar un aumento de la temperatura global promedio de menos de 2 C, ya que, aunque se estima que el gas reemplazará algunas cantidades de carbón y de petróleo en el mix energético, también sustituirá la energía nuclear, increment-ando de este modo las emisiones de gases de efecto invernadero.

Según las estimaciones de BP, los cambios en la combinación energética se producirán de forma relativamente lenta debido a la larga duración de los activos. Sin embargo, los combustibles de más rápido crecimiento serán las energías renovables, que según las estimaciones crecerán a un 8.2% por año entre 2010 y 2030. Entre los combustibles fósiles, se prevé que el gas natural incrementará con la tasa más rápida (un 2.1% por año). Desde su perspectiva, el petróleo seguirá un largo declive en la cuota de mer-cado, y los avances recientes en la cuota del mercado del carbón se revertirán para el año 2030 debido a la rápida industrialización de China e India.

En términos de contribución al crecimiento, durante el período 1990 - 2010, los com-bustibles fósiles contribuyeron un 83% del crecimiento de la energía, en tanto que en el período 2010 - 2030, se pronostica que los combustibles fósiles sólo contribuirán un 64% del crecimiento.

Características del Crudo

DensidadLa densidad del petróleo se expresa en grados, usando la escala API. Esto es una escala de gravedad especifica desarrollada por el Instituto Americano de Petróleo (API por su sigla en inglés), diseñada para medir la densidad relativa de varios productos petrolí-feros líquidos. La medida se expresa en grados y normalmente los valores se encuen-tran entre 10°y 70° gravedad API.64 La gravedad específica del petróleo es su densidad con relación al agua a la temperatura de 60 ° Fahrenheit.65

Petróleo LigeroTambién conocido como ‘petróleo convencional’, el petróleo ligero tiene una gravedad API de 22° o más.66

Por ejemplo la nueva mescla de petróleo crudo superligero de Arabia Saudita tiene una gravedad API de 44°.67 El petróleo proveniente de los campos libios es también tradi-cionalmente muy ligero y las nueve categorías de exportación del país tienen gravedades API entre 26° y 43.3°.68

64“ API Gravity” Schlumberger Oil Glossary, consultado 22 enero 2012.65“ Tech Talk - Venezuela, heavy crudes, API gravity and refinery gains” The Oil Drum, 9 enero 2011.66“ What is Heavy Oil and How is it Formed?” Rigzone, consultado 22 enero 2012.67“ What is Heavy Oil and How is it Formed?” Wall Street Journal, consultado 22 enero 2012.68“ Saudi's New Super Light Crude Blend To Hit Market In April -Source” IEA, 31 marzo 2011.

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Petróleo PesadoEl petróleo pesado es un petróleo denso y viscoso con una gravedad API baja. Las definiciones varían, sin embargo, es generalmente aceptado que el límite máximo de los petróleos pesados sea 22° API.

Por lo general no es posible extraer los crudos pesados en su forma natural por medio de un pozo petrolero o utilizando medios ordinarios de producción. Es necesario calentar o diluir la mayoría para que pueda fluir por un pozo o un oleoducto.

En Venezuela, por ejemplo, el Petróleo Crudo Pesado Bachaquero tiene una gravedad API de 17°.69

Petróleo ExtrapesadoEl Petróleo extrapesado tiene una gravedad API de menos de 10°.

Petróleo Extrapesado Bitumen NaturalTambién conocido como ‘arenas aceiteras’, el bitumen (o betún) tiene muchas de las características del crudo pesado, sin embargo es más denso y viscoso.

Contenido de AzufreSe puede medir el petróleo crudo en términos de los niveles de azufre (entre dulce y agrio). Crudo ‘dulce’ es definido comúnmente como el petróleo con un contenido de azufre menos de 0,5%, en tanto que el crudo ‘agrio’ posee niveles de 0,5% o más.70

Impacto para la RefinaciónLa densidad y nivel de azufre de petróleo crudo afecta al nivel de procesamiento y de conversión necesarios para alcanzar lo que se conoce como ‘la mezcla óptima de pro-ductos’.

El petróleo ligero y dulce es más caro que el petróleo pesado y más agrio porque neces-ita menos procesamiento y produce un mayor porcentaje de productos de valor agregado como gasolina, diesel, y gasavión. Las categorías de petróleo más pesadas normalmente exigen procesamiento adicional para producir productos más ligeros.

69“ Crude Oil Types” A Barrel Full, 31 marzo 2011.70“ Types of Crude Oil” Neste Oil, consultado 23 enero 2012.

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Gas Natural

Visión GeneralAlrededor del 85% del gas natural producido en los pozos convencionales es metano, un compuesto altamente inflamable formado por un átomo de carbono y cuatro átom-os de hidrógeno.71 Es incoloro y, en su forma pura, inodoro. Puesto que este gas no tiene olor, las compañías de gas a menudo añaden un producto químico al gas para darle un olor característico a fin de que las fugas de gas puedan ser detectadas por el olor.72

El gas natural puede ser encontrado como gas asociado, gas no asociado, gas húmedo (un tipo de gas no asociado) o metano de yacimiento carbonífero (CBM, por su sigla en inglés).

Las unidades de medida utilizadas para el gas natural se basen por lo general en volu-men y se miden en pies cúbicos (un pie cúbico siendo un pie de largo, por un pie de an -cho, por un pie de profundidad). Este volumen se expresa generalmente en BPC (bil -lones de pies cúbicos), TPC (trillones de pies cúbicos y MPC (miles de pies cúbicos).73

Según el Departamento de Energía de los EE. UU., durante muchos años el gas natural fué considerado inútil y desechado, e incluso hoy en día sigue siendo liberado en nu-merosos países por medio de la quema en antorcha.

Gas No AsociadoEl gas no asociado es el gas que se encuentra en los reservorios que no contienen can -tidades significativas de petróleo crudo.74 A menudo se produce a mayor profundidad, donde el calor ha dividido los hidrocarburos en moléculas de gas más pequeñas y liger-as. El gas de esquisto es un tipo de gas no convencional no asociado.

Gas AsociadoEl gas asociado se encuentra acompañado del petróleo crudo, disuelto en el crudo o como un ‘tapón’ de gas libre por encima del yacimiento de petróleo.

Cuando no se puede utilizar, el gas asociado se reinyecta en el pozo, se quema en antorcha o se arroja a la atmósfera.

Metano de Yacimiento CarboníferoEl metano de yacimiento carbonífero (CBM) o gas de veta de carbón (CSG, por sus

71" Oil and Gas Resources and Their Uses" TEEIC, consultado 13 febrero 2012.72" Natural Gas" US Department of Energy, consultado 13 febrero 2012.73" Natural Gas Measurement" KGM, consultado 13 febrero 2012.74" NON-ASSOCIATED GAS DEFINITION" Oil and Gas Glossary, consultado 13 febrero 2012.

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siglas en inglés) es el gas natural extraído de los yacimientos carboníferos durante la minería subterránea de carbón.

Main article: Metano de yacimiento carbonífero (CBM)

La Historia del Gas NaturalDebido a la ausencia de gasoductos, a través del siglo XIX el gas natural que se encon-tró fue utilizado casi exclusivamente como combustible para lámparas. Sin embargo, la invención del ‘mechero Bunsen’ en 1885 demostró que el gas podría proporcionar fuego para cocinar o calentar edificios.

La construcción de gasoductos permitió el suministro del gas natural a nuevos merca-dos. Uno de los primeros gasoductos importantes fue construido en 1891 en los EE. UU, no obstante pocos gasoductos fueron construidos antes del final de la Segunda Guerra Mundial en los años 40.75

El Papel del Gas Natural en la Combinación EnergéticaLa Agencia Internacional de Energía estima que el gas natural podría superar al carbón y competir con el petróleo para el año 2035 representando un 25% de la demanda mundial de energía.76

Según el Petroleum Economist de Londres, el creciente interés en el gas natural como parte del 'mix energético' de hoy representa un ‘cambio estructural en los mercados energéticos”. El gas natural presenta varias ventajas como combustible para un futuro bajo en carbono, incluyendo:

• La huella de carbono más baja de todos los combustibles fósiles.

• Un menor tiempo de construcción de las centrales eléctricas a gas y una mayor flexibilidad operativa.

• Capacidad para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un

25% en el sector del transporte en comparación con los combustibles para motores tradicionales.77

La Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) señala que el gas natural puede ayudar a diversificar el suministro de energía y así mejorar la seguridad energética.78

75" The History of Natural Gas" US Department of Energy, consultado 13 febrero 2012.76" Gas could make up 25% of global energy mix by 2035: IEA" Platts, 2011.77" Unconventional Gas's Global Potential" Petroleum Economist, 18 julio 2011.78" Are We Entering a Golden Age of Gas?" IEA, 2011.

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La Industria de Servicios Petroleros

Visión GeneralLas compañías de servicios petroleros ayudan a las empresas de perforación de la in-dustria petrolera a establecimiento pozos de petróleo y gas. Estas compañías pueden manufacturar, reparar o ocuparse del mantenimiento del equipo utilizado en la ex-tracción de petróleo o en su transporte. Los servicios pueden incluir pruebas sísmicas (mapear las estructuras geológicas subterráneas), servicios de transporte (como el traslado de plataformas petroleras o torres de perforación) y servicios direccionales (hoyos en ángulo u horizontales). 79A menudo las Compañías Petroleras Nacionales (NOCs, por sus siglas en inglés) y las Compañías Petroleras Internacionales (IOCs, por sus siglas en inglés), carecen de esos conocimientos técnicos y geológicos y por lo tanto recurren a compañías de servicios.80

Según el informe de 2010 de GBI Research, la industria de servicios petroleros mundial ha vivido un crecimiento considerable en los últimos años, y se prevé que para el año 2015 será una industria de $200 mil millones de dólares (un aumento de $140 mil mil-lones que valió en 2008). Esto se debe en parte al crecimiento en las actividades en los campos marítimos alrededor del mundo. Sin embargo, la recesión económica mundial en 2009 llevó a un período de crecimiento más lento.81

Tendencias NotablesLos Hidrocarburos No Convencionales y La Perforación SubmarinaObservadores de la industria predicen que la floreciente industria de la energía no convencional impulsará la demanda en la industria de servicios. La producción de pet-róleo de esquisto, y otros hidrocarburos no convencionales, presentará retos logísticos y tecnológicos, y exigirá un gran aumento en las plataformas suministradas. También se espera que el repentino aumento en la actividad de perforación submarina estimule la demanda. Por ejemplo, The Economist, una revista económica británica, informó que Halliburton, una empresa estadounidense, estaba planeando incrementar su personal de 60.000 trabajadores en un 25% durante 2011. El banco Dahlman Rose estimó que los presupuestos de exploración mundial podrían aumentar alrededor del 14% en 2011 a $533 mil millones.

Según los reportajes en The Economist, los Estados Unidos se encuentra en el centro del boom de la industria de servicios petroleros, donde las empresas fueron pioneras de la técnica de la perforación horizontal con el fin de acceder al gas y al petróleo de

79" Industry Handbook: The Oil Services Industry" Investopedia, consultado 12 marzo 2012.80" The oil-services industry: Rigging the market" Economist, 23 junio 2011.81" The Future of the Oil Fields Services Industry to 2015 - Rebound in Exploration and Drilling Activity Drives Growth" GBI Research, mayo 2010.

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esquisto.

Demanda de Contenido LocalSegún Ayman Asfari, el director general de Petrofac, una empresa con sede en el Reino Unido, las Compañías Petroleras Nacionales quieren cada vez más emplear ‘contenido local’ (es decir operadores locales) en sus contratos de exploración, producción y con-strucción de plantas. Esto pone a las Compañías Petroleras Internacionales en des-ventaja y crea una oportunidad para que las empresas de servicios petroleros con-struyan activos con socios locales, mantengan dichos activos por un tiempo determ-inado y después los devuelvan a las Compañías Petroleras Nacionales para operar a largo plazo.82

Principales Actores del SectorSegún Arabian Oil and Gas, las 10 compañías de servicios petroleros más grandes a nivel mundial en 2008 fueron:

1. Schlumberger Limited

2. Halliburton

3. Saipem

4. Transocean Ltd.

5. Baker Hughes

6. Fluor

7. Weatherford International

8. BJ Services Company

9. Petrofac

10. China Oilfield Services Ltd.

Un informe de The Economist sugiere que al ofrecer una amplia gama de servicios pet-roleros, las ‘Cuatro Grandes’ de la industria (Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes and Weatherford International) gozan de ventajas sobre las empresas más pequeñas, ya que a menudo las NOCs prefieren trabajar con solo una firma en lugar de varias.

En 2011 un grupo de profesores de escuelas de administración llevaron a cabo un estu-dio con el propósito de identificar las 100 empresas más innovadores del mundo. Ellos encontraron que de las 100 empresas, 6 de las primeras provenían de la industria de servicios petroleros. Dos de estas fueron Schlumberger y Halliburton, y dos más fueron empresas líderes en el sector de equipos de perforación, FMC Technologies y Cameron International. Las dos restantes fueron China Oilfield Services y Tenaris SA.83

82" Ayman Asfari on Petrofac's road to Damascus" Telegraph, 30 octubre 2010.83" Musings: The Innovators in The Oilfield Service Industry Identified" RigZone, 30 octubre 2010.

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Entidades del EstadoEl Ministerio Colombiano de Minas y EnergíaEl Ministerio de Minas y Energía es el ente gubernamental más importante en el sector energético. El papel del ministerio es la formulación de políticas generales y la gestión del sector eléctrico de Colombia.84

En septiembre de 2011, Mauricio Cárdenas fue nombrado ministro de Minas y Energía de Colombia. Antes de desempeñarse como ministro, Cárdenas fue director de la Inici-ativa de América Latina del centro de estudios Brookings Institute con sede en Wash-ington.85

Enlaces ExternosSitio de web oficial: www.minminas.gov.co

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)

HistoriaLa Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) fue establecida en 2003 como parte de la reforma del modelo regulador del sector energético colombiano del Presidente Álvaro Uribe.86

RolLa ANH asumió el papel que anteriormente desempeñara la empresa energética del es-tado Ecopetrol.

Sus funciones ahora incluyen la organización de las subastas de licencias de explora-ción a las empresas petroleras y la recopilación de datos sísmicos, los que luego sumin-istra a las compañías que participan en las rondas de subasta.

84" An Energy Overview of Colombia" Fossil Energy International, consultado 22 enero 2012.85" Mauricio Cárdenas" Brooking Institute, consultado 22 enero 2012.86“ Colombia's Energy Renaissance” Council of the Americas, diciembre 2010.

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Enlaces ExternosSitio de web oficial: www.anh.gov.co

EcopetrolTipo Pública

Fundada 1921 (como Tropical Oil Company), 1951 (como Ecopetrol S.A)

Sede Bogotá (Colombia)

Personal clave Javier Gutiérrez Pemberthy (Presidente)

Productos Exploración de petróleo y gas, producción, re-finación, transporte.

Ingresos US $21,742.9 mil millones (2010)

Ingreso Neto US $4.22 mil millones (2010)

Total Activos US $35.91 mil millones (2010)

Total Patrimonio US $21.58 mil millones

Empleados 6,744 (2011)

Sitio web www.ecopetrol.com.com

PerfilEcopetrol, en su mayoría propiedad del estado, es la empresa petrolera más grande de Colombia y en el pasado, actuó también como el regulador del sector.

Anteriormente conocida como la Empresa Colombiana de Petróleos, se desempeñó ini-cialmente como el regulador estatal de petróleo hasta su privatización parcial, cuando presentó su primera oferta pública para la compra de acciones en la Bolsa de Valores de Colombia, en noviembre de 2007.87

En 2011, Ecopetrol controlaba el 40% de la tierra de exploración en Colombia y el 54% de las reservas de energía probadas. La empresa produjo dos tercios del petróleo crudo en el país y es propietaria de tres cuartos de la capacidad de los oleoductos y gasoduc -tos, así como las dos refinerías más grandes de Colombia. No obstante, Ecopetrol ha ampliado su alcance y en 2011, el 60% de sus ingresos totales vinieron de fuera del país.88 Por fuera de Colombia, la empresa se involucra en actividades ‘upstream’ (act-

87 Colombia’s Oil and Gas sector: Boosting output through reform" Deloitte, 10 febrero 2011.88 Ecopetrol, Colombia’s Quiet Energy Giant" Investor Place, 21 enero 2012.

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ividades que tienen lugar antes del proceso de refinación) en Brasil, Perú y la Costa del Golfo de los EE. UU.89

Ecopetrol, es la mayor empresa de Colombia y una de las mayores empresas petroleras integradas en América Latina.90 En la lista Fortune Global 500 de 2011, la cual enumera las primeras 500 empresas de todo el mundo evaluadas por su capitalización en el mer-cado, Ecopetrol ocupó el puesto 445.

HistoriaOrígenesEcopetrol comenzó bajo el nombre Tropical Oil Company e inició sus actividades en 1921 con operaciones en el campo Cira-Infantas. En 1951, con la reversión de la con-cesión Mares de la compañía Tropical Oil Company91 al estado colombiano, la empresa se convirtió en la Empresa Colombiana de Petróleos. La compañía se encargó posteri-ormente de la gestión de los recursos de hidrocarburos de la nación.

En 1961, la compañía asumió la gestión directa de la refinería de Barrancabermeja y en 1974 compró la refinería de Cartagena .

En 1970, la compañía quedó bajo el control del Ministerio de Minas y Energía, y la Con-traloría General de la República de Colombia asumió su supervisión fiscal.

En 1983, el campo Caño-Limón fue descubierto en colaboración con la empresa petrol-era internacional Occidental; un depósito con reservas estimadas de 1.1 mil millones de barriles. Durante los años noventa, Ecopetrol continuó su avance con el descubrimi-ento de los campos Cusiana y Cupiagua, en colaboración con empresa británica BP. 92

Privatización Parcial en 2007La transformación de Ecopetrol, de empresa estatal a empresa privada, comenzó con el decreto de 2003, el cual estableció la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) . Con este decreto, la compañía fue liberada de sus labores como administrador de los re-cursos petroleros. En 2007, Ecopetrol ofreció sus acciones por primera vez en la bolsa de valores en una Oferta Pública de Venta (OPV) por un monto correspondiente a $2.8 mil millones de dólares, en la que se vendió el 10.1% de la compañía a los accionistas..93

Según Luis E. Giusti, asesor de la industria, la privatización parcial de Ecopetrol repres-entó ‘el cuarto pilar de una sólida plataforma para que Colombia le haga frente a su fu-turo en cuanto al gas y al petróleo’.94 Sin embargo, en respuesta a los planes de privat-ización, 5.000 miembros de la Unión Sindical Obrera de Colombia (USO) protestaron en

89 Colombia’s Ecopetrol: A Legacy of Principles" AAPG, retrieved 19 January 201290 Ecopetrol Profile" Hoovers, consultado 18 enero 2012.91 1951: Colombia" As They Saw It, consultado 19 enero 201292 Our History" Ecopetrol, consultado 19 enero 201293 Our History" Shearman & Sterling, 19 setiembre 2008.94 What is the Outlook for Colombia's Oil Sector?" Inter-American Dialogue, 1 agosto 2011.

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las instalaciones de Ecopetrol en Cartagena y en Bogotá, en agosto de 2006.

Desde su oferta en la bolsa de valores, Ecopetrol ha demostrado un crecimiento sor-prendente y ha llevado a cabo una serie de adquisiciones incluyendo la compra del 51% de las operaciones colombianas de BP por $0.9 mil millones de dólares.95

En 2008, un cable diplomático filtrado de los EE. UU sugiere que Ecopetrol ha mirado cada vez más a Petrobras de Brasil como un modelo para el desarrollo de ‘una com-pañía paraestatal de hidrocarburos, sofisticada técnicamente, con inversión privada y estándares de gobernanza corporativa’. Direceu Abrahao, el presidente de Petrobras en Colombia, reconoce este hecho y explicó que Ecopetrol había pedido a los funcion -arios de Petrobras que hablaran con los miembros del Congreso Colombiano sobre el proceso de privatización de Petrobras, en los días antes de que el Congreso aprobara la privatización del 10% de la empresa.96

En agosto de 2011, Ecopetrol vendió acciones adicionales en el mercado doméstico, re-caudando $1.3 mil millones de dólares para el gobierno colombiano.

En enero de 2012, el ministro de Minas y Energía, Mauricio Cárdenas, anunció que el gobierno tendría otra venta de acciones representando hasta el 3% de su participación del 88.5% en la compañía, en su mayoría dirigida a inversionistas extranjeros y fondos soberanos de inversión. Se esperaba que la venta recaudara $3 mil millones de dólares para el estado, los cuales se usarían para financiar obras de reconstrucción con-siguiente a las condiciones de invierno severas en el país. No obstante, a principios de 2012 el Congreso todavía no había aprobado la venta.97

ActividadesEcopetrol participa en proyectos de exploración del petróleo crudo y del gas, en proyectos de producción, refinación y transporte.

En las operaciones ‘upstream’ (actividades que tienen lugar antes del proceso de re-finación), Ecopetrol domina la industria gasífera y petrolífera en Colombia. En los prin-cipios de 2010, Ecopetrol y sus socios produjeron más de 700.000 barriles por día (bpd) de una producción total de menos de 900.000 bpd. Sin embargo desde entonces, varias compañías independientes se han comprometido a invertir más.

A finales de 2011, Ecopetrol producía casi la totalidad de su petróleo en tierra firme y toda la perforación submarina había sido exploratoria, en vez de productiva. En 2008, la empresa dio a conocer un ambicioso programa de $80 mil millones de dólares de capital, para lo que restaba de la década, con el objetivo de producir más de 1 millón de bpd, es decir, más del doble de la producción en 2008.

En julio de 2011, la compañía reportó que había encontrado evidencia de depósitos de

95 Ecopetrol Continues Acquisition Binge, as Colombian Oil Rebirth Rolls On" Petroleum Economist, 30 setiembre 2010.96 Colombia's Oil & Gas Outlook: Investors Bullish, Predict Prolonged Exporter Status" Wikileaks, 12 febrero 2008.97 Colombia targets Ecopetrol shares at foreign investors" EnergyPedia, 15 enero 2012.

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crudo en cuatro pozos de prueba en el bloque Caño Sur, en la cuenca de los Llanos Ori-entales en el departamento del Meta; y al final de 2011, sus reservas probadas netas se situaron en 1.86 mil millones de barriles equivalentes de petróleo (bep), un aumento del 8.3% respecto al año anterior..98

En cuanto a sus actividades ‘downstream’ (operaciones que toman lugar después de la extracción, incluyendo refinación y comercialización), Ecopetrol es propietario de dos refinerías, una en Barrancabermeja y otra en Cartagena , de donde suministra el mer-cado nacional y exporta petróleo y productos del petróleo a los Estados Unidos. De acuerdo con la Petroleum Economist, una publicación con sede en Londres, la infraes-tructura clave de la compañía es el Oleoducto Bicentenario, un proyecto de $4.2 mil millones de dólares, y para el cual buscaba socios en el sector privado en 2010.

En cuanto a sus actividades ‘downstream’ (operaciones que toman lugar después de la extracción, incluyendo refinación y comercialización), Ecopetrol es propietario de dos refinerías, una en Barrancabermeja y otra en Cartagena , de donde suministra el mer-cado nacional y exporta petróleo y productos del petróleo a los Estados Unidos. De acuerdo con la Petroleum Economist, una publicación con sede en Londres, la in-fraestructura clave de la compañía es el Oleoducto Bicentenario, un proyecto de $4.2 mil millones de dólares, y para el cual buscaba socios en el sector privado en 2010.

Explosión de un Poliducto en 2011En diciembre de 2011, el Poliducto Salgar-Cartago, controlado por Ecopetrol, sufrió una explosión que resultó en la muerte de 11 personas y dejó otras 99 personas heri -das, incluyendo la destrucción de varias viviendas. La compañía declaró que la ex-plosión fue el resultado de un invierno riguroso y deslizamientos de tierra.99

Responsabilidad Social CorporativaMedidas AmbientalesEn noviembre de 2011, Ecopetrol ingresó en el índice de Sostenibilidad Dow Jones, como la 12 compañía de gas o petróleo en ser admitida, lo que indicó su compromiso a mitigar los impactos ambientales de sus actividades.

Ecopetrol afirma que intenta cumplir con todas las leyes ambientales, reducir derrames, emisiones de efecto invernadero, residuos sólidos y promover la biodiver-sidad. Según reportajes de Reuters, esta estrategia se debe en parte a los planes de la empresa de expandir sus actividades en el extranjero y a la necesidad de cumplir con las estrictas leyes ambientales de otros países.

En 2010, la compañía gastó $517 millones de dólares en programas ambientales, cifra que se esperaba aumentara a más del doble en 2011. Esta cifra representa un incre-mento del 617% sobre las cifras de 2005.

98 Colombia Oil Co Ecopetrol's Reserves Rose 8.3% In 2011" Fox Business, 31 enero 2012.99 Fuel pipeline blast kills 11 in Colombia" Reuters, 23 diciembre 2011.

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Las medidas de Ecopetrol incluyen::

• Proyectos para capturar y comercializar el gas metano liberado en los sitios de perforación.

• Capturar el gas natural liberado en los pozos y su conversión en electricidad para una mayor producción.

• Operaciones de desmantelamiento de los pozos que ya no se utilizan.

• Perforación de pozos de alivio para mitigar explosiones y otros desastres.

Interacción con Comunidades IndígenasEcopetrol ha enfrentado considerable oposición a sus operaciones de exploración por parte de los grupos indígenas U’Wa, en el departamento de Boyacá, quienes rechazan la presencia de la empresa en sus tierras ancestrales. 100

Para obtener más información, consulte el artículo sobre el Impacto Social y Ambiental de La Industria Petrolera en Colombia.

100 Colombia's U'wa Reiterate Opposition to Ecopetrol Gas Drilling in their Ancestral Territory" CENSAT, 15 octubre 2009.

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Participantes InternacionalesVisión General de las Entidades Privadas en ColombiaAlrededor de 150 firmas de petróleo y gas operaban en Colombia en 2011.101

Según el presidente del Council of the Americas, Eric Farnsworth, debido a que muchos de los campos petroleros en Colombia son pequeños, la mayoría de las empre-sas tienden a ser compañías petroleras independientes salvo Ecopetrol, la cual es en parte propiedad del estado. En una entrevista en 2011, Farnsworth reiteró que los tres mayores productores en el país eran Ecopetrol, Pacific Rubiales (Canadá) y Occidental (EE. UU.). Otras empresas canadienses, compañías colombianas locales, Perenco (Gran Bretaña) y Petrobras (Brasil) también se encuentran entre los diez mayores pro-ductores.102

En una entrevista en 2008, el Dr. Armando Zamora, Director General de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) , enumeró una serie de cualidades que, en su opinión, las empresas consideran en el momento de tomar decisiones sobre inversión extran-jera:

• Prospectividad

• Régimen fiscal

• Estabilidad económica

• Estabilidad jurídica

• Estabilidad política

• Seguridad personal

Desde el punto de vista de Zamora, Colombia es competitiva en cada uno de estos tem-as, aunque habría trabajo por hacer para aquietar a los inversionistas en cuanto a la ‘estabilidad política’ y a la ‘seguridad personal’.103

British Petroleum (BP)Tipo Pública

Comerciado bajo LSE:BP

101 What is the Outlook for Colombia's Oil Sector?" Inter-American Dialogue, 1 agosto 2011.102 Global Insider: Colombia's Oil Sector" Americas Society, 30 setiembre 2011.103 Colombia is open for business" E&P, 24 junio 2008.

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Fundación 1909 (como Anglo-Persian Oil), 1954 (como British Petroleum)

Sede London, UK

Personal clave Carl-Henric Svanberg (Director), Bob Dudley (CEO)

Productos Productos petroleros y derivados, estaciones de servicio.

ingresos US $308.9 billones (2010)104

Utilidad operativa US -$3.7 billones (2010)

Beneficio neto US -$3.3 billones (2010)

Capital total US $272.2 billones (end 2010)

Capital propio US $94.98 billones (end 2010)

Empleados 79,700 (fin 2010)105

Sitio web www.bp.com

Panorama Global Perfil Mundial ActualBP es una empresa de energia global del Reino Unido, catalogada por Platts en 2010 como la segunda compañía energética más grande del mundo, después de ExxonMobil, con base en los resultados de su actividad financiera; mejorando su posición anterior en la clasificación que se realizó en 2008 donde ocupó el cuarto puesto.106

BP inició actividades en 1909 como la Anglo-Persian Oil Company (Compañía Petrolera Anglo-Persa),107 la cual exportó su primer cargamento de petróleo en Marzo de 1912 desde Abadan, Irán. Desde 1914 hasta la década de los 80, el gobierno Británico fué su principal accionista y desde entonces BP ha adquirido la Standard Oil Company en 1987, se fusionó con la empresa Estadounidense Amocco en 1998 y ha adquirido las compañías Atlantic Richfield y Burmah Castroland en 2000.108

No obstante, desde el año 2010, BP se ha ocupado de las repercusiones del derrame petrolífero ocurrido en Macondo en el Golfo de México en Abril de 2010, el mas grande desastre petrolero de los EE. UU. La explosión del pozo Deepwater Horizon mató a once trabajadores y se ha estimado ha afectado alrededor de 1.000 millas de costa, de

104“ Annual Report and Form 20-F 2010” BP105“ Annual Report 2010” Eni106" Platts Top 250 Global Energy Company Rankings" Platts Energy, consultado 25 octubre 2011.107" Business: The Company File From Anglo-Persian Oil to BP Amoco" BBC News, 11 agosto 1998.108" BP PLC" History.com, consultado 25 octubre 2011.

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las cuales se piensa que 200 millas han sido extensamente aceitadas. Sin embargo, la cuantificación exacta de la magnitud del derrame ha sido cuestionada por diferentes partes.109 La compañía tomó la decisión de vender los activos no esenciales con el fin de pagar por la operación de limpieza y compensar a las víctimas. En octubre de 2011, BP finalmente recibió la autorización de reanudar la perforación del lugar.110

Datos Destacados del Informe AnualEl Informe Anual de BP publicado en 2010, reconoce el carácter difícil del año anterior, debido a la explosión en la plataforma Deepwater Horizon, admitiendo que este suceso se convirtió en una crisis empresarial que “amenazó la existencia misma de la com-pañía”. El documento reporta una pérdida de $3.324 millones en 2010, comparado con utilidades anuales de $16.76 mil millones en 2009..111

Sin embargo, en octubre de 2011, BP anunció una triplicación aproximada de las utilid-ades del tercer trimestre en el año anterior, alcanzando £3.2 mil millones de libras ($5.4 mil millones de dólares). El director general afirmó que la empresa había alcan-zado un “punto de inflexión” por su producción de gas y petróleo.112

Acreditaciones Oficiales y Percepciones GlobalesApoyo a ITIEPor lo menos hasta el mes de diciembre de 2011, BP ha apoyado la ITIE (Iniciativa de Transparencia de Industrias Extractoras).

Pacto Global de Naciones UnidasPor lo menos hasta el mes de diciembre de 2011, BP ha sido un miembro del Pacto Global de la ONU, tras su adhesión en el año 2000.

Resumen de la Responsabilidad Social Corporativa (RSC)Según el sitio web oficial de BP,113 las siguientes observaciones fueron hechas sobre actividades de responsabilidad social corporativa llevadas a cabo el año anterior:

• BP asumió la responsabilidad de limpiar inmediatamente después del derrame de Macondo.

• En el apogeo del esfuerzo de limpieza participaron 48.000 personas, 6.500 embarca-

109" Deepwater Horizon and the Gulf oil spill - the key questions answered" The Guardian, 20 abril 2011.110" Oil giant BP reaches 'turning point'" BBC News, 25 octubre 2011.111" Annual Reporting" BP, retrieved 25 October 2011.112" Oil giant BP reaches 'turning point'" BBC News, 25 October 2011.113" Group chief executive's letter" BP, consultado 29 octubre 2011.

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ciones y 125 aeronaves. La compañía estableció el fondo fiduciario Deepwater Ho-rizon Oil Spill por $20 mil millones de dólares para las reclamaciones y otros cos-tos, y aportó cientos de millones de dólares destinados a programas económicos, de la salud y del medio ambiente. La compañía suspendió el pago de dividendos durante tres trimestres e inició la venta de $30 mil millones de activos para pagar por el esfuerzo.

• Una nueva función de seguridad y riesgo operacional fue creada con personal es-pecializado, y la compañía ha cooperado con una serie de investigaciones.

• BP está basando sus actividades en gas natural, proporcionando una alternativa al carbón de bajo carbono. También está incluyendo un precio del carbono en los planes de desarrollo de nuevos proyectos para fomentar eficiencia y continuar in-virtiendo en energías renovables de bajas emisiones de carbono.

• Desde 2005, BP ha invertido más de $5 mil millones de dólares en sus actividades comerciales de energía alternativa y se espera que invierta $1 mil millones de dólares adicionales en 2011.

Cobertura Externa• En marzo de 2005, una explosión en la refinería de BP Texas City Refinery mató a

15 trabajadores y causó lesiones a por lo menos 170 más, convirtiéndolo en el peor accidente de trabajo en EE. UU. desde 1989. Investigaciones realizadas por CBS News encontró que BP no había contribuido a la salud y seguridad de sus traba-jadores y había ignorado las advertencias de peligro en el período previo a la ex-plosión.114

• En octubre de 2007, cuatro ex comerciantes de energía de BP de Houston fueron acusados formalmente de cargos federales, bajo acusaciones de haber manipulado los precios del gas propano. Aparte de las acusaciones individuales, BP llegó a un acuerdo por $303 millones de dólares con el gobierno en relación a las denun-cias.115

• En abril de 2010, una explosión y un incendio en la plataforma de BP Deepwater Horizon en el Golfo de México, resultaron en un estimado de 206 millones de galones de petróleo derramado durante varios meses, contaminando las playas y marismas costeras, y cerrando extensas zonas del Golfo a la pesca. El derrame fue llamado el peor en la historia marítima de EE. UU. y once hombres de la plata-forma murieron como consecuencia del incendio. BP creó un fondo de compensa-ción por $20 mil millones de dólares poco después del derrame, y en marzo de 2011 alcanzó demandas por $8.7 mil millones entre negocios y personas demandando a la compañía por el derrame.116 and in March 2011 reached an $8.7 billion package business and individuals suing the company over the spill.117

114" The Explosion At Texas City" CBS News, 11 febrero 2009.115" Four BP traders charged with price manipulation" Houston Chronicle, 25 octubre 2007.116" BP's Influence Peddling In Congress Bears Fruit Two Years After Gulf Spill" Huffington Post, 12 March 2012.117" BP's $7.8 billion deal may speed payments for spill" Reuters, 4 March 2012.

41

• Según informes del Guardian, BP gastó casi $16 millones en presiones al gobierno federal, rompiendo el record anterior ($10.4 millones) de gastos elevados en 2008, situándola entre las 20 compañías con gastos más altos de ese año.118

• En 1997, BP se convirtió en la primera empresa energética importante en recono-cer públicamente la necesidad de tomar medidas contra el cambio climático.119 Sin embargo, activistas ambientales han denotado los esfuerzos de BP por convertirse en una compañía más ecológica como “maquillaje verde”, y han descartado estos esfuerzos como poco más que un truco publicitario a pesar de su campaña de mer -cadeo de 2008 de varios millones de dólares.120

118" BP spends millions lobbying as it drills ever deeper and the environment paysl" Guardian, 2 mayo 2010.119" BP tackles climate change threat with £200m boost for energy efficiency" Telegraph, 25 octubre 2005.120" Recapping on BP's long history of greenwashing" Greenpeace, 21 mayo 2010.

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Campos Petroliferos y GasíferosCampos Petroleros y Gasíferos en ColombiaLa siguiente es una lista de bloques en producción en Colombia a partir de 2011, junto con la empresa que actualmente se encuentra operando el bloque121:

• La Creciente (Pacific Stratus)

• Esperanza (Geoproduction)

• Campos Tello y La Jague (Petrominerales)

• Joropo (Petrominerales)

• Yamu (Winchester Oil and Gas)

• Rio Verde (Colombia Energy)

• Cubiro (Alange Energy)

• Los Hatos (Colombia Energy)

• Oropendola (Columbus)

• Buenavista (Tecnicontrol

• Cabiona (New Granada)

• Guasimo (Pacific Stratus)

• Moriche (Pacific Stratus)

• Cravoviejo (C&C Energia)

• Corcel (Petrominerales)

• Chaza (Gran Tierra Energy)

• Casimena (Petrominerales)

• Las Garzas (New Granada)

• Carbonera (Well Logging)

• Platanillo (Amerisur Resources)

• Leona (New Granada)

• Guarrojo (Hocol)

• La Paloma (Apex)

• Midas (Petrolatina)

• Cachicamo (Ramshorn)

• Nashira (Sogomi Energy)

• Mapache (Petrominerales)

• Fenix (Fenix)

• Guatiquia

(Petrominerales)

• Siriri (Ecopetrol)

• Doima (Hocol)

• Buganviles (Pacific Stratus)

• Campo Rico (Emerald Energy)

• Caracara (Cepcolsa)

• Guachiria (Lewis Energy)

• Las Quinchas (Pacific Stratus)

• Rio Magdalena (Gran Tierra Energy)

• Cosecha (Occidental)

• Chipalo (Pacific Stratus)

• Fortuna (Emerald Energy)

• Apiay (Ecopetrol)

• Cubarral (Ecopetrol)

• Tibu (Ecopetrol)

121 Mapa de Tierras" ANH, 19 enero 2012.

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• La Cira Infantas (Ecopetrol)

• Pavas (Ecopetrol)

• Ranchohermoso (Ecopetrol)

• Pijao - Potrerillo (Ecopetrol)

• Santa Clara (Ecopetrol)

• Area Occidental (Ecopetrol)

• La Rompida (Ecopetrol)

• Barranca-Lebrija (Ecopetrol)

• Nancy-Burdine-Maxine (Ecopetrol)

• Camoa (Ecopetrol)

• Chenche (Ecopetrol)

• Valdivia-Almagro (Ecopetrol)

• Provincia P Sur (Ecopetrol)

• Magdalena Medio (Ecopetrol)

• Lisama-Nutria (Ecopetrol)

• Rio de Oro (Ecopetrol)

• Area Sur (Ecopetrol)

• El Dificil (Ecopetrol)

• Caimito (Ecopetrol)

• Hato Nuevo (Ecopetrol)

• Cicuco Momposina (Ecopetrol)

• Cicuco Boquete (Pacific Stratus)

• Rio Zulia (Ecopetrol)

• Palagua (Ecopetrol)

• Ortega (Ecopetrol)

• Toy (Ecopetrol)

• Toldado (Ecopetrol)

• Quimbaya (Ecopetrol)

• Orito (Ecopetrol)

• Nororiente (Ecopetrol)

• Suroriente (Ecopetrol)

• Chimichagua (Ecopetrol)

• Entrerrios (Ecopetrol)

• La Punta (Ecopetrol)

• Cocorna Norte (Ecopetrol)

• Provincia P Norte (Ecopetrol)

• Ayombe (Ecopetrol)

• Tisquirama (Ecopetrol)

• Rio Meta (Ecopetrol)

• Arauca (Ecopetrol)

• Huila (Ecopetrol)

• Yalea (Perenco)

• P.P. Velasquez (Mansorovar)

• Mana (Interoil)

• Tambaqui (Hupecol)

• Rio Opira (Interoil)

• Cerrito (Pacific Stratus)

• Ambrosia (Interoil)

• San Jacinto (Hocol)

• Guayuyaco (Gran Tierra Energy)

• Opon ([Petrocolombia)

• Abanico (Pacific Stratus)

• Chipiron (Occidental)

• Espinal (Petrobras)

• Boqueron (Petrobras)

• Bolivar (Colombia Energy)

• Puli (Interoil)

• Tapir (Coltanques)

• Matambo (Emerald Energy)

• Tapir (Coltanques)

• Matambo (Emerald Energy)

• Maracas (Texican)

• Rio Seco (Seep)

• Santana (Gran Tierra Energy)

• El Pinal Sur (PetroSantander)

• Bocachico (Colombia Energy)

• Rio Paez (Hocol)

• Palermo (Hocol)

• Recetor A (Equion Energia)

• Alcaravan (Colombia Energy)

• Piedemonte (Equion Energia)

• Guajira (Chevron)

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• Las Monas (PetroSantander)

• Cocorna Sur (Mansarovar)

• San Luis (Vetra)

• Tisquirama A-B (Petroleos del Norte)

• Tolima (Vetra)

• Santiago de las Atalayas (Equion Energia)

• Tauramena (Equion Energia)

• Rio Chitamena (Equion Energia)

• Nare (Mansarovar)

• Mangangue (Solana)

• Lebrija (Petroleos del Norte)

• Hobo (Petrobras)

• Dindal (Pacific Stratus)

• Chaparral (Vetra)

• Caguan (Petrobras)

• Armero (Interoil)

• Garcero (Perenco)

• Coracora (Perenco)

• Rubiales (Meta Petroleum)

• Upia (Petrobras)

• Rondon (Occidental)

• Piriri (Meta Petroleum)

• Orocue (Perenco)

• Casanare (Perenco)

• Estero (Perenco)

• Cravo Norte (Occidental)

• Toca (Ecopetrol)

• Playon (Ecopetrol)

• Sogamoso (Ecopetrol)

• Quebrada Roja (Ecopetrol)

• Capachos (Repsol)

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Infraestructura ClaveVisión General de la Infraestructura

Oleoductos/Gasoductos, Refinerías y TerminalesEn 2011 Colombia tenía seis oleoductos importantes cruzando el país: Ocensa, Caño-Limón, Llanos Orientales, Alto Magdalena, Oleoducto Colombia y Transandino; cuatro de los cuales conectan los campos petrolíferos y gasíferos al terminal de exportación en Coveñas, en la Costa Caribe. El Oleoducto Bicentenario se encuentra en desarrollo y se espera va a ser terminado en 2012.

En sus actividades ‘downstream’ (operaciones que toman lugar después de la extrac-ción, incluyendo refinación y comercialización), en 2010 Colombia contaba con una ca-pacidad de refinar 290.850 barriles por día (bpd) de petróleo crudo y actualmente cuenta con cinco refinerías importantes, todas propiedad de Ecopetrol. La Refinería de Barrancabermeja y la Refinería de Cartagena representan la mayoría de la capacidad del país.122

Cuello de Botella en la Infraestructura de ColombiaLa infraestructura y la conectividad siempre han representado un reto para Colombia debido a su geografía de altos picos y selvas impenetrables que dividen las distintas re-giones del país. Además, el conflicto entre el gobierno y los grupos armados ilegales, el cual ha perdurado por más de 45 años, es una barrera más para alcanzar una infraes-tructura eficiente.

Como consecuencia de considerables mejoras en el ámbito de seguridad en el siglo XXI, los inversionistas están empezando a regresar.123

Sin embargo, la infraestructura inadecuada permanece un mayor obstáculo para el cumplimiento de las metas de producción de petróleo y gas del país. El Presidente de la Cámara Colombiana de Infraestructura comentó en 2011 que el ‘inmenso atraso’ de la red colombiana de transporte es tal vez el mayor obstáculo al crecimiento económico del país.124

Según el analista de la industria Jamie Somerville, en 2011 ‘casi todas las compañías

122" Colombia" EIA, consultado 22 enero 2012.123" El Condor IPO and Colombia’s peace dividend" Financial Times, 26 enero 2012.124" Bridging the gaps" Economist, 17 setiembre 2011.

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habían sido afectadas por problemas de infraestructura en la Cuenca de los Llanos Ori-entales... Todo el mundo destacó el trasporte del petróleo y la infraestructura como reto clave para la industria este año.’ Muchos de estos temores surgieron de la produc-ción reducida a lo largo del oleoducto Ocensa a finales de 2011. Un informe del Council of the Americas sugirió que la producción se ve limitada a 30.000 bpd a causa de la falta de una infraestructura de transporte adecuada.

No obstante, inversión en infraestructura ha empezado a inundar el país reciente-mente. Por ejemplo, en enero de 2012 la empresa de construcción ‘El Cóndor’ anunció que iba a realizar una Oferta Pública de Venta (OPV) inicial por $111 millones de dólares con el fin de invertir en infraestructura a lo largo del país.

Según su sitio web oficial, Ecopetrol y sus socios también ejecutaron inversiones por más de $2.000 millones de dólares para ampliar la capacidad a lo largo de los oleoduc-tos y gasoductos del país, en las facilidades de almacenamiento y en las plataformas de descarga de carrotanques. Esta inversión se llevó a cabo dentro del marco del ‘Plan de Evacuación de Crudos’ a 2011 y en adelante. Del total de $960 millones de dólares que se invirtieron durante 2010 y 2011, $522 millones de dólares vinieron de Ecopetrol y $275 millones de dólares de las sociedades de Ecopetrol.125

Oleoducto de Alto Magdalena

RutaFinalizado en 1990, El Oleoducto Alto Magdalena transporta petróleo crudo 400 kms del Valle del Magdalena en el suroeste de Colombia a Vasconia en el centro del país. Una extensión alimenta petróleo crudo al Terminal Coveñas.126

CapacidadJunto con el Oleoducto de Colombia, el Oleoducto Alto Magdalena es uno de los oleo-ductos de menor capacidad en Colombia..127

PropiedadFue construido por las empresas petroleras Hocol y Shell.128

125" Race Against the Clock" Ecopetrol, consultado 27 enero 2012.126“ South America Snapshot” Pipelines International, September 2009.127“ Colombia” IEA, junio 2011.128“ Race Against the Clock” Ecopetrol, consultado 23 enero 2012.

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Oleoducto Caño Limón

RutaEl Oleoducto Caño-Limón – Coveñas, construido en 1985, conecta el Campo Caño-Limón con el Terminal Coveñas en la Costa Caribe..129

Con 771 kms de longitud, el oleoducto es el segundo más largo del país.130

CapacidadEl oleoducto tiene una capacidad de bombeo de 220.000 barriles por día (bpd) de pet-róleo crudo. Sin embargo, en 2011 tuvo una producción promedio de cerca de 80.000 bpd.

PropiedadEl oleoducto es una operación compartida entre Ecopetrol y Occidental.

Sin embargo, en marzo de 2011, las dos empresas llegaron a un acuerdo que le con-cedió a Ecopetrol 100% del control del oleoducto, mientras que Occidental permanece como operador en el Campo Caño-Limón. Este acuerdo otorgaría a Ecopetrol acceso al exceso de capacidad del oleoducto.131

Ataques al OleoductoSegún un informe del Congreso de EE. UU., el Oleoducto Caño-Limón ha sido un blanco principal de ataques por parte de los grupos armados en Colombia tales como las FARC y el ELN. En 2001, fue bombardeado 170 veces, causando cierres por varios meses y la pérdida de $500 millones de dólares en ingresos y regalías a Colombia. Desde 2001 se ha visto un gran descenso en el número de ataques. En 2002 hubo sólo 41 ataques al oleoducto, 34 en 2003 y 17 en 2004.132

Sin embargo en el transcurso de enero de 2012, dos distintas secciones del oleoducto fueron bombardeadas en dos ataques diferentes, separados por una semana de difer-encia. La prensa afirmó que las guerrillas izquierdistas fueron los responsables del ataque.

129 South American Snapshot" Pipelines International, setiembre 2009.130 Ecopetrol S.A.: Colombia's Cano Limon Oil Pipeline Bombed; Pumping Halted" 4 Traders, 20 enero 2012.131 Ecopetrol and Occidental Reach Agreement on Autonomy of Cano Limon-Covenas Pipeline" Reuters, 4 marzo 2011.132 Plan Colombia: A Progress Report" US Congress, 22 junio 2005.

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Refinería de Barrancabermeja

PropiedadLa Refinería de Santander-Barrancabermeja, junto con la Refinería de Cartagena , rep-resenta la mayor parte de la capacidad de refinación de Colombia a 290.850 barriles por día (bpd).133

CapacidadA partir de 2010, la capacidad de procesamiento de la Refinería de Barrancabermeja ha sido de 205.000 bpd y suministra casi el 80% de los combustibles que se consumen en Colombia.134

Proyecto de ModernizaciónSegún el informe anual de Ecopetrol de 2010, se concluyeron las etapas básicas de con-strucción e ingeniería del Proyecto de Modernización de la Refinería de Barrancaber-meja (PMRB) a lo largo del año.135

Las operaciones están programadas para comenzar en la refinería modernizada en el año 2016, con el propósito de mejorar la rentabilidad y suministrar todo el mercado colombiano sin la necesidad de importaciones. Se espera que la refinería produzca combustibles de mejor calidad, lo que reducirá la polución y llevará a una mejor calid-ad del aire en Colombia.

En agosto de 2011, Foster Wheeler, empresa contratista de ingeniería y construcción, anunció que había sido contratada por Ecopetrol para implementar la segunda fase del PMRB. El proyecto ampliará la capacidad de procesar crudo pesado y así tomar ventaja del crudo pesado y agrio que se encuentra en Colombia, y proporcionar la capacidad de procesamiento de tal manera que cumpla con las especificaciones colombianas de combustibles limpios.136

133 Colombia" US Energy Information Administration, consultado 19 enero 2012.134 Green Light for Construction of Modernization Project at Barrancabermeja Refinery" Reuters, 15 mayo 2011.135 Refining" Ecopetrol, consultado 19 enero 2012.136 Foster Wheeler Gears up for Second Phase of the Barrancabermeja Refinery Modernization Project" Business Wire, 9 agosto 2011.

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Refinería de Cartagena

PropiedadEcopetrol asumió la propiedad total de la Refinería de Cartagena en la Costa Caribe cuando adquirió en 2009 el 51% de las acciones de Glencore, un grupo de minería y ma-terias primas.137

CapacidadEn enero de 2010 la Refinería de Cartagena estaba produciendo 80.000 barriles por día (bpd) de petróleo crudo.138

Planes de Ampliación y ModernizaciónDe acuerdo a la publicación industrial el Petroleum Economist en 2010, Ecopetrol estaba planeando gastar $2.9 mil millones para ampliar y modernizar las refinerías de Cart-agena y de Barrancabermeja..139

El plan de desarrollo tiene como objetivo incrementar la capacidad de la refinería a 165.000 bpd. El costo total estimado del proyecto es de $3.777 mil millones de dólares +/-10%, y se prevé que será completado para finales de 2012. Para 2010, el 17.5% del proyecto había sido finalizado.

En enero de 2012, Ecopetrol anunció que había ultimado un paquete de financiamiento por $3.5 mil millones para la modernización de la Refinería de Cartagena. El finan-ciamiento fue proporcionado por un grupo de agencias de crédito para exportación y bancos comerciales como EXIM de los EE. UU., el Banco de Tokyo-Mitsubishi y el Banco Bilbao Vizcaya Argentaria.140

137 Refining" Ecopetrol Annual Report 2010, consultado 19 enero 2012.138 Underground Survey Services for Cartagena Refinery Expansion Project Completed Successfully" PR Log, 31 enero 2011.139 Ecopetrol continues acquisition binge, as Colombian oil rebirth rolls on" Petroleum Economist, 30 setiembre 2010.140 Columbia (sic): Ecopetrol Agrees Financing Deal for Cartagena Refinery" Petrol World, 9 enero 2012.

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Recursos sobre Transparencia‘La Maldición de los Recursos’

Visión GeneralLa ‘Maldición de los Recursos’ es la idea de que la presencia de grandes cantidades de recursos naturales, en relación a otras fuentes de ingresos de una sociedad o estado, en realidad lleva efectos negativos en el ámbito social, político y económico, más que a efectos positivos. La Maldición de los Recursos es un resultado directo de la dependen-cia en los ingresos provenientes del petróleo. A medida de que el movimiento a favor de la transparencia ha ido ganando terreno, numerosas investigaciones se han llevado a cabo sobre los puntos débiles de la cadena de producción de petróleo, en la cual se presentan oportunidades para que la corrupción y el abuso tomen lugar.

Historia y Percepción Actual de la IdeaLa idea de que los recursos naturales llevan resultados negativos ha existido desde la década de los cincuenta, cuando fue disputada por los bandos ideológicos de derecha y de izquierda. A lo largo del tiempo, datos empíricos comenzaron a acumularse apoy-ando esta idea. En la década de los setenta, Gobind Nankani, vice presidente del Banco Mundial, indicó que un grupo de países exportadores de minerales había crecido en promedio anualmente 1.5% durante el período 1960 a 1976, cerca de la mitad del creci-miento de un grupo de control de países no ricos en recursos.141 En 1988, un estudio encargado por el Banco Mundial, examinó las ganancias inesperadas procedentes de seis países ricos en petróleo durante el boom de la década de los setenta y concluyó que estos estados habían tenido menor éxito que países con escasos recursos nat-urales.142

Estudios de Sachs en la década de 1990En su trabajo ‘Abundancia de Recursos Naturales y Crecimiento Económico’ (Natural Resource Abundance and Economic Growth, en inglés) a finales de 1990, Jeffrey Sachs y Andrew Warner examinaron 97 países a lo largo de 18 años, de 1971 a 1989, y encon -traron que los estados con altos niveles de exportaciones de recursos naturales tenían,

141" Developmental Problems of Mineral Exporting Countries" World Bank background paper for the 1980 World Development Report consultado 24 octubre 2011.142" Oil Windfalls, Blessing or Curse?" Alan Gelb and Associates Oxford University Press, Nueva York, 1988.

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en general, un crecimiento económico anormalmente lento en relación a otros países. El estudio llegó a ser la base de un creciente reconocimiento de la necesidad de identi-ficar los problemas que la abundancia de recursos naturales puede traer a sociedades en desarrollo.

Detractores del término ‘Maldición de los Recursos’Diversos economistas han rechazado el término ‘maldición de los recursos’ puesto que les parece fatalista.143 El profesor de Oxford Paul Collier sugiere que el término plantea el problema al revés, puesto que él estima que se encuentran más recursos naturales en países desarrollados que en los países en vía de desarrollo. El predominio de las in-dustrias de recursos naturales en algunas economías en desarrollo se debe simple-mente, sugiere él, al hecho de que han tenido menos alternativas para el desarrollo económico como resultado de diversos factores políticos y sociales.144 Collier argu-menta, que para ‘el Billón de Abajo’ – el billón de personas más pobres del mundo – el problema es más bien, que sus recursos naturales no han sido descubiertos o desarrol-lados lo suficiente.

Dictámenes de Entidades EstratégicasInstituciones InternacionalesEl Fondo Monetario Internacional (FMI) publicó estudios que discuten la manera más adecuada para abordar el concepto de la maldición de los recursos en Nigeria 145 y Bot-swana.146

El Banco Mundial utiliza el término ‘Maldición de los Recursos’147148 para argumentar que no es inevitable y puede ser evitada con prácticas de buen gobierno. Sin embargo, algunos críticos han cuestionado si las políticas que el Banco Mundial ha seguido son eficaces, considerando su apoyo a un oleoducto que atraviesa desde Chad a Camerún, estando atado a políticas para la mitigación de la pobreza.149

143" Resource Curse, or Resource Trap?" M. Lorenzo Warby consultado 24 octubre 2011.144" The Plundered Planet Why We Must - and How We Can - Manage Nature for Global Prosperity" Paul Collier Oxford University Press, 2009.145" Addressing the Natural Resource Curse. An Illustration from Nigeria" IMF Working Paper consultado 24 octubre 2011.146" Escaping from the Resource Curse: Evidence from Botswana and the Rest of the World" IMF Staff Papers, 2007 pp. 54, 663–699.147" Property Rights and the Resource Curse" Leif Wenar World Bank Research Paper, consultado 24 octubre 2011.148" 'Contributing to development'?" Interview with Somit Varma, director of the World Bank's Oil, Gas, Mining and Chemicals Group, Critical Resource website consultado 24 octubre 2011.149" Can policy intervention beat the resource curse? Evidence from the Chad–Cameroon pipeline project" Scott Pegg, African Affairs 105(418):1-25 (2006)

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Empresas PetrolerasEn los últimos años, las compañías energéticas han empezado a reconocer los retos que los recursos naturales pueden presentar a los países en desarrollo.

‘No se puede negar la realidad de los problemas que han afligido a numerosos países en vía de desarrollo como resultado de los ingresos provenientes de los recursos nat-urales. Estoy convencido de que existen varias maneras de mitigar muchos de estos problemas, sin embargo sería erróneo empezar con una negación de la realidad,’ afirmó NJ Butler, en aquel tiempo vice presidente de British Petroleum, en un discurso en 2004.

ExxonMobil ha rechazado el uso del término ‘Maldición de los Recursos’, no obstante señala su apoyo al proceso EITI puesto que reconoce la necesidad de prácticas de buen gobierno en pos de compartir los beneficios de la producción de petróleo, y reconoce que la transparencia es una parte integral de ello.150

Causas EconómicasLa Enfermedad HolandesaLa llamada ‘Enfermedad Holandesa’ es el efecto sobre la economía de un país, fruto de una gran recaudación de ingresos provenientes de la exportación de recursos nat-urales. El término proviene de los Países Bajos en donde un declive en la industria manufacturera tuvo lugar durante los años sesenta, posteriormente al descubrimiento de un importante campo de gas natural a finales de la década de los cincuenta.

La teoría sugiere que las exportaciones de petróleo llevan a grandes ingresos de moneda extranjera, lo que tiende a conducir a un aumento en la tasa de cambio de la moneda del país. Esto perjudica la competitividad de las exportaciones de otros sec-tores, y de esta manera los recursos naturales empiezan a dominar el total de las ex-portaciones. A la vez, el poder adquisitivo del sector petrolero atrae mano de obra y capital, y por consiguiente también afecta de manera negativa a todos los demás sec-tores de la economía, sean orientadas a la exportación o no.

Correlación Entre el Petróleo y la DeudaEconomists have long noted the link between oil revenues and higher fiscal spending. Venezuela during the 1970s oil boom is a famous case, where President Carlos Andres Perez increased public spending dramatically, leading the country into debt. The fact that all government spending, as well as liquidity in the economy as a whole, rises and falls unpredictably with the fluctuations in the price of oil and other commodities is a severe management problem.

A 2005 study by the Institute for Public Policy Reform analysed data from 101 coun-

150" Transparency can promote better natural resource management" Exxon Mobil website consultado 24 octubre 2011.

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tries for the period 1991 to 2002 and concluded there was a statistical correlation between increased oil production and exports, and public debt in the producing coun -try.151

Causas PolíticasEl Debilitamiento del EstadoUn gran número de politólogos ha descrito la maldición de los recursos como el culp-able tanto de que los dirigentes no tengan que rendir cuentas como de que los entes del estado sean débiles. No tienen que rendir cuentas debido a que los ingresos provenientes de los recursos naturales les permiten no tener la necesidad de aumentar impuestos para proporcionar asistencia social y servicios públicos (hasta cierto punto dependiendo del nivel de riqueza de sus recursos). Por otra parte, el debilitamiento in -stitucional se debe al hecho de que los organismos del estado nunca se desarrollan bajo una verdadera disciplina, en cambio, se desarrollan a través de la meritocracia y en contra de objetivos y resultados medibles. El exponente mas destacado de esta teor-ía es el Profesor Terry Lynn Karl quien estudió Venezuela, Nigeria, Argelia e Irán.152

La Maldición de los Recursos y ConflictoAnalistas de la maldición de los recursos señalan incontables casos donde la riqueza de los recursos naturales da lugar a conflictos o los exacerba, ya sea entre estados o den-tro de ellos. Casos que se destacan incluyen:

• Sudán del Sur, donde la presencia del petróleo está renovando la tensión entre el gobierno de Jartum y los separatistas del sur.

• La región Cabinda de Angola, la cual es rica en petróleo. Un movimiento sece-sionista ha florecido en la región desde el descubrimiento de petróleo.

• Nigeria, donde la concentración de petróleo en el Delta del Níger contribuyó a la Guerra Civil de Nigeria de 1966 - 1970, y desde entonces ha sido causa de fre-cuentes tensiones.

El Estatuto de Recursos Naturales

Visión GeneralEl Estatuto de Recursos Naturales es una convención internacional en cierne, un in-tento de difundir buenas prácticas y gobernanza a toda la industria energética y ex-tractiva alrededor del mundo. Como tal, es el desarrollo más reciente en el movimi-

151" Drilling into Debt" Institute of Public Policy Research, UK, 2005 Retrieved 24 October 2011.152" The Paradox of Plenty: Oil Booms and Petro States" Terry Lynn Karl University of California Press, 1997.

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ento a favor de la transparencia.

Fundación del EstatutoEl Estatuto fue concebido por el economista Paul Collier mientras trabajaba en su libro ‘The Plundered Planet’. Reconociendo el ejemplo de la ITIE, el estatuto es un intento de ampliar los principios de buen gobierno a cada una de las áreas de la gestión de los recursos naturales. Un borrador del estatuto fue anunciado en febrero de 2009. .153 Además de Collier, varios académicos distinguidos y el Revenue Watch Institute patro-cinaron el estatuto.

La idea de Collier es que los recursos naturales son integrales al desarrollo de un gran número de países, particularmente en África. Sin embargo, la razón por la que tantos países han sufrido la Maldición de los Recursos ha sido una serie de fallas en una ca-dena crucial de decisiones necesaria para garantizar una explotación eficaz de los re-cursos: falta de inversión suficiente en el proceso de descubrimiento, la ausencia de impuestos adecuados, una falta de inversión interna de los ingresos, y la necesidad de ‘invertir en inversiones’ mediante la construcción de la capacidad de la administración pública para gestionar carteras de inversión.

PreceptosEl estatuto consiste en varios preceptos, o principios básicos. Se cree que son aplic-ables universalmente a todos los países productores de recursos naturales, de la misma forma que la Declaración Universal de los Derechos Humanos. Cada uno de estos prin-cipios tiene una explicación detallada y un documento de acompañamiento sobre las maneras para lograrlo en el sitio web del estatuto.154

Asuntos Centrales• Precepto 1: El desarrollo de los recursos naturales de un país debe diseñarse para

garantizar el máximo el beneficio para sus habitantes.

• Precepto 2: Los recursos extractivos son activos públicos y las decisiones con re-specto a su explotación deben ser transparentes y sujetas a escrutinio informado del público.

Asuntos "upstream"• Precept0 3: Competencia es un mecanismo crítico para asegurar valor e integridad.

• Precepto 4: Los términos fiscales deben ser robustos frente a circunstancias cambi-antes y garantizar que los países maximizan el valor de sus recursos.

• Precepto 5: las empresas de recursos naturales deben ser operaciones competitivas

153" New Charter to help oil-rich poor countries - launched today" Charter website consultado 24 octubre 2011.154" Natural Resource Charter - Precepts" Charter website consultado 24 octubre 2011.

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y comerciales. Deben evitar desempeñar papeles regulatorios u otras actividades.

• Precepto 6: Proyectos de recursos pueden causar serios daños ambientales y tener efectos sociales que deben ser considerados y mitigados durante todas las etapas del proceso.

• Precepto 7: Los ingresos provenientes de los recursos naturales deben ser utiliza-dos para promover crecimiento económico sostenido permitiendo y manteniendo altos niveles de inversión interna.

Asuntos "downstream"• Precepto 8: La utilización efectiva de los ingresos provenientes de los recursos nat-

urales requiere que los gastos internos crezcan y paulatinamente se establezcan para tener en cuenta la volatilidad de los ingresos.

• Precepto 9: El gobierno debe utilizar los ingresos provenientes de los recursos nat-urales como una oportunidad para asegurar gastos públicos efectivos y mejorar la eficiencia del gasto público.

• Precepto 10: Las políticas de gobierno deben facilitar inversión del sector privado frente a nuevas oportunidades y cambios estructurales asociados con una riqueza de recursos.

Responsabilidad Global• Precepto 11: Los gobiernos nacionales de las empresas extractivas y los centros in-

ternacionales de capitales deben exigir y asegurar el cumplimiento de las buenas prácticas.

• Precepto 12: Todas las compañías extractivas deben cumplir con las buenas prácticas en sus contratos, operaciones y pagos.

InstituciónEl estatuto es, en la actualidad, un borrador construido por un grupo de destacados académicos de varias partes del mundo. En marzo de 2010, el estatuto anunció que tenía un Consejo de Supervisión el cual incluye el ex presidente de México Ernest Ze -dillo y Mo Ibrahim, importante hombre de negocios.

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Iniciativa de Transparencia en la Industria Extractiva (ITIE)

Cumplimiento de la ITIELos países que deseen convertirse en un país Candidato de la ITIE (EITI Candidate) deben cumplir con cinco requisitos, y para alcanzar la certificación ITIE (EITI Compli-ance) tiene dos años y medio para ser confirmado como ‘País Cumplidor’. Una vez que un país sea declarado ‘Cumplidor’, tiene que someterse a una validación al menos cado cinco años, o a petición de la Junta Directiva Internacional de la ITIE.155

En octubre de 2011, 12 países eran ‘cumplidores’ de la ITIE: Azerbaiyán, Mongolia, República Centroafricana, Níger, Ghana, Nigeria, República de Kirguistán, Noruega, Liberia, Timor-Leste, Malí y Yemen. Sin embargo Yemen fue suspendido temporal-mente en junio de 2011, debido a rumores de que no satisfacía la participación plena y activa de la sociedad civil y otros actores, para la implementación de la ITIE.156 Tam-bién habían 23 países candidatos a implementar la ITIE y dos más, EE. UU. y Filipinas, habían manifestado su interés de implementar la ITIE.157

Requisitos de Validación

Inscripción

Las normas de la ITIE requieren que un país que desee convertirse en un país Candid-ato tiene que cumplir con los siguientes requisitos de inscripción:

1. Se requiere que el gobierno emita una declaración pública e inequívoca de su intención de implementar la ITIE.

2. Se requiere que el gobierno se comprometa a trabajar con la sociedad civil y las empresas en la implementación de la ITIE.

3. Se requiere que el gobierno nombre a un alto dirigente para conducir la im -plementación de la ITIE.

4. Se requiere que el gobierno establezca un comité de multi-partícipes para supervisar la implementación de la ITIE.

5. El comité de multi-partícipes, en colaboración con las partes interesadas de la ITIE, debe formular y publicar un Plan de Trabajo totalmente costeado, que contenga objetivos mensurables, un cronograma para la implementa-ción y una evaluación de restricciones de capacidades del gobierno, el sector

155" EITI Implementation" Sitio web EITI Retrieved 27 October 2011.156" EITI Yemen" Sitio web EITI consultado 27 octubre 2011.157" EITI Countries" Sitio web EITI consultado 27 octubre 2011.

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privado y la sociedad civil.158

PreparaciónSe exige que el gobierno garantice la participación de la sociedad civil en el proceso, las empresas y que elimine cualquier obstáculo legal y regulatorio para la implementación de la ITIE. El comité de multi-partícipes debe acordar los modelos de informe que definen los flujos de ingresos incluidos en las divulgaciones de la empresa y del gobierno. La organiza-ción nombrada para conciliar cifras y el informe final de la ITIE debe ser percibida por los partícipes como creíble, fiable y técnicamente capaz. El gobierno debe asegurar que todas las empresas y entes del gobierno relevantes informen y que los reportes tanto del gobi-erno como de las empresas estén basados en cuentas auditadas según los estándares inter-nacionales.159

DivulgaciónSe exige que las empresas divulguen integralmente todos los pagos materiales según los modelos de informe acordados y que las agencias del gobierno divulguen integralmente to-dos los ingresos materiales. El comité multi-partícipes debe estar satisfecho con que la or -ganización contratada para conciliar las cifras de la empresa y del gobierno lo haya hecho satisfactoriamente, y el reconciliador debe asegurar que el informe de la EITI sea integral, donde sea posible identifique las discrepancias y, donde sea necesario, proporcione re-comendaciones de acciones remediales a tomar.

DiseminaciónEl gobierno y el comité multi-partícipes deben asegurar que el informe de la EITI sea integ-ral y públicamente accesible, de tal manera que la información pueda contribuir al debate público.

Evaluación y ValidaciónTodas las empresas mineras, petrolíferas y gasíferas deben dar su apoyo a la implementa-ción de la ITIE y se alienta que el gobierno y el comité multi-partícipes actúen con respecto a lecciones aprendidas, afronten discrepancias y aseguren que la implementación de la ITIE sea sostenible. Los países que implementen la ITIE deben entregar Informes de Valida-ción de acuerdo a la fecha acordada por la Junta Directiva.

Reteniendo la Validación como País CumplidorLos países Cumplidores deben cumplir con todos los requisitos para retener la validación como país Cumplidor.

Criterios de la EITI1. Publicación: Publicación periódica de todos los pagos por empresas mineras,

petrolíferas y de gas al gobierno (“pagos”) y todos los ingresos materiales

158" Sign Up" Sito web EITI, consultado 27 octubre 2011.159" EITI Rules" Sitio web EITI Retrieved 27 October 2011.

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recibidos por los gobiernos por las empresas mineras, petrolíferas y de gas (“ingresos”) a disponibilidad pública de forma accesible, extensa y com-prensible.

2. Auditoría: Donde estas auditorías aún no existan, los pagos e ingresos están sujetos a una auditoría fiable e independiente, aplicando normas inter-nacionales de auditoría.

3. Conciliación: Los pagos e ingresos son conciliados por un administrador in-dependiente y fiable, de acuerdo con las normas internacionales de auditor-ía, y con la publicación de la opinión del administrador con respecto a dicha conciliación, incluidas las discrepancias, si se identifica alguna.

4. Alcance: Este proceso abarca todas las empresas, incluidas las estatales.

5. Sociedad Civil: La Sociedad civil participa activamente en el diseño, la vigil-ancia y la evaluación de este proceso y contribuye al debate público.

6. Plan de Trabajo: El gobierno implicado desarrollará un Plan de Trabajo público y sostenible desde el punto de vista financiero, respecto a todos los aspectos mencionados anteriormente, con la ayuda de instituciones financi-eras internacionales cuando sea necesario, y que incluya objetivos mensur-ables, un cronograma de implementación, y una evaluación de las posibles limitaciones en la capacidad para aplicar dicho trabajo.

ITIE en la Industria MineraPor favor, consulte el artículo separado sobre la ITIE en la Industria Minera.

Enlaces ExternosSitio oficial: www.eiti.org

Transparencia de los Contratos

Visión GeneralLa elaboración de contratos es necesaria en las industrias extractivas a fin de detallar con precisión y especificación jurídica las obligaciones de un estado y de la empresa (o consorcio de empresas) que participan en un proyecto. Con frecuencia, los contratos establecen importantes disposiciones fiscales, relacionadas al medioambiente y a la in-versión, con implicaciones de alta importancia para el país productor.160

El informe de Revenue Watch de 2009, ‘Contratos Confidenciales’, observa que en los

160“ Contracts Confidential: Ending Secret Deals in the Extractives Industries” Revenue Watch, 2009.

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últimos años se ha venido desplegando un movimiento que hace un llamado a una mayor transparencia en los contratos, dentro y fuera del sector extractivo. La jurispru-dencia internacional sobre el derecho a la información, la cual apoya cada vez más la divulgación de los acuerdos así como las leyes nacionales sobre la Libertad de Informa-ción (FOI, por sus siglas en inglés) alrededor del mundo, son tendencias que ofrecen herramientas importantes de argumentación y procedimiento para romper las bar-reras a la divulgación, mientras equilibra otros intereses legítimos.

Según Ingilab Ahmadov del Centro de Monitoreo de las Finanzas Públicas en Azerbaiyán, se conoce ampliamente que una relación transparente entre estado y empresa es una herramienta clave para los países ricos en recursos naturales en pos de garantizar una gestión eficiente de sus recursos naturales, de tal manera que las gen-eraciones actuales y las futuras se beneficien. Él argumenta que la transparencia de contratos es necesaria ya que un observador externo que desee comparar contratos similares entre países o dentro de ellos, requiere de una forma para determinar hasta que punto toma en cuenta los intereses de la sociedad. Para determinar la equidad de estos contratos, primero es imprescindible acceder a ellos.161

Los proponentes de la transparencia de contratos afirman que la publicación y el es-crutinio de los contratos, responsabilizan a los gobiernos de todos los contratos en los que participan. En su informe, Revenue Watch señala que ‘la transparencia de los con-tratos es crítica para llegar a una mejor gestión de recursos naturales y a una mayor estabilidad de contratos en una industria que ve sus contratos renegociados más que cualquier otra’.

Oposición y Argumentos en ContraUno de los argumentos más comunes en contra de la transparencia de los contratos es que esta apertura perjudica los intereses comerciales de una empresa y debilita su posición competitiva. Cláusulas de confidencialidad son una característica común y legítima en los contratos entre empresas privadas y se utilizan para evitar que la in-formación alcance los grupos públicos.

Proponentes de la transparencia contradicen esta afirmación, como Ingilab Ahmadov, quién sostiene que, de cualquier modo, los especialistas de la industria tienen conoci-miento de todos o casi todos los contratos. Dado el alto nivel de la tecnología de la in -formación y la estrecha cooperación en la industria petrolera de hoy, no es realista guardar ‘secretos comerciales’, tal como existía en los años ochenta y noventa. Según Ahmadov, los antecedentes han demostrado que los intereses comerciales de las partes involucradas en los contratos de petróleo y gas, no sufren negativamente a causa de la exposición, sino por el contrario, pueden beneficiarse de una necesaria mejora a su im-agen pública.

Susan Maples, en su informe para Revenue Watch Institute, sugiere que una razón por la cual las empresas no están dispuestas a implementar transparencia en sus contratos, es que la asimetría de información entre las diferentes partes, resultante de acuerdos

161“ WHY IS OIL CONTRACT TRANSPARENCY NECESSARY?” Public Finance Monitoring Centre, consultado 15 marzo 2012.

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de confidencialidad aventaja ciertas compañías, lo que les permite negociar acuerdos comerciales más favorables. Maples admite que los argumentos a favor de la confiden-cialidad de contratos no son insignificantes, sin embargo pasan por alto las obliga-ciones especiales de los gobiernos y el derecho democrático a la información.

La EITI y La Transparencia de ContratosHasta 2011, La Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI, por sus siglas en inglés), no exigía transparencia de contratos a los países participantes. Activistas de transparencia han hecho llamados a la inclusión de la transparencia de contratos en la iniciativa.162 Sin embargo, los representativos de la ITIE sostienen que es necesario que la iniciativa conserve su enfoque original a fin de promover un cam-bio más profundo e incitar un debate más amplio sobre temas de gobernanza..163

Enlaces ExternosInforme de Revenue Watch: Contratos al Descubierto: Poniendo fin a los tratos secretos en las industrias extractivas

Publiquen Lo Que Pagan (PLQP)

Visión GeneralPubliquen Lo Que Pagan PLQP (PWYP, en inglés) es una red mundial de organizaciones de la sociedad civil que hacen un llamado para que los ingresos provenientes del pet-róleo, la minería y el gas, formen la base para el desarrollo y mejoren la calidad de vida de los ciudadanos comunes en países ricos en recursos naturales.

De sus primeros días con tan solo unos cuantos grupos, la mayoría proveniente del Reino Unido, los miembros de PLQP abarcan actualmente casi 60 países, con coali-ciones nacionales afiliadas en 31 países.164

PLQP es visto a menudo como el propulsor principal de una estrategia que expone que los esfuerzos hacía la transparencia deben ser guiados por obligaciones legales y regla-mentarias con las cuales las empresas tienen que cumplir, a diferencia del enfoque de la Iniciativa para la Transparencia en las Industrias Extractivas (EITI, por sus siglas en inglés), que es consensual.

HistoriaLa petición de ‘publicar lo que pagan’ apareció primero en un informe de 1999 por el

162“ What needs to change for the EITI remains relevant? ” Publish What You Pay Africa, October 2011.163“ What needs to change for the EITI remains relevant? ” EITI, 2 October 2009.164 About Us" Publish What You Pay consutado 14 diciembre 2011.

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Global Witness sobre la industria bancaria y del petróleo en Angola.

En consecuencia, en junio de 2002, Global Witness, así como sus miembros CAFOD, Open Society Institute, Oxfam (Reino Unido), Save the Children (Reino Unido) y Trans-parency International (Reino Unido), empezó la campaña mundial PLQP. A la pequeña coalición fundadora integrada por ONGs se le unieron otras como Catholic Relief Ser-vices, Human Rights Watch, Partnership Africa Canada, Pax Christi Holanda y Secours Catholique/CARITAS Francia, además de un número creciente de grupos de países en desarrollo.

ActividadesPLQP lleva a cabo campañas públicas e incidencia política para lograr la divulgación de información sobre los ingresos y los contratos de la industria extractiva.

La petición de la organización a las empresas de ‘publicar lo que pagan’ y a los gobi-ernos de ‘publicar lo que ganan’ formó la base de sus actividades. Sin embargo, la coalición ahora hace un llamado por la transparencia y la rendición de cuentas acerca de la gestión y el destino de los gastos públicos, además de la divulgación pública de los contratos con la industria extractiva y para que la licitación de licencias sea trans-parente y en línea con las buenas prácticas internacionales.

Las actividades de PLQP consisten principalmente en acciones de abogacía y en la formación de grupos de la sociedad civil. El afán creciente por monitorear los pagos, ingresos y gastos en el sector extractivo también ha generado una necesidad cada vez mayor de formación técnica con respecto a asuntos tales como: los sistemas tributarios y de contratación; los trámites de auditoría y contabilidad; los procesos, reglas y polít-icas de la EITI. PLQP colabora con actores locales e internacionales para llevar a cabo talleres de formación, conferencias y seminarios para facilitar el cumplimiento de es-tas necesidades.

GobernabilidadEn 2006 se estableció un Grupo Asesor Estratégico (GAE) para supervisar la planeación estratégica. Este grupo consiste de 12 representantes de un amplio espectro de miem-bros de PLQP de todo el mundo.

PLQP tiene un Coordinador Internacional (CI) en Londres así como un coordinador re-gional de tiempo completo para África y coordinadores para todas las coaliciones nacionales afiliadas. Estos coordinadores tienen apoyo y supervisión de comités de gestión.

Representantes de toda la coalición se reúnen cada dos años para llevar a cabo una re -unión de estrategia internacional.165

165 How We Are Governed" Publish What You Pay consultado 14 diciembre 2011.

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Enlaces externosSitio de web oficial: www.publishwhatyoupay.org

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IndiceOleoducto Alto Magdalena......................................................................................... 3, 46p.Refinería Barrancabermeja...................................................................... 3, 34, 36, 46, 49p.British Petroleum.................................................................................................. 3, 38p., 53Oleoducto Caño Limón............................................................................................... 3, 7, 48Refinería Cartagena................................................................................... 3, 34pp., 46, 49p.Ecopetrol............................................................................................................................. 33Energía Renovables...................................................................................................... 23, 25Gas natural.......................................................................... 3, 12, 14, 23pp., 28p., 37, 41, 53Industrias Extractivas........................................................................................ 3, 13, 59, 61Infraestructura.................................................................................................. 3, 5, 36, 46p.La Agencia Nacional de Hidrocarburos.............................................3, 9, 11, 15, 32, 34, 38Reservas de Hidrocarburos..................................................................................... 3, 11, 17Sobre la Normatividad................................................................................................... 3, 15Transparencia.......................................................................... 3, 9, 40, 51, 53, 55, 57, 59pp.

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