INforme estadístIco petrolero 2011 · Aumentó la perforación de pozos explora-torios, creció la...

INformeestadístIcopetrolero2011

Informe Estadístico Petrolero 2011Asociación Colombiana del Petróleo (ACP)

Presidente EjecutivoAlejandro Martínez Villegas

Edición GeneralAlexandra Hernández Saravia. Vicepresidente de Asuntos Económicos

Coordinación Patricia Pinzón Ardila. Vicepresidente de Asuntos Públicos y Comunicaciones

Redacción Luz Adriana Hernández, profesional de la ACPBurson-Marsteller

Fotografía Fernando ValderramaArchivo EcopetrolThinkstock

Diseño e impresiónGatos Gemelos Comunicaciones

Bogotá, ColombiaJunio 2012

Para cualquier reproducción total o parcial debe darse el correspondiente créditoal Informe Estadístico Petrolero 2011, de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP).

Asociación Colombiana del PetróleoCarrera 7 No. 73-47 piso 12.Teléfono (+571) 212 5758Fax (+571) 317 8626www.acp.com.co

Distribución Gratuita

coNteNIdo

PREsEntACIón DEl InFoRmE ....................................................................................10

PARtE 101 ImPoRtAnCIA DEl sECtoR En lA EConomíA ColombIAnA .........14

A. Producto interno bruto y sector petrolero ..................................................15B. Contribución fiscal ................................................................................................17C. Balanza comercial y actividad de comercio exterior ................................20D. Inversión extranjera .............................................................................................21

02 ExPloRACIón .............................................................................................................22A. Contratos .................................................................................................................23B. Sísmica y perforación de pozos .......................................................................24C. Expectativas exploratorias 2012-2013 ..........................................................25

03 PRoDuCCIón ...............................................................................................................26A. Producción de crudo ...........................................................................................27B. Producción de gas ................................................................................................28C. Perspectivas de producción 2012 ...................................................................28

04 REsERvAs.......................................................................................................................29A. Reservas de crudo ...............................................................................................30B. Reservas de gas .....................................................................................................31

05 vEntAs DE CombustIblE ...................................................................................32A. Combustibles líquidos ........................................................................................32B. Gas natural ..............................................................................................................33

06 REsumEn DE CIFRAs En GRáFICAs ................................................................34• Exploración:contratos,sísmicayperforacióndepozos .........................34• Producción:produccióndecrudoyproduccióndegas .........................35• Reservas:históricodereservas ........................................................................35• Combustible:Canastadecombustibles2010-2011 .................................35

PARtE 207 PosICIonEs DE lA InDustRIA ..........................................................................38

A. Posiciones de la industria frente a la política petrolera y la estabilidad de reglas ....................................................................................39B. Posiciones de la industria frente a los hidrocarburos en yacimientos no convencionales ................................................................44C. Posiciones de la industria frente al impacto de la política de comercio exterior 2011 ......................................................50

GlosARIo ......................................................................................................................56

bIblIoGRAFíA .............................................................................................................58

agradecImIeNtos La Asociación Colombiana del Petróleo quiere agradecerles a las siguientes enti-dades que suministraron información para la elaboración de este informe.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos, Ecopetrol, el Departamento Administra-tivo Nacional de Estadística, la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales de Colombia, el Consejo Nacional de Operaciones de Gas Natural, el Ministerio de Minas y Energía, y a todas las afiliadas a la Asociación Colombiana de Petróleo.

ACPm: Aceite Combustible para Motor AnH: Agencia Nacional de Hidrocarburos ACP: Asociación Colombiana del Petróleo AnlA: Autoridad Nacional de Licencias Ambientales bPD: Barriles de Petróleo Diario bPDC: Barriles de Petróleo por Día Calendario CIIu: Clasificación Uniforme de las Actividades Económicas por Procesos Productivos tEA: Contrato de Evaluación Técnica DAnE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística DnP: Departamento Nacional de Planeación E&P: Exploración y Producción FonPEt: Fondo de Pensiones para Entidades Territoriales Fob: Free On Board IvA: Impuesto al Valor Agregado mbPD: Miles de Barriles Por Día mPCD: Millones de Pies Cúbicos por Día PIb: Producto Interno Bruto R/P: Relación Reservas/Producción de Crudo tPC: Tera Pies Cúbicos uPmE: Unidad de Planeación Minero Energética

íNdIce de sIglas

Cepsa Colombia s.a.Germán Espinosa

eXXoNmobil De Colombia s.a.Camilo Durán

eQUioN eNeRGÍa limiTeD. María Victoria Riaño

ChevRoN peTRoleUm CompaNySteve Conner

veTRa eXploRaCiÓN y pRoDUCCiÓN Colombia s.a. Alfredo Gruber

seCReTaRioJosé Francisco Chalela

pResiDeNTe ejeCUTivo aCp Alejandro Martínez Villegas

TeCpeTRol s.a.Alejandro Fernández

Repsol eXploRaCiÓN Colombia s.a.Nicolás Foucart

shell Colombia s.a.Eduardo Rodríguez

oleoDUCTo CeNTRal s.a.-oCeNsaOscar Trujillo

paReX ResoURCes Colombia lTD sUCURsalLee Di Stefano

coNsejo dIrectIvoSentados, de izquierda a derecha

De pie, de izquierda a derecha

Ausente

Asociación Colombiana del Petróleo8

afIlIadas de la acp

Informe Estadístico Petrolero 2011 9

AmERIsuR ExPloRACIón ColombIA lImItADAbHP bIllIton (ColombIA) CoRPoRAtIonbIoCombustIblEs s.A.CAnACol EnERGy InC suCuRsAl ColombIACEPsA ColombIA s.A.CHEvRon PEtRolEum ComPAny.ColombIA EnERGy DEvEloPmEnt Co.DRummonD ltD.EmERAlD EnERGy PlC suCuRsAl ColombIAEquIon EnERGíA lImItEDExxonmobIl DE ColombIA s.A.GRAn tIERRA EnERGy ColombIA ltD.GRuPo C&C EnERGíA (bARbADos) suCuRsAl ColombIAHoCol s.A.HuPEColIntERoIl ColombIA ExPloRAtIon AnD PRoDuCtIonlA CoRtEz EnERGymAnsARovAR EnERGy ColombIA ltD.mAuREl & PRom ColombIA b.v.nEw GRAnADA EnERGy CoRPoRAtIon suCuRsAl ColombIAnExEn PEtRolEum ColombIA ltD.oCCIDEntAl DE ColombIAn InC.oGx PEtRolEo & GAs ltDA.olEoDuCto CEntRAl s.A. - oCEnsAolEoDuCto DE los llAnos oRIEntAlEs s.A.oRGAnIzACIón tERPEl s.A.P1 EnERGy DEltA CoRP.PACIFIC RubIAlEs EnERGyPAREx REsouRCEs ColombIA ltD. suCuRsAlPEREnCo ColombIA ltD.PEtRobRAs ColombIA ltD.PEtRoColombIA s.A.PEtRólEos DEl noRtE s.A.PEtRolíFERA PEtRolEum (ColombIA) ltD.PEtRomAGDAlEnA EnERGy CoRP.PEtRomInERAlEs ColombIA ltD.PEtRonovA ColombIAPEtRosAntAnDER (ColombIA) InC.PlusPEtRol REsouRCEs CoRPoRAtIon suCuRsAl ColombIAPRoDuCtoREs DE lubRICAntEs s.A. PRolub.RAmsHoRn IntERnAtIonAl ltD.REPsol ExPloRACIón ColombIA s.A.sHEll ColombIA s.A.sk InnovAtIon Co. ltD.sHonA EnERGy (ColombIA) lImItEDsuEloPEtRol C.A., s.A.C.A., suCuRsAl ColombIAsuRoCo EnERGy ColombIAtAlIsmAn (ColombIA) oIl & GAs ltDA.tECPEtRol s.A.tElPICo ColombIA llCtEPmAvEtRA ExPloRACIón y PRoDuCCIón ColombIA s.A.wInCHEstER oIl & GAs s.A.zEuss PEtRolEum s.A.

Es muy grato presentar la versión impresa del Informe Anual Estadístico Petrolero 2011, elaborado por la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), fruto de un trabajo minucio-so, objetivo y dedicado, en el cual se analiza la evolución del sector de los hidrocarburos, así como los factores que inciden en su compor-tamiento.

El Informe Estadístico Petrolero se viene pu-blicando desde hace varios años en la página web de la ACP mensualmente; sin embargo, con este esfuerzo editorial hemos querido, por primera vez, recoger la información más rele-vante del año anterior y ponerla en un mismo documento que sirva de análisis y consulta permanente. Lo continuaremos haciendo año tras año sin abandonar la publicación digital mensual. El Informe Estadístico Petrolero que es publicado en la página web de la ACP, pre-senta cifras y es una herramienta de actualiza-ción periódica, que ha ganado alta visibilidad e importancia entre los públicos interesados. Con el tiempo se ha convertido en fuente de consulta obligada de tomadores de decisión e influenciadores.

La versión impresa del Informe Estadísti-co Petrolero, además de presentar las cifras, ofrece un importante análisis del desarrollo del sector hidrocarburos, el cual ha crecido, y lo ha hecho a un ritmo admirable. Los re-sultados son positivos. El contexto interna-cional y las condiciones de la economía del país han sido propicios para lograr este cre-cimiento. Las oportunidades se han aprove-chado debidamente, y por ello los logros son destacados.

Aumentó la perforación de pozos explora-torios, creció la producción de petróleo y gas natural, el país incrementó las reservas de hi-drocarburos, diversificó la canasta de energé-ticos y fortaleció el mercado de combustibles.

El crecimiento del sector se refleja en ma-yores contribuciones fiscales para el Estado, aumento de las exportaciones del país, incre-mento en los flujos de Inversión Extranjera Di-

preseNtacIóN


recta (IED), crecimiento del PIB y jalonamiento a otros sectores de la economía nacional.

Algunos factores que contribuyen a explicar el crecimiento de la industria petrolera son:la implementación de un marco normativo y contractual enfocado a atraer capital extran-jero al sector petrolero y la adopción de un enfoque más competitivo del ‘State Take’ en la renta petrolera, el mejoramiento de las condi-ciones de seguridad en el país y, por supuesto, el incremento en los precios internacionales del petróleo.

El ritmo logrado permite afirmar, sin titu-beos, que Colombia tiene en la industria pe-trolera su mejor oportunidad para impulsar su desarrollo social y económico. Pero se requiere asegurar la sostenibilidad del sector.

Las señales positivas deben leerse en una perspectiva a largo plazo. El éxito de la políti-ca petrolera está en proceso de consolidación, pero hay que redoblar esfuerzos para asegu-rar la tendencia de crecimiento que se registra desde hace ocho años.

El gran dinamismo en la exploración y pro-ducción se basa principalmente en la inver-sión extranjera que llega al sector. Se requie-ren altas inversiones en las redes de abasto y distribución de combustibles en los campos de producción existentes y en la búsqueda de nuevos yacimientos, para consolidar y darle sostenibilidad a los aportes que el sector le está generando al país. Para ello, es necesaria la estabilidad en la reglas de juego.

El Informe Estadístico Petrolero 2011 ofrece información importante para fundamentar las decisiones las decisiones que puedan ase-gurar la sostenibilidad que el sector y el país requieren.

El ritmo logrado permite afirmar, sin titubeos, que Colombia tiene en la industria petrolera su mejor oportunidad para impulsar su desarrollo social y económico. Pero se requiere asegurar la sostenibilidad del sector.

alejandro martínez villegasPresidente Ejecutivo de la AsociaciónColombiana del Petróleo


PARtE 1

01 ImPoRtAnCIA DEl sECtoR En lA EConomíA ColombIAnAA. Producto interno bruto y sector petroleroB. Contribución fiscalC. Balanza comercial y actividad de comercio exteriorD. Inversión extranjera

02 ExPloRACIónA. ContratosB. Sísmica y perforación de pozosC. Expectativas exploratorias 2012-2013

03 PRoDuCCIónA. Producción de crudoB. Producción de gasC. Perspectivas de producción 2012

04 REsERvAsA. Reservas de crudo B. Reservas de gas

05 vEntAs DE CombustIblEA. Combustibles líquidosB. Gas natural

06 REsumEn DE CIFRAs En GRáFICAs

ImportaNcIa del sectoreN la ecoNomía colomBIaNa01TanTo el crecimienTo de las inversiones del secTor, como el aumenTo en los precios inTernacionales del peTróleo de los úlTimos años, generaron un impacto muy positivo en la economía del país. esTe impacTo se refleja en el crecimienTo económico del secTor peTrolero y en las acTividades que proveen insumos, en los ingresos de la nación y las regiones y, También, en las relaciones exTeriores de colombia.


producto INterNo Brutoy sector petroleroEl sector petrolero se destacó en el 2011 por ser el que registró la mayor tasa de crecimiento, y se convirtió en un motor importante del desarrollo económico del país. Para el 2011, el PIB del sector de petróleo y gas creció, a precios constantes del 2005, un 17 por ciento frente al 2010. Lo anterior significa un crecimiento tres veces mayor que la totalidad de la economía nacional.

1 El Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE) toma como año base el 2005, para corregir estas cifras por efectos inflacionarios.

2 El PIB a precios constantes de 2005, pasó de COP 23 billones en el año 2000 a COP 34 billones. A precios corrientes, el PIB del sector hidrocarburos el año 2011 totalizó COP 70 billones. Fuente: DANE.

otros sectores que también registraron una dinámica importante fueron la explotación de minas y canteras, con un crecimiento del 7 por ciento, y el sector de la construcción, que creció un 6 por ciento (precios constantes del 2005).

La importancia del sector petrolero en el PIB de la economía colombiana, ha sido significa-tiva en términos de participación (5 por cien-to en el 2011). Es de resaltar que el sector de hidrocarburos ha evidenciado un crecimiento sostenido en los últimos años, y totalizó en el 2011 un incremento del 38 por ciento, frente a su PIB registrado en el año 20002.

Este crecimiento no solo se refleja en la evo-lución de su participación en el PIB total, sino también en el jalonamiento de otros sectores de la economía, tales como insumos para la exploración y producción de hidrocarburos (encadenamientos “hacia atrás”), y en las acti-vidades en las cuales el petróleo y el gas son insumos para su producción (encadenamien-tos “hacia adelante”).

En el 2010, el Banco de la República, el De-partamento Nacional de Planeación y el Mi-nisterio de Hacienda y Crédito Público crearon un Comité Técnico, para medir el impacto ma-croeconómico del crecimiento del sector (Co-mité Tecnico Interinstitucional, 2010).

El estudio que realizó este comité encontró que por cada peso de incremento en la pro-ducción de petróleo y gas, la oferta y la deman-da de estos sectores crece 1,9 pesos. El análisis del Gobierno identifica que la producción de petróleo y gas se encuentra especialmente vinculada con el apalancamiento “hacia atrás” (insumos para la exploración y producción).

Resalta, además, que el sector de hidrocarbu-ros utiliza intensivamente insumos de 16 activi-dades económicas, entre las que sobresalen el sector de servicios de transporte terrestre (que participa con el 28 por ciento de la demanda del sector de hidrocarburos), el de servicios financie-ros (con el 21 por ciento de la demanda) y pro-ductos industriales (13 por ciento).

PRoDuCto IntERno bRuto

Actividades de servicios sociales, comunales y personales

Establecimientos financieros, seguros, actividades inmobiliarias y servicios a las empresas

Transporte, almacenamiento y comunicaciones

Petróleo crudo, gas natural y minerales de uranio y torio

Agricultura, ganadería, caza, silvicultura y pesca

Construcción

Industrias manufactureras

Comercio, reparación,restaurantes y hoteles

Explotación de minas y canteras

Suministro de electricidad, gas y agua

Resto explotación de minas y canteras

Fuente: DANE, cálculos ACP. PIB a precios constantes de 20051.10%-5%

5% 20%0%15%

Estos sectores han tenido una dinámica po-sitiva en los últimos años. En el 2011, el sector de transporte terrestre creció, a precios cons-tantes del 2005, 6 por ciento; servicios finan-cieros creció 12 por ciento, y productos indus-triales, 4 por ciento, con respecto al 2010.


Antioquia111.759.748,37

Arauca360.450.621,65

Bolivar68.493.858,02

Boyaca156.581.446,19

Casanare601.356.293,06

Cauca6.236.844,33

Cesar47.142.819,61

Cordoba278.637,18

Cundinamarca8.701.559,97

Guajira218.261.584,38

Huila 334.597.468,68

Tolima 168.274.335,86

Meta 1.339.365.207,68

Norte De Santander 28.000.414,58

Nariño 9.100.418,88

Putumayo182.837.100,53

Santander 352.346.490,22

Sucre 7.430.808,45

Vichada 453.302,84

Histórico de regalías pagadas 2004-2012 Total pagado anual (Miles de COP Corrientes)

PERsPECtIvAs DE mEDIAno PlAzoEl Gobierno proyecta un crecimiento sosteni-do de la producción de petróleo y gas para al-canzar el millón de barriles diarios en el 20123. Además, espera sostener y aumentar esta cifra hasta alcanzar una producción de un millón y medio de barriles diarios al finalizar la década4.

Estas perspectivas de incremento en la pro-ducción de petróleo y gas, sumadas a precios internacionales crecientes, un crecimiento vi-goroso en la producción de carbón y al alto nivel de encadenamiento del sector con otras actividades económicas, permiten concluir al Gobierno Nacional, en su análisis de la Regla Fiscal en Colombia, que el comportamiento esperado para el sector minero energético generará un efecto positivo sobre toda la economía.

De forma tal que, como resultado del cre-cimiento de este sector, estima que el PIB crecerá 1,5 puntos porcentuales adicionales, frente a la evolución del PIB en el escenario base (crecimiento anual del PIB del 4,5 por

3 Metas producción de petróleo estimadas por la ANH 2012.

4 Comité Técnico Interinstitucional (2010). Regla fiscal para Colom-bia. Bogotá: Banco de la República, Ministerio de Hacienda y Cré-dito Público, Departamento de Planeación Nacional. Pág. 66.

5 Ibid. Pág. 114.

6 En 2011, la ACP realizó una encuesta para requerimientos de bie-nes y servicios regionales. Esta tuvo por objetivo identificar el dé-ficit de bienes y servicios del sector. En esta encuesta se obtuvo información de 8 compañías que representan el 35 por ciento del promedio de producción.

ciento), llevando al Gobierno a proyectar un crecimiento del PIB de 6 por ciento anual para los próximos años.

Esta meta es un hito histórico, pues durante los últimos 80 años el crecimiento promedio anual de la economía nacional ha estado por debajo del 5 por ciento.

Adicionalmente, el Gobierno Nacional esti-ma que durante el periodo 2011-2015 se esta-rán generando, en promedio, 129 mil nuevos empleos por año, de modo que se reducirá la tasa de desempleo del país a un dígito5.

Estas perspectivas generan un reto para la potencial demanda de bienes y servicios que la industria utiliza para su operación, la cual se ve reflejada en el apalancamiento “hacia atrás” generado a nivel nacional. Esto tam-bién se refleja en los requerimientos manifes-tados a nivel regional por parte de empresas operadoras afiliadas.

En una encuesta hecha por la ACP en el 20116, se identificaron oportunidades im-portantes en las regiones para desarrollar bienes y servicios que demanda el sector, ta-les como transporte terrestre de maquinaria, transporte de personal y productos indus-triales (tubería de revestimiento, válvulas, bombas, entre otras).


Antioquia111.759.748,37

Arauca360.450.621,65

Bolivar68.493.858,02

Boyaca156.581.446,19

Casanare601.356.293,06

Cauca6.236.844,33

Cesar47.142.819,61

Cordoba278.637,18

Cundinamarca8.701.559,97

Guajira218.261.584,38

Huila 334.597.468,68

Tolima 168.274.335,86

Meta 1.339.365.207,68

Norte De Santander 28.000.414,58

Nariño 9.100.418,88

Putumayo182.837.100,53

Santander 352.346.490,22

Sucre 7.430.808,45

Vichada 453.302,84

Histórico de regalías pagadas 2004-2012 Total pagado anual (Miles de COP Corrientes)

El sector de hidrocarburos es un gran contribuyente para la financiación del Estado. La estructura de impuestos, gravámenes y derechos económicos contractuales vigente para el sector es muy eficiente, pues le permite al Estado capturar renta de todas las posibles fuentes de ingresos de un proyecto.

Regalías por produccion 2011

Municipios puertos - departamento de Sucre $225.136.077,78

Municipios puertos - departamento de Córdoba $248.945.587,50

Puertos de carga, descarga y cabotaje $114.767.997,40

Otros beneficiarios

DnP - fnr escalonamiento $120.573.806,65

DnP - interventorias $52.642.124,77

Dtn - fnr $1.014.435.722,34

Consorcio comercial fonpet $1.234.799.755,10

Patrimonio autónomo fIA $170.370.999,80

Total país $7.183.341.031,79

Fuente: 2004-2010: Agencia Nacional de HidrocarburosFONPET: Fondo Nacional de Pensiones de las Entidades TerritorialesFAEP: Fondo de Ahorro y Estabilización PetroleraFNR: Fondo Nacional de Regalías.

coNtrIBucIóN fIscal

REGAlíAs En la medida en que la producción de pe-tróleo y gas se incrementa, las regiones re-ciben mayores ingresos por concepto de regalías, que son una importante fuente de financiación para las zonas beneficiarias de este tributo.

En el año 2011 el nivel de regalías causadas totalizó $7,5 billones de pesos, lo cual repre-senta un incremento del 36 por ciento frente a las regalías causadas en 2010, tres veces supe-rior a las regalías causadas en 2004.

Excluyendo el Fondo de Pensiones (Fonpet), a través del cual las regiones reciben el 17 por ciento de las regalías giradas, los departamen-tos que recibieron mayores ingresos por rega-lías, incluyendo departamentos y municipios, fueron Meta (19 por ciento), Casanare (8 por ciento) y Arauca (5 por ciento). El resto de la regalías se distribuyó a través de 17 departa-mentos y 19 municipios, puertos de los de-partamentos de Sucre y Córdoba, puertos de carga, descarga y cabotaje.


ImPuEstos RECAuDADos PoR El GobIERno nACIonAlA medida que las empresas incrementan sus utilidades sube el recaudo de impuesto a la renta y, adicionalmente, aumentan los ingre-sos por dividendos de Ecopetrol, dado que la Nación es propietaria del 90 por ciento de esta empresa.

El impuesto a la renta causado por la activi-dad de exploración y producción de petróleo y gas, en el año gravable 2010 (recaudado en el 2011), totalizó 4,5 billones de pesos. Esto representó un incremento del 64 por ciento frente al impuesto de renta del 2009, explica-do principalmente por los incrementos en pro-ducción y precios del año gravable 2010 frente al 2009.

Las demás actividades que hacen parte del sector de hidrocarburos, pero que se regis-tran bajo clasificaciones CIIU diferentes a la exploración y producción de petróleo y gas (servicios petroleros, incluyendo sísmica, refi-nación, distribución mayorista y minorista de combustibles y lubricantes), registraron un im-puesto a la renta causado de 843 mil millones de pesos, en el año gravable 2010 (recaudado en el 2011), lo cual evidencia un crecimiento del 10 por ciento, frente al impuesto causado en el 2009.

En total, el conjunto de actividades que con-forman el sector de hidrocarburos en Colom-bia registró un impuesto a la renta causado de 5,4 billones de pesos en el año gravable 2010 (recaudado en el 2011)7.

En cuanto a los dividendos de Ecopetrol, la Nación recibió 3,3 billones de pesos en el año gravable 2010 (girado en el 2011), que decre-cieron el 58 por ciento con respecto a los divi-dendos recibidos el año anterior8.

DERECHos EConómICos ContRACtuAlEs PoR PRECIos Altos AnHLa Nación también recibe una participación adicional de los ingresos del sector a medida que los precios internacionales superan los 30 dólares por barril. Esta contraprestación hace parte de los Contratos de Exploración y Pro-ducción suscritos con la ANH9.

Lo anterior, junto con los demás derechos económicos contenidos en los contratos E&P y TEA10 suscritos con dicha entidad, totaliza-ron medio billón de pesos en el año gravable 2010. Se espera que la Nación, a través de la ANH, reciba mayores ingresos a medida que la producción proveniente de estos contratos se incremente.

APoRtE DEl sECtoR DE HIDRoCARbuRos A los InGREsos DEl GobIERno CEntRAlCon el impuesto a la renta causado por la explo-ración y producción de petróleo y gas, además de las actividades relacionadas con el sector11, los dividendos de Ecopetrol girados a la Nación y los derechos económicos contractuales a favor de la ANH, la Nación recibió del sector petrolero 9,2 billones de pesos en el año gravable 2010 (re-caudado en el 2011). Esta cifra representa cerca del 14 por ciento de los ingresos corrientes del Gobierno Central de ese año.

Lo anterior no incluye el valor de la produc-ción realizada por las empresas operadoras, que pasa a propiedad de Ecopetrol por virtud


de los Contratos de Asociación vigentes, cuyo valor en el 2010, estimado por la ACP, fue del orden de 8 billones de pesos. Esta produc-ción, si bien no es un tributo, hace parte de los derechos económicos a favor de la Nación, que pesan de forma importante en la partici-pación estatal (“State Take”), debido a que el 88 por ciento de la producción registrada en el 2011 proviene de campos que operan bajo contratos de Asociación, Concesión y opera-dos directamente por Ecopetrol.

PERsPECtIvAs InGREsos 2012 – 2013Se estima que el recaudo de regalías se incre-mentará en los próximos años, como resulta-do de la producción esperada en el 2012 y el 2013 y de los precios internacionales de 100 dólares por barril. La ACP calcula que el nivel de regalías a favor de las regiones se ubicará entre 9,5 y 11,5 billones de pesos.

Además, el recaudo por impuestos y divi-

7 Se excluye IVA, por revi-siones del saldo realmente pagado por la industria, después de devoluciones, e impuesto al patrimonio, de-bido a que la estadística no se encuentra desagregada para la industria petrolera.

8 Balance Fiscal Anual Gobierno Nacional Central. Ministerio de Hacienda y Crédito Público.

9 Algunos contratos de Asociación también incluyen una contraprestación a favor de Ecopetrol.

10 Otros derechos económi-cos contractuales: transfer-encia de tecnología, uso del subsuelo, etc.

Impuesto a la Renta E&P (CIIu 1110)

Impuesto a la Renta otras actividades diferentes a CIIu 1110

Dividendos de Ecopetrol

Derechos económicos contratos AnH

total Aportes al Gobierno Central

Cálculos: ACP.

aportes del sector de hIdrocarBuros al goBIerNo ceNtral (billones de pesos)

2,82010

4,5

3,3

0,5

9,1

0,8

2009

0,8

7,9

0,2

11,7

2,8

4,5

0,8

0,8

7,9

3,3

0,2

0,5

11,7

9,1

2009

2009

2009

2009

2009

2010

2010

2010

2010

2010

dendos de Ecopetrol durante el 2012 y el 2013 (años gravables 2011 y 2012, respectivamente) alcanzará niveles entre 17-22 billones de pesos.

Este cálculo incluye impuesto a la renta de la actividad de exploración y producción de petróleo, derechos económicos de los contra-tos E&P, dividendos de Ecopetrol girados a la Nación e impuesto a la renta recaudado del resto de actividades que conforman el sector (servicios petroleros, refinación, distribución de combustibles y lubricantes). El cálculo no incluye la producción de operadores privados, que recibe Ecopetrol a través de los Contratos de Asociación.

Si los ingresos de la Nación provenientes de otros sectores de la economía mantienen un crecimiento similar al proyectado para la eco-nomía (entre 5,5 y 6 por ciento)12, la participa-ción del aporte del sector petrolero a los ingre-sos del Gobierno Central puede ser superior al 20 por ciento.

año gravaBle 2010 recaudado eN 2011


Hoy el sector de petróleo y derivados repre-senta la mayor participación de las exporta-ciones del país (49 por ciento), seguido por sectores como el industrial (participación del 41 por ciento), productos de la refinación del petróleo (9 por ciento) y productos alimenti-cios y bebidas (8 por ciento).

Este comportamiento se debió a los in-crementos en producción y altos precios internacionales, y es consistente con el cre-cimiento del PIB del sector (petróleo y gas), que fue del 50 por ciento en el 2011, frente al año anterior.

ImPoRtACIonEsLas importaciones de productos fabricados de la refinación del petróleo totalizaron 3.846 millones de dólares en términos FOB, lo cual representa un crecimiento del 86 por ciento frente al 2010.

Estas importaciones son principalmente de diésel de bajo azufre, requerido para cumplir con las normas de calidad del ACPM en Co-lombia y mientras se terminan las adecuacio-nes de las refinerías locales, para cumplir con

11 Servicios petroleros incluyendo la sísmica, refinación, distribución mayorista y minorista de combustibles y lubricantes, registrados bajo clasificaciones CIIU diferentes a la actividad 1110 (Extracción de Petróleo crudo y gas natural).

12 Estimaciones del DNP.

BalaNza comercIaly actIvIdad de comercIo exterIorEn el año 2011 las exportaciones de petróleo y derivados totalizaron 27.954 millones de dólares FOB13, lo que representó un crecimiento de 70 por ciento frente al 2010, casi tres veces por encima de la tasa de crecimiento del total de sectores, y el nivel más alto en los últimos 20 años.

estos estándares con los volúmenes de de-manda de dicho combustible requeridos por el país. También se realizaron importaciones de gasolina para abastecer las zonas de fron-tera, en especial en Norte de Santander, La Guajira, Cesar, Nariño, Amazonas, Arauca, etc.

El balance entre las exportaciones e impor-taciones de hidrocarburos y derivados regis-tra un superávit de 24.194 millones dólares en el año 2011.

Estas estadísticas no incluyen importacio-nes de bienes y servicios requeridos para la operación del sector, las cuales han registra-do niveles anuales de 2.000 millones de dó-lares, entre las cuales se resaltan las impor-tacionesde tubería,bombasyválvulas (ver:posiciones de la industria frente al impacto de la política de comercio exterior 2011).

Si se tiene en cuenta que la producción seguirá creciendo y que la capacidad de re-finación se mantendrá relativamente estable en los próximos años, la ACP estima que las exportaciones de petróleo y derivados regis-trarán valores entre 26.000 y 28.000 millones de dólares14, esperando con ello crecimientos entre 13 y 23 por ciento, frente al nivel regis-trado en 2011.

Para las importaciones de derivados se es-pera una evolución similar o un poco supe-rior al crecimiento esperado de la economía. Lo anterior mientras se culminan las obras de ampliación y adecuación de las refinerías, previstas para los años 2015-2016.


De igual forma, se destaca el dinamismo que ha tenido la inversión extranjera del sector pe-trolero, pues de caídas importantes, como la presentada en 1999 (658 por ciento), ha sabido reponerse en años posteriores. Hacia el 2011 se presenta un crecimiento del 92 por ciento.

El logro de los niveles de producción espe-rados en los próximos años supone la realiza-ción de importantes inversiones en explora-ción y desarrollo de campos existentes.

Si el país mantiene los términos contrac-tuales y fiscales que hicieron de Colombia un destino atractivo para los inversionistas del sector, y esperando altos precios internacio-nales para los hidrocarburos, la ACP estima que la inversión en exploración y producción de hidrocarburos para los próximos años al-canzará niveles entre 4.000 y 6.000 millones de dólares por año.

Adicionalmente, el Gobierno anunció una inversión de más de 7.000 millones de dólares en este cuatrenio para oleoductos, gasoduc-tos, puertos, centros de almacenamiento, obras de dragado para navegabilidad marí-tima y fluvial, subestaciones y expansión de energía.

Por último, en materia de refinación tam-bién se están desarrollando inversiones en ampliación y modernización de las dos refi-nerías más importantes del país (Barranca-bermeja y Cartagena). Según lo anunciado por Ecopetrol, el monto de estas inversiones asciende a 7.270 millones de dólares.

13 Término comercial para establecer el precio puesto en puerto de exportación colombiano.

14 Cálculo ACP para un precio internacional de referencia de USD 100 / bl en 2012 y 2013.

Si se tiene en cuenta que la producción seguirá creciendo y que la capacidad de refinación se mantendrá relativamente estable en los próximos años, la ACP estima que las exportaciones de petróleo y derivados registrarán valores entre 26.000 y 28.000 millones de dólares en los años 2012 y 2013

INversIóN extraNjera

Al 2011 el sector petrolero atrajo el 38 por ciento de la inversión extranjera directa neta en Colombia. Es decir, que de 13.234 millones de dólares, 5.083 millones correspondieron al sector petrolero. Esta participación ha sido la segunda más alta registrada desde 1994, año desde el cual el Banco de la República tiene registros de esta estadística.


La nueva poLítica petroLera ha mostrado ser exitosa para atraer inversión en eL sector. hay uN graN dINamIsmo en La expLoración pero todavía no se han dado descubrimientos significativos que reempLacen La producción en eL Largo pLazo.

exploracIóN02


En el 2011 se suscribieron 76 contratos, la mayoría de E&P. Esta es la cifra más alta des-de 1970. Estos contratos corresponden en su mayoría a áreas asignadas en la Ronda Colombia 2010 (68 contratos)15, los cuales re-presentan el 4 por ciento del área total de las cuencas sedimentarias colombianas.

La ACP estima que las obligaciones con-tractuales asumidas en esta Ronda generarán una inversión exploratoria de cerca de 1.600 millones de dólares, que serán ejecutados en los próximos seis años16.

Con los nuevos contratos suscritos en el 2011, sumados a los contratos E&P, TEA, contratos de asociación, concesiones y áreas operadas direc-tamente con Ecopetrol, a través de convenios de exploración y explotación con la ANH, se to-talizan 445 áreas contratadas vigentes.

Estas áreas, junto con las reservadas por la ANH y las asignadas en la Ronda 2010, que a diciembre del 2011 estaban en proceso de firma del contrato E&P, totalizan 97 millones de Ha (59 por ciento de las cuencas sedimen-tarias), lo que demuestra un alto nivel de ac-tividad en el país. Sin embargo, se evidencia también que en Colombia aún hay áreas por

17 Se incluyen áreas pendientes por firmar contratos.

18 Incluye 27.332 has. de bloques profundos que podrían también estar contabilizadas en área contratada.

Fuente: Información preliminar ANH, sujeta a revisión. Cálculos ACP.

20112006

20012010

20052000

20092004

19992008

20031998

20072002

19971996

1995

No.

de

cont

rato

s

Número de coNtratos fIrmados

Fuente: estadísticas anuales Ecopetrol, ANH. Contratos vigentes y firmados a enero 31 de 2012.

80

70

60

30

50

20

40

10

0

coNtratos

explotar, debido al importante número de hectáreas disponibles, además de la activi-dad que aún se puede llevar a cabo en áreas contratadas.

97,4 millones de Ha (e)

41%

Área sedimentaria contrataday en preparación17

59% Área disponible18

66,5 millones de Ha (e)

total Área cueNcas sedImeNtarIas 163.966.753 Has

ANH TEA´S

2010 ANH E&P

Asociación

Total


En 2011 se corrieron 23.960 kilómetros equi-valentes de sísmica, cifra ligeramente inferior a la registrada en el 2010 (25.960 kilómetros), pero la tercera más alta de los últimos 40 años.

El 90 por ciento de la actividad sísmica fue hecha por empresas privadas, en su mayoría extranjeras, y el 10 por ciento restante la rea-lizó directamente Ecopetrol.

Fuente: 1977-1999: Estadísticas anuales Ecopetrol. 2000-2012: Indicadores de gestión y estadísticas de la industria ANH.

20112006

20012010

20052000

20092004

19991989

19941984

20082003

19981988

19931983

20072002

19971987

19921982

19791996

19861991

19811978

19951985

19901980

1977

Mile

s de

Km

s -

Equi

vale

ntes

sísmIca (mIles de kIlometros equIvaleNtes)

11,0

9,3

13,9

6,8

10,813,5

12,0 11,69,6 9,7

2,7 2,1 2,4

1,4

11,9

26,5

10,0

16,3

20,1

26,0

24,019,6

6,7

9,9 9,47,8 7,7

5,0

2,2 2,2 2,1 0,6 2,1 3,5

6,8

30

15

25

10

20

5

0

Perforados

Productores

evolucIóN perforacIóN exploratorIa (pozos a3)

Fuentes: Ministerio de Minas y Energía, Ecopetrol, ANH y ACP

120

140

60

100

40

80

20

0

16

4 2 6 2 46

10

2216

29

4736 35

63

13 16 14 10

2821

56

112

99

35

70

126

75

sísmIca y perforacIóN de pozos

La mayor actividad sísmica fue realizada en tierra firme (15.716 kilómetros equivalentes) y el resto en aguas profundas (8.246 kilómetros), en las cuencas de Sinú, Chocó y La Guajira.

Por su parte, en el año 2011 se perforaron 126 pozos exploratorios, de los cuales 35 pozos fue-ron declarados productores. Esta es la cifra más alta registrada en la historia de Colombia.

20112006

20012010

20052000

20092004

20082003

20072002

19991998


Se perforaron 126 pozos exploratorios, de los cuales 35 pozos fueron declarados productores.Esta es la cifra más alta registradaen la historia de Colombia.

Las tres cuencas sedimentarias que registra-ron mayor perforación exploratoria fueron los Llanos Orientales, con 95 pozos perforados (33 pozos productores); el Valle Superior del Mag-dalena, con ocho pozos, y la cuenca Caguán-Putumayo, con seis pozos perforados. En las dos últimas cuencas no se registraron pozos productores, aunque algunos de ellos aún se encuentran en prueba.

De los 126 pozos exploratorios perforados, el 87 por ciento (109) lo hicieron empresas privadas, en su mayoría extranjeras; el 10 por ciento (12) se perforaron en asociación con Ecopetrol, y el 4 por ciento (5), directamente por Ecopetrol.

Al comparar esta cifra con el histórico de pozos explorados en Colombia, se encuentra que la actividad exploratoria se ha dinamizado considerablemente, teniendo en cuenta que entre 1994-2003 el promedio de pozos perfo-rados por año era de 15, y entre el 2004 y el 2011 fue de 74.

ExPECtAtIvAs DE InvERsIón ExPloRAtoRIA 2012-2013Para finales del 2012, la ANH espera asignar un número importante de áreas exploratorias en su Ronda Colombia 2012. En este proceso se ofrecen 109 bloques, que equivalen a 13,5 millones de hectáreas y representan el 8 por ciento del área total de cuencas sedimentarias.

Por lo anterior, se espera que la actividad contractual se reactive a finales de este año y, sobre todo, en el primer semestre del 2013.

Adicionalmente, en el 2012 el Gobierno Na-cional espera registrar 18.200 kilómetros equi-valentes de sísmica y 150 pozos exploratorios, producto de las obligaciones contractuales vigentes. Según esta meta, la ANH estima una inversión exploratoria de al menos 1.300 millo-nes de dólares.


La cuenca de mayor producción este año fue La de Los LLanos orientaLes, que aportó casi un 73 por ciento de La producción totaL, subiendo 3 puntos porcentuaLes frente aL 2010

produccIóN03


la inversión en producción fue muy diná-mica en el 2011. De acuerdo con información de la ANH, publicada en el diario Portafolio, se perforaron 1.100 pozos de desarrollo, lo cual representa un incremento del 50 por ciento frente a la actividad registrada en el 201019.

Esta dinámica en perforación de pozos, y las demás inversiones en producción y trans-porte, hicieron posible que el país alcanzara el más alto volumen de producción de hidrocar-buros en la historia del país, especialmente en petróleo.

En diciembre del 2011 se alcanzó una pro-ducción de crudo de 929.569 BPD, y el prome-dio del año fue de 915.263 BPD.

Esto representó un incremento del 16 por ciento frente al volumen de producción regis-trado en el 2010, y un 9 por ciento superior a la producción del año 1999, cuando Cusiana alcanzó su pico de producción (842.000 BPD). Por mucho tiempo, 1999 se consideró el año de mayor volumen de producción registrado en la historia del país.

Norte de Santander

Otros 6

deptos*.

Putumayo

Cesar

Boyacá

Bolívar

Huila

Antioquia

Santander

Tolim

a

Arauca

Casanare

Meta

Fuente: Datos de la ANH, con cálculo de la ACP.Fuente: 1993-1999: Ecopetrol. 2000-2011: Ministerio de Minas y Energía. Cálculos ACP.

BPD

C

ANH

Campos existentes antes de ANH

Nuevosdescubrimientos

hIstórIco produccIóN meNsual de crudo(BarrIles por día) 1993-2011

produccIóN de crudo por departameNto 2011 (Bpdc)

450.000400.000350.000300.000250.000200.000150.000100.000

50.0000

produccIóN de crudo

19 Ahumada, Omar. “Menos perforación petrolera”. En: Portafolio, Bogotá 2011. Febrero 06 de 2012

La cuenca de mayor producción este año fue la de los Llanos Orientales, que aportó casi un 73 por ciento de la producción to-tal, subiendo 3 puntos porcentuales frente al 2010. Dentro de esta cuenca, los depar-tamentos con mayor producción de crudo fueron: Meta, con 432.818 barriles diarios;Casanare, con 159.913, y Arauca, con aproxi-madamente 72.477 barriles diarios. La cuenca Valle Medio del Magdalena aportó el 14 por ciento, y la del Valle Superior del Magdalena, el 8 por ciento.

Es importante resaltar que el 88 por ciento de la producción promedio registrada en el 2011 provino de las inversiones realizadas en campos existentes antes de la creación de la ANH.

La producción proveniente de nuevos con-tratos (E&P) es baja, puesto que la mayoría de estos aún están en la fase exploratoria y, ade-más, los descubrimientos realizados hasta la fecha han sido pequeños (reservas inferiores a los 5 millones de barriles).

1’000.000900.000800.000700.000600.000500.000400.000300.000200.000100.000

0

*Sucre, Córdoba, Cundinamarca, Nariño, Vichada

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011


PRoDuCCIón DE GAsEn el 2011 se registró, en promedio, una pro-ducción de gas natural de 1.036 millones de pies cúbicos por día (MPCD), entregados a gasoducto. Frente al 2010, se aprecia una dis-minución del 3 por ciento de gas producido y entregado a gasoducto.

La reducción en la producción de gas en el 2011 obedeció, principalmente, a factores cli-máticos. En el 2010 la producción de gas na-tural fue en particular alta, para atender los requerimientos termoeléctricos causados al Fenómeno de El Niño. Pero en el 2011, este fe-nómeno climático no se presentó (esto sucede cada 4-5 años).

PERsPECtIvAs DE PRoDuCCIón 2012Se estima que en el 2012 la producción de pe-tróleo alcanzará el millón de barriles diarios, meta que se esperaba desde finales del año pasado, pero que al primer trimestre del 2012 no se logró, debido a demoras en el inicio de actividades pendientes del otorgamiento de las licencias ambientales, bloqueos comuni-tarios a la infraestructura de transporte y ata-ques a la infraestructura por parte de grupos armados al margen de la ley.

No obstante, existe confianza empresarial de que estos obstáculos serán superados y se mantendrá el ritmo de inversiones reque-ridas para alcanzar la meta en la producción de petróleo.

En materia de gas natural, se espera registrar niveles similares a los observados en el 2011 o ligeramente superiores, acordes con el cre-cimiento esperado para la economía. Por el momento, no se esperan picos en demanda importantes, como los que se evidenciaron frente a fenómenos climáticos como el de El Niño. Es importante anotar que la producción de gas natural depende, de manera directa, de su demanda.

20102009

20082007

2006

produccIóN de crudo

Crudo (Kppd)

850

600

800750

550

650700

500

Prod

ucci

ón d

e cr

udo(

Kbpd

)

1200

400

1000

200

600

800

0

Prod

ucci

ón d

e ga

s na

tura

l (M

pcd)

Gas (Mpcd)

produccIóN de gas

20112010

20092008

20072006

2011


gran parte de Las Nuevas reservas INcorporadas aL país provienen de Las inversiones que se han destinado en campos viejos, Los cuaLes han permitido revisar eL niveL de reservas.

reservas04


En el 2011 las reservas remanentes de crudo totalizaron 2.259 millones de barriles. Con relación a 2010, las reservas registraron un incremento de 201 millones de barriles, es decir, un crecimiento del 9.8 por ciento20.

Desde finales de la década de los 90 y has-ta el 2007, las reservas remanentes de crudo del país venían declinando. De hecho, el 2007 fue el año que registró el más bajo nivel de reservas remanentes (1.358 millones de barri-les). Sin embargo, esta tendencia se revertió a partir del 2008, como resultado de la nueva política petrolera y el incremento en los pre-cios internacionales registrados en los últi-mos años.

Gran parte de las nuevas reservas incorpo-radas al país provienen de las inversiones que se han destinado en campos viejos, los cuales han permitido revisar el nivel de reservas. De acuerdo con la ANH, de los 2.246 millones de barriles de reservas incorporadas al país en el periodo 2004-2010, 2.156 millones (96 por ciento) provienen de revisiones de reservas en campos viejos, y el 4 por ciento restante (303 millones de barriles), de los nuevos campos desarrollados en dicho periodo de tiempo.

20 Datos de la ANH y Ecopetrol.

Gran parte de las nuevas reservas incorporadas al país provienen de las inversiones que se han destinado en campos viejos, los cuales han permitido revisar el nivel de reservas.

relacIóN reservas / produccIóN de crudo

Fuente: Ecopetrol, Ministerio de Minas y Energía.

20062001

20102005

20002009

20041999

19891994

19842008

20031998

19881993

20072002

19971987

19921996

19861991

19951985

1990

Relación R/P años

Reservas remanentes

3500 22

2000

14

1500 8

12

18

6

10

162500

203000

1000 4

Mill

ones

de

barr

iles

Año

s de

rese

rvas

reservas de crudo

2011


En el 2011 las reservas totales de gas natu-ral21 se situaron en 6,6 Tera Pies Cúbicos (TPC), lo que representa una caída frente al año an-terior cuando las reservas eran de 7.1 TPC. Las reservas probadas fueron de 5,5 TPC, ligera-mente inferior a 2010, que fueron de 5,4 TPC.

Reservas probadas de gas natural

Fuente: 1980-1986. BP – Statistical Review of World Energy 2009. 1987-1999. UPME. 2000-2010, ANH. Cálculos: ACP

reservas de gas

20062001

20102005

20002009

20041999

19891994

20082003

19981988

19932007

20021997

19871992

19961991

19951990

7

8

9

2

6

5

1

3

4

0

Trill

ones

de

pies

cúb

icos

reservas de gas

21 Las reservas totales incluyen reservas probadas, probables y posibles, de acuerdo con la clasificación de reservas adoptadas por la Agencia Nacional de Hidrocarburos en la reglamentación vigente sobre el tema

2011


veNtas de comBustIBle05En el 2011, el consumo de combustibles lí-quidos denominados “blancos” (gasolina oxi-genada, diésel mezclado con biodiésel, diésel marino, combustibles de aviación, querosene, avigas, propano y bencinas) sumó 238.000 ba-rriles promedio día (BPD).

De esta canasta de combustibles se resaltan el consumo de diésel, que totalizó 115.300 BPD; las gasolinas, con 80.500 BPD; el combus-tible de aviación, con 20.600 BPD, y el gas pro-pano, con 17.400 BPD equivalentes.

La mayor dinámica se registró en el consu-mo de diésel, con un crecimiento del 10 por ciento frente al 2010. Este incremento lo ex-plican factores como la entrada o ampliación de los sistemas de transporte masivo, el cre-cimiento del sector petrolero que consume diésel en sus operaciones, principalmente para la generación de energía eléctrica, y el

comBustIBles líquIdoscrecimiento en la construcción de obras de infraestructura.

El crecimiento del sector de la aviación también se vio reflejado en las cifras del con-sumo del combustible, el cual creció 4 por ciento frente al 2010. Por su parte, la buena dinámica del transporte marítimo mercantil (aumentó 16 por ciento en importaciones y 10 por ciento en exportaciones)22 se reflejó en el consumo de diésel marino.

El consumo de gasolinas creció 3 por ciento, un porcentaje inferior al crecimiento de la eco-nomía colombiana, estimado por el Banco de la República en 5,5 por ciento para el año 2011.

En términos generales, y pese al alto creci-miento del parque automotor registrado en los últimos años, el aumento del consumo de gasolina no se dio al mismo ritmo. Esto puede explicarse, por un lado, porque los vehículos


que ingresan al parque automotor vienen con motores más eficientes en términos de consumo de combustible. Por el otro lado, también es explicable por el desplazamiento que el consumo de diésel ha generado sobre el consumo de gasolina.

En la siguiente gráfica se muestra una redis-tribución en la canasta de combustibles. Mien-tras que en el año 2000 la gasolina pesaba el 50 por ciento del consumo total de combus-tibles, en el 2011 se contrajo hasta llegar a un 34 por ciento.

El comportamiento del diésel mostró una ten-dencia contraria, ya que aumentó su participación en el consumo total de combustibles, del 30 por ciento en el año 2000, al 48 por ciento en el 2011.

Gasolinas

Diesel

Jet A1

Propano

Diesel Marino

evolucIóN caNasta de comBustIBles

En el caso del gas natural, en el 2011 se en-tregaron 1.036 millones de pies cúbicos por día (MPCD)23 a gasoducto, de los cuales 796 MPCD se quedaron en el mercado y el resto se exportó.

En el 2011 el consumo interno de gas mos-tró un caída de 5 por ciento frente a las ventas locales del 2010.

La disminución registrada frente al 2010 se explica por la disminución del consumo reali-zado por el sector eléctrico (28 por ciento) y, en menor medida, por la caída del gas natu-ral vehicular comprimido (4,2 por ciento). No obstante, otros sectores importantes para el mercado local presentaron crecimiento, tales como: el sector industrial (5 por ciento), elconsumo doméstico (9 por ciento) y las refi-nerías (9,4 por ciento).

La razón principal que explica la reducción en el consumo del sector eléctrico en el 2011,

gas Naturalfrente al 2010, es que en en este último año se registró un consumo especialmente im-portante en este sector, debido a la mayor generación termoeléctrica, requerida para atender la menor generación hidráulica, de-bido al fenómeno de El Niño.

Por último, la caída en el consumo de gas natural comprimido, pese al incremento en el número de conversiones de vehículos (84 por ciento del 2010 al 2011), se explica porque los nuevos vehículos que entran al mercado en su mayoría son de uso privado, mientras que, por otro lado, la chatarrización de vehículos de transporte público saca del mercado un número considerable de vehículos que con-sumían gas natural, cuyo volumen de consu-mo no logra ser reemplazado por los nuevos vehículos que se convierten a gas natural comprimido.

22 Volumen de carga de exportaciones e importaciones por modos de transporte. Fuente: DIAN.

23 Datos Consejo Nacional de Operación-Gas Natural, convertidos a MPCD, utilizando el factor de conversión UPME 1 MPCD=1,045 GBTU / D.

Gasolinas

Diesel

Jet A1

Propano

102,7KBPDC

80,5KBPDC

2001 2011

60,5KBPDC115,3KBPDC

2001 2011

13,6KBPDC

20,6KBPDC

2001 2011

24,2KBPDC

17,4KBPDC

2001 2011

2011Canasta de

combustibles

34% 48%

9%7%

2%

Fuente: Asocaña, DIAN, Ecopetrol, Fedepalma. Cálculos ACP.


resumen en cifras

En 2011 se corrieron 23.960 kilómetros equivalentes de sísmica, cifra ligeramente inferior a la registrada en 2010 (25.960 kilómetros), pero la tercera más alta de los últimos 40 años. El 90 por ciento de la actividad sísmica fue realizada por empresas privadas, en su mayoría extranjeras, y el 10 por ciento restante la realizó directamente Ecopetrol.

En el año 2011 se perforaron 126 pozos exploratorios. Esta es la cifra más alta registrada en la historia de Colombia. De acuerdo con la ANH, 35 pozos fueron productores.

Las 3 cuencas sedimentarias que registraron mayor perforación exploratoria fueron Llanos Orientales, con 95 pozos perforados (33 pozos productores); el Valle Superior del Magdalena, con 8 pozos, y la cuenca Caguán-Putumayo, con 6 pozos perforados. En las dos últimas cuencas no se registraron pozos productores, aunque algunos de ellos aún se encuentran en prueba.

En 2011 se suscribieron 76 contratos, la mayoría de E&P. Esta es la cifra más alta desde 1970. Estos contratos corresponden en su mayoría a áreas asignadas en la Ronda Colombia 2010, 68 contratos1. Actualmente hay 445 áreas contratadas vigentes.

1 Contratos, sísmica y perforación de pozos

Contratos

Exploración sísmica

Mile

s de

Km

s. -

Equi

vale

ntes

(Miles de kilómetros equivalentes)

Fuente: 1977-1999: Estadísticas anuales Ecopetrol. 2000-2012: Indicadores de gestión y estadísticas de la industria ANH.

11,0

9,3

13,910,8 12,0 11,6

9,6 9,7

2,1 2,41,4

26,5

10,0

16,3

20,1

26,0

24,019,6

9,9 9,47,8 7,7

5,02,2 2,2 2,1 0,6 2,1 3,5

6,8

30

15

25

10

20

5

0

Total sísmica

1 De los 78 bloques asignados en la Ronda Colombia 2010, 68 contratos se firmaron en 2011, 7 se encuentran pendientes por firmar debido a revisión de criterios de habilitación de empresas y 3 no se firmarán por incumplimiento de requisitos.

No.

de

cont

rato

s fir

mad

os

Número de contratos firmados

Fuente: estadísticas anuales Ecopetrol y ANH.

80

70

60

30

50

20

40

10

0

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

ANH TEA´S 2010ANH E&PAsociaciónTotal

6,8

13,5

6,7 2,7

11,9

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Perforación de pozos exploratorios

Evolución perforación exploratoria (pozos A3)

Fuentes: Ministerio de Minas y Energía, Ecopetrol, ANH y ACP

120

140

60

100

40

80

20

0

16

4 2 6 2 46 10

2216

29

47

36

35

63

13 16 1410

2821

56

112

99

35

70

126

75

PerforadosProductores

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

06


2 Producciónde crudo y de gas

En diciembre de 2011 se alcanzó una producción de crudo de 929,569 BPD, y el promedio del año fue 915,263 BPD.

Los departamentos con mayor producción fueron: Meta (432,818 BPD), Casanare (159.913 BPD), y Arauca (72.477 BPD).

En 2011 se registró, en promedio, una producción de gas natural de 1.036 millones de pies cúbicos por día (MPCD), entregados a gasoducto. Frente a 2010, se aprecia una disminución del 3 por ciento de gas producido y entregado a gasoducto.

3 Histórico de reservasEn 2011 las reservas remanentes de crudo totalizaron 2.259 millones de barriles. Con relación a 2010, se registró un incremento de 201 millones de barriles, es decir, un crecimiento del 9,8 por ciento.

4 Canastade combustibles

En 2000, la gasolina representaba el 50 por ciento del consumo total de combustibles. En 2011 se contrajo hasta llegar a un 34 por ciento. El diesel mostró una tendencia contraria, dado que aumentó su participación del 30 por ciento en el año 2000, al 48 por ciento en 2011.

Producción de gas

Gas (Mpcd)

1.200

400

1.000

200

600

800

0

Prod

ucci

ón d

e ga

s na

tura

l (M

pcd)

Fuente: Ministerio de Minas y Energía-Dirección de Hidrocarburos

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Producción de crudoProducción de crudo por departamento 2011 (BPDC)

Met

a

Casa

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Ara

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os 6

dep

tos.

450.000400.000350.000300.000250.000200.000150.000100.000

50.0000

Fuente: Datos de la ANH, con cálculo de la ACP.

GasolinasDieselJet A1PropanoQueroseno

GasolinasDieselJet A1PropanoDiesel Marino

2000 2011

Evolución canasta de combustibles

50%34% 48%

9%7%

2%

30%

7%

12%1%

Fuente: Asocaña, DIAN, Ecopetrol, Fedepalma. Cálculos ACP.

Relación reservas / producción de crudo

Fuente: Ecopetrol, Ministerio de Minas y Energía.

3500 22

2000

14

15008

12

18

6

10

162500

20

3000

1000 4

Mill

ones

de

barr

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Año

s

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Relación R/P añosReservas remanentes


PARtE 2

07 PosICIonEs DE lA InDustRIAA. Posiciones de la industria frente a la política petrolera y la estabilidad de reglasB. Posiciones de la industria frente a los hidrocarburos en yacimientos no convencionalesC. Posiciones de la industria frente al impacto de la política de comercio exterior 2011


La nueva poLítica petroLera ha mostrado ser exitosa para atraer INversIóN eN el sector. hay un gran dinamismo en La expLoración pero todavía no se han dado descubrimientos significativos que rempLacen La producción en eL Largo pLazo.

posIcIoNes de la INdustrIa07


Con el cambio de reglas la inversión para la exploración petrolera se marchitó paulatina-mente, lo cual conllevó a un decrecimiento en las reservas petroleras del país que prendió las alertas de desabastecimiento petrolero.

Con la entrada del siglo XXI, el país adoptó una nueva política petrolera, con un enfoque más competitivo del ‘State-Take’. La nueva po-lítica está mostrando resultados.

Sin embargo, aún falta consolidar el éxito de la nueva política. En el país todavía no se han dado grandes descubrimientos de yaci-mientos petroleros, y las reservas dependen de la producción que proviene de los campos viejos. Para garantizar el éxito de la política petrolera, es determinante mantener estable las reglas de juego y conservar el ‘State-Take’ en un margen competitivo.

sItuACIón DEl sECtoR PEtRolERo En los 90A finales de la década de los 90 la actividad minero-energética del país estaba en crisis. Las reservas y la producción de crudo entraron en declive, y para completar el poco alentador pa-norama, la exploración de nuevos yacimientos de crudo no solo era escasa sino precaria.

En 1999, las proyecciones del Gobierno in-dicaron que a partir del 2004 el país perdería la capacidad de autoabastecimiento ener-gético. A menos que se tomaran decisiones para replantear la situación, el país entraría a depender de otros países para satisfacer la demanda interna de hidrocarburos.

La amenaza de desabastecimiento energé-tico significaba, además, perder excedentes comerciales a largo plazo, dejar de tener ex-portaciones superiores a los US$6.000 millo-nes en 2002, e incremento del déficit fiscal en cerca del 3 por ciento del PIB (Fedesarrollo y Banco de la República).

En la década de los 90 se adoptaron una serie de medidas tributarias que aumentaron la participación del Estado en las utilidades netas de la producción de crudo.

Se introdujo en el Contrato de Asociación, la distribución escalonada de producción después del pago de las regalías (conocido como Contrato de Producción escalonado). Posteriormente, a los contratos de Asociación se les incorporó el FACTOR R, parámetro para relacionar la rentabilidad de los campos con la distribución de producción de los mismos. Además, se implementaron una serie de im-

19891999

20001979

19841994

19741988

19981978

19831993

19731987

19971977

19821992

19721986

19961976

19811991

19711985

19951975

19801990

1970

Pozos A-3

caída de la exploracIóN de petróleo

posIcIóN de la INdustrIa petrolera freNtea la polítIca petrolera y la estaBIlIdad de reglasA finales del siglo XX, el país vivió los efectos del cambio de reglas de juego en el sector petrolero. En la década de los noventa se adoptaron una serie de medidas, que condujeron al incremento de la participación del Estado (‘State-Take’) en la renta petrolera, con la consecuente pérdida de competitividad del país frente a otros países con los que compite Colombia por inversión extranjera.

80

70

60

50

40

30

20

10

0

No.

poz

os A

3 pe

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ados

Caño Limón

Producción escalonada

Impuestos guerra. Remesas

Factor R


posiciones, como el impuesto de guerra y de remesas. Todas estas modificaciones aumen-taron hasta en un 84 por ciento la participa-ción del Estado en las utilidades netas de la renta petrolera especulada.

Como consecuencia, el país perdió com-petitividad frente a otros países con los que compite Colombia por inversión extranjera.

Dicha pérdida de competitividad del ‘State-Take’ colombiano produjo un descenso siste-mático de las reservas probadas, hasta llegar a un mínimo de 1.358 millones de barriles en 2007. La producción de crudo, que alcanzó su pico en 1999 (815,3 millones de barriles anua-les), cayó año tras año hasta llegar a su mínimo de 525,8 millones de barriles anuales en 2005.

Este panorama desalentador detuvo el buen ritmo en exploración y producción de hidrocarburos alcanzado en la década de los 80. Con los descubrimientos de Caño Limón (1983) y Cusiana (1989), la producción pe-

trolera del país se triplicó, y pasó de producir 55,5 millones anuales de Barriles de Petróleo (BDP) hasta llegar a 160,4 millones anuales BDP en menos de una década.

En 1999 se firmó un solo contrato de ex-ploración. Con las reservas al mínimo, el país comprendió el riesgo de alterar la estabilidad de las reglas de juego.

REFoRmulACIón DE lA PolítICA PEtRolERA

La amenaza de desabastecimiento obligó al Gobierno Nacional a replantear la política del sector de hidrocarburos. En la primera década del siglo XXI se decidió regresarle la competitividad al ‘State-Take’ colombiano.

Se buscó atraer capital privado de riesgo, aumentar la efectividad y transparencia ins-titucional, mejorar el recobro y la producción existente, y mitigar el impacto macroeconó-mico de la pérdida de autoabastecimiento.

En 2002 se aprobó una ley de regalías con tarifas escalonadas según el nivel de produc-ción, y en 2003 se creó la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), para que se encargara de administrar y regular los recursos de pe-tróleo y gas natural. Ecopetrol se transformó para que asumiera objetivos empresariales y comerciales. Esto favoreció la competencia en-tre las compañías del sector de hidrocarburos.

Entre 2004 y 2010, el país logró un crecimiento total de 2.246 millones de barriles de petróleo, de los cuales 300 millones corresponden a los nuevos descubrimientos

La amenaza de desabastecimiento obLigó aL gobierno nacionaL a repLantear La poLítica deL sector de hidrocarburos. en La primera década deL sigLo xxi se decidió regresarLe La competitividad aL ‘state-take’ coLombiano.


Se adoptaron nuevas modalidades de contrato para los proyectos de exploración, producción y evaluación técnica. Estos con-tratos, con características competitivas in-ternacionales, incentivaron la inversión ex-tranjera directa en la actividad exploratoria, tanto sísmica como de perforación de pozos. Adicionalmente, se implementaron medidas tales como la amortización acelerada de las inversiones, y se extendieron los contratos de asociación que estaban por vencerse, lo que permitió incrementar el recobro de hidrocar-buros en campos existentes.

Estas medidas en política petrolera, ayu-dadas también por el incremento en precios internacionales del petróleo, produjeron el crecimiento vigoroso del sector, con impac-tos positivos en la economía nacional.

1. Crecimiento de la inversión extranje-ra. La inversión extranjera en 2011 fue de US$13.234 millones, de los cuales US$5.083 correspondieron al sector pe-trolero. Esto demuestra que Colombia es considerada como un destino atractivo para la inversión en hidrocarburos.

2. Aumento en la perforación de pozos exploratorios. En 2011 se perforaron 126 pozos exploratorios. De este total, el 87 por ciento (109) fueron perforados por empre-sas privadas, en su mayoría extranjeras; el 10 por ciento (12) en asociación con Eco-petrol, y el 4 por ciento (5) directamente por Ecopetrol. Este número de pozos es el más alto registrado en la historia del país.

3. Aumento de la producción. La pro-ducción promedio mensual de crudo alcanzó el pico histórico de 929.569 BPD en diciembre de 2011, y se logró por las inversiones de capital, especialmente ex-tranjero, en los campos existentes, y los nuevos descubrimientos de pequeñas y medianas acumulaciones.

4. Recuperación del autoabastecimiento. Se recuperó la capacidad de autoabasteci-miento, y se postergó la fecha hasta 2019. En 2010 se calculó la cantidad de reservas en 2.058 millones de barriles.

5. sin embargo, aún no se han dado des-cubrimientos significativos para asegurar el abastecimiento del país a largo plazo. Entre 2004 y 2010, el país logró un creci-miento total de 2.246 millones de barriles de petróleo, de los cuales 300 millones corresponden a los nuevos descubrimien-tos. Aunque se han hecho altas inversio-nes en exploración y producción, todavía no dan los resultados esperados para el desarrollo pleno del país en materia de hidrocarburos.

CARACtERístICAs DE lA PARtICIPACIón EstAtAl En lA REntA PEtRolERA

El crecimiento del sector petrolero es un gran generador de renta para el Estado colombia-no. A través de sus impuestos y gravámenes se benefician tanto el Gobierno Nacional como las entidades territoriales.

El actual sistema impositivo que aplica al sector (impuestos, gravámenes y derechos económicos contractuales) es muy eficiente, porque al tiempo que ha permitido alcanzar los niveles de inversión mencionados, le posi-bilita al Estado capturar renta de todas y cada una de las posibles fuentes generadoras de ingresosdeunproyectopetrolero,así:


• Amayorvolumendeproducción,seincre-menta el recaudo de regalías y, por ende, el ingreso de entidades gubernamentales nacionales y regionales, independiente-mente de si el proyecto petrolero es ren-table o no.

• Amayoresprecios,elGobierno,atravésdela Agencia Nacional de Hidrocarburos, re-cibe una parte muy importante de ese in-cremento en ingresos por mayores precios. Esto en virtud de los derechos por precios altos establecidos en los contratos E&P.

• A medida que el proyecto petrolero sehace más rentable y su patrimonio crece, el Gobierno recauda más recursos por im-puesto a la renta e impuesto al patrimonio, con el elemento adicional de que bajo el estatuto tributario actual, es el sector que menos accede a los beneficios tributarios vigentes (deducciones, compensaciones,

rentas exentas, etc.). Utilizó intensivamen-te la deducción especial de imporrenta por inversiones en activos fijos productivos, gracias a las altas inversiones que el sector realizó, pero este incentivo fue eliminado en diciembre del 2010.

• Adicionalmente,elEstadotambiénrecibeingresos por los saldos a favor del Gobier-no por concepto de IVA, aranceles, dere-chos económicos contractuales por uso del subsuelo, transferencia de tecnología, etc., y demás impuestos territoriales. Esto sin contar con los dividendos que la Na-ción recibe de Ecopetrol, en parte por el volumen de producción que las compa-ñías privadas le transfieren a dicha empre-sa en cumplimiento de los contratos de asociación.

• Por último, además de todo lo anterior,el Estado, a través del “X” de producción utilizado como criterio para asignar áreas exploratorias en las licitaciones, se asegura de que no queden ingresos estatales por recibir (“no deja plata sobre la mesa”), pues a través de este mecanismo las empresas, para ganarse el bloque, ofrecen una parti-cipación en producción adicional a la ANH, dependiendo del atractivo geológico del área y el nivel de competencia.

CRECImIEnto EConómICo EsPERADo

La actual política petrolera ha mostrado ser exi-tosa. Con unas reglas de juego que mantienen la participación del Estado competitiva frente a países contra los que Colombia compite por inversión, la ACP proyecta una producción de petróleo y gas por encima de un millón de ba-rriles diarios en esta década. Similares conclu-siones son publicadas por el Gobierno, aunque un poco más optimista que la ACP.

Es importante tener en cuenta que el logro de este pronóstico de producción depen-


de de las inversiones que se realicen, tanto en campos en desarrollo como en los que se descubran como resultado del esfuerzo exploratorio esperado. La única producción firme es la proveniente de campos viejos, pero estos están declinando, y su volumen es insuficiente para atender las necesidades del país a largo plazo. Como las inversiones dependen de que el país ofrezca unas condi-ciones atractivas en un escenario de precios internacionales inciertos, es muy importante la estabilidad en las reglas del juego para ha-cer realidad las proyecciones de producción.

Con esta producción de petróleo proyec-tada, se espera que el promedio de expor-taciones sea de US$24.706 millones, para el periodo 2010-2020. Esto equivaldrá al 43 por ciento del total exportado (Ministerio de Ha-cienda, 2010).

Como resultado del crecimiento esperado de este sector, se proyecta que el PIB crezca 1,5 puntos porcentuales adicionales frente a la evolución del PIB en el escenario base (cre-cimiento anual del PIB del 4,5 por ciento), de modo que lleve al Gobierno a pronosticar un crecimiento del PIB de 6 por ciento anual para los próximos años.

Además de ser un hito histórico, pues du-rante los últimos 80 años el crecimiento pro-medio de la economía nacional ha estado por debajo del 5 por ciento, este comportamien-to del PIB tendrá impactos positivos en el mercado laboral. El Gobierno Nacional estima que durante el periodo 2011-2015 se estarán generando, en promedio, 129 mil nuevos em-pleos por año, de modo que la tasa de des-empleo del país se reducirá a un dígito24.

Esta reducción en la tasa de desempleo producirá un mayor ingreso en los hogares. La expansión del empleo, por lo tanto, impul-sará el consumo y beneficiará otros sectores de la economía, como la industria.

De nuevo, para lograr estos resultados en la producción de petróleo, se deben mantener condiciones atractivas para la inversión.

• Elpaísyaviviólasconsecuenciasdecambiosenlasreglasdeljuego:lainversión en el sector se marchitó y el país estuvo cerca de perder su autoabastecimiento de hidrocarburos.

• Lanuevapolíticapetrolerahamostradoser exitosa para atraer inversión en el sector. Hay un gran dinamismo en la exploración, pero todavía no se han dado descubrimientos significativos, que reemplacen la producción a largo plazo.

• Elmarcocontractualyfiscaldelsectores muy eficiente para el Estado, porque le permite capturar renta de todas las fuentes generadoras de ingreso de un proyecto petrolero.

• Elsectorpetroleroesunexcelentecontribuyente:eselmásrentableparael Gobierno, desde el punto de vista de impuesto a la renta, y el que menos accede a los beneficios tributarios vigentes.

• Serequiereninversionesimportantespara lograr las metas de exploración y producción esperadas. Es indispensable la estabilidad en las reglas del juego.

• FrentealaReformaTributariaanunciadapor el Gobierno, la industria espera no ser discriminada en materia de impuestos, bases o tarifas.

24 Comité Técnico Interinstitucional (2010). op. cit. Pag 114

La actuaL poLítica petroLera ha mostrado ser exitosa. con unas regLas de juego que mantienen La participación deL estado competitiva frente a países contra Los que coLombia compite por inversión, La acp proyecta una producción de petróLeo y gas por encima de un miLLón de barriLes diarios en esta década.

posIcIoNes de la INdustrIa petrolera


posIcIóN de la INdustrIa petrolera freNte a los hIdrocarBuroseN yacImIeNtos No coNveNcIoNales

DEsCRIPCIón DE HIDRoCARbuRos En yACImIEntos no ConvEnCIonAlEs y sus DIFEREnCIAs FREntE A los ConvEnCIonAlEs

Aun cuando no hay una definición universal de los recursos no convencionales, de manera general se entiende que este tipo de recursos son “aquellos que están contenidos en reser-vorios de baja permeabilidad y que requieren tecnologías avanzadas de perforación o de estimulación, a fin de lograr producción a ta-sas de flujo comerciales”25, es decir, aquellos cuya acumulación económica no responde a un sistema petrolero tradicional.

En la familia del crudo, los yacimientos no convencionales más conocidos son las arenas bituminosas, oil shale y shale oil, entre otros. En la familia del gas, entre los yacimientos no convencionales se encuentran el gas de man-

tos de carbón, tight gas, shale gas, hidratos de metano, entre otros.

En general, estos recursos son más abundan-tes que los convencionales y se consideran la esperanza de la energía futura. Según el Ener-gy Information Administration –EIA– de los Estados Unidos, se espera que, en el año 2030, entre el 5 y el 20 por ciento del petróleo pro-vendrá de hidrocarburos no convencionales, dependiendo de los precios, y que aproxima-damente el 50 por ciento del gas producido en la actualidad en Estados Unidos proviene de yacimientos no convencionales, y su participa-ción se incrementará en los siguientes 20 años. De hecho el EIA, en su informe anual 2011 vs. 2010, más que duplicó el volumen de recur-sos técnicamente recuperables de gas shale, y añadió nuevos recursos de shale oil.

Por su parte, el hecho de que estos yaci-mientos tengan baja permeabilidad donde

Hay que buscar alternativas de abastecimiento del país, y los hidrocarburos no convencionales ofrecen un potencial muy importante para ello, que se estima entre 20-30 veces las reservas de hidrocarburos remanentes en Colombia

25 Carrillo L. (2011) “Esquistos bituminosos oil shale”. Oficina de Estudios Económicos OSINERGMIN: Lima. Página 24.


los hidrocarburos no pueden fluir sin ayuda hacia los pozos productivos, implica mayor incertidumbre en el recobro por pozo para producir las reservas existentes, mayor com-plejidad en el manejo del yacimiento, mayo-res inversiones de capital y tecnologías de última generación, pozos más costosos (per-foración horizontal y direccional, y estimula-ción), con lo cual este tipo de proyectos pre-sentan menor rentabilidad y mayor periodo de repago de la inversión que los proyectos de exploración y producción en yacimientos convencionales.

Otra diferencia importante frente a los yaci-mientos convencionales, es que el desarrollo de los no convencionales es regional y requie-re inversión continua, durante toda la vida del proyecto para mantener la producción. Tam-bién implica una serie de retos ambientales en cuanto al uso de recursos naturales (agua,

etc.), mayor tiempo requerido para evaluar (programa piloto), y poder determinar la co-mercialidad del área. Además, su desarrollo requiere gran soporte de servicios especiales.

En resumen, las diferencias fundamentales de los yacimientos no convencionales, frente a los convencionales, son la forma, compleji-dad y costos asociados con su extracción. No obstante lo anterior, estos recursos pueden llegar a ser económicamente explotables con una combinación adecuada de precios, costos, government take y condiciones contractuales.

Para Colombia es muy importante que pro-yectos de este tipo empiecen a desarrollarse, pues la demanda del país está creciendo y no se están encontrando nuevas reservas signifi-cativas de hidrocarburos convencionales para recuperar el creciente ritmo de producción.

En otras palabras, hay que buscar alternati-vas de abastecimiento del país, y los hidrocar-buros no convencionales ofrecen un potencial muy importante para ello, que se estima entre 20-30 veces las reservas de hidrocarburos re-manentes en Colombia. Además, el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales en horizontes inexplorados traerá desarrollo eco-nómico a muchas regiones del país.


Asimismo, el proceso para llegar a desarro-llar hidrocarburos no convencionales toma un tiempo largo y representa un desafío técnico y económico para las compañías interesadas. Por lo tanto, dadas las características particu-lares de estos recursos y sus diferencias con los yacimientos convencionales, el Gobierno debe definir cuanto antes las condiciones contractuales apropiadas y específicas para promover el desarrollo de las reservas poten-ciales de hidrocarburos no convencionales, y alinear la normatividad vigente con las carac-terísticas propias de estos recursos.

Hay que aprovechar el interés de la indus-tria petrolera, dado el ambiente favorable que el país ofrece para la inversión en el sector. El Gobierno Nacional está trabajando en im-pulsar el desarrollo de los no convencionales, flexibilizando las normas para la comercializa-ción del gas (local y exportaciones) y ajustan-do los términos contractuales y fiscales para su promoción (en proceso de desarrollo).

Para el desarrollo exitoso de estos recursos, adicionalmente se deben superar retos tales

como la agilización de trámites y adecuación de procesos de expedición de licencias am-bientales, consultas con minorías y control operacional; de igual forma, se deberán de-sarrollar los procedimientos y reglas de juego para el impulso de estos recursos en áreas mineras y petroleras ya asignadas, tema de particular importancia dado el alto nivel de contratación existente en las áreas con mayor potencial de recursos no convencionales.

La viabilidad de estos proyectos también dependerá de que en el país se desarrolle una oferta de servicios especializados, hoy in-cipiente, y se cuente con una infraestructura de transporte (oleoductos y vial) acorde con los volúmenes esperados para este tipo de recursos.

La ACP ha participado activamente en el proceso de definición de las reglas de juego para la exploración y explotación de hidro-carburos no convencionales, ha trabajado de la mano del Ministerio de Minas y Ener-gía y ha expresado sus posiciones frente a los contratos de exploración y producción,

eL gobierno nacionaL está trabajando en impuLsar eL desarroLLo de Los no convencionaLes, fLexibiLizando Las normas para su comerciaLización (LocaL y exportaciones) y ajustando Los términos contractuaLes y fiscaLes para su promoción


y el proyecto de reglamento técnico para la exploración y producción de yacimientos no convencionales.

Para ello, la agremiación organizó más de diez talleres con sus afiliadas y el Gobierno Nacional (Ministerio de Minas y Energía, ANH y sus consultores), en los cuales identificó y presentó sus recomendaciones para el desa-rrollo de los yacimientos no convencionales.

La ACP presentó recomendaciones en ma-teria de incentivos económicos, administra-ción de áreas, ajustes contractuales y normas técnicas,así:

1. En materia de condiciones económicas para atraer la inversión, la Asociación desa-rrolló su propia herramienta de evaluación económica y propuso al Gobierno:• Incentivoenregalías.ElGobierno impul-

só un beneficio en regalía, recientemente aprobado (tarifa 60 por ciento de la apli-cable al crudo convencional).

• Revisión de la contraprestación por pre-cios altos, pues ello es determinante para viabilizar los proyectos de yacimientos no convencionales, en especial para el crudo.

• Liquidacióndelaregalíaporpozoynoporcampo, pues ello es consistente con la mo-dalidad de desarrollo de estos proyectos e impulsa la continuidad del desarrollo del campo a lo largo del tiempo. Además, in-dependiza el diseño de las instalaciones de producción de la tarifa de regalía.

• Definirunaestrategiadeimpulsoeincenti-vos para desarrollar la oferta de servicios.

• Seestudiaronlasexencionesarancelarias,al menos mientras entran en vigencia los TLC con Estados Unidos y la UE.

• Reducciones temporales en renta (diezaños) y/o regalías (quince años), y/o la

exención de IVA, y/o una combinación de las mismas. Medidas especialmente importantes para mitigar el impacto ad-verso de no lograr los ahorros estimados en el costo de los pozos y de los proble-mas de mercado asociados a la falta de in-fraestructura de transporte, colocación de producto en el mercado, sobrecostos de IVA. Esto tiene importancia esencial para viabilizar los proyectos de gas.

• Sepropusonoexigir“X”mínimosdepro-ducción en rondas licitatorias, porque esto no es consistente con los incentivos económicos propuestos para impulsar los HC no convencionales. Se concluyó que por cada punto porcentual ofrecido por “X” de producción, el precio mínimo económico del proyecto se incremen-ta, aproximadamente, en US$1/barril y US$0,7/MPC (sin DPA).

2. En materia de administración de áreas se propuso: • Asignacióndebloquesdegranextensión,

superiores a 100.000 hectáreas.

• Derecho a explotar hidrocarburos con-vencionales en contrato de hidrocarburos no convencionales.

• En áreas ya contratadas: suscribir nuevocontrato E&P u otrosí al contrato vigente,

La ACP ha participado activamente en el proceso de definición de las reglas de juego para la exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales


con obligaciones y términos de yacimien-tos no convencionales, pues esto incenti-va al contratista de un área ya contratada para hidrocarburos convencionales, a fin de desarrollar los yacimientos no con-vencionales. Debe prevalecer, ante todo, el respeto a los contratos ya firmados y la libertad de acuerdo entre privados para la inversión en proyectos Hidrocarburos no convencionales.

• No devolver áreas si demuestran activi-dad. Devolución que se realizará al finali-zar el período de evaluación/piloto, y de las áreas sobrantes después de delinear el recurso potencial.

• Reglamentar lacoexistenciaconminería:procedimientos con tiempos definidos y tribunal propuesto por Ministerio de Mi-nas y Energía.

• Tiemposuficienteparaencontrarlarecetade producción técnico-económica, para lo cual se requiere: (i) ampliarelplazode lafase de evaluación del contrato E&P, de dos a cuatro años, (ii) revisar el “Aviso de Des-cubrimiento” para que este ocurra cuando haya producción en superficie del yaci-miento, en vez del plazo de cuatro meses fijado en el contrato E&P, pues ello anticipa el inicio de la fase piloto o acelera la devo-lución de áreas, sin que el contratista cuen-te con información suficiente para esto.

• Periododeproducciónsuficienteparare-cuperarreservas:30añosyprórrogasau-tomáticas años.

• Reglas demercadopara la comercializa-ción. Por ahora se considera que la regu-lación actual para hidrocarburos no con-vencionales es adecuada.

3. En cuanto a la capacidad del Estado para la exploración y producción de yacimientos no convencionales, se identificaron oportu-nidades de mejora, tales como:• Mejorarlacapacidaddegestiónycoordi-

nación de las autoridades competentes para responder a las necesidades de estos proyectos.Ellorequiere:

a. Conciliar intereses de protección al medioambiente y minorías étnicas vs. proyectos de Hidrocarburos no convencionales(intensivos en agua, servidumbres, áreas protegidas, etc.).

b. Mayor conocimiento de autoridades ambientales frente a Hidrocarburos no convencionales.

La acp ha participado activamente en eL proceso de definición de Las regLas de juego para La expLoración y expLotación de hidrocarburos no convencionaLes,


c. Mejorar el licenciamiento ambiental por áreas, procedimiento, consulta y servidumbres.

d. Revisar procedimientos de aproba-ción y reportes técnicos al Ministerio de Minas y Energía y ANH (formas 6CR y 4CR).

e. Eliminar el procedimiento ambiental propuesto en el borrador de contrato E&P para Hidrocarburos no conven-cionales: asignacompetencias aANHy establece procedimientos de auto-rización ambiental, no definidos en la legislación vigente.

f. Excluir, del borrador de contrato E&P publicado por Ministerio de Minas y Energía en junio del 2011 para comen-tarios, el anexo de aspectos sociales propuestos. La industria consideró esta propuesta inconveniente, porque pro-pone que ANH negocie, por las com-pañías, compensaciones a minorías étnicas, para que luego las empresas las asuman, y además porque el pro-cedimiento propuesto reemplaza el papel del Ministerio del Interior frente a la coordinación de consultas, y dupli-ca, en lo social, el Estudio de Impacto Ambiental presentado al Ministerio de Ambiente y Desarrolllo Sostenible.

4. Por último, frente al proyecto de regla-mento técnico para no convencionales, pu-blicado por el Ministerio de Minas y Energía en el 2011, se sugirió:a. Evaluar la pertinencia de algunas medidas

propuestasenelreglamento,talescomo:

i. Distancia de 50 pies para el revesti-mientoenlaterminacióndelpozo: ladeterminan las condiciones geomecá-nicas de cada yacimiento.

ii. Obligacionesinnecesarias,talescomo:enterrar la tubería de producción; construcción de canales perimetrales; bases en material impermeable para las facilidades; garantizar en el tapona-miento de pozos que la cementación sea totalmente efectiva en los lechos; limitaciones operativas y evaluación de riesgos frente a la minería solo deberían aplicar para situaciones de coexistencia. La regulación técnica de la minería también debe contemplar esta situación, para que la obligación sea equilibrada en ambas actividades.

b. También se resaltó la importancia de per-mitir diferentes opciones de disposición del gas durante las pruebas de los pozos.

El proceso para llegar a desarrollar hidrocarburos no convencionales toma un tiempo largo y representa un desafío técnico y económico para las compañías interesadas, por lo cual es importante definir las reglas de juego aplicables a estos proyectos


De otro lado, en 2011 entró en vigencia el Tratado de Libre Comercio –TLC– con Cana-dá, y Estados Unidos ratificó el TLC firmado con Colombia hace unos años. Estos trata-dos no solo implican una reducción aran-celaria al 0 por ciento, en diez años para aproximadamente el 90 por ciento, de los productos importados por la industria pe-trolera, sino condiciones de protección a la inversión proveniente de esos países. Ade-más, estos países son un potencial destino para las exportaciones de crudo y diésel, los cuales tienen desgravación inmediata en es-tos tratados.

La importancia de estos TLC para el sec-tor petrolero en Colombia radica en que Estados Unidos y Canadá son unos de los principales países de donde provienen los productos importados por la industria, in-dispensables para la operación (v. gr., el 50 por ciento de las importaciones requeridas para exploración provienen de Estados Uni-dos). También es necesario considerar que una buena parte de las empresas E&P en Colombia tienen su casa matriz en estos dos países, por lo cual los Acuerdos de Protec-ción a la Inversión contemplados en estos tratados son un gran incentivo a la inversión originaria de ellos.

¿Cómo son lAs ImPoRtACIonEs DEl sECtoR?

En los últimos tres años (2008-2010) el sector ha importado una gran variedad de productos (2.018 subpartidas arancelarias), desde los más esenciales, como las dotaciones para campa-mento, hasta los más sofisticados para la opera-ción, como tuberías, válvulas y bombas.

De una muestra de importaciones de 82 em-presas operadoras, de servicios petroleros y distribuidores de combustibles, excluyendo las importaciones de combustibles realizadas por Ecopetrol, se encontró que el 80 por ciento del valor en USD de las importaciones en los últi-mos tres años se concentra en 89 subpartidas arancelarias, dentro de las cuales se encuentran tuberías y accesorios27, combustibles28, filtros de líquidos y gases y sus partes29, bombas y sus partes30, vehículos terrestres, accesorios y par-tes31, válvulas y sus partes32.

REFoRmAs ARAnCElARIAs novIEmbRE 2010 y FEbRERo 2011

La ACP ha participado activamente en la de-finición de la política arancelaria establecida por las autoridades de comercio exterior.

26 Arancel promedio pagado por la industria, ponderado por el volumen importado.

27 Tubería para gasoductos y oleoductos, tubos para extracción de petróleo y gas, con y sin soldadura.

28 Bases, grasas y aceites lubricantes, diesel, nafta, GLP y gasolinas.

29 Filtros magnéticos y electromagnéticos, y filtros para depurar gases o líquidos.

30 Bombas para líquidos y sus partes, bombas centrífugas, multicelulares, bombas volumétricas rotativas y alternativas.

31 Volquetes automotores, carrocerias, vehículos automóviles para usos especiales, excepto transporte de personas o mercancías.

32 Válvulas esféricas para tuberías, calderas, depósitos, cubas y continentes similares, válvulas de compuerta y sus partes.

posIcIóN de la INdustrIa petrolera freNteal Impacto de la polítIca de comercIo exterIor 20112011 fue un año en el cual se adoptaron políticas de comercio exterior de gran importancia para la operación del sector hidrocarburos y combustibles. Por un lado, las reformas arancelarias adoptadas por el Gobierno Nacional, en noviembre de 2010 y febrero de 2011, implicaron una reducción del 11 al 6 por ciento26 del arancel promedio que paga la industria por la importación de una gran cantidad de productos indispensables para la operación de la industria petrolera en Colombia.


Categoría o grupo de productos* valor CIF usD (2008-2010) %

Tubería y accesorios2 813.886.110 13%

Combustibles3 785.128.054 13%

Máquinas de sondeo o perforación y sus partes 562.564.971 9%

Topadoras 396.392.059 7%

Filtros de líquidos y gases4 381.264.739 6%

Bombas y sus partes5 292.736.213 5%

Vehículos terrestres, partes y accesorios6 251.192.522 4%

Productos químicos aditivos, aceleradores y dispersantes 210.559.317 3%

Caucho y sus manufacturas 165.154.967 3%

Instrumentos de medida, control o precisión y sus partes 145.638.011 2%

Válvulas y sus partes7 116.911.184 2%

Máquinas, aparatos de material eléctrico y sus partes 114.774.695 2%

Motores 81.255.294 1%

Cojinetes, ruedas dentadas, reductores de velocidad y sus partes 71.668.293 1%

Aparatos y dispositivos para tratamientos mediante temperatura 65.327.353 1%

Demás maquinaria y aparatos mecánicos 51.660.000 1%

Abonos 44.438.217 1%

Compresores de aire y sus partes 38.339.236 1%

Planta de regasificación 35.072.288 1%

Demás manufacturas de hierro y acero 33.543.796 1%

Maquinaria y aparatos de perforación y sondeo 25.208.401 0,4%

Explosivos 22.694.323 0,4%

Brocas y sus partes 18.587.114 0,3%

Preparaciones lubricantes 17.890.898 0,3%

Rodamientos 15.876.827 0,3%

Baritina 15.425.629 0,3%

Turbinas de gas y sus partes 13.578.922 0,2%

Cadenas eslabonadas 13.541.475 0,2%

Pasadores, clavijas y chavetas de hierro y acero 13.352.878 0,2%

Anillo de obturación 13.200.621 0,2%

Aceites esenciales 11.496.116 0,2%

Demás productos 1.199.525.673 20%

total importaciones 2008-2010 6.037.886.197 100%

Fuente: DIAN, cálculos ACP.

*Productos agrupados según capítulos relacionados en el Arancel de Aduanas DIAN (Decreto 4589/06).


En el 2010 se solicitó la prórroga del Decre-to 4743 de 2005, que incluía la exención aran-celaria para 524 productos primordiales para la industria. Este decreto no fue prorrogado, pero se expidieron dos reformas arancelarias que compensaron los beneficios arancelarios que el sector tenía con él.

El objetivo de la reformas arancelarias fue conformar una estructura más plana del arancel de aduanas (v. gr., 5 por ciento para bienes de capital, 10 por ciento para bienes de consumo). La reforma principal se expidió en noviembre del 2010, y en febrero del 2011 se ajustó el arancel de algunas subpartidas arancelarias, sobre las cuales algunos pro-ductores nacionales solicitaron revisión del arancel para proteger a la industria nacional. Estas reformas implicaron una reducción del 11 al 6 por ciento35 del arancel promedio que paga la industria, por la importación de una gran cantidad de productos indispensables para la operación de la industria petrolera en Colombia.

tlC Con EstADos unIDos

En las negociaciones del TLC con Estados Unidos, realizadas amediados de la década pasada, la ACP solicitó desgravación inme-diata para 730 productos, de los cuales 516 registraron importaciones por parte de la industria durante los últimos tres años. Estos 516 productos fueron incluidos en su tota-lidad dentro de la lista de desgravación del tratado, que finalmente fue ratificado en oc-tubre de 2011.

Con este tratado, si se mantiene el perfil de importaciones realizadas por el sector en los últimos años, 1.083 productos, que represen-tan el 54 por ciento de los productos impor-tados por el sector (48 por ciento del valor de las importaciones), pagarán 0 por ciento arancel a partir de la entrada en vigencia del

35 Arancel promedio pagado por la industria, ponderado por el volumen importado.

actuaLmente, La industria paga una tarifa de aranceL promedio ponderado deL 6 por ciento para eL perfiL de productos importados en Los úLtimos años, La cuaL, si se LLega a importar de Los estados unidos, se reducirá aL 3 por ciento en eL primer año de impLementación deL tLc


tratado, si estos provienen de Estados Unidos. Por su parte, el 80 por ciento de los productos solicitados por la ACP cuando se negoció el tratado en el año 2007, e importados por la industria en el 2008-2010, quedaron dentro del grupo de productos con desgravación in-mediata.

Con desgravación lineal a cinco años se in-cluyeron 32 de los productos solicitados por la industria (6 por ciento del valor de impor-tación del sector); con desgravación lineal a diez años se incluyeron 53 productos (10 por ciento del valor de importación del sector); con desgravación a siete años se incluyeron cuatro productos. De las solicitadas por la in-dustria, esta lista contempló 14 mercancías remanufacturadas (3 por ciento), excluidas de estas desgravaciones, que tienen un trata-miento de desgravación no lineal a diez años.

En términos generales, de los periodos cortos de desgravación (inmediata y a cinco años)seresaltan,paralasempresasE&P:tu-berías, válvulas, bombas y filtros, y para los distribuidores de combustibles: bases paralubricantes, aditivos, detergentes y disper-santes. Quedaron sin desgravación 405 pro-ductos importados por el sector, que repre-sentan el 22 por ciento del valor total de sus importaciones.

Actualmente, la industria paga una tarifa de arancel promedio ponderado del 6 por ciento para el perfil de productos importados en los últimos años, la cual, si se llega a importar de los Estados Unidos, se reducirá al 3 por ciento en el primer año de implementación del TLC, y al 0 por ciento al cabo de once años.

En materia de exportaciones a los Estados Unidos, las principales oportunidades para el sector se encuentran en el petróleo crudo, diésel, gas natural, combustible de aviación, naftas y otras clasificadas como demás gaso-linas. Todos ellos tendrán desgravación inme-diata al implementarse el tratado.

En materia de exportaciones a los Estados Unidos, las principales oportunidades para el sector se encuentran en el petróleo crudo, diésel, gas natural, combustible de aviación, naftas y otras clasificadas como demás gasolinas.

tlC Con CAnADá

Tras cinco rondas de negociación desde julio del 2007, en noviembre del 2008 se suscribió el TLC entre Colombia y Canadá. El Acuerdo de Promoción Comercial entre la República de Colombia y Canadá, sus cartas adjuntas y sus entendimientos fueron suscritos en no-viembre del 2008, y este fue aprobado me-diante la Ley 1363 del 9 de diciembre de 2009 por el Congreso colombiano.

El acuerdo fue aprobado en consenso por el parlamento canadiense el 21 de junio del 2010, y posteriormente firmado por la gober-nadora general de este país. El acuerdo entró en vigor el 15 de agosto del 2011.

A partir de la entrada en vigencia de este acuerdo, se identificó que el 54 por ciento de los productos históricamente importados por el sector (1.095 productos) obtendrán una reducción arancelaria inmediata si estos pro-vienen de Canadá. Esta muestra de bienes representa el 51 por ciento del valor de las im-portaciones registrada en los últimos tres años.


Se destacan los 539 productos con des-gravación lineal a cinco años, canasta princi-palmente conformada por diversos tipos de bombas y válvulas, porque parte de estos pro-ductos han sido importados desde Canadá.

De los periodos cortos de desgravación (in-mediata y a cinco años) se resaltan oportuni-dadesparalaimportaciónde:tuberías,válvu-las, bombas, filtros, diésel, aditivos para aceites lubricantes y detergentes dispersantes.

Quedaron sin desgravación 75 productos importados por el sector, que representan un mínimo de las importaciones, y se componen en su mayoría de productos de dotación para campamento (v. gr., artículos de aseo, dota-ciones de protección, etc.).

Actualmente, la industria paga una tarifa de arancel promedio ponderado del 6 por ciento, la cual, frente a las importaciones de Canadá, se reducirá al 3 por ciento en el primer año de implementación del TLC si las importaciones se realizaran de Canadá, y al 0 por ciento hacia el 2020.

En materia de exportaciones, las principa-les oportunidades se encuentran en el petró-

leo crudo, diésel, gas natural, aceites lubri-cantes y otros derivados del petróleo, como alquilenos, etilenos, butanos y combustibles para hidrocracker. La exportación de estos productos actualmente se encuentra con arancel 0 por ciento, gracias a la implementa-ción del tratado.

¿PoR quÉ APRovECHAR lA nuEvA PolítICA DE ComERCIo ExtERIoR?

Las reformas arancelarias adoptadas en diciem-bre del 2010 y febrero del 2011 incluyeron una rebaja al 6 por ciento para una gran cantidad de productos indispensables para la operación petrolera y para las empresas de distribución de combustibles. Así que si bien no hubo una pró-rroga del Decreto 4743, que eliminaba el aran-cel para 524 productos, esto se compensó con las reformas arancelarias adoptadas.

Los tratados de libre comercio con Estados Unidos y Canadá, por su parte, presentan gran-des ventajas en cuanto a que son países iden-tificados por la industria como dos de los prin-cipales orígenes de productos indispensables

además de ser fuente de suministro para eL sector, estados unidos es un destino importante de Las exportaciones de hidrocarburos coLombianos que tienen desgravación inmediata en este tratado.


para la operación de exploración y producción de hidrocarburos. Estados Unidos tiene el 50 por ciento de las importaciones de estos pro-ductos y el 26 por ciento de las importaciones totales. Adicionalmente, su balanza comercial con Colombia es superavitaria (se exporta más de lo que se importa de Estados Unidos), por lo cual, además de ser fuente de suministro para el sector, Estados Unidos es un destino impor-tante de las exportaciones de hidrocarburos co-lombianos que tienen desgravación inmediata en este tratado.

Frente a Canadá, actualmente la balanza comercial de hidrocarburos es deficitaria, es decir, importamos más productos que los hi-drocarburos que les exportamos, con lo cual el principal beneficio de este TLC será para fortalecer a Canadá como proveedor de bie-nes y servicios del sector, pues la mayoría de los productos que importa la industria (96 por ciento) tendrán cero arancel en diez años y un 51 por ciento ya cuentan con cero aran-cel si estos se importan de Canadá.

Finalmente, estos países alojan casas ma-trices de la mayoría de las grandes empresas

Los tratados de libre comercio con Estados Unidos y Canadá presentan grandes ventajas en cuanto a que son países identificados por la industria como dos de los principales orígenes de productos indispensables para la operación de exploración y producción de hidrocarburos

petroleras con sucursales en Colombia, por lo cual los acuerdos de protección a la inver-sión, contemplados en los respectivos trata-dos, presentan grandes ventajas para estas empresas.


ÁRea CoNTRaTaDaEs la superficie y su proyección en el subsuelo, alinderada, en la que una compañía autorizada efectúa operaciones de exploración, evaluación y producción de hidrocarbu-ros que son objeto del mismo contrato.

baRRilEs la unidad de medida del volumen de hidrocarburos líquidos, que equivale a cuarenta y dos (42) galones de los Estados Unidos de América, corregidos a condiciones estándar (una temperatura de sesenta grados Fahrenheit [60 °F] y a una [1] atmósfera de presión absoluta).

baRRil De peTRÓleo CRUDoEs un barril a 60 ºF y a una presión de 14,65 libras por pul-gada cuadrada, después de deducirse la cantidad total de sedimento, agua y otras impurezas, separadas por centri-fugado u otro método apropiado.

CombUsTibles De aviaCiÓNLa gasolina de aviación grado 100, conocida igualmente como “Avigas”, es un combustible de alto índice antideto-nante (alto octanaje), producida a partir de gases de re-finería (butilenos e isobutanos) que se hacen reaccionar con un catalizador (ácido sulfúrico) en un proceso deno-minado alquilación para obtener un componente deno-minado “alquilato”.

El número 100 significa la capacidad antidetonante re-querida por los motores de los aviones una vez alcanzada la velocidad de crucero y el número 130 identifica la capa-cidad antidetonante requerida para el despegue que es cuando los motores desarrollan la máxima potencia.

Esta gasolina se encuentra diseñada para utilizarse en aviones con motor de pistón. No es recomendable usar esta gasolina en motores de automóviles porque contie-ne plomo, el cual daña los convertidores catalíticos, ade-más del impacto ambiental que generan estas emisiones.

CoNTRaTo De CoNCesiÓNUna determinada área concedida a una compañía para la exploración de crudo y/o gas bajo términos y condiciones específicos, y por un período de tiempo fijo.

CoNTRaTo De asoCiaCiÓNTipo de contrato en que el riesgo, en la etapa exploratoria, lo asume totalmente la compañía asociada, y en la etapa de explotación se conforma una operación conjunta y la inversión, dirección y producción son compartidas.

CoNTRaTo De eXploRaCioNes y pRoDUCCiÓN (e&p)Se aplica cuando la actividad en exploración es mínima y el periodo de tiempo no sobrepasa los 6 años, a menos que se prorrogue por cuatro años más.

CoNTRaTo De evalUaCiÓN TéCNiCa (Tea)Se aplica cuando la actividad está orientada a evaluar áreas especiales con potencial presencia de hidrocarbu-ros. Este contrato tiene una duración de uno a dos años, prorrogables por dos años más.

CRUDoPetróleo que proviene de un yacimiento, después de sepa-rarle cualquier gas asociado y procesado en una refinería.

CUeNCa seDimeNTaRiaEstructura cilíndrica en el subsuelo, formada en el lecho de un mar antiguo. Debido a que está formada por rocas sedimentarias, y a que su entorno provee trampas para la acumulación de petróleo, una cuenca es un buen pros-pecto para la exploración. Puede ser marítima o terrestre.

DesaRRollo U opeRaCioNes De DesaRRolloSon las actividades y obras realizadas, que incluyen, sin ser este un listado taxativo, la perforación, completa-miento y equipamiento de pozos de desarrollo; el diseño, construcción, instalación y mantenimiento de equipos, tuberías, líneas de transferencia, tanques de almacena-miento, métodos artificiales de producción, sistemas de recuperación primaria y mejorada, sistemas de trasiego, tratamiento, almacenamiento, entre otros, dentro de un área de producción en el área contratada y fuera de ella en cuanto resulte necesario.

glosarIo


DesCUbRimieNToSe entiende que existe un yacimiento descubierto de hidrocarburos convencionales cuando mediante perfo-ración con taladro o con equipo asimilable se logra el ha-llazgo de la roca en la cual se encuentran hidrocarburos acumulados, y mediante pruebas iniciales de fluidos se establece que se comporta w unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petro-físicas y propiedades de fluidos.

eXploRaCiÓN U opeRaCioNes De eXploRaCiÓNSon todos los trabajos y obras que una empresa petro-lera ejecuta en el terreno del Área Contratada, para de-terminar la existencia y ubicación de hidrocarburos en el subsuelo, que incluyen pero no están limitados a méto-dos geofísicos, geoquímicos, geológicos, cartográficos, y en general las actividades de prospección superficial, la perforación de pozos exploratorios y otras operaciones directamente relacionadas con la búsqueda de hidrocar-buros en el subsuelo.

eXploRaCiÓN sÍsmiCaEs el método de exploración geofísica mediante la cual se generan ondas sísmicas elásticas, producidas por la de-tonación de explosivos o por fuentes no explosivas, que penetran en el subsuelo, son reflejadas o refractadas en interfaces geológicas, recogidas en la superficie de la tie-rra por geófonos o hidrófonos colocados bajo el nivel del mar, utilizado para conocer la composición y configura-ción de las capas del subsuelo.

Gas NaTURalMezcla natural de hidrocarburos en estado gaseoso a condiciones estándar (una temperatura de sesenta gra-dos Fahrenheit [60 ºF] y a una [1] atmósfera de presión absoluta), compuesta por los miembros más volátiles de la serie parafínica de hidrocarburos.

Gas NaTURal CompRimiDo (GNC)Se trata de gas natural comprimido (en general solo meta-no), que se usa como combustible para vehículos con moto-res de combustión interna, en reemplazo de la nafta.

GasoliNaFracción líquida liviana de hidrocarburos, incolora, muy volátil, fácilmente inflamable. Se utiliza como combusti-ble en automóviles y motocicletas, etc. La gasolina que se encuentra en forma natural se conoce como condensado.

DiéselCombustible similar al gasóleo calefacción. Su costo se com-pensa con su mayor duración, requiere de menor manteni-miento, es menos contaminante que la gasolina, es un com-bustible que no necesitan de bujía para encender la mezcla y se evapora con mayor lentitud debido a su mayor densidad y su aprovechamiento energético es mejor.

Diésel maRiNoMezcla de hidrocarburos formada por fracciones combus-tibles provenientes de diferentes procesos de refinación del petróleo tales como destilación atmosférica y ruptu-ra catalítica. Está diseñado para utilizarse especialmente como combustible en motores tipo diesel de embarcacio-nes marinas o fluviales. También puede usarse para ge-nerar energía mecánica y eléctrica, y en quemadores de hornos, secadores y calderas.

Este producto puede contener pequeñas cantidades de aditivos que permitan mejorar las condiciones de su desempeño y una sustancia química, llamada “marcador”, que permita obtener información sobre la procedencia del combustible sin que implique modificación en la ca-lidad del producto.

hiDRoCaRbURosCompuestos orgánicos constituidos principalmente por la combinación natural de carbono e hidrógeno, y tam-bién de aquellas sustancias que los acompañan o se de-rivan de ellos.

paRTiCipaCiÓN De ReGalÍasDerecho a participar de las regalías que tienen los depar-tamentos o municipios por la explotación de recursos no renovables, y los puertos marítimos y fluviales, en concor-dancia con el artículo 360 de la Constitución Política de 1991.


peTRÓleoLiteralmente significa “aceite de piedra”; se forma del latín “petra” (piedra) y “óleum” (aceite). Su conocimiento se re-monta a la antigüedad y era conocido porque afloraba en pequeñas cantidades a la superficie.

poZo eXploRaToRioEs un pozo que va a ser perforado en busca de yacimien-tos de hidrocarburos, en un área no probada como pro-ductora de hidrocarburos.

poZo De DesaRRolloEs el que se perfora con el objeto de avanzar en la explo-tación racional del yacimiento dentro del área que ha sido aprobada.

pRoDUCCiÓN U opeRaCioNes De pRoDUCCiÓNSon todas las operaciones y actividades realizadas en un área de producción en relación con los procesos de ex-tracción, recolección, tratamiento, almacenamiento y tra-siego de los hidrocarburos, hasta el punto de entrega, el abandono y las demás operaciones relativas a la obten-ción de hidrocarburos.

ReGalÍasContraprestación económica a favor del Estado, por la ex-plotación de un recurso no renovable.

ReseRvas posiblesEs la cantidad estimada de hidrocarburos a una fecha dada, que probablemente pueden existir en formaciones identificadas por medio de estudios geológicos y de inge-niería, pero que aún no han sido verificadas.ReseRvas pRobablesEs la cantidad estimada de hidrocarburos a una fecha dada, en áreas cercanas a yacimientos probados, y deter-minadas por medio de estudios geológicos y de ingenie-ría de yacimientos.

ReseRvas pRobaDasEs la cantidad estimada de hidrocarburos recuperables a una fecha dada, demostrada con una certeza razonable por medio de estudios geológicos y de ingeniería de ya-cimientos.

RespoNsabiliDaD soCialLa responsabilidad de la organización ante los impactos que sus decisiones o actividades ocasionan en la socie-dad y el medioambiente, a través de un comportamiento transparente u ético que contribuya al desarrollo soste-nible, incluyendo la salud y el bienestar de la sociedad; tome en consideración las expectativas de sus partes in-teresadas; cumpla con la legislación aplicable y sea cohe-rente con las normas internacionales de comportamiento; esté integrado en toda la legislación y se lleve a la práctica en sus relaciones.

BIBlIografíaMinisterio de Hacienda y Credito Público. (26 de

12 de 2011). Recuperado el 5 de enero de 2012, deDecreto4923de26dediciembrede2011:http://www.actualicese.com/normatividad/2011/Decretos/D4923-11.pdf

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