Universidad de Los Andes Facultad de Administración

PMBA

BENCHMARKING ESTRATÉGICO: RECURSOS Y CAPACIDADES DE ECOPETROL VS PETROBRÁS.

Elaborado por: Hugo Humberto Romero Rico

Dirigido por: Jorge Hernán Cárdenas Santamaría

Bogotá, Agosto de 2003

BENCHMARKING ESTRATÉGICO: RECURSOS Y CAPACIDADES DE ECOPETROL VS PETROBRÁS.

Proyecto de grado para optar al título de Magister en Administración del programa PMBA

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TABLA DE CONTENIDO

Página 1. INTRODUCCIÓN 5 2. MARCO TEÓRICO 10 3. AMBIENTE LEGAL, ECONOMICO Y POLÍTICO 12 3.1 AMBIENTE LEGAL COLOMBIANO (A MAYO DE 2003) 12 3.1.1 LA CONSTITUCIÓN DE 1991 13 3.1.2 EL CONTRATO DE ASOCIACIÓN MODELO 2000 13 3.1.3 OTRAS LEYES 14 3.2 AMBIENTE LEGAL BRASILEÑO 16 3.3 ECONOMIA Y PETRÓLEO COLOMBIA 18 3.4 AMBIENTE POLÍTICO DE LA INDUSTRIA DE E&PPC EN COLOMBIA. 19 3.5 ECONOMIA Y PETRÓLEO BRASIL 21 3.6 AMBIENTE POLÍTICO EN BRASIL 22 3.7 CONCLUSIONES AL ANÁLISIS DE LEGISLACIÓN Y ECONOMÍA 23 4. ANÁLISIS DE INDUSTRIA (5 FUERZAS DE PORTER) PARA E&PPC 29 4.1 SUSTITUCIÓN 29 4.1.1 SUSTITUCIÓN EN BRASIL 30 4.1.2 SUSTITUCIÓN EN COLOMBIA 30 4.2 ENTRADA DE NUEVOS COMPETIDORES 30 4.2.1 ENTRADA DE NUEVOS COMPETIDORES EN BRASIL 34 4.2.2 NUEVOS COMPETIDORES EN COLOMBIA 36 4.2.3 INCENTIVOS OFRECIDOS POR CADA PAÍS 37 4.3 PODER DE LOS PROVEEDORES 39 4.3.1 PODER DE LOS PROVEEDORES EN BRASIL 42

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Página 4.3.2 PODER DE LOS PROVEEDORES EN COLOMBIA 42 4.4 PODER DE LOS COMPRADORES 43 4.4.1 PODER DE LOS COMPRADORES EN BRASIL 46 4.4.2 PODER DE LOS COMPRADORES EN COLOMBIA 47 4.5 REGULACIÓN 47 4.5.1 REGULACIÓN EN BRASIL 48 4.5.9 REGULACIÓN EN COLOMBIA 49 4.6 INTENSIDAD DE LA COMPETENCIA 49 4.6.1 INTENSIDAD DE LA COMPETENCIA EN BRASIL 52 4.6.2 INTENSIDAD DE LA COMPETENCIA EN COLOMBIA 54 4.7 CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS DE INDUSTRIA 55 5. ANÁLISIS DE RECURSOS Y CAPACIDADES 58 5.1 ECOPETROL 58 5.2 RECURSOS DE ECOPETROL 58 5.2.1 TECNOLOGÍA 61 5.2.2 RECURSOS FINANCIEROS 62 5.2.3 ORGANIZACIÓN Y RECURSOS HUMANOS 64 5.2.4 RECURSOS INTANGIBLES 65 5.3 CAPACIDADES DE ECOPETROL 66 5.4 CAPACIDADES ESENCIALES DE ECOPETROL 70 5.5 LA VISIÓN DEL DUEÑO DE ECOPETROL 72 5.6 CONCLUSIÓN DE RECURSOS Y CAPACIDADES DE ECOPETROL 75 5.7 PETROBRAS 77 5.8 RECURSOS DE PETROBRAS 77

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Página 5.8.1 RECURSOS FINANCIEROS 78 5.8.2 TECNOLOGÍA 78 5.8.3 ORGANIZACIÓN Y RECURSOS HUMANOS 79 5.8.4 RECURSOS INTANGIBLES 80 5.9 CAPACIDADES DE PETROBRAS 80 5.10 CAPACIDADES ESENCIALES DE PETROBRAS 83 5.11 CONCLUSIÓN RECURSOS Y CAPACIDADES DE PETROBRAS 84 6. BENCHMARKING ECOPETROL VS PETROBRAS 87 6.1 COMPARACIÓN DE LAS CONDICIONES DE LOS NEGOCIOS 89 6.1.1. ECONOMÍA 89 6.1.2. LEGISLACIÓN 89 6.1.3. RESERVAS PETROLERAS 92 6.1.4. RIESGO DE LA INVERSIÓN 92 6.1.5. ACCESO AL MERCADO INTERNACIONAL 92 6.1.6. VISIÓN DEL ESTADO 93 6.2 ECOPETROL VS PETROBRAS 93 6.3 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES PARA ECOPETROL 99 7. IMPACTO DEL “DECRETO DE LA TRANSFORMACIÓN DE ECOPETROL” 102 7.1 CAMBIOS EN LEGISLACIÓN Y ECONOMÍA 103 7.2 CAMBIOS EN EL ANÁLISIS DE INDUSTRIA 107 7.3 CAMBIOS EN EL ANÁLISIS DE RECURSOS Y CAPACIDADES 107 7.4 RECOMENDACIONES PARA ECOPETROL 110 ANEXO 1 112

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Página 1 ESTRATEGIA COMPETITIVA 112 1.1 LIDERAZGO EN COSTOS 115 1.2 DIFERENCIACIÓN 116 1.3 ENFOQUE 116 1.4 SOSTENIBILIDAD 116 2 RECURSOS Y CAPACIDADES 118 2.1 RECURSOS 118 2.2 CAPACIDADES 118 ANEXO 2 121 1 EL PETRÓLEO 121 1.1 EXPLORACION 121 1.2 PRODUCCIÓN 123 ANEXO 3 124 EL CÓDIGO NACIONAL DE PETRÓLEOS 124 ANEXO 4 127 RESUMEN DEL CONTRATO DE ASOCIACIÓN MODELO 2000 127 ANEXO 5 132 ASPECTOS IMPORTANTES DEL CONTRATO DE CONCESION 132 RESUMEN DEL CALCULO DE LA PARTICIPACIÓN ESPECIAL 134 ANEXO 6 139 TABLA DE LA PRODUCCIÓN PETROLERA MUNDIAL 1991-2001 139 BIBLIOGRAFÍA 142 CONVENCIONES 145

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1. INTRODUCCION “Hay que entender que el flujo de caja de ECOPETROL proviene completamente de la operación asociada. Por eso tenemos que elevar la rentabilidad esperada de los proyectos en Colombia… Aspiramos a subir la rentabilidad esperada al 15%, en este momento es del 8%....ECOPETROL tiene un enorme potencial de generación de valor. ECOPETROL puede llevarnos a una crisis económica nunca vista o puede ser la llave para el ahorro y el crecimiento del país”. Luis Carlos Valenzuela, Ministro de Minas y Energía 1999. “La política petrolera es igualmente la expresión de un poder y un sistema político de raíces y comportamiento hacendatario… los recursos naturales sin mayor esfuerzo se entregan por cualquier regalía al mejor postor, en este caso a las multinacionales. Se convierten así en fácil y atractivo botín a una clientela o clase política que termina siendo funcional a los intereses de las asociadas … sin mayor esfuerzo productivo, sin ningún valor civil y sin ningún asomo de dignidad nacional”. Luis Humberto Hernández en www.viaalterna.com el 3 de Marzo de 2002. “ECOPETROL ha venido en un paulatino proceso de debilitamiento lo cual le resta capacidad de interlocución y de negociación ante los socios internacionales afectando los intereses de la nación y el país”. Sergio Lopera en La contratación petrolera colombiana en el contexto nacional e internacional, Julio de 1999. “No explorar sería un golpe tremendo al crecimiento económico y a la justicia social, que los colombianos de las presentes y futuras generaciones no nos perdonarían a quienes tuvimos la responsabilidad de la orientación de la política petrolera. Porque habría sido algo anunciado, que se sabía iba a suceder y para lo cual no se actuó oportunamente por negligencia, por temor o por simple falta de decisión”. Carlos Caballero Argaez citado en editorial del El Heraldo, el 4 de Noviembre de 2001. “En 1948…los trabajadores de la USO en unión con la población de Barrancabermeja y sectores democráticos del país protagonizaron una huelga petrolera para evitar que se ampliara por otros 20 años la explotación de la concesión de la Tropical Oil Company. A raíz de la presión ejercida el gobierno Nacional toma la decisión de crear en 1951 la Empresa colombiana de Petróleos ECOPETROL…Hoy 50 años después ECOPETROL se ha convertido en pilar fundamental para el desarrollo económico y social del país…” Hernando Hernandez, Presidente de la USO en Observatorio Colombiano de Energía “Como Uds. saben en nuestra industria, exploración y producción siempre compiten contra el tiempo y el agotamiento de los campos. Uno debe comercializar los nuevos descubrimientos y maximizar los activos existentes a fin de mantenerse a la cabeza de reservas decrecientes. Esto se puede hacer únicamente con enormes inyecciones de capital. Hoy día solo los países que están abiertos a la inversión global pueden esperar atraer inversiones de capital de magnitud suficiente… Si trabajamos juntos como socios podemos encontrar el valor escondido en estos activos para el beneficio de todos”. Discurso de Ali Moshiri, Director de la unidad de negocios corriente arriba para América Latina de Chevron-Texaco Overseas Petroleum Co, en Febrero 12 de 2002

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“En una encuesta reciente … 1508 de 1867 (funcionarios de ECOPETROL) nos están diciendo que en ECOPETROL las cosas no funcionan y tal vez ello se deba al hecho de que ECOPETROL (el actor más importante del sector) es a la vez REGULADOR, CONTROLADOR Y EMPRESA”. Jairo Londoño Arango, Presidente de la Comisión de Energía de la SCI, Julio de 2002. Los anteriores comentarios expresados por variados personajes expresan la genuina preocupación que despierta en los colombianos el desarrollo de la política petrolera del país y la importancia que damos a la evolución de ECOPETROL, nuestra empresa bandera, a la vez que permiten visualizar las diferentes perspectivas y posiciones sobre los desarrollos recientes en nuestra industria de E&PPC. Es un gran debate sobre el manejo que el dueño de ECOPETROL hace de su propiedad más valiosa y con mayor capacidad de generación de caja para su presupuesto anual. Detrás de la controversia, los valores y los intereses de cada cual. Por una parte los ministros muy alineados con el punto de vista de las multinacionales en cuanto a que nuestro país no dispone de los recursos, tecnología y capital necesarios para adelantar independientemente sus actividades de E&PPC, mientras ellas si disponen en abundancia. Por otra parte los trabajadores y sectores de oposición orgullosos de su labor y arropados en los valores de un nacionalismo decidido. También los académicos se interesan por la situación y toman un sendero neutral pero no tímido a la hora de señalar la evidencia de las malas políticas y el camino a seguir por los responsables de la administración de ECOPETROL. Adoptando una perspectiva particular puede decirse que el debate se está polarizando entre los que creen en la capacidad empresarial de los colombianos para desempeñarse con éxito en la industria de E&PPC y los que no creen o mas bien no desean siquiera considerarlo por los retos implicados. Esta discusión se ha realizado con un elemento común en todas sus expresiones: está exento de comparaciones con situaciones, empresas y políticas de otros países. Todos, sin excepciones, los participantes en él acuden a la historia política, empresarial y sindicalista colombiana evitando mirar hacia afuera de nuestras fronteras, tanto a la hora de fijar las políticas como a la hora de criticarlas. Esto le resta riqueza a la discusión al dejar de lado el análisis de los numerosos ejemplos exitosos de manejo petrolero en el mundo, que van desde México pasando por Canadá, Venezuela, Brasil o Noruega para mencionar solo los casos que se consideraron en la justificación de este proyecto, casos que por demás presentan diferencias notables entre ellos. Fue la ausencia de ejemplos y comparaciones externas en las frecuentes publicaciones sobre el tema en los medios, particularmente escritos, la impaciente espera por los resultados de los contratos de asociación firmados en la publicitada Ronda 2000, la que motivó al autor de este trabajo a proponer una comparación entre nuestra estatal petrolera y otra que fuese un caso exitoso y comparable preferiblemente de nuestro medio Latinoamericano con la fortuna de que los hay muy notables, eso sí con un elemento común, la propiedad estatal de las reservas petroleras y la legislación protectora para el desarrollo de la empresa nacional

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petrolera con logros tan notables como PEMEX, PDVSA o Petrobrás y por qué no ECOPETROL. Estas empresas que hoy dominan el panorama industrial latinoamericano, hay que reconocerlo, son el fruto de acciones nacionalistas acompañadas de políticas visionarias y de líderes con decidido carácter empresarial. Dada la gran distancia entre PEMEX y PDVSA vs ECOPETROL la selección de Petrobrás resultó obvia. Un país no reconocido como petrolero, buscando la autosuficiencia y cerca de lograrla, con una empresa nacional surgida en la mitad de siglo como la nuestra resultó el ejemplo indicado. También la selección de herramientas para el desarrollo del proyecto no mereció mayores discusiones. El análisis de industria de Porter, hoy de gran vigencia y difusión, nos permitirá establecer cómo se juega en E&PPC, siempre en búsqueda de una posición competitiva ventajosa, claro haciendo un particular énfasis en la legislación petrolera de cada país, factor fundamental en el desarrollo de la industria petrolera mundial. Y el análisis de recursos y capacidades, el objeto implícito en el debate nacional sobre política petrolera y manejo de ECOPETROL. Esta última frase ya expresa contradicciones para un analista, pues una cosa es la política estatal y otra la gestión empresarial, y en nuestro caso los límites están borrosos, pues ECOPETROL es legislador, agente del estado y empresa al tiempo. La comparación entre Colombia y Brasil resultó muy interesante. Muchas similitudes validan la comparación y muchas diferencias la enriquecen. Las empresas nacieron al tiempo a mitad del siglo XX y las legislaciones protectoras sufrieron cambios importantes y decisivos al finalizar el siglo. Los dos estados mantienen hoy día el control de sus empresas pero sus visiones de futuro son muy diferentes. La gestión de las reservas petroleras de ambos y la situación de las empresas al inicio del siglo XXI es diversa aunque coincidente en que enfrentan momentos decisivos. Petrobrás a demostrar que camina sola en el difícil mundo de la competencia global por las reservas y producción petrolera, ECOPETROL a definir su identidad, es un contratante en representación del estado o es una empresa petrolera capaz de adaptarse y convertirse en jugador de la industria. Para el logro de los objetivos propuestos en este proyecto se realizó una extensa tarea de investigación, obteniendo información sobre los países y empresas en cuestión, fundamentalmente a través de Internet, lo que permitió el uso y conocimiento de variadas fuentes de información y de documentos muy recientes. Ya aquí se evidencian las diferencias. Una búsqueda en Internet sobre ECOPETROL resulta escasa y monótona, con la mayoría de documentos referentes a las controversias sociales de su actividad muy centradas en las acciones de la USO y el caso de los Uwa, y gran presencia de la opinión insurgente sobre el tema petrolero. Algunos artículos de las revistas colombianas que se ocupan de temas económicos y muy poco más. La página de ECOPETROL sufrió cambios cuando se terminaba este proyecto a fines de Abril, solo para empeorar pues aunque su impacto visual mejoró su exasperante lentitud la volvió inoperante. Lo opuesto en el caso Petrobrás, excelente página con detallados e ilustradores informes anuales, y muchos documentos en la red que analizan la empresa y la política petrolera del país, todo ello ratificando lo merecido de los premios internacionales a su gobierno

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corporativo y la calidad de su información. En cuanto a los respectivos Ministerios de Minas y Energía, sus páginas tienen buen impacto visual, lentitud, y pobre información. Resulta sorprendente no encontrar la información completa sobre la legislación petrolera colombiana en las páginas de ECOPETROL y del MME colombiano. Pocas comparaciones en Internet salvo un estudio del Banco Mundial en el que se realizó un análisis sobre las condiciones para el desarrollo de la industria de E&PPC en Colombia, Ecuador, Perú y Bolivia y por supuesto las muy completas y actualizadas estadísticas mundiales de las agencias norteamericanas que hacen inteligencia de la industria petrolera. Es mérito de este proyecto haber logrado un gran acervo de información de manera gratuita, pues en la red se ofrecen numerosos y muy completos estudios dirigidos a los estrategas de las empresas petroleras a precios que oscilan entre los USD $ 2.500 y los USD $ 12.000. Es muy satisfactorio para el autor poder ofrecer una bibliografía (si es que la palabra puede usarse en este caso) extensa en páginas de Internet, de acceso libre para quien desee profundizar en los documentos mencionados. Sin que fuera el propósito del autor, el trabajo se fue convirtiendo en una interesante colección de estadísticas y gráficas del desarrollo de la industria de E&PPC en el mundo. El desarrollo de este proyecto hace evidente, por la importancia del tema para nuestro país, la necesidad de una agencia colombiana que ofrezca un espacio unificado, abierto y neutral, con memoria, para la información y la reflexión sobre la política y actividades de la industria de E&PPC. Señala el camino una página denominada Observatorio Colombiano de Energía, de la Universidad Nacional de Colombia, aunque su cubrimiento hasta la fecha es escaso y dominado por una posición ideológica particular. Este proyecto incluye una muy breve referencia a los aspectos técnicos de la E&PPC para facilitar la comprensión de los temas que abordan. Este trabajo presenta conclusiones a los capítulos, apoyadas cuando es posible y pertinente por tablas que ofrecen cifras y datos que facilitan al lector realizar sus propias comparaciones e interpretaciones de los mismos. Resulta tan pretencioso como inevitable finalizar con recomendaciones sobre política petrolera y estrategia para ECOPETROL, las cuales cumplen el requisito académico de hacer una contribución propia, advirtiendo eso si que no son la única verdad sino una perspectiva construida con herramientas académicas y haciendo el mejor ejercicio de objetividad posible. Por supuesto el lector seguramente finalizará sin resolver la pregunta, ¿Es nuestra política petrolera fruto de la inteligencia o del temor, de la visión o la incapacidad, de la corrupción o de la buena intención?, aunque tendrá elementos nuevos para responderla. Eso espero…

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PD. En el mes de Junio de 2003, un mes después de realizado este proyecto el gobierno colombiano expidió el Decreto 1760 para la “Transformación de ECOPETROL” que modifica el ambiente legal y la estructura de la empresa, además de crear dos nuevas Agencias del estado. Este hecho convirtió este proyecto en una investigación cuyos resultados son válidos en lo referente a Colombia y a ECOPETROL hasta Junio de 2003. Por esta razón y a solicitud de los jurados que recibieron la sustentación de este proyecto he agregado el capítulo 7 analizando los cambios que el decreto implica.

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2. MARCO TEORICO Este trabajo pretende realizar una comparación entre las empresas petroleras bandera de Brasil y Colombia resultantes de las condiciones económicas, legales y de mercado en los dos países. Para desarrollarlo deben seleccionarse las herramientas adecuadas para realizar el análisis interno y externo de una compañía y evaluar su rendimiento. Internamente las compañías desarrollan ejercicios de análisis con herramientas tan populares como el análisis DOFA, el benchmarking o la matriz del BCG (Boston Consulting Group). En el transcurso del MBA hemos aprendido otras muy relevantes como el análisis de industria de las 5 fuerzas de Porter, el análisis del EVA, el análisis de cadena de valor o el análisis de recursos y capacidades. Todas las herramientas son válidas y brindan diferentes perspectivas de la posición, rendimiento y estado de los negocios de una empresa. Para dar consistencia al uso de estas herramientas se analiza primero el entorno y luego el interior de la compañía para producir una evaluación completa de la situación de los negocios de la empresa en cuestión. En el mundo moderno las empresas deben ser capaces de competir no importa si son privadas, mixtas o estatales, realidad que se ha hecho presente en nuestro país y que ha generado importantes desarrollos como los sucedidos en la industria de las telecomunicaciones o de la energía eléctrica. La sostenibilidad en el largo plazo de una empresa depende de su capacidad para obtener, mantener y desarrollar ventajas competitivas; si no lo hace tarde o temprano será vendida o absorbida o simplemente desaparecerá. Esta importancia de las ventajas competitivas nos lleva a adoptar el análisis de industria de las 5 fuerzas de Porter como la herramienta adecuada para analizar el entorno de los negocios de E&PPC de ECOPETROL y Petrobrás. El análisis de industria quedaría incompleto si no se produce un repaso de la legislación específica para el sector petrolero tanto en Colombia como en Brasil el cual realizaremos en un capítulo aparte. Para obtener una perspectiva interna de cada empresa objeto de este estudio, complementaria del análisis de industria, resulta ideal el análisis de recursos y capacidades por reflejar con mucha claridad los recursos de que dispone y la manera en que son aplicados por cada empresa, aspectos definitivos a la hora de comparar dos organizaciones que se desempeñan en el mismo negocio. La aplicación de las dos herramientas anteriores en las dos empresas objeto de estudio llevan directamente a la comparación o benchmarking de las dos organizaciones según los resultados del análisis de recursos y capacidades.

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En el Anexo 1 realizo un repaso de las bases teóricas de los componentes de este proyecto. En el Anexo 2 se presenta un breve resumen sobre el petróleo, y algunos aspectos técnicos de su exploración y producción.

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3. AMBIENTE LEGAL, ECONOMICO Y POLITICO 3.1 AMBIENTE LEGAL COLOMBIANO (A MAYO DE 2003)1 En 1905 el gobierno colombiano basado en el artículo 121 de la constitución de 1886 que le permitía legislar otorgó las dos primeras concesiones petroleras a Barco y De Mares. En 1921 De Mares inició la explotación y refinación y 10 años más tarde lo haría Barco2. El sistema de concesión estuvo vigente entre 1905 y 1974 y se firmaron 454 contratos de concesión de los cuales a la fecha sólo están vigentes dos denominados “Yalea” y “Tello”. En 1953 se expidió el decreto 1056 de Abril de 1953 más conocido como el “Código Nacional de Petróleos” cuyo contenido sigue vigente salvo en los aspectos en que ha sido reemplazado por las nuevas leyes, un resumen del cual se encuentra en el Anexo 3 de este trabajo. El primer contrato de asociación se firmó en 1955 denominado “Las Monas” en el cual ECOPETROL tenía una participación del 25% y las regalías eran cercanas al 20%. Mediante la Ley 20 de 1969 y el Decreto Ley 2310 de 1974 se crearon las bases de la contratación petrolera actual. La ley 20 de 1969 tenía 2 artículos referentes a los hidrocarburos así: Artículo 12: El gobierno podrá declarar reserva nacional cualquier área petrolífera del país y aportarla sin licitación a la Empresa Colombiana de Petróleos para que la explore, explote o administre directamente o en asociación con el capital público o privado, nacional o extranjero. Lo dispuesto en el inciso primero de este artículo no afecta las expectativas de derecho creadas por propuestas formuladas con anterioridad a la providencia que declare la reserva de la zona respectiva. Artículo 13: Las normas contenidas en el artículo 1 de esta ley se aplicarán también a los yacimientos de hidrocarburos. El Decreto Legislativo 2310 de 1974 estableció: Artículo 1: Con excepción de los contratos de asociación vigentes a la fecha de expedición del presente decreto, la explotación de hidrocarburos de propiedad nacional estará a cargo de la Empresa Colombiana de Petróleos, la cual podrá llevar a efecto dichas actividades directamente o por medio de contratos de asociación, operación, de servicios o de cualquier otra naturaleza, distintos de los de concesión, celebrados con personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras. 1 Las condiciones del marco legal colombiano para la industria de E&PPC cambiaron en Junio de 2003 con la expedición del decreto 1760, situación que será analizada al final de este trabajo. 2 www.ecopetrol.com.co, Carta Petrolera, ECOPETROL 50 años. La contratación petrolera en Colombia. Hace un recuento de los sistemas de contratación empleados en Colombia desde las primeras concesiones como Barco y Mares hasta los contratos de asociación firmados en el año 2000. Consultado el 14 de Febrero de 2003.

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Desde 1974 y hasta 1989 se utilizó un esquema de contratación denominado 50/50 el cual fue responsable por los grandes hallazgos de la década del 70 y de los 80. En 1989 se modificó el esquema aumentando la participación de ECOPETROL y aumentando las regalías lo que a la postre llevó a la crisis exploratoria que se vive en la actualidad. 3.1.1 LA CONSTITUCIÓN DE 1991 Artículo 3323: El estado es propietario del subsuelo y de los recursos naturales no renovables sin perjuicio de los derechos adquiridos y perfeccionados con arreglo a las leyes preexistentes. Artículo 334: La dirección general de la economía estará a cargo del estado. Este intervendrá por mandato de la ley en la explotación de los recursos naturales, en el uso del suelo, en la producción, distribución y utilización de bienes de consumo… Artículo 336: Ningún monopolio podrá establecerse sino como arbitrio rentístico, con una finalidad de interés público o social y en virtud de la ley. …El gobierno enajenará o liquidará las empresas monopolísticas del estado y otorgará a terceros el desarrollo de su actividad cuando no cumplan los requisitos de eficiencia, en los términos que determine la ley. Artículo 360: La ley determinará las condiciones para la explotación de los recursos naturales no renovables así como los derechos de los entes territoriales sobre los mismos. La explotación de un recurso natural no renovable causará a favor del estado una contraprestación económica a título de regalía, sin perjuicio de cualquier otro derecho o compensación que se pacte. Los departamentos y municipios en cuyo territorio se adelanten explotaciones de recursos naturales no renovables, así como los puertos marítimos y fluviales por donde se transporten dichos recursos o productos derivados de los mismos, tendrán derecho a participar en las regalías y compensaciones. 3.1.3 CONTRATO DE ASOCIACIÓN MODELO 2000 El contrato de asociación se celebra entre ECOPETROL y la empresa petrolera denominada “asociada” (establecida en Colombia) y tiene como objetivos la exploración y explotación de petróleo crudo y gas. En el Anexo 4 se hace un resumen de las condiciones destacables establecidas en el contrato de asociación4. 3 Tomado de la Nueva Constitución Política de Colombia, expedida en Julio de 2001. 4 www.ecopetrol.gov.co, modelo 2000 de contrato de asociación, todo el numeral 3.1.3 es un resumen del documento de 49 páginas publicado por ECOPETROL en su página Internet, y que incluye los últimos cambios introducidos por el gobierno como la fórmula del valor R y la participación del 30% de ECOPETROL en la producción. Consultado en Febrero 1 de 2003. Actualmente no existe en la página internet de ECOPETROL.

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3.1.3 OTRAS LEYES El Estado colombiano inició un esfuerzo para cuantificar el valor de sus aportes en “especie” a ECOPETROL. Según el Decreto 2154 de Noviembre 4 de 1999, el valor del aporte del estado a ECOPETROL incluye el valor de las reservas de hidrocarburos5. El aporte está definido como la utilidad antes de impuestos por barril multiplicada por el total de unidades del trimestre respectivo. La utilidad antes de impuestos es: Precio de realización (precio de venta en puerto de exportación menos costos de transporte) menos costos de extracción, regalías y costos inherentes de la operación menos gasto de depreciación y amortización de activos menos gastos financieros y el gasto de amortización del pasivo pensional. La utilidad antes de impuestos se estima trimestralmente con base en los estados financieros trimestrales de ECOPETROL, por el área independiente de Exploración y Producción. El Ministerio de Minas y Energía calcula el valor del Aporte del Estado a ECOPETROL. En el año 2000 el gobierno modificó las regalías6 por la explotación de hidrocarburos de propiedad nacional sobre el valor de la producción en boca de pozo, creando una tabla que establece el porcentaje a aplicar así:

5 Entre las motivaciones del decreto se incluyen : Que no obstante la función de administración que ejerce ECOPETROL en relación con las reservas de hidrocarburos del Estado, se han dedicado parte de los recursos provenientes de la explotación de las reservas a la capitalización de ECOPETROL mediante la entrega de aportes en especie, representados en reservas extraídas de crudo y gas. Que los aportes en especie y las capitalizaciones que se han realizado no han sido contabilizados en los estados financieros de ECOPETROL ni en el balance de la Nación. El decreto también estableció en su parágrafo 2º para ECOPETROL la obligación de presentar estados financieros trimestrales independientes por áreas de negocios. 6Tomado de la Ley 619 de 2000, “por la cual se modifica le Ley 641 de 1994, se establecen criterios de distribución y se dictan otras disposiciones”. El artículo 17 al cual se refiere el cuadro presentado dice así: Monto de las regalías: El artículo 16 de la ley 641 de 1994 se modificará así: “Artículo 16: Establécese como regalía por la explotación de recursos naturales no renovables de propiedad nacional, sobre el valor de la producción en boca, borde de mina o pozo, según corresponda el porcentaje resultante de aplicar la siguiente tabla: ….

Carbón (explotación mayor de 3 millones de toneladas anuales) 10%Carbón (explotación menor de 3 millones de toneladas anuales) 5%Oro y plata 4%

(aparece la tabla presentada en esta sección 3.1.4.

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Producción diaria promedio mes Porcentaje Para una producción igual o menor a 5 KBPD 5% Para una producción mayor a 5 KBPD e inferior a 125 KBPD Donde X = 5 + (producción KBPD - 5 KBPD)* (0.125)

X%

Para una producción mayor a 125 KBPD e inferior a 400 KBPD

20%

Para una producción mayor a 400 KBPD e inferior a 600 KBPD

Y%

Donde Y = 20 + (Producción KBPD - 400 KBPD)* (0.025) Para una producción igual o superior a 600 KBPD

25%

Esta tabla se resume en la Figura 1 de la página siguiente.

REGALIAS SEGUN VOLUMEN DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO EN COLOMBIA

0,0%5,0%

10,0%15,0%20,0%25,0%30,0%

5.000

10.48

3

20.96

6

31.45

0

41.93

3

52.41

6

62.89

9

73.38

3

83.86

6

94.34

9

104.8

32

115.3

16

125.0

00

136.2

82

146.7

65

157.2

49

167.7

32

178.2

15

188.6

98

199.1

81

209.6

65

220.1

48

400.0

00

500.0

00

600.0

00

800.0

00

VOLUMEN DE PRODUCCION BARRILES DIA

% R

EG

ALI

AS

Regalías

Figura 1

La norma se aplica para todos los descubrimientos de hidrocarburos de conformidad con el artículo 2° de la Ley 97 de 1993. Igualmente se aplicará esta disposición a la producción incremental proveniente de los proyectos de producción incremental.

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3.2 AMBIENTE LEGAL BRASILEÑO

Según la ley 9478 del 6 de agosto de 1997 pertenecen a la federación7 los depósitos de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos existentes en el territorio nacional o plataforma continental o mar territorial o zona económica exclusiva8.

Según el artículo 177 de la constitución son monopolio del estado la búsqueda y producción de petróleo, la refinación, la importación y exportación de productos derivados, el transporte de los productos terrestre o marítimo.

Las actividades anteriores pueden ser ejercidas por concesión o autorización a por empresas constituidas bajo las leyes brasileñas y con sede en el país.

La misma ley creó la Agencia Nacional del Petróleo como órgano regulador de la industria del petróleo vinculado al ministerio de minas y energía, con funciones para:

- Implementar la política nacional del petróleo.

- Promover estudios de determinación de bloques para las concesiones de exploración, desarrollo y producción.

- Regular la ejecución de los servicios de prospección petrolera.

- Elaborar y promover las licitaciones para concesiones de exploración, producción, celebrar los contratos y vigilar su ejecución.

- Establecer criterios para cálculo de tarifas de transporte.

- Instruir los procesos de declaración de utilidad pública con fines de expropiación de las áreas necesarias para exploración y producción de petróleo.

- Hacer cumplir las prácticas de conservación y uso racional del petróleo.

- Estimular la búsqueda y adopción de nuevas tecnologías de E&PPC.

- Organizar, mantener y recoger los datos técnicos relativos a las actividades de la industria de petróleo.

Los 5 directivos de la ANP los nombra el presidente con aprobación del senado federal y tienen mandatos de 4 años.

Realiza sesiones públicas para resolver diferencias entre agentes económicos o entre estos y los usuarios y consumidores.

La ANP paga a Petrobrás por las informaciones y datos sobre exploración y producción de gas natural que este le provea.

7 Brasil es una república federal o federación. 8 www.mme.gov.br, legislacao. El capítulo 3.2 presenta un resumen de la “LEI 9478, DE 6 DE AGOSTO DE 1997” publicado en portugués, expedido por el gobierno de Fernando Enrique Cardozo y que consta de 81 artículos. Consultado el 14 de Febrero de 2003.

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El Anexo 4 presenta un resumen de los aspectos importantes del contrato de concesión en Brasil y sobre los impuestos particularmente el denominado "Participación Especial".

En la figura 2 a continuación, se hace una representación gráfica de los impuestos sumados para un campo ubicado en tierra, ríos o lagos en el primer año de producción.

Cualquier empresa o consorcio de empresas puede ser autorizada por la ANP para construir instalaciones y efectuar cualquier modalidad de transporte de petróleo

IMPUESTO DE PARTICIPACION SOBRE LA RENTA DE UN CAMPO PETROLERO EN

BRASIL

0,0%10,0%20,0%30,0%40,0%

10.4

83

20.9

66

31.4

50

41.9

33

52.4

16

62.8

99

73.3

83

83.8

66

94.3

49

104.

832

115.

316

125.

799

136.

282

146.

765

157.

249

167.

732

178.

215

188.

698

199.

181

209.

665

220.

148

400.

000

600.

000

Volumen diario barriles

% Im

pues

to

Participación Tierra, Ríos, Lagos Participación Mar hasta 400m prof.

Figura 2

Sobre Petrobrás la Ley establece:

- Petrobrás es una sociedad de economía mixta vinculada al MME, cuyas actividades se desarrollan en ambiente de libre competencia con otras empresas en función de las condiciones del mercado.

- Petrobrás puede ejercer por sí misma o por intermedio de otras empresas actividades de su objeto social fuera del país.

- El Estado mantendrá el control accionario de Petrobrás poseyendo mas del 50% de las acciones votantes. Petrobrás puede formar consorcios con empresas nacionales y extranjeras.

- Los contratos de adquisición de bienes y servicios de Petrobrás y sus filiales requieren un procedimiento licitatorio simplificado.

- 18 -

Los precios de venta de petróleo están exentos de impuesto a las ventas9 .

Existe un precio mínimo para cada campo fijado por la ANP basados en una cesta de 4 precios de petróleos similares del mercado internacional.

Las empresas petroleras brasileñas están sujetas a la Administración del Instituto Brasileño para el Ambiente y los Recursos Naturales Renovables (IBAMA) y a la regulación del Consejo Nacional del Medio Ambiente. Mediante la ley 6938 de Agosto 31 de 1981 se establecieron las responsabilidades civiles por el daño ambiental y los mecanismos para obligar los estándares ambientales y los requisitos de licencias para actividades contaminantes.

La ley 9605 de Febrero 12 de 1998 estableció responsabilidad penal para los individuos o entidades que realicen actividades que puedan dañar el medio ambiente y la responsabilidad por los costos de los daños. Las penas incluyen multas, cárcel y suspensión temporal o definitiva de actividades.

3.3 ECONOMIA Y PETROLEO COLOMBIA

Colombia es un país con 43,810 MM de habitantes, con un producto interno bruto de USD $ 85.547 MM en 2001, de los cuales USD $12.30011 MM corresponden a las exportaciones y de ellas USD $3.117 MM corresponden a las exportaciones de petróleo crudo y sus combustibles derivados. En el año 2000 las exportaciones habían llegado a USD $4.555 MM. ECOPETROL transfirió en el año 2001 4,15 billones de pesos, equivalentes a unos 1800 MM de dólares a su único socio, el estado colombiano. En el mismo año los gastos del gobierno nacional central ascendieron a $ 38,312 billones, es decir que ECOPETROL aportó un notable 11% de esos gastos. La producción de petróleo le representa a Colombia el 2,6% de su Producto Interno Bruto13. Eso por supuesto no siempre fue así, pues hasta 1985 el petróleo representó menos del 0,25 % del PIB pero a causa del inicio de la producción de Caño Limón en 1987 ya había saltado al 1,7%, alcanzando el 2% en 1996 con la entrada en producción de los campos de Cusiana y Cupiagua alcanzando un máximo de 2,7% en 199914.

Esta participación es muy diferente por ejemplo de la del petróleo en la economía venezolana, donde representa el 27,5% del PIB.

9 www.mme.gov.br, legislacao, Decreto No 2705 del 3 de Agosto de 1958 10 www.dane.gov.co, datos tomados del documento “Proyecciones anuales” el cual a la fecha no presentaba información sobre el PIB del 2002. 11 www.dane.gov.co, datos tomados del documento “Exportaciones 2002” 12 Revista Prospectiva, de Fedesarrollo, Julio-diciembre de 2002, Pág. 16. 13 Revista Guía Empresarial ANIF, Noviembre-Diciembre 2002, cálculo sobre datos página 21 14 Revista ECOPETROL 50 Años, La importancia del Sector Petrolero en la Economía Nacional. Hasta mediados de 1980 la participación del petróleo en el PIB fue del 0,25% . La participación se incrementó del 0,3% en 1985 al 1,8% en 1990. La gran expansión se dio durante 1986 y 1987. Se mantuvo alrededor del 1,5% hasta 1994, situándose por encima del 2% en 1995 y alcanzando el 2,7% en 1999 fundamentalmente por la entrada en producción de los campos de Cusiana y Cupiagua

- 19 -

El petróleo ha sido desde hace mas de 5 años el principal producto de nuestras exportaciones representando entre el 21% (en 1997) y el 36% (en el año 2000) de estas, seguido del café.

Colombia tiene identificadas unas modestas reservas de petróleo estimadas al cierre del año 2001 en 1841 MM de barriles15

La producción de petróleo fue en 2001 de 604 kbpd de los cuales se refinaron 299 kbpd y los restantes 305 kbpd se destinaron a la exportación. En el 2002 la producción fue de 578,14 kbpd de los cuales se entregaron a la refinería 289,3 y se exportaron 297,1 kbpd.

Durante 2001 la gran mayoría de la producción petrolera 490,5 kbpd provino de los contratos de asociación, 124,2 kbpd de la operación directa de ECOPETROL y 20,6 kbpd de las concesiones.

En el año 2002 el petróleo de regalías16 le significó a la nación la suma de 113,41 kbpd de los cuales 65,23 kbpd son por la producción correspondiente a ECOPETROL, 45,36 kbpd provienen del petróleo de las asociadas y 2,82 kbpd de las concesiones.

Las fluctuaciones en la producción petrolera colombiana unidas a las del precio internacional de este recurso causan dificultades a los responsables de la economía por ser impredecibles y de alto impacto ya sea en los ingresos del gobierno o en las divisas disponibles17. Esto ha ocasionado efectos indeseables en la economía como desequilibrio fiscal, crecimiento salarial exagerado y revaluación del peso. Para manejarlo apropiadamente Colombia dispone del Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolero FAEP.

3.4 AMBIENTE POLITICO DE LA INDUSTRIA DE E&PPC EN COLOMBIA.

Nuestro país tiene además un factor muy importante en la evaluación del ambiente de negocios en que se desenvuelve la industria de E&PPC, la guerra interna. Diariamente los titulares de prensa y los noticieros de radio y televisión ofrecen las imágenes de la guerra que se desarrolla en nuestro país con impactos directos sobre las actividades petroleras entre los cuales vale la pena mencionar:

15 www.ecopetrol.gov.co, Indicadores 2001, es un memorando de fecha 30 de enero de 2002 emitido por la Pirección de Planeación Corporativa el cual en su sección BALANCE DE RESERVAS establece que “ A cierre de 2001 el volumen de reservas probadas remanentes de crudo del país fue de 1841 millones de barriles lo que significó una disminución neta de 131 MM respecto a los 1972 MM con que se cerró el 2000. 16 El petróleo de regalías es la parte de la producción petrolera que le corresponde al estado y que está expresada en unidades de producción o sea barriles. ECOPETROL comercializa este volúmen y lo convierte en dinero que luego transfiere al estado. 17 Revista ECOPETROL 50 Años, La Importancia del Sector Petrolero en la Economía Nacional, Pág. 44 “El principal problema en el pasado ha sido que las autoridades han tendido a considerar los aumentos en los precios del petróleo como permanentes y las disminuciones como temporales. Así cuando aumentaba el recaudo aumentaba el gasto público, pero este era difícil de bajar cuando se secaban los recursos”.

- 20 -

- Menores ingresos por interrupción de transporte de petróleo: la infraestructura petrolera es objetivo militar de la insurgencia armada, como lo demuestran los numerosos atentados contra los oleoductos del país, particularmente las acciones dirigidas contra el Oleoducto Caño Limón -. Coveñas, el cual llegó a estar 4 meses sin bombear en 2001, y cuya incidencia en la producción del campo (53,5 kbpd) es notable, tanto que en el 2001 el campo dejó de producir por esta causa 31,5 kbpd18, es decir 11,5 millones de barriles que a USD $ 24 representaron menores ingresos por unos USD $275 MM.

- Mayores costos financieros: la guerra ha afectado negativamente la calificación de riesgo país que hacen las entidades internacionales especializadas, calificación que hace que el costo de los créditos ofrecidos para actividades y proyectos en Colombia se incrementen frente a los de otros países. En la actualidad la calificación de riesgo emitida por Standard & Poors es BB-, la cual indica que nuestro país no está calificado en el nivel de inversión sino especulativo19.

- Mayores costos de operación al asumir la seguridad: los operadores de actividades de E&PPC deben atender con alta prioridad un renglón propio del ambiente de guerra, la seguridad física de personas e instalaciones. Esto se hace mediante aportes directos a las fuerzas armadas colombianas para financiar los costos en que incurren por proteger la infraestructura y el personal de la operación, el uso extensivo de sistemas de transporte seguros y costosos como el helicóptero a cambio del automóvil, sistemas de protección especial para los ejecutivos y personal extranjero, etc.

- Sobrecostos en el desarrollo de actividades contratadas en campo: generalmente derivados del “impuesto” que el o los grupos armados ilegales aplican a quienes desarrollan actividades en sus dominios.

- Salida del país de empresas vitales para la exploración petrolera, las compañías sísmicas20, dejando una sola para atender las urgentes necesidades en el desarrollo de esta actividad.

Los costos de la guerra en la industria no están cuantificados, ya que las inversiones en seguridad son poco difundidas por la controversia que pueden suscitar, pero su efecto negativo en la imagen del país es innegable con consecuencias en la disminución de compañías deseosas de invertir en el país y el aumento de la rentabilidad exigida para hacerlo.

18 ECOPETROL, Informe anual 2001, Pág. 23. No obstante la gestión en Cravo Norte fue muy significativa, pues en medio de los atentados al oleoducto y la consecuente parálisis durante varios meses de campo Caño Limón, se continuó con la perforación de pozos, actividad que permitió que la producción alcanzara en septiembre el nivel de 117 kbpd, unos 7kbpd por encima del pronóstico más optimista. 19 www.standardandpoors.com, calificaciones, Colombia. Esta calificación es para el país en la modalidad de Moneda extranjera, y tiene el mismo valor para ECOPETROL en moneda extranjera. 20 ENCONTRAR PETROLEO: PRIORIDAD NACIONAL, Jairo Londoño Arango, Presidente de la comisión de energía de la SCI. Existe además una compañía colombiana que está surgiendo y que ECOPETROL está tratando de que trabaje en aquellos sitios donde no se necesita de una gran tecnología como en el piedemonte llanero.

- 21 -

La influencia negativa de la guerra sería insuperable si no fuese porque nuestro país es una democracia estable, con elecciones ininterrumpidas cada 4 años durante la última mitad del siglo XX y con solo una breve excepción de 3 años en todo el siglo, que mantiene abiertas sus reservas a todas las empresas petroleras internacionales que deseen participar de su desarrollo.

Nuestra democracia, no es perfecta y de alguna manera sus imperfecciones se reflejan en la política petrolera. Según el Fondo Monetario Internacional nuestro país pertenece a la categoría de democracias partidistas, es decir “con desigual distribución del ingreso, partidos políticos débiles aglutinados en torno a líderes carismáticos, el respaldo político se deriva del clientelismo, la lucha por el poder y los recursos del estado genera falta de estabilidad en las políticas y transparencia en los mecanismos de distribución del ingreso petrolero21“ aunque la estabilidad colombiana genera un puente hacia la categoría de “democracias maduras”.

3.5 ECONOMIA Y PETROLEO BRASIL

Brasil es un país con 175 millones de habitantes en 2001, con un producto interno bruto de USD $ 511,74 MMM, cuyas principales exportaciones son los productos manufacturados (57%), el café (5%) y el hierro (6%).

En el 2002 Petrobrás generó ingresos para el estado brasileño en impuestos por aproximadamente USD $ 15.000 MM (43,3 billones de Reales) un 8% del total del recaudo brasileño. De estos, USD $ 1.023 MM correspondieron a regalías, USD $753 MM a la participación especial, USD $ 8.627 MM en impuesto a las ventas, impuesto de renta de USD $ 1389.

En el año 2000, el petróleo representó un 5,4% del Producto Interno Brudo del Brasil, porcentaje que indica una tendencia creciente desde el 2,7% que representaba en 199722.

El 10% de sus importaciones están representadas por el petróleo y combustibles.

Brasil posee las segundas reservas de petróleo más grandes de Latinoamérica estimadas en 8.4 MMM de barriles, a pesar de lo cual no es autosuficiente, con una producción diaria de 1,6 MM de barriles y un consumo de 2,2 MM de barriles23 en 2001.

21 Finanzas y Desarrollo, Fondo Monetario Internacional, marzo de 2003, Pág 42. Una democracia madura se caracteriza por Sistema estable de partidos políticos, amplio consenso social, burocracia sólida, competente y aislada, sistema judicial competente y profesional y un electorado muy formado. Una democracia partidista se caracteriza porque el gobierno y los partidos suelen ser inestables en relación con los grupos de intereses, el respaldo político basado en el clientelismo y el patrocinio, profunda desigualdad social y falta de consenso, politización de la burocracia y del sistema judicial. 22 www.anp.gov.br, Estimativa da Contribucao do Sector Petroleo ao Producto Interno do Brasil, de Enero de 2002. Consultado en Agosto 13 de 2003 23 www.eia.doe.gov, Brazil country analysis brief. Brasil importa el petróleo faltante principalmente de Argentina y Venezuela.

- 22 -

De los 6’325.810 de km2 de cuenca sedimentaria solo se han explorado 424.260 km2 o sea el 6,7% y están en producción 14.716 o sea el 0,2% del área total sedimentaria24.

Con la creación de la ANP en 1997 se espera que le permita llegar a la autosuficiencia mediante la apertura en la E&PPC.

Petrobrás dejó de ser monopolio en Julio de 1998.

Como Petrobrás era una entidad completamente estatal y utilizada como ejecutor de políticas que la afectaban adversamente, al momento de su modificación de propiedad se creó una “Cuenta de Petróleo y Alcohol”, en la cual se contabilizan los efectos económicos positivos o negativos sobre la compañía de estas políticas como el control de precios de la gasolina.

En agosto del 2000 el gobierno brasileño vendió el 28,8% de acciones de Petrobrás en 4 MMM de dólares pero retuvo el control de la compañía manteniendo el 55% de las acciones con derecho a voto.

Desde la apertura se han realizado 4 rondas de adjudicación de áreas en diversas cuencas sedimentarias.

En la primera se vendieron 12 bloques en USD $183 MM de los cuales 5 los ganó Petrobrás, todos en la costa del Atlántico.

La segunda ronda en Junio de 2000 ofreció 23 bloques en 9 cuencas sedimentarias por USD $ 261 MM, la mayoría de los cuales fueron ganados por Petrobrás en asocio con otras compañías extranjeras.

La tercera ronda en Junio de 2001 ofreció 53 bloques la mayoría en aguas profundas pero no obtuvo ofertas en un tercio de ellos, y las ventas sumaron USD $250 MM.

En Octubre de 2001 se lanzó la cuarta ronda con 54 bloques, ganando nuevamente Petrobrás la mayoría de los bloques adjudicados en Mayo de 2002.

Petrobrás tiene impuesto de renta del 25% sobre sus utilidades y una contribución social del 9%.

3.6 AMBIENTE POLITICO EN BRASIL

Brasil es una democracia interrumpida a lo largo del siglo XX pero con estabilidad durante los últimos 20 años. A pesar de su empuje industrial y empresarial las desigualdades y el subdesarrollo generan un ambiente político inestable, que en el pasado llevó a los militares a tomarse el poder. Durante el 2002 a causa de las elecciones presidenciales las cuales generaron la expectativa de cambio por la elección de Ignacio Lula da Silva de la corriente socialista opuesta al gobierno 24 Brazil’s Upstream Business, Presentación de Odebretch Oil & Gas, Houston, March 26 2002. En 1999 Petrobrás era responsable por el 81% del área explorada en Brasil, en el 2001 lo era solo por el 49%.. Se estima que hay 87 MMM de barriles por descubrir.

- 23 -

vigente agitaron el clima político a tal grado que afectaron la calificación de riesgo del país, llevándola a un B+ según Standard & Poors25 nivel que lo condena a ofrecer rentabilidades especulativas a los inversionistas.

3.7 CONCLUSIONES AL ANALISIS DE LEGISLACION Y ECONOMIA

A continuación se presenta una tabla resumen de las principales características del ambiente económico, político y legal en Brasil y Colombia.

ASPECTO COLOMBIA BRASIL

Población 43,8 MM 175 MM

Producto Interno Bruto USD $

85,55 MMM 551,74 MMM

Aporte al estado USD $ 1.800 MM (11%) USD $ 15.000 MM (8%)

Participación en el PIB 2,6% 5,4 %

Producción diaria 0,56 mbpd 1,6 mbpd

Administrador Reservas ECOPETROL ANP Agencia Nacional del Petróleo

Participación estado en la empresa petrolera nacional

100% 27%

Sistema de explotación dominante

Asociación ECOPETROL y privada

Concesión

Alcance del contrato Exploración y producción Exploración y producción

Duración del contrato 28 años: 6 exploración y 22 de producción

ANP Determina

Sistema de adjudicación de áreas

Al primer interesado Licitación abierta al mejor postor

Esquema de asociación ECOPETROL 30% a 65% durante producción

Libre

Impuesto de renta 35% 25%

Participación del petróleo en exportaciones

25% (10%)

25 www.standardandpoors.com, calificaciones, Brasil. Esta calificación es para los créditos e inversiones en moneda extranjera.

- 24 -

ASPECTO COLOMBIA BRASIL

(importaciones)

Dueño de las reservas Estado Estado

Ultimo cambio legal significativo

2000 1997

Impuestos petroleros Regalías (5% a 25% de PPC en petróleo)

Bono de adjudicación, mínimo fijado por ANP

Regalías (5% -10% de PPC en dinero)

Participación especial

Canon anual por ocupación del área

Arriendo al propietario de la tierra (1% PPC)

Ministerio Responsable MME MME

IVA al petróleo Exento Exento

Sistema Político Democracia Partidista con gran estabilidad

Democracia Partidista

Condiciones especiales Guerra interna, infraestructura petrolera es objetivo militar

N/A

El estudio de la legislación de ambos países permite establecer las similitudes y diferencias entre las condiciones del negocio de E&PPC en los dos países.

El marco legal de ambos países establece que la nación es el propietario de las reservas, y les ha asignado administradores: la Agencia Nacional del Petróleo en Brasil y ECOPETROL en Colombia. Las dos son dependientes de sus respectivos ministerios de Minas y Energía y en las dos el presidente de cada república designa la mayoría de la Junta Directiva.

Esta primera diferencia es fundamental, en Brasil la administración de las reservas petroleras está asignada a una agencia independiente de las empresas petroleras, en tanto que en Colombia la ejerce su empresa nacional petrolera ECOPETROL.

Al promediar el siglo XX se dio origen en ambos países a las empresas petroleras objeto de este trabajo con propiedad exclusiva de sus respectivos estados y durante la segunda mitad del siglo XX desarrollaron una legislación para promover el desarrollo de sus empresas siguiendo caminos diferentes:

- 25 -

- En Brasil de otorgó a Petrobrás el monopolio exclusivo para las actividades de E&PPC y aún de la importación, transporte y refinación del mismo.

- En Colombia se otorgó a ECOPETROL la facultad de desarrollar las actividades de E&PPC pero a la vez se le dio la posibilidad de asociarse con terceros nacionales o extranjeros para realizarlas.

Esta segunda diferencia no es menos importante que la primera: el monopolio exclusivo que tuvo Petrobrás lo obligó a desempeñarse con suficiencia en todas las actividades de la industria de E&PPC en tanto que ECOPETROL al permitírsele la asociación con terceros no tiene la misma obligación.

Ninguna de las dos empresas es totalmente independiente a la hora de elaborar sus presupuestos: Petrobrás debe someter a la consideración de los ministerios de Minas y Energía y de Planificación Presupuestos y Administración e inclusive el Senado Federal aprueba el monto global de su presupuesto anual. ECOPETROL obtiene aprobación de su presupuesto por parte del CONFIS Consejo Nacional de Política Fiscal.

La legislación ambiental tiene gran influencia en el desarrollo de las actividades petroleras y se ejerce en Colombia a través del Ministerio del Medio Ambiente y en Brasil mediante dos instituciones el Consejo Nacional del Medio Ambiente y el IBAMA Instituto Brasileño para el Medio Ambiente y los Recursos Renovables.

En ambas naciones la legislación del medio ambiente es exigente y particularmente aplicada a la industria de E&PPC.

Al finalizar el siglo XX ambos países realizaron cambios en su legislación con el fin de acelerar el cumplimiento de objetivos nacionales diferentes:

- Brasil para acelerar el logro de la autosuficiencia.

- Colombia para no perder su capacidad exportadora y aún su autosuficiencia.

En estos cambios tenemos la tercera gran diferencia fundamental entre las legislaciones de los dos países:

En Brasil la E&PPC está abierta desde 1997 a la libre competencia entre las empresas petroleras nacionales o extrajeras, adjudicándose en licitaciones abiertas denominadas “rondas” las áreas para E&PPC donde los concursantes además de pagar por el área obtenida deben ofrecer el mejor plan de actividades de E&PPC para lograr el contrato de concesión de dicha área.

En Colombia la E&PPC está totalmente controlada por ECOPETROL quien mantiene oferta permanente de áreas para empresas interesadas en desarrollar la exploración por su cuenta y riesgo y en caso de éxito asociarse con ECOPETROL para la producción en proporción inicial del 30% y luego al completar 60 MM de barriles recomponer la proporción dando a ECOPETROL hasta el 65% de participación dependiendo del grado de recuperación de la inversión. En ciertos casos en que ECOPETROL no desee participar en la producción el asociado puede realizar las actividades de producción en la modalidad de solo riesgo con 100% de participación sobre los primeros 60 MM de barriles.

- 26 -

Ambos países utilizan la figura de las regalías pero de manera diferente, en Brasil son del 5% al 10% determinadas por la ANP en tanto que en Colombia existe una tabla de cálculo de regalías dependiente del volumen de producción que va del 5 al 25%. En Brasil se recaudan en dinero y en Colombia se entregan en petróleo a Ecopetrol.

Sin embargo en Brasil existe una figura adicional denominada “participación especial” la cual es un impuesto sobre la rentabilidad del campo dependiendo del volumen de producción trimestral y de la localización del mismo. Además los concesionarios deben pagar un canon de arriendo del 1% de su producción petrolera a los dueños de la tierra donde realizan sus actividades.

A continuación en la Figura 3 hacemos una comparación entre los dos sistemas impositivos, anotando que en Brasil es variable anualmente durante los primeros 3 años y el caso presentado en la gráfica es para el primer año, el más “benévolo” con el concesionario”.

IMPUESTOS PETROLEROS COLOMBIA VS BRASILNo incluye efecto % variable de participación Ecopetrol

0%5%

10%15%20%25%30%35%40%45%50%

5.000

10.483

20.96

6

31.450

41.933

52.41

6

62.899

73.383

83.86

6

94.349

104.832

115.3

16

125.79

9

136.28

2

146.765

157.2

49

167.73

2

178.215

188.6

98

199.18

1

209.665

220.1

48

400.00

0

500.000

600.0

00

800.00

0

PRODUCCION DIARIA BARRILES

% V

OLU

MEN

EN

IMPU

ESTO

S

Participación (Tierras, Ríos y Lagos) + Regalias10%+ Arriendo BrasilParticipación (Tierras, Ríos y Lagos) + Regalias5%+ Arriendo BrasilRegalías Colombia

Figura 3

La gráfica nos permite ver las diferencias entre los impuestos petroleros de las dos legislaciones. No se tiene en cuenta ningún efecto de la variable participación de ECOPETROL en la producción de los campos. También se ha asumido para el caso brasileño que los volúmenes se mantienen constantes durante todo el tiempo que demora en acumular el volumen que cambia el monto del impuesto denominado “participación especial”, para efectos de poder realizar la comparación.

Asumiendo para Brasil regalías del 5% (pueden ser del 5 al 10% según determine la ANP) los dos países coinciden en los impuestos para campos con volúmenes promedio de 5 a 125 kbpd. En volúmenes de producción superiores la legislación colombiana es mucho más favorable pero sólo hasta lograr acumular producción de 60 MM de barriles y recuperar 1,5 veces la inversión. En volúmenes acumulados superiores con la inversión recuperada, la participación creciente de ECOPETROL en el contrato de asociación neutraliza el efecto de esta ventaja.

La Figura 4 presenta gráficamente el marco institucional en el que se desempeñan los jugadores en la industria de E&PPC en los dos países destacándose la

- 27 -

presencia en Brasil del ente manejador de las reservas petroleras y la influencia de una institución extranjera, la bolsa de Nueva York en el desempeño de Petrobrás.

- 28 -

CONGRESO BRASILEÑO

MINISTERIO DE PLANEACION,

PRESUPUESTO Y ADMINISTRACION

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA

AGENCIA NACIONAL DEL

PETROLEO

MINISTERIO DE MINAS Y

ENERGIA

CONSEJO NACIONAL

DE POLITICA FISCAL

PETROBRAS

ECOPETROL

APR

UEB

A P

RES

UPU

ESTO

APR

UEB

A P

RES

UPU

ESTO

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A

MINISTERIO DEL MEDIO AMBIENTE

LIC

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MB

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PRESIDENTE

JUN

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IREC

TIV

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OTRAS PETROLERAS

E&PPC

OTRAS PETROLERAS

E&PPC

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COLOMBIA BRASIL

CONSEJO NACIONAL DEL MEDIO AMBIENTE

INSTITUTO BRASILEÑO

PARA EL AMBIENTE

LEG

ISLA

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PUES

TO

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BIE

NTA

L

PRESIDENTE

4 M

IEM

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S JU

NTA

DIR

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VA

Figura 4

BOLSA DE NUEVA YORK

REQ

UIS

ITO

S G

OB

IER

NO

C

OR

POR

ATI

VO

- 29 -

4. ANALISIS DE INDUSTRIA (5 FUERZAS DE PORTER) PARA E&PPC

La industria petrolera realmente es una cadena de industrias entre las cuales anotamos la exploración, la producción de petróleo crudo y gas, el transporte, la refinación, y la distribución de productos derivados del petróleo.

En este análisis nos concentraremos en la industria de E&PPC, para lo cual se requiere identificar y separar cifras y referencias específicas a las actividades de esta industria.

4.1 SUSTITUCION

El petróleo es una de las más importantes fuentes de energía porque de él se obtienen numerosos combustibles como son la gasolina, el diesel, el fuel oil, y otros, los cuales son ampliamente utilizados en los motores de combustión y de reacción de los diversos medios de transporte conocidos como el automóvil, tren, barcos, aviones, motocicletas.

La preocupación por un posible agotamiento de las reservas mundiales de petróleo, por la contaminación producida por la combustión de sus derivados, la turbulencia en los precios, y la incertidumbre de su suministro en presencia de hechos políticos o climáticos ha movido a la humanidad a buscar sustitutos para los combustibles derivados del petróleo.

Entre los más destacados tenemos:

- La energía eléctrica de diversas fuentes como el carbón, gas, hidráulica, nuclear, eólica, solar, geotérmica para la industria y los trenes.

- El gas natural para uso en los hogares y en vehículos.

- La energía eléctrica de fuentes como la solar o la química para los automóviles

- El alcohol derivado de fuentes vegetales para movilizar automóviles.

En el año 2001 el 40,3% de la energía consumida en EEUU y el 41,4% de la consumida en Europa provinieron del petróleo.26

Sin embargo el crecimiento de la población mundial, el avance en los niveles de vida de muchos países ha logrado que el consumo de petróleo continúe creciendo a pesar de los esfuerzos mundiales para desarrollar fuentes alternativas de energía. Notable es el intento que hizo el estado de California en EEUU por impedir la venta de automóviles basados en combustibles fósiles a partir del 2003, fecha que debió ser atrasada por 5 años más, ante la insuficiente oferta de vehículos que utilicen combustibles alternos.

En el corto plazo, menos de 5 años, y aún en el mediano plazo, menos de 20 años, el petróleo no enfrenta realmente la amenaza de un sustituto importante y su demanda continuará aumentando, aunque a menor ritmo que la demanda de fuentes alternativas de energía. 26 www.BP.com, BP Annual Energy Review 2001

- 30 -

4.1.1 SUSTITUCION EN BRASIL

El Brasil es reconocido por su experimentación con el uso de alcohol en los automóviles, por supuesto motivado por su insuficiencia en el abastecimiento de petróleo crudo.

La generación de energía eléctrica se hace a partir de fuentes hidráulicas, nucleares o gas.

4.1.2 SUSTITUCION EN COLOMBIA

Colombia ha realizado experimentos de sustitución de gasolina por el gas natural vehicular aplicado particularmente al transporte público. De la misma manera el gas natural se ha extendido como fuente de energía para cientos de miles de hogares colombianos.

Recientemente el Ministerio de Minas basado en la ley 693 de 2001 ha dispuesto que a partir de Septiembre de 2005 la gasolina que se expenda en las ciudades de más de 500.000 habitantes tenga 10% de etanol, el cual espera obtenerse como derivado de la caña de azúcar y otros productos agrícolas27.

Como Colombia es un país autosuficiente y aún exportador de petróleo, aunque hay presencia y regulación que estimula la sustitución, la real amenaza para la industria de E&PPC en el mercado propio es baja por la falta de incentivos importantes y la sustitución sólo será determinada por los sucesos y avances tecnológicos en los grandes países consumidores de petróleo.

En conclusión, tanto en Colombia como en Brasil se realizan programas de sustitución de gasolina por otros productos como gas natural o alcohol, los cuales sin embargo no constituyen amenaza seria que limite el mercado de petróleo en los dos países.

4.2 ENTRADA DE NUEVOS COMPETIDORES

Algunos analistas ven como improbable la aparición de nuevas compañías petroleras capaces de competir con las ya establecidas, debido al gran tamaño y larga experiencia que han alcanzado las denominadas 5 hermanas Exxon-Mobil, Chevron-Texaco, Total-Fina-Elf, BP-Amoco, Royal Dutch/Shell28 los grandes dominantes privados de la industria del petróleo.

27 www.minminas.gov.co, El programa de los alcoholes carburantes en Colombia, Consultado en Agosto 13 de 2003. 28 The Global Oil Industry, The Aarhus School of Business, by M Rasmussen, E Madsen, K Pedersen, 2002 Estas enormes compañías tienen grandes ventajas como mejor valor de mercado, mejor acceso a capital, economías de escala, y pueden asignar sus inversiones a una gran variedad de opciones, aumentando sus utilidades notablemente. Además la necesidad de integración vertical, para lograr eficiencias en costos, disminuyen las posibilidades de éxito de nuevos jugadores en la industria. Debido a la escasez de áreas

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A estos gigantes les siguen en tamaño empresas estatales nacionales como PEMEX, PDVSA, China Nacional Petroleum, Nigerian Nacional Oil Co, Iraq Nacional Oil Co, Kuwait Petroleum.

El tamaño, la integración vertical, el dominio de la tecnología, el acceso a los grandes capitales y hasta el poder político de estas empresas está llevando a la industria petrolera mundial a convertirse en un oligopolio.

Las enormes inversiones requeridas para el desarrollo de las actividades de E&PPC y la necesidad de tecnología avanzada y especializada son dos grandes barreras que impiden la entrada de nuevos competidores.

Un buen ejemplo del tamaño de las inversiones que se hacen en E&PPC nos lo brinda el siguiente cuadro de las inversiones estimadas en 2002 por una encuesta de Solomon Smith Barney29.

COMPAÑÍA GASTO E&PPC ESTIMADO 2002 USD $ MM

Exxon-Mobil 9.350

BP 8.500

Royal Dutch/Shell 6.920

Chevron-Texaco 6.180

TotalFinaElf 5.675

Conoco-Phillips 5.068

PEMEX 5.000

AGIP 4.619

PDVSA 4.500

Petrobrás 4.336

Petronas 3.388

Para complementar el cuadro anterior presentamos un cuadro de la Administración de Información de Energía sobre las inversiones en E&PPC en EEUU y en el mundo

Gastos de Exploración y Desarrollo de Petróleo y Gas de las Compañías 1995-2001

(Millones de Dólares) 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Estados Unidos Exploración Adquisición áreas inexploradas 595 997 2.653 3.912 633 4.010 3.527

disponibles para E&PPC no es probable que pueda surgir una nueva gran empresa, salvo por fusión de las ya establecidas. 29 www.gravmag.com/oil2.html, Some interesting oil industry statistics. Consultado en Abril 4 de 2004

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Gastos de Exploración y Desarrollo de Petróleo y Gas de las Compañías 1995-2001

(Millones de Dólares) 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Geología y Geofísica 486 625 750 916 621 849 758 Perforación y equipamiento 1.833 2.338 2.905 2.964 1.921 2.550 3.276 Otros 596 693 690 954 659 610 770 Total Exploración 3.510 4.653 6.998 8.746 3.834 8.019 8.331

Desarrollo Adquisición de Areas probadas 980 922 2.928 3.568 1.144 27.939 7.383 Alquiler de equipo 1.425 1.613 1.823 2.688 2.431 1.907 3.818 Perforación y equipamiento 5.433 6.154 8.540 7.769 5.022 8.788 11.671 Otros 2 1.086 1.290 1.557 1.657 1.056 1.391 2.655 Total Desarrollo 8.924 9.979 14.848 15.682 9.653 40.025 25.527

Total Exploración y Desarrollo en EEUU 12.434 14.632 21.846 24.428 13.487 48.044 33.858

Internacional Exploración Adquisición de áreas inexploradas 214 745 565 2.159 2.252 4.105 4.696 Geología y Geofísica 843 869 897 1.065 885 875 1.028 Perforación y equipamiento 2.114 2.277 2.684 2.650 1.579 1.824 2.677 Otros 989 919 1.128 1.299 903 1.087 1.146 Total Exploración 4.160 4.810 5.274 7.173 5.619 7.891 9.547

Desarrollo Adquisición de Areas probadas 371 1.932 1.641 7.121 2.083 11.644 12.186 Alquiler de equipo 1.537 2.064 2.207 2.505 2.142 1.842 3.186 Perforación y Equipamiento 1 4.535 5.278 6.426 6.206 5.143 5.057 7.060 Otros 2 2.568 2.534 2.383 3.388 2.531 2.364 3.965 Total Desarrollo 9.011 11.808 12.657 19.220 11.899 20.907 26.397

Total Exploración y Desarrollo Internacional 13.171 16.618 17.931 26.393 17.518 28.798 35.944 1 Los gastos anuales no son acumulativos (ajustado para obras en curso). 2 Incluye equipo de soporte. Fuente: Administración de Información de Energía, Form EIA-28 (Sistema de Reportes Financieros).

El acceso a las reservas de petróleo es otra gran barrera para la llegada de nuevos competidores. La mayoría de las reservas mundiales de petróleo conocidas ya están adjudicadas, y obtenerlas resulta costoso para las empresas que deben pagar derechos a los gobiernos, o realizar grandes y riesgosas actividades exploratorias que llevan el costo de acceder a reservas petroleras al orden de USD $8,31 por barril en el 200130. Esta barrera no es solo económica ya que los gobiernos de los

30 New York Society of Security Analysts, según referencia en The Global Oil Industry The Aarhus School of Business, by M Rasmussen, E Madsen, K Pedersen, 2002. Estos costos eran de USD $ 5,25 por barril en el año 2000 según la misma fuente..

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países que las poseen generan barreras políticas o legales (proceso de adjudicación, licencias ambientales) para competir en la industria de la E&PPC.

La necesidad de ser eficientes en costos a lo largo de todas las actividades en la cadena de valor ha llevado a una gran integración vertical de las compañías, añadiendo otra barrera a la entrada de nuevos competidores.

La tecnología se convierte en un factor clave ya que hace la diferencia entre extraer el 30% o el 70% del petróleo contenido en un yacimiento.

Todo nuevo competidor en un país debe hacer un gran acopio de información antes de entrar en el negocio31. Debe investigar las cuencas sedimentarias para conocer su potencial y determinar si son realmente atractivas. Identificadas las cuencas debe conocerse de la infraestructura disponible para servir esas cuencas, los oleoductos y centros de compra o exportación del petróleo. Debe hacerse un cuidadoso estudio de las condiciones fiscales del país para determinar la rentabilidad de la industria allí. También hacer una evaluación de los competidores ya establecidos y de la competitividad en el acceso a las áreas de exploración pendientes de adjudicación.

Todas estas barreras de entrada están llevando a la industria de E&PPC a que la única manera de superarlas es la adquisición de empresas petroleras ya establecidas y esto por supuesto contribuye para que las barreras de salida de la industria de E&PPC sean bajas32. A pesar de lo específico de los activos de la industria los derechos de propiedad de reservas petroleras, los pozos y equipo son fácilmente realizables a precios de mercado porque los competidores de la industria siempre están interesados en obtenerlos por la necesidad de obtener tamaño, acumular reservas, de integrarse verticalmente, siempre hay compradores para los activos de una empresa de la industria de E&PPC.

Con grandes barreras de entrada y bajas barreras de salida la industria de la E&PPC resulta de rendimientos altos y estables según la matriz de utilidad de Porter33 que se aprecia en la Figura 5.

31 Getting Starter Overseas Requires Thorough Analysis of a Range of Factors, Melissa Manning, The American Oil &Gas Reporter, July 2001. Manning cita en su artículo a Sandy Rushworth de HIS Energy Group que sugiere responder las siguientes preguntas antes de decidir una inversión:

- ¿Donde están ubicados los bloques a contratar en el área? - ¿Cuales son las cuencas productivas clave? - ¿Cuál es la infraestructura disponible? - ¿Cuáles son los principales jugadores en el área? - ¿Cuánta área esta disponible? - ¿Cómo se ranquea el país en la escala de productores de petróleo? - ¿Cuáles son las condiciones fiscales del país? - ¿Cuáles son las transacciones recientes del país?

32 The Global Oil Industry, The Aarhus School of Business, by M Rasmussen, E Madsen, K Pedersen, 2002. Es muy difícil entrar en la industria pero es muy fácil salir. Pozos, equipos de perforación, derechos de exploración y explotación se venden muy fácilmente a precios de mercado, porque los compradores encuentran en ello casi la única manera de crecer o entrar en la industria. 33 Competitive Strategy, Michael E. Porter.

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4.2.1 ENTRADA DE NUEVOS COMPETIDORES EN BRASIL

Hasta 1997 las actividades de E&PPC además del transporte, refinación y producción fueron un monopolio estatal en manos de Petrobrás. Desde la expedición de la ley de petróleos en 1997, Brasil terminó el monopolio que tenía Petrobrás en la E&PPP permitiendo la participación de cualquier compañía que tuviera sede en Brasil para competir en la obtención de los contratos de concesión sobre sus cuencas sedimentarias.

Es decir que para Petrobrás es un hecho la llegada de nuevos competidores, como efectivamente ya sucedió durante las primeras 4 rondas de entrega de concesiones, porque se eliminó la barrera legal que impedía su ingreso.

Es así como llegaron a Brasil entre otros AGIP de Italia, Texaco, Repsol y Exxon-Mobil solo en la primera ronda.

En la segunda ronda llegaron varias empresas petroleras pequeñas, de Canadá, Europa y Brasil.

En la tercera ronda llegaron otros grandes como Royal Dutch/Shell, TotalFinaElf, Statoil y el Paso.

Estas rondas tuvieron grán éxito tanto que en el 2001 los competidores de Petrobrás ya eran responsables del 51% del área de exploración petrolera adjudicada en el Brasil., cuando en 1997 no existían.

Utilidades estables y bajas

Utilidades estables y altas

Utilidades riesgosas y altas

Utilidades riesgosas y bajas

Bajas

Altas

Altas Bajas

Barreras de Entrada

Barreras de Salida

Figura 5

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Los altos costos de E&PPC son también parte de la realidad de la industria en Brasil y el riesgo de no encontrar crudo. Las estadísticas de Petrobrás indican que de 41 pozos exploratorios perforados en 1998, 22 resultaron secos. En 1999 el número de pozos secos fue de 21 sobre un total de 32, en el 2000 13 secos de 20 perforados y en el 2001 27 de 36. Esta probabilidad de encontrar crudo cercana a 0,33 es una de las barreras que las empresas petroleras que deseen competir en Brasil encuentran.

Las recurrentes crisis económicas brasileñas ocasionan altos intereses sobre los capitales prestados a los inversionistas en el país colocando una barrera a la entrada de nuevos competidores en la industria de E&PPC, pero no para las empresas con grandes recursos para invertir. A comienzos del año 2002 la calificación de riesgo de Brasil era B+ lo que castigaba sus inversiones con un spread (porcentaje adicional a la tasa de los bonos del tesoro americano) cercano al 9%

Las fuertes leyes de protección del medio ambiente, que permiten perseguir a los accionistas por daños al medio ambiente con la presencia de dos agencias ambientales34, también deben considerarse por los competidores entrantes y en consecuencia atenúan su entrada en la industria de E&PPC en Brasil.

Se requieren grandes conocimientos de geología, de las reglas y regulaciones y de la base de costos para lograr entrar exitosamente a competir.35 Uno de los retos más grandes que tiene la industria de E&PPC en Brasil es la existencia de grandes yacimientos en el mar a profundidades de agua superiores a 1 km. Esto exige de quienes quieran competir un dominio de la tecnología de aguas profundas en mar abierto.

En resumen para Petrobrás la llegada de nuevos competidores es un hecho cierto desde 1999 cuando se realizó la primera ronda de adjudicación de concesiones pero sus competidores deben enfrentar barreras como el concurso y costo de obtener una concesión para E&PPC, la condición de establecer una filial con base en Brasil, la ley ambiental, el impredecible costo financiero de las inversiones en Brasil.

4.2.2 NUEVOS COMPETIDORES EN COLOMBIA

En Colombia la ley ha designado a ECOPETROL como la única empresa que puede ejercer la E&PPC aunque permite que desarrolle su actividad a través de particulares mediante los denominados contratos de asociación, permitiendo así la presencia de nuevos competidores.

34 El Consejo Nacional del Medio Ambiente y el Instituto Brasileño del Medio Ambiente IBAMA. 35 Brazil’s Upstream Business, Presentación de Odebretch Oil &Gas, Houston, March 26 2002. En esta presentación se establecen como barreras para los nuevos competidores:

- Requerimientos de capital. - Conocimiento de Geología, y específicamente la del sitio a explorar, que tiene curva de aprendizaje - Conocimiento de reglas y regulaciones. - Conocimientos de la base de costos

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El riesgo de las inversiones exploratorias es similar al de otras partes del mundo. Por ejemplo en el 2001, de 14 pozos perforados 2 resultaron productivos es decir una tasa de éxito del 14%.

Las empresas asociadas, al igual que en el caso brasileño, deben establecerse en Colombia y la principal barrera que enfrentan es la de asumir por su cuenta y riesgo la exploración de las áreas que le son adjudicadas y una vez realizado un descubrimiento comercial de petróleo, compartir el negocio con ECOPETROL, otorgando además unas regalías a la nación.

En estricto sentido puede decirse que ECOPETROL no tiene competidores en la industria de E&PPC en Colombia porque la ley no los permite, sin embargo debemos hacer un análisis más profundo para identificar si efectivamente existe algún tipo de competencia.

Sin embargo ECOPETROL debe atraer socios para realizar las actividades de E&PPC dadas sus limitaciones en la consecución de recursos y en la tecnología de que dispone para asumir por su propia cuenta estas operaciones.

Los costos de E&PPC se elevan por causa de las profundidades a las cuales se encuentra nuestro petróleo. Una estadística de 199736 indica que de los 28 pozos exploratorios en Colombia perforados por las asociadas de ECOPETROL solo 6 estaban por debajo de los 5.000 pies en tanto que 8 pozos superaban los 10.000 pies de profundidad, 3 de estos últimos resultaron secos, es decir sin crudo comercial. En el pozo Guataquía 3-H de 10.741 pies de profundidad ECOPETROL reportó haber invertido USD $16,8 MM.

En primera instancia el petróleo de exportación se vende en el mercado mundial y en su gran mayoría en el mercado norteamericano. Esta participación hace que ECOPETROL si tenga competidores: son todas las empresas que participan en el mercado mundial de petróleo crudo y más exactamente las que participan en el mercado norteamericano.

Por otra parte se han realizado algunos cambios en la legislación colombiana mejorando las condiciones para las empresas “asociadas” con ECOPETROL, lo que puede interpretarse como la reacción del país a la presión ejercida por las petroleras internacionales al negarse a realizar inversiones a menos que se mejoren las condiciones de sus negocios. La nueva legislación ha disminuido la participación de ECOPETROL en la producción de petróleo hasta un 30-35% de un 50% como se encontraba con anterioridad. En otras palabras si bien los competidores no están a

36 www.ecopetrol.com.co, Estadísticas, Association Exploratory Wells. Consultado el 4 de marzo de 2003. Los pozos más profundos fueron:

- Pauto Sur C-2, de BP con 17700 pies, que resultó seco. - Cupiagua Exp-Y, de BP, con 174000 pies, estaba pendiente de terminarse su evaluación. - Floreña N-2, de BP con 15400 pies que fue abandonado - La Gloria 9, de Perenco, con 14180 pies, resultó seco. - Chawina-2, de Emerald, con 13602 pies fue abandonado. - Yumeca-2, de Triton, con 13500 pies, resultó seco - Torcaz-3, de Harken, con 12515 pies estaba pendiente de terminar su evaluación. - Patacore-1, det Trinity, con 10396 pies, estaba pendiente de terminar su evaluación.

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la vista, si están afectando los negocios de ECOPETROL obteniendo mejores condiciones para los posibles contratos que puedan obtener.

Las empresas asociadas de esta manera compiten por obtener una parte del negocio de ECOPETROL y ello ha atraído a empresas de la talla de BP-Amoco, TotalFinaElf, Chevron-Texaco y aún a la misma Petrobrás.

En conclusión las empresas petroleras internacionales compiten con ECOPETROL por obtener mayor participación en el mercado pero su llegada a nuestro país está limitada porque deben enfrentar barreras como el costo financiero de sus inversiones en Colombia, las grandes profundidades a las cuales deben buscar el petróleo, asumir por si solas el riesgo de no encontrar petróleo con sus pozos exploratorios, y la incertidumbre política del país.

4.2.3 INCENTIVOS OFRECIDOS POR CADA PAIS

Por supuesto la llegada de nuevos competidores está asegurada por el interés de los dos estados que busca a la vez incentivar y obtener una participación razonable del negocio petrolero.

Los incentivos brasileños:

- Licitación de áreas abierta para cualquiera con sede en Brasil.

- Sistema de concesión que asegura al participante el control de su actividad de E&PPC.

- Acceso a las cuencas petroleras ya identificadas una de ellas la 4ª más atractiva del mundo, la cuenca Campos.

- Mercado para el petróleo asegurado en Brasil.

- Menores impuestos para la E&PPC en mar abierto.

- Igualdad frente a la petrolera estatal brasileña.

- Regalías bajas para volúmenes de producción bajos.

La llegada de 40 nuevos competidores al mercado brasileño en las primeras 2 rondas parece comprobar el éxito de los incentivos ofrecidos.

Los incentivos colombianos:

- Solo se requiere manifestar interés ante ECOPETROL y crear sede en Colombia.

- Oferta de áreas con toda la información prospectiva poseída.

- Acceso a cuencas petroleras ya identificadas una de ellas la 6ª más importante del mundo, la cuenca Piedemonte37.

37 37 www.ecopetrol.com.co, Carta Petrolera, Octubre-Noviembre de 2001.Grandes descubrimientos en Colombia atraen inversionistas. El 69% de las reservas descubiertas en la década de los 90 se encontraron en 38

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- Exención de impuestos durante la fase exploratoria y atenuación de utilidades durante la fase inicial en que se posee el 70% de la producción gracias a la depreciación acelerada de los activos.

- Participación de ECOPETROL reducida a 30% durante la producción de los primeros 60 MM de barriles y hasta la recuperación de la inversión con rentabilidad.

Las cantidades de contratos firmados durante el año 2000 (32) y 2001 (28) parecen comprobar la efectividad de estos incentivos, pero la ascasa actividad exploratoria indica que los incentivos son insuficientes.

Es indicado hacer una evaluación comparativa de los incentivos: Colombia ofrece menos impuestos petroleros como ya se mencionó en la descripción de la legislación petrolera de ambos países y mayor simpleza en la determinación de los mismos porque hay solo dos factores, el volumen de producción diario y acumulado y la rentabilidad efectiva del campo; tampoco exige ninguna partida por la compra del derecho o área a explorar aún en su mejor cuenca. A cambio obliga a asociarse con ECOPETROL.

Brasil ofrece control exclusivo de la exploración y producción, igualdad frente a la petrolera nacional, la cual solo es preferida en caso de empate y un mercado nacional para el petróleo producido. A cambio mayores impuestos y mayor dificultad pues la producción se está dirigiendo hacia el mar abierto.

Los resultados: las petroleras prefieren los incentivos que ofrece Brasil, a juzgar por la presencia de 40 jugadores en 3 rondas, en tanto que en Colombia, aunque ECOPETROL firmó 28 nuevos contratos de asociación hace casi 3 años, no logra traducirlos en hallazgos de nuevas reservas.

Las posibles explicaciones sugeridas para estos resultados son:

- La incertidumbre y sobrecostos que genera la guerra interna en Colombia es un gran des-incentivo.

- Las empresas prefieren la propiedad exclusiva de la producción aunque los impuestos y la dificultad sean mayores, a una asociación en la cual asumen exclusivamente el riesgo y deben compartir la producción con un socio obligatorio.

- Ante la volatilidad de los precios del petróleo las empresas prefieren un mercado local para su petróleo a uno grande pero que tiene sobrecosto de transporte.

- Las empresas petroleras tienen más confianza en las reglas de juego de una agencia independiente como la ANP a las que ofrece su socio obligatorio ECOPETROL. Esto genera un desbalance de poder en la asociación.

cuencas. Las 10 más atractivas de la lista representaron el 51% de todo el petróleo descubierto. Consultado el 14 de Febrero de 2003

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- Es preferible explorar en mar abierto a explorar en grandes profundidades terrestres.

- Las empresas petroleras tienen expectativas sobre que Colombia dará mayores incentivos.

Todas estas explicaciones son hipótesis que deben ser comprobadas antes de darlas por ciertas.

4.3 PODER DE LOS PROVEEDORES

Los principales proveedores de la industria de E&PPC son los países dueños de las reservas de petróleo, ya que son escasas y están particularmente concentradas en los países de Oriente Medio quienes poseen el 65.3% como lo muestra la gráfica 638. Esta concentración unida a su capacidad de asociarse da a esos países el poder de fijar los precios y condiciones de los derechos de acceso a sus reservas petroleras.

La gráfica también muestra un detalle interesante y es que las segundas reservas están en Sudamérica y Centroamérica con un 9.1% lo que da a nuestros países algún poder en el control de sus reservas. Este poder está aumentado por su cercanía al gran mercado norteamericano lo que le ocasiona menos costos y tiempos de transporte y una ruta más segura para el flujo del petróleo.

Sin embargo las compañías petroleras mediante integración vertical y fusiones han crecido lo suficiente para disponer de poder económico y aún político capaz de contrarrestar el poder de las naciones productoras. Este excesivo poder de las petroleras fue lo que motivó la creación de la organización de países exportadores de petróleo OPEP a instancias de Venezuela en 196039, pero esta organización no logró incluir a todos los grandes productores quedando a fuera países como Rusia, Noruega, Canadá y aún Colombia, lo que ha producido un cierto equilibrio de poder entre la OPEP y las grandes compañías petroleras. La OPEP cuenta con 11 países miembros: Arabia Saudita, Irán, Venezuela, Emiratos Arabes Unidos, Nigeria, Iraq, Kuwait, Libia, Argelia, Indonesia y Qatar.

A pesar de que la distribución de las reservas favorece notablemente a los países de Oriente Medio y a Latinoamérica los volúmenes de producción no son exactamente proporcionales al volumen de reservas, ya que depende de varios factores como la infraestructura de producción instalada, la facilidad de acceso a las reservas, o el interés de cada país en aumentar su producción petrolera

En el Anexo 6 se presenta un cuadro con la producción petrolera mundial, país por país y totalizada por continentes.

38 www.bp.com, energy reports, oil statistics, maps and charts 2001, documento con los gráficos y mapas utilizados en la evaluación del 2001 por BP Britsh Petroleum Co. De poco más de 1 billón de barriles en reservas descubiertas en el mundo, los países de Oriente Medio poseen 686,6 MMM de barriles, seguidos de Latinoamérica con 96 MMM de barriles o sea un distante 9,1% del total de las reserves. 39 www.ecopetrol.com.co, Carta Petrolera, ECOPETROL 50 años. La Génesis del Contrato de Asociación. Fue Juan Pablo Perez Alfonso, Ministro de Minas del presidente Rómulo Betancourt quien propuso la creación de la OPEP y obtuvo el respaldo de su contraparte saudita Abdullah Tariki. La OPEP fue constituida formalmente en Septiembre de 1960. Consultado el 14 de Febrero de 2003.

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De acuerdo con esta tabla los 12 países de Oriente Medio controlan el 30,8% de la producción mundial de petróleo.

La OPEP ejerce su poder ajustando su producción para mantener el precio del crudo dentro de precios aceptables para ellos. Así mismo casi todos los miembros de la OPEP disponen de empresas petroleras nacionales a través de las cuales se ejercen los recortes de producción.

Esto quiere decir que el poder depende del tamaño de la empresa petrolera que negocia frente al tamaño de la economía del país dueño de la reserva petrolera. No es infrecuente que las empresas petroleras internacionales sean apoyadas directamente por sus gobiernos lo que las ayuda a obtener poder político frente a los países con reservas petroleras.

Todo esto nos indica que en la industria de E&PPC el poder de negociación de los proveedores es político ejercido mediante la creación de leyes y la participación directa de los gobiernos en negociaciones de la industria, y por tanto las empresas participantes deben conseguir ese mismo tipo de poder para ejercer su actividad.

Figura 6

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Por supuesto el poder de los países productores es directamente proporcional a la cantidad de petróleo crudo que pueden exportar a los grandes centros de consumo y para ilustrar esto presentaremos los principales 12 exportadores40.

No. País Exportaciones de petróleo mbpd

1 Arabia Saudita 7,38

2 Rusia 4,76

3 Noruega 3,22

4 Irán 2,74

5 Venezuela 2,6

6 Emiratos Arabes Unidos 2,09

7 Nigeria 2,0

8 Iraq 2,0

9 Kuwait 1,8

10 México 1,65

11 Libia 1,24

12 Argelia 1,24

Existe otra gran variedad de proveedores especializados en la industria de la E&PPC como las empresas que suministran hardware y software especializado, análisis de pozos, servicio de perforación de pozos, pruebas de sísmica, servicios de transporte, mantenimiento a las bases de datos geográficas, análisis de tuberías, etc.

El poder de estos proveedores depende mucho de la exclusividad de la tecnología o servicios que ofrecen. Existen algunos servicios para la exploración petrolera que están en manos de unas pocas empresas en el mundo, lo que les permite a estas afortunadas empresas disfrutar de un alto poder de negociación frente a las petroleras.

Otro proveedor clave en la industria petrolera son los bancos o los dueños de capitales. Debido al alto costo de los proyectos de E&PPC las empresas petroleras deben acudir a financiación de bancos y aún de entidades internacionales

40 www.investopedia.com, The Industry Handbook, The Oil and Energy Industry.consultado el 1 de Febreo de 2003.

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multilaterales. El poder de negociación de estos bancos es muy alto particularmente cuando de empresas basadas en países en desarrollo se trata.

En algunos países los propietarios de la tierra donde se desarrollan las actividades de E&PPC tienen un mayor poder que en otros frente a la industria dependiendo de la manera en que la regulación local trata el tema.

4.3.1 PODER DE LOS PROVEEDORES EN BRASIL

El Estado brasileño ejerce sus derechos de propiedad sobre las reservas de petróleo a través de la Agencia Nacional del Petróleo ANP. Sin embargo las concesiones se otorgan en licitaciones y remates abiertos con reglas iguales para todos, las cuales son del dominio público. Existen pequeñas flexibilidades en la determinación de las regalías a cargo de la ANP, pero su poder una vez adjudicada una concesión se limita a verificar el cumplimiento del contrato y el plan de proyecto presentado en la licitación.

Podemos deducir que la apertura de las reservas de petróleo brasileñas a las empresas internacionales representó una disminución del poder del estado brasileño apremiado por la insuficiencia de su producción de petróleo frente a su consumo.

Brasil, como país con un volumen importante de producción tiene la presencia de un buen número de empresas de servicios petroleros concentradas particularmente en servicios de perforación submarinos.

Las empresas locales petroleras brasileñas enfrentan el poder de negociación de la banca internacional, pero al menos en el caso de Petrobrás ha salido al mercado internacional de capitales para financiar sus inversiones mediante emisiones de bonos y acciones. Aún así el costo financiero es alto ya que el “spread” de sus bonos se calcula por las evaluaciones de riesgo a la economía brasileña.

4.3.2 PODER DE LOS PROVEEDORES EN COLOMBIA

El Estado colombiano a través de la legislación ejerce control sobre sus reservas petroleras de las cuales es dueño y las cuales solo pueden ser explotadas por ECOPETROL empresa de la cual es único propietario aunque permite la explotación asociada con empresas petroleras nacionales o extranjeras modalidad ampliamente utilizada.

Sin embargo dado el tamaño pequeño de nuestra economía frente a los recursos que demanda la industria de E&PPC el poder de negociación del gobierno colombiano frente a las empresas petroleras ha disminuido y prueba de ello son los cambios en las condiciones de los contratos de asociación los cuales son más favorables ahora para las asociadas.

Colombia ocupaba en el 2001 el puesto 28 entre las 96 naciones productoras de la tabla por su volumen de petróleo y gracias a sus excedentes para exportar se ubica el privilegiado grupo de naciones proveedoras.

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Las condiciones políticas y económicas de Colombia, y su próxima pérdida de capacidad exportadora de petróleo han debilitado notoriamente su poder en el manejo de sus reservas petroleras. Esta debilidad de ha extendido a ECOPETROL que debe ceder en sus aspiraciones de control de las operaciones de producción.

También el poder de los bancos internacionales dueños del capital necesario para adelantar proyectos de E&PPC gozan de un gran poder frente a ECOPETROL dadas las bajas calificaciones que recibe nuestro país en cuanto al nivel de riesgo para los inversionistas.

4.4 PODER DE LOS COMPRADORES

Para la industria de E&PPC el poder de los compradores está determinado por diversos factores de mercado y políticos si bien el precio del petróleo crudo está sujeto a la “mano invisible del mercado” es decir lo determina el libre juego de la oferta y la demanda. El equilibrio del mercado se rompe en períodos de recesión la demanda baja y el precio cae, al igual que cuando se presentan dificultades en alguno de los grandes productores de petróleo, caso Venezuela o Irak recientemente hacen que el precio suba.

La figura 7 ilustra la situación del mercado del petróleo desde el punto de vista geográfico, es decir donde se produce y donde se consume41. El del petróleo funciona como un gran mercado global y los precios no se determinan localmente sino en los grandes centros de consumo. Las ventas se realizan mediante contratos de suministro o mediante el sistema “spot” es decir una subasta de cada embarque.

Los grandes compradores son EEUU, Europa, Japón y Singapur. Las gigantes petroleras multinacionales son a la vez que productores, grandes compradores de petróleo pues son dueños de una gran capacidad de refinación y como tales tienen influencia en los precios internacionales.

En la misma figura 10 se puede apreciar el factor político. Los grandes proveedores son países del tercer mundo, Medio Oriente, Latinoamérica, Asia, Africa y los grandes consumidores son los países desarrollados, dueños de los recursos económicos, la tecnología y del poder militar.

La calidad del crudo por supuesto es un factor que influye en el poder de compradores o vendedores y modifica el precio ligeramente. Esto sucede porque las refinerías están diseñadas para procesar ciertas calidades específicas (expresadas en grados API) de petróleo.

La demanda de petróleo está determinada no solo por el ambiente económico, sino también por las estaciones (aumenta en el invierno del hemisferio norte), el ambiente político (como la guerra de Irak) y por las tendencias de consumo mundial.

41 www.bp.com, energy reports, oil statistics, Maps and charts 2001. Se destacan como zonas exportadoras los países consumidores: Oriente Medio, Rusia, Venezuela , Canadá y México

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Sin embargo el poder de los compradores es neutralizado por la OPEP, entidad que cuando percibe que los precios han caído demasiado ajusta el nivel de producción para asegurar la rentabilidad de la industria.

El juego del poder entre compradores (los países consumidores y las grandes compañías con capacidad de refinación) y los productores de petróleo genera inestabilidades en el mercado del petróleo como puede apreciarse en la Figura 8 que muestra el precio del petróleo tanto en dólares de 2001 como en dólares diarios42. Esta turbulencia se ha dado principalmente durante los últimos 30 años particularmente a causa de hechos políticos en el Oriente Medio y por supuesto

42 www.bp.com, energy reports, oil statistics, Maps and charts 2001. La Guerra del Yom Kippur en 1973 daría origen a una gran alza en los precios del petróleo, y el precio alcanzó su máximo con la revolución iraní, después de lo cual se estabilizaron en los niveles que actualmente consideramos normales, es decir entre 20 y 30 dólares.

Figura 7

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aunque la gráfica no lo destaca a la creación de la OPEP organización que se ha convertido en el regulador del precio y del mercado mundial de petróleo crudo.

Mientras se elaboraba este proyecto el precio del crudo WTI presentó oscilaciones de aproximadamente USD $ 10 por barril moviéndose entre USD $37 las semanas anteriores a la guerra de Irak y USD $ 27 a medida que la guerra avanzó rápidamente con poco daño en los campos petroleros.

Por supuesto los países y empresas compradoras también han creado mecanismos de regulación y uno de ellos es la denominada en EEUU “reserva estratégica”, conformada por una gran cadena de almacenamiento de petróleo que originalmente ha sido concebida para asegurar el flujo continuo de petróleo a pesar de variaciones en la producción pero que últimamente se ha utilizado como un regulador, ya que si se permite bajar su nivel, hay más petróleo disponible en el mercado y el precio

baja, lo que sucede igual si su nivel supera ampliamente el nivel autorizado. El nivel es regulado por los países consumidores que la han creado y se ha convertido en un factor determinante del crudo.

En nivel de esta reserva para los países de la OECD (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico) se ilustra en la siguiente Figura 9 en la cual se destaca como esta reserva al final del año 2001 se ubicaba en aproximada 2.620 millones de barriles equivalente a unos 40 días de consumo mundial.

Figura 8

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4.4.1 PODER DE LOS COMPRADORES EN BRASIL

Como no es autosuficiente, las empresas en la industria de E&PPC tienen un mercado asegurado en Brasil para su producción de petróleo crudo.

Petrobrás es todavía la única empresa con capacidad significativa de refinación (el 98,6%), lo que le da un gran poder de compra frente a las otras empresas de la industria de E&PPC. Este poder está acrecentado por la carencia de rutas de exportación de petróleo. Sin embargo la ley brasileña equilibra este poder porque obliga a realizar las transacciones utilizando precios de referencia internacionales.

4.4.2 PODER DE LOS COMPRADORES EN COLOMBIA

En Colombia ECOPETROL produce todo el crudo que requieren sus refinerías y exporta el excedente. Las asociadas exportan el petróleo a los mercados internacionales, es decir están sujetas al libre juego del mercado internacional de petróleo.

Colombia ha tenido la fortuna de producir crudos de variada calidad la cual le permite accesos a diferentes compradores. Es el caso de los crudos del campo de Castilla que son muy pesados y del cual se extrae una buena porción de asfalto. Otros crudos como los de Cupiagua (44 grados API) y Floreña (46 grados API) se denominan parafínicos por su alto contenido de parafinas. Aún Cusiana (38 grados API) es de muy alta calidad tal que puede ser usado directamente para dar energía a las bombas que lo impulsan a través de los oleoductos. La calidad de estos tres crudos es considerada entre las 10 mejores en producción en el mundo. De esta

Figura 9

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manera, al disponer de diversas calidades de petróleo se mejora la capacidad negociadora de los productores y se disminuye el poder de los compradores quienes están obligados a conseguir calidades específicas para sus refinerías.

4.5 REGULACION

La regulación es una fuerza de mayor importancia en la industria de E&PPC y ha sido un factor importante en la definición de la misma. Esto se hace evidente revisando el cuadro de las mayores empresas productoras de petróleo en el mundo en 199943.

EMPRESA VOLUMEN mbpd

Saudi Arabian Oil Co 8,29

PEMEX 3,5

PDVSA 3,44

China Nacional Petroleum 3,2

BP Amoco-Arco 2,63

Exxon-Mobil 2,44

Royal Dutch/Shell 2,35

Nigerian Nacional Oil Co 2,11

Iraq Nacional Oil Co 2,11

Kuwait Petroleum 2,07

Chevron-Texaco 2,07

Las 4 primeras y 7 de las 10 primeras empresas en volumen de producción han tenido su origen en la regulación de sus estados, mediante leyes de nacionalización. Saudi Arabian Oil Co, Petrobrás, PEMEX, PDVSA y el mismo ECOPETROL existen gracias que las leyes de sus países de origen las crearon y protegieron para lograr que alcanzaran el tamaño y desarrollo que hoy tienen.

Gracias a la protección estatal estas empresas han logrado acceso privilegiado a las mayores reservas de petróleo descubiertas hasta la fecha, y sus derechos de producción en la mayoría de los casos son intransferibles.

Sin embargo la industria petrolera como muchos otros negocios globales ha sufrido grandes cambios particularmente en el último decenio del siglo XX. Las privatizaciones, desregulaciones y apertura de mercados también llegaron a la 43 www.gravmag.com, Oil Statistics, Largest Oil Companies.Consultado en Abril 4 de 2003.

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industria de E&PPC. Rusia, Argentina y Brasil para mencionar solo unos pocos cambiaron las reglas de juego en sus mercados, lanzando sus empresas petroleras estatales al mercado libre, abrieron sus reservas a la competencia buscando con ello un desarrollo competitivo de su industria de E&PPC.

Los cambios son motivados por los altos precios del petróleo y la búsqueda de mayor participación en el mercado internacional mediante el libre juego de empresas estatales o privadas asegurando eso si una adecuada participación de los estados en las utilidades de la industria.

Todos lo anterior no significa que la regulación deja de ser protagonista de la industria en el siglo XXI. Porque a la regulación especial sobre la adquisición de derechos sobre las reservas, las regalías, los impuestos, la seguridad industrial, se ha sumado con gran fuerza la referente al respeto por el medio ambiente.

El tratado de Kioto sobre el medio ambiente fija unas metas de reducción de las emisiones producidas por la combustión de los derivados del petróleo, carbón y gas todo lo cual apunta a generar un gran impacto en la industria de E&PPC estimulando el uso de sustitutos.

Sin embargo los países deben hacer esfuerzos de equilibrio entre las exigencias ambientales y el desarrollo de las actividades de E&PPC dados los enormes ingresos que les representa la industria mediante impuestos y regalías, por lo que la regulación permite algunos “sacrificios” ambientales.

4.5.1 REGULACION EN BRASIL

Desde 1997 Petrobrás perdió el monopolio y control sobre los recursos y actividades petroleras en el Brasil. La ANP Agencia Nacional del Petróleo es el encargado de implementar la política nacional del petróleo y responsable de las licitaciones para adjudicar las áreas destinadas a E&PPC en concesión.

El acceso a las reservas petroleras de Brasil es libre y como único requisito para cualquier aspirante está el tener sede legal en Brasil o sea establecer una subsidiaria.

Existe solo una modalidad de contrato y es la concesión, la cual incluye simultáneamente las actividades de exploración y producción.

Las condiciones básicas de la regulación en Brasil se describieron en el capítulo 3.2 al inicio de este trabajo.

4.5.9 REGULACION EN COLOMBIA

La regulación colombiana otorga plenos poderes a ECOPETROL para administrar y explotar las reservas petroleras del país. Para desarrollar su administración y explotación la empresa dispone de varios instrumentos legales como son el contrato de asociación, el contrato de frontera y los contratos de solo riesgo. De ellos el más utilizado y exitoso hasta la fecha es el contrato de asociación, responsable por la

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mayor parte de la producción de petróleo como se muestra en el análisis de recursos y capacidades de ECOPETROL.

Destacamos que ECOPETROL no celebra licitaciones, sino que atiende a los proponentes en estricto orden de llegada y decide el tipo de contrato que desea celebrar con ellos.

La regulación hoy establece que quien desee acceso a las reservas petroleras de Colombia tiene dos caminos:

- Comprar los derechos de una empresa ya establecida, obteniendo la debida aprobación de ECOPETROL para realizar la transacción.

- Obtener la adjudicación de un bloque, celebrando un contrato en el cual se compromete a adelantar la actividad de exploración por su cuenta y riesgo y con el compromiso de asociarse con ECOPETROL en caso de encontrar un yacimiento comercial.

Las condiciones básicas que establece la legislación colombiana fueron analizadas en el capítulo 3.1 y en los Anexos 3 y 4

4.6 INTENSIDAD DE LA COMPETENCIA

Una serie de factores han aumentado la intensidad de la competencia en la industria de E&PPC. En esta industria se compite fuertemente para obtener el acceso a los grandes o rentables yacimientos productores ya que es la única manera de crecer y generar sostenibilidad en el largo plazo. La competencia es intensa por alcanzar la adjudicación de un campo en una cuenca sedimentaria atractiva.

Algunos documentos consideran que la industria se ha convertido en un oligopolio y afirman que el 80% del mercado mundial en la industria de petróleo está dominado por las 5 grandes. Estas 5 grandes empresas con gran presencia en el mundo y fuertemente integradas verticalmente, es decir no solo en la industria de la E&PPC sino también en la refinación, distribución y petroquímicos, compiten duramente entre ellas por la participación en el mercado particularmente en los segmentos al consumidor.

A continuación un cuadro resumen de las ventas de las 10 más grandes empresas petroleras en 199744.

Posición Empresa Ventas en USD MM

1 Exxon-Mobil 203.148

2 Royal Dutch/Shell 171.964

3 BP-Amoco 123.871

4 TotalFinaElf 98.220

44 Mergers and Restructuring in the world Oil Industry, J Weston, B Johnson y J Siu, The Anderson School at UCLA, 1999. El cuadro ha sido ajustado para reflejar la fusion de Exxon-Mobil, la de Total-Fina-Elf Aquitaine, Chevron-Texaco, con los datos de 1997. Para ello se sumaron las ventas de las compañías fusionadas.

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Posición Empresa Ventas en USD MM

5 Chevron-Texaco 88.557

6 Nacional Iranian Oil 40.890

7 China Nacional 36.250

8 ENI (Italia) 34.997

9 PDVSA 34.801

10 PEMEX 34.035

Este cuadro presenta diferencias con respecto al de la página 47 porque aquí no está discriminada la parte correspondiente a E&PPC incluyendo además las ventas de refinación, petroquímica y otros negocios de energía de las empresas listadas.

Por ejemplo: Exxon-Mobil es una empresa orientada a la exploración y producción de petróleo y gas, lo mismo que TotalFinaElf. Tanto Royal Duch/Shell como BP-Amoco son más orientadas al “downstream” es decir la refinación y distribución de combustibles lo mismo que a las fuentes de energía alterna y al respeto por las nuevas normas del medio ambiente

Chevron-Texaco y Exxon-Mobil compiten con una estrategia basada en costos en tanto que las otras 3 europeas compiten con diversificación.

Estas enormes empresas han surgido a causa de una oleada de fusiones como sus nombres compuestos lo indican. Estas fusiones se han dado por causa de varias fuerzas como son45:

- Cambio tecnológico: la exigencia de nuevas y mejores tecnologías en poder de algunas de las empresas petroleras

- Globalización y liberalización de los negocios: el petróleo funciona como un mercado único mundial en el que se transa el 53% de la producción.

- Privatización y desregulación: los gobiernos han privatizado numerosas petroleras estatales y abierto sus reservas petroleras a la libre competencia

- Inestabilidad de la industria: derivada de la inestabilidad en los precios ocasiona continuos cambios en la estructura de la misma

- Presiones por economías de escala: permite obtener menores costos y mayores utilidades derivadas también del poder económico y político

- Altos precios de las acciones, bajas tasas de interés y el fuerte crecimiento económico de fines del siglo XX, ha facilitado y también presionado las operaciones de fusión buscando valorizar la inversión de los accionistas.

45 http://netec.mcc.ac.uk/WoPEc/data/Papers/cdlanderf11093.html, Mergers and Restructuring in the world Oil Industry, J Weston, B Johnson y J Siu, The Anderson School at UCLA, 1999.

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Estas fuerzas cambian constantemente y las compañías se readaptan a ellas respondiendo con nuevas estrategias.

El petróleo sigue siendo un recurso importante industrial, militar y diplomáticamente, del cual se negocia el 53% internacionalmente. Hay una competencia entre los países asociados en la OPEP y los que no. La OPEP misma es un factor de competencia entre países actuando como un regulador del precio.

Una característica de la competencia en E&PPC es la continua adquisición de empresas pequeñas y medianas porque disponen de un recurso valioso, como una reserva petrolera interesante y de bajo costo, una operación estable en un país objetivo, o una licencia para explorar una cuenca sedimentaria atractiva.

La tecnología es un factor muy importante en la industria de E&PPC porque mediante ella se obtiene mayor aprovechamiento del petróleo de los yacimientos, se diminuye el riesgo de la exploración al identificar con mayor certeza los reservorios de petróleo, y permite el acceso a yacimientos ubicados a grandes profundidades debajo del mar.

BP British Petroleum para mencionar un caso tiene como objetivo tecnológico el lograr 0 pozos secos en sus actividades de producción y confía en lograrlo mediante imágenes sísmicas de clase mundial y no está muy lejos como lo demuestra su experiencia en Angola con 28 pozos exitosos de 30 perforados46.

La tecnología permite por ejemplo desviarse horizontalmente hasta 10 km de distancia desde la sección vertical de un pozo, récord mundial alcanzado por BP en Wycht Farm en Gran Bretaña.

El uso de la tecnología de aprovechamiento de un yacimiento también le ha permitido a BP crecer sus reservas petroleras en 3000 MM de barriles en Prudhoe Bay en Alaska por recuperación adicional del crudo existente en un yacimiento.

Es sólo mediante tecnología muy sofisticada que puede realizarse la exploración y explotación de yacimientos en el fondo del mar a profundidades que hoy superan los 2 km de agua, en lugares como la costa brasileña o el Golfo de México.

Un indicador importante en la industria petrolera es el índice de Herfindahl el cual se mantiene entre 300 y 500, lo que indica que a nivel mundial todavía no hay alta concentración en la industria. En 1990 era de 361,88 y en 1996 415,2. La oleada de fusiones entre 1997 y 1999 elevó el índice hasta 59947. Este bajo valor ha permitido la realización de todas las fusiones sin oposición de las autoridades americanas.

46 www.bp.com, Future of Hydrocarbons Supply, Larry Macvay. Frontiers September 2001 Los yacimientos son cada vez mas complejos y desconectados y las profundidades de agua cada vez mayores, lo cual exige el desarrollo de tecnologías para superar el reto.La sísmica genera imágenes del subsuelo y permite ver e identificar claramente, a los que disponen de la tecnología, los yacimientos más productivos aún bajo km de roca y agua. 47 Mergers and Restructuring in the World Oil Industry, J Weston, B Johnson, J Siu, The Anderson School at UCLA. Como guía general para las autoridades norteamericanas, si el índice de Herfindahl es menor de 1000 se considera que no hay gran concentración en la industria y no se hacen investigaciones antimonopolio. Si el índice está entre 1000 y 1800 se hace investigación, y si supera los 1800 no se considera posible la fusión.

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Existen estudios que prevén un aumento de la demanda mundial de petróleo del orden del 2.2% anualmente hasta el 202048, particularmente se destaca Latinoamérica con un crecimiento previsto del 3,3%.

La competencia mundial por el suministro de petróleo se da entre los países de Oriente Medio donde producir un barril cuesta menos de USD $2 y la inversión requerida para producir un barril mas es de $5500 en tanto que en los demás países el costo de la inversión para producir un barril más es del orden de USD $ 12000.

4.6.1 INTENSIDAD DE LA COMPETENCIA EN BRASIL

Brasil desde 1997 abrió sus reservas petroleras a la libre competencia de la industria. Todavía sin embargo Petrobrás es el jugador dominante en E&PPC, pero las sucesivas rondas de adjudicación de concesiones hacen prever un aumento de la competencia por el control de las reservas y la producción de petróleo.

En Brasil tienen presencia las siguientes petroleras:

BP

TotalFinaElf

Shell

Kerr-McGee

BPAR-10

Chevron

EnCanBrasil

Devon Energy

Coastal

Queiroz Galvao Perfuracoes

Maritima Petróleo e Engenharia

Amerada Hess

AGIP Oil

Texaco

48 http://www.eia.doe.gov/, International Energy Outlook 2002. El estudio hace un proyección del consumo mundial a partir de 1999 hasta el 2020 año en el que se espera sea de 118,6 millones de barriles diarios. Los países desarrollados incrementarán su consumo a un ritmo del 1,3% anual, en tanto que los países en desarrollo de Asia lo harán a un 3,7%. El transporte será la industria responsable por el 55% del consumo mundial de petróleo para el 2020, principalmente en los países en desarrollo. Los países desarrollados no consumirán tanto porque están sustituyendo el uso de los derivados del petróleo por gas.

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BHP

Newfield

Maersk Oil

Partex

Starfish Oil

Potióleo

PetroReconcavo

Ocean Energy

Phillips Petroleum

Wintershall

Esso

Repsol YPF

Samson

El Paso

Este variado conjunto de empresas petroleras internacionales y brasileñas indica que si hay una buena competencia por la obtención de concesiones para la E&PPC en Brasil pues allí encontramos a todas las grandes empresas multinacionales, y muchas pequeñas internacionales y brasileñas.

También atrae a Brasil el hecho de que posee la cuenca Campos, la 4ª más atractiva del mundo.

Esta competencia se da por la adquisición de las mejores áreas en las licitaciones porque la venta del crudo está asegurada debido a la insuficiencia actual de la producción brasileña, con un déficit de 600.000 barriles diarios.

La producción de petróleo de Africa Occidental particularmente en su costa Atlántica es una competencia para la producción de petróleo en un mercado abierto brasileño49.

4.6.2 INTENSIDAD DE LA COMPETENCIA EN COLOMBIA

En Colombia las difíciles condiciones económicas y políticas del país no causan mayor entusiasmo entre las empresas petroleras internacionales por las evaluaciones que las calificadoras de riesgo dan para sus inversiones.

49 Brazil’s Upstream Business, Presentación de Odebretch Oil & Gas, Houston, March 26 2002. Esto porque ambos países tienen similaridad en la zona geográfica en que se desempeñan, en la denominada Cuenca Atlántica, con operaciones en mar abierto y particularmente porque Angola ofrece menos impuestos que Brasil para la industria de la E&PPC.

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La guerra interna con sus efectos negativos en los costos y las operaciones resulta un atenuador importante de la intensidad de la competencia en nuestro país.

En consecuencia no existe una gran intensidad de la competencia y varias empresas (15 de 75 que firmaron entre 1998-2002) habían renunciado50 a sus derechos obtenidos mediante contratos de asociación con ECOPETROL.

Las reglas de juego del gobierno colombiano les garantizan libre acceso a la infraestructura de transporte y a los puertos para exportación, de la misma manera que el desenvolverse en asocio siempre con ECOPETROL les asegura un ambiente tranquilo para sus negocios en Colombia.

En el año 2000 estaban presentes en Colombia en el negocio de E&PPC las siguientes empresas:

Perenco

Hocol

Omimex

Petrobrás

Petrosantander (colombiana)

AIPC

Petronorte

Amoco

Occidental

Argosy

BP

Harken

Petrotesting

Triton

Petrocol

50 El Heraldo, Tertulia Petrolera, Jorge Montaño, Febrero 10 de 2003. Asistieron Juan Manuel López Caballero, columnista de EL HERALDO; Hugo Serrano, senador de la Comisión Quinta; Salomón Náder exCongresista y experto en asuntos energéticos; Jaime Durán, senador; Alvaro Asthon, representante a la Cámara, Roberto Zabaraín Manco ex directivo de la Junta de Ecopetrol. Antonio Celia Martínez Aparicio presidente de Promigas, Hernando Celedón Manotas ex presidente de Monómeros Colombo Venezolanos, Ramiro Escobar presidente de Acesco, el Constituyente del 91 Ricardo Barrios Zuluaga, Herbert Flesch vicepresidente administrativo de Monómeros Colombo-Venezolanos, y el ingeniero Guillermo Cuello. Los datos son presentados por Zabaraín. El senador Serrano dijo que la cantidad de contratos de exploración renunciados fueron 23, y Zabaraín aclaró que inclusive son 40 pero solo 15 de los firmados desde 1998.

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GHK

Emerald

Abanico

Kappa

De las grandes petroleras internacionales solo BP-Amoco y Occidental están presente en nuestro país, lo que resulta indicativo del atractivo de la industria de E&PPC para ellas.

Todos lo anteriormente expuesto nos presenta un panorama de baja intensidad competitiva en la industria de E&PPC en Colombia.

4.7 CONCLUSIONES DEL ANALISIS DE INDUSTRIA

La industria de la E&PPC tiene grandes fuerzas que influyen en ella y esto ha propiciado el desarrollo de grandes jugadores capaces de enfrentarlas exitosamente.

1. La primera fuerza es el poder de los proveedores, los países, gobiernos o estados dueños de las reservas petroleras, poder de naturaleza política que se ejerce mediante leyes, impuestos, empresas petroleras estatales protegidas y control de acceso a las reservas. Este poder ha llevado inclusive a la formación de un bloque de 11 países productores denominado OPEP capaz de regular el precio mundial controlando el nivel de producción. Este poder está moderado por los incentivos que los mismos productores ofrecen para quienes desean desempeñarse en la industria de E&PPC.

2. La segunda gran fuerza es el capital necesario para adelantar los proyectos de exploración que exigen capital de riesgo y de producción que representa los mayores montos. Estos capitales están en manos de los países desarrollados, que al mismo tiempo son los principales compradores del petróleo.

3. El precio internacional del petróleo crudo es un gran regulador de la actividad en la industria, la cual sube y baja con la tendencia ascendente o decreciente de los precios. Los precios muestran gran volatilidad a partir de 1973.

4. El conocimiento y la tecnología avanzados indispensables para adelantar la exploración y explotación con eficiencia y bajos costos, las grandes habilidades y conocimientos que se han acumulado en las empresas que realizan E&PPC desde hace décadas, son costosas y determinan la capacidad de los jugadores de la industria. Al igual que el capital está en mayor medida en manos de los países desarrollados que a la vez son los consumidores de petróleo. Esto obliga a los países productores a ofrecer

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incentivos para que las empresas petroleras desarrollen proyectos de E&PPC en ellos.

5. La demanda de petróleo, la cual se prevé continuará creciendo hasta el 2020 por lo menos sigue siendo el motor de la industria. El crecimiento de esta demanda se dará en mayor medida en los países en desarrollo, particularmente en lo más poblados como China, India, Brasil, Corea, y otros de Asia.

6. Se requiere capacidad para competir globalmente, dispuesto a desarrollar ventajas competitivas sean de tecnología y conocimiento, acceso a capital, logro de derechos valiosos, integración vertical, tamaño suficiente para sobrevivir.

7. Ha surgido una fuerza nueva y es la protección global del medio ambiente la cual se ejerce por los estados y tratados internacionales y que a la vez que condiciona el desarrollo de las actividades de E&PPC propende por el desarrollo de energías alternativas y de combustibles más limpios obtenidos del petróleo.

8. La integración vertical, que permite asegurar demanda para el petróleo crudo y a la vez asegurar el petróleo específico para las refinerías disponibles ha dado origen a gigantes de la industria estatales y privados.

9. Se requiere un gran tamaño para desempeñarse exitosamente en la industria de E&PPC logrando acceso a capital, derechos y tecnología para acometer los costosos y complejos proyectos necesarios en su desarrollo.

10. Los factores políticos del entorno donde se desarrolla la actividad de E&PPC alteran la intensidad de la competencia en un país. La guerra interna en Colombia, genera sobrecostos financieros y operativos, impide el desarrollo normal de las actividades y causa incertidumbre sobre la estabilidad de las condiciones, atenuando notablemente la llegada de nuevos competidores en la industria.

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5. ANALISIS DE RECURSOS Y CAPACIDADES

5.1 ECOPETROL

ECOPETROL es una Empresa Industrial y Comercial del Estado constituida como tal mediante el Decreto 030 de 195151, vinculada al Ministerio de Minas y Energía, con personería jurídica, autonomía administrativa y dispositiva, y con patrimonio propio e independiente.

A nivel mundial, ECOPETROL fue ranqueada en el puesto 35, según el estudio realizado por Energy Intelligence Group.

ECOPETROL es una compañía integrada en toda la cadena de la industria del petróleo, con operaciones en exploración, producción, transporte, refinación y comercialización de hidrocarburos, y es el ente que administra los recursos hidrocarburos de Colombia, ya sea por operación directa o a través de contratos de asociación con compañías privadas.

En su organización interna y en sus relaciones con terceros funciona como una “sociedad de naturaleza mercantil, dedicada al ejercicio de las actividades propias de la industria y el comercio del petróleo y sus afines, conforme a las reglas del derecho privado y a las normas contenidas en sus estatutos, salvo las excepciones consagradas en la ley (Decreto 1209 de 1994)”.

Está buscando constantemente socios para explorar y producir hidrocarburos en el territorio colombiano y en ese sentido es abierta a los negocios, bajo la premisa del que primero que llega, primero se atiende.

Misión: Maximizar el valor de los recursos a su disposición con el fin de garantizar el crecimiento de la Empresa, como base para optimizar la transferencia de recursos al Estado en forma sostenible en el largo plazo.

Visión: Empresa estatal líder en el sector energético, competitiva nacional e internacionalmente, integrada en la cadena productiva del petróleo, gas y sus derivados.

5.2 RECURSOS DE ECOPETROL

El recurso más destacado de ECOPETROL es la exclusividad que le confiere la ley colombiana para adelantar directamente o a través de terceros las tareas de E&PPC en Colombia. Este recurso sin embargo ha disminuido su valor por causa de la ley 619 del 2000 la que modificó la participación de ECOPETROL de un 50% de la producción de un campo a entre 30% y 65% dependiendo del nivel de producción del campo.

51 www.ecopetrol.com.co, Carta Petrolera, ECOPETROL 50 años. La contratación petrolera en Colombia. La ley 165 de 1948 le había dado facultades al ejecutivo para crear la Empresa Colombiana de Petróleos pero sólo en 1951 fue organizada como una empresa industrial y comercial del estado. Consultado el 14 de Febrero de 2003.

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De los 1842 MM de barriles en reservas de petróleo identificadas en Colombia 727,14 MM pertenecen a ECOPETROL exclusivamente y 1095,11 MM están adjudicadas en conjunto con los asociados.

Por supuesto este recurso tendría poco valor si el potencial petrolífero de Colombia fuese bajo pero veremos que no es así:

El Piedemonte Llanero, una estrecha faja de tierra que se extiende desde el Meta hasta el sur de Arauca bordeando la Cordillera Oriental es una de las cuencas sedimentarias con yacimientos de petróleo y gas más atractivas del mundo52. Es allí donde se han realizado los descubrimientos de Cusiana, Cupiagua, Pauto y Floreña.

Estas cuencas son:

Central Arabian Arch (Quatar-Arabia Saudita)

Congo Fan (Angola-aguas profundas del Congo)

Níger Delta (Nigeria)

Cuenca Campos (Brasil)

Cuenca Ghadames (Algeria)

Piedemonte Llanero (Colombia)

Cuenca Lower Congo (aguas continentales de Angola, Congo y Gabón)

Campeche Reforma (México)

Cuenca Jungaar (China)

Zagros Foldbelt (Irán)

En estas cuencas se encontró el 51% de todo el petróleo descubierto en los 90s en el mundo.

Pero Cusiana y Cupiagua no son los únicos campos importantes de producción de petróleo. La lista de campos mayores a 140 MM53 de barriles descubiertos en Colombia es notable:

CAMPO AÑO DE DESCUBRIMIENTO

La Cira-Infantas 1918

52 www.ecopetrol.com.co, Carta Petrolera, Octubre-Noviembre de 2001.Grandes descubrimientos en Colombia atraen inversionistas. El 69% de las reservas descubiertas en la década de los 90 se encontraron en 38 cuencas. Las 10 más atractivas de la lista representaron el 51% de todo el petróleo descubierto. Consultado el 14 de Febrero de 2003. 53 www.ecopetrol.com.co, Carta Petrolera, Octubre-Noviembre 2001. Grandes descubrimientos en Colombia. De los campos de la lista solo 4 se consideran gigantes es decir mayores de 500 MM de barriles: La Cira-Infantas, Caño Limón, Cusiana y Cupiagua. Consultado el 14 de Febrero de 2003.

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CAMPO AÑO DE DESCUBRIMIENTO

Tibú 1940

Casabe 1941

Velásquez-Palagua 1946

Yariguí 1954

Provincia- Payoa 1960

Río Zulia 1962

Orito 1963

Castilla 1969

Apiay- Zuria 1981

Caño Limón –Yuca –Yamural 1983

San Francisco 1985

Cusiana 1992

Cupiagua 1993

Cusiana y Cupiagua se constituyeron en dos de los descubrimientos más grandes a nivel mundial con reservas estimadas superiores a 500 millones de barriles cada uno.

El mapa de tierras publicado por ECOPETROL es una prueba suficiente del alto valor real y potencial de este recurso.

Es importante mencionar que la explotación de estos campos se hace en su gran mayoría mediante el apoyo de compañías asociadas y sólo una porción minoritaria se hace por operación directa de ECOPETROL.

La proporción podemos establecerla utilizando datos del año 200054:

- Producción directa de ECOPETROL: 118,7 kbpd

- Operados asociada con terceros: 553,3 kbpd

- Concesión a terceros: 21,5 kbpd

54 www.ecopetrol.com.co, explotación, Balance Nacional de Petróleo Crudo en KBD-2000. En el año 2001 la situación era similar con una producción directa de 104,4 kbpd, y asociada de 450,6 kbpd sgún el informe anual ECOPETROL 2001. Consultado Abril 3 de 2003.

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Esto indica que ECOPETROL por si misma operaba en el año 2000 campos con capacidad de producción de sólo 118,7 kbpd. El mayor de los campos Subarral tuvo una producción de 28,58 kbpd y el siguiente Suria produjo 21,67 kbpd.

Estos volúmenes contrastan con los 339,8 kbpd de Cusiana - Cupiagua operados por BP. Caño Limón, el tercer campo en importancia tuvo una producción promedio de 98,7 kbpd y es operado por Occidental.

Es muy significativo el recurso de campos operados directamente pues este se relaciona directamente con su capacidad para actuar como una empresa explotadora y productora de petróleo.

Por supuesto la producción asociada es también un recurso y muy importante para ECOPETROL. De esta producción aproximadamente el 40% es de su propiedad y el 20% es correspondiente a las regalías petroleras que también ingresan a la compañía.

5.2.1 TECNOLOGIA

En cuanto a la tecnología de que dispone, ECOPETROL tiene un recurso importante en el ICP Instituto Colombiano del Petróleo.

El ICP dice tener 16 patentes otorgadas y 37 en trámite en Colombia, Venezuela, México, Brasil, USA y países europeos55. Este número se ve muy pequeño comparado por ejemplo con las 1046 patentes que PDVSA afirmaba poseer al final del 200156.

Puede realizar análisis petro-físicos básicos sobre rocas extraídas en las perforaciones, y ofrecer servicios en varios procesos de extracción de contaminantes y análisis necesarios para las actividades de la E&PPC.

En el 2001 el ICP realizó trabajos con varias de las petroleras establecidas en el país en modelamiento del subsuelo, mejoramiento de imagen sísmica y modelamiento geoquímica57. Consolidó la Litoteca Nacional como un gran centro de información de rocas en América Latina. También trabajó con BP en el análisis de daño de formación en el Campo Cusiana. Participó en las evaluaciones técnicas necesarias para transportar el crudo pesado de Castilla hasta Coveñas para su exportación.

Del resumen de actividades adelantadas en 2001 podemos deducir que el ICP es una institución para el desarrollo de soluciones específicas a problemas operativos

55 www.icp.ecopetrol.com.co/home.html, datos tomados de la página de Internet del ICP. En el informa anual del 2001 no se ofrece información sobre patentes, lo que permite asumir que en ese período no se obtuvo ninguna. 56 www.pdvsa.com, 2001 Informe Anual. 57 Informe de Operaciones 2001, ECOPETROL, Pág. 98. También el ICP adelantó un estudio con una firma de consultoría internacional para determinar la importancia de la tecnología para ECOPETROL y el papel del ICP. No se publicaron sus resultados. Sin embargo el Informe de Auditoría Gubernamental del 2000, de la Contraloría General de la República da algunas luces: “desde 1988 ECOPETROL ha contratado 3 estudios sobre el papel del ICP con un costo de USD $ 888.000 cuyos resultados a la fecha no se han traducido en la optimización tecnológica de los proyectos desarrollados por la empresa”.

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de ECOPETROL pero no es una institución que avance en el desarrollo de un tipo de tecnología dirigida a desarrollar alguna ventaja competitiva.

Como dato preocupante acerca del manejo de este recurso tecnológico por parte de ECOPETROL, el instituto arrojó pérdidas por cerca de $ 13.893 MM.

La escasa información disponible no permite dimensionar el real valor del ICP como recurso de ECOPETROL.

5.2.2 RECURSOS FINANCIEROS.

ECOPETROL es la empresa más grande de Colombia con activos en el 200058 por valor de $ 17,9 billones de los cuales $ 5,8 están representados en propiedad planta y equipo, $ 0,8 billones en deudores y $ 0,68 billones en inventarios. En el 2001 los activos de ECOPETROL sumaban $21 billones de los cuales $6,38 en propiedad planta y equipo, $0,71 billones y $0,78 billones en inventarios. De la misma manera sus obligaciones financieras alcanzaban la suma de $0,78 billones y sus obligaciones laborales 6,8 billones.

La magnitud de los recursos financieros que maneja ECOPETROL se refleja en el presupuesto de ventas aprobado para 2001 el cual fue de $ 9,3 billones59, de los cuales le estaba autorizados para usar internamente en sus gastos la suma de $ 5,07 billones (de los cuales $ 1,3 billones o el 13% de sus ventas para inversión) y debía transferir la suma de 4,28 billones al Estado Colombiano. En el 2002 las ventas fueron de $ 10,2 billones con transferencias al estado por 4,5 billones e inversiones por 1,2 billones.

Para el 2003 se espera que tenga ingresos por $12 billones60 de los cuales debe efectuar transferencias al Estado por $ 4,3 billones. Estas cifras muestran un estancamiento real de los negocios de ECOPETROL ocasionado por la caída de los precios del petróleo y el menor valor esperado del precio del crudo para el 2003.

Las cifras que son enormes en el entorno económico colombiano, no lo son tanto en un entorno globalizado como lo es el del mercado petrolero internacional.

De la misma manera reflejan las debilidades de la compañía en cuanto a este recurso:

- En los últimos 3 años ha entregado al estado entre el 40% y el 45% de sus ingresos y reinvertido solo un 13%.

- El Estado, a través del CONFIS Consejo Superior de Política Fiscal decide y aprueba el presupuesto de ECOPETROL de acuerdo con las políticas macroeconómicas del gobierno nacional.

58 www.contraloria.gov.co, Contraloría Delegada para el Sector Minas y Energía, Informe Auditoría Gubernamental con Enfoque Integral, Empresa Colombiana de Petróleos 2000. 59 www.ecopetrol.com.co, Presupuesto, Presupuesto de ingresos y gastos 2002. La cifra exacta aprobada fue de $ 9.245 MMM. No hay discriminación de las cifras. 60 www.minhacienda.gov.co, En un documento del CONFIS denominado "Documento Asesores 17/2002" del 22 de Diciembre de 2002, sobre el presupuesto para el 2003 se da la cifra 11374 millones para los ingresos totales, solo que gracias a retiros en el FAEP la cifra se eleva a 11,99 billones.

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- l valor en dólares de sus ingresos se ha mantenido así:

AÑO VALOR TRM PROMEDIO

VALOR INGRESOS $ BILLONES

VALOR INGRESOS USD MILLONES

2001 2300 9,3 4043,4

2002 2507 10,2 4073

2003 2757* 12 4351

• Valor proyectado de la TRM con devaluación estimada 9% para el año.

- A pesar de los excelentes precios del petróleo de los últimos años ECOPETROL no muestra un avance significativo en sus ventas.

Una limitación adicional a los recursos financieros de la compañía lo constituye el pasivo laboral estimado en el 2000 en $ 6,3 billones de los cuales la empresa había logrado fondear el 42%61 .

En un informe de la Contraloría General de la República se cuestionan los recursos informáticos de la compañía por su dispersión e incapacidad para cubrir el manejo integral de asuntos claves en el manejo de los negocios como el presupuesto. También se cuestiona la falta de políticas para el manejo de cartera, inventarios y propiedad, planta y equipo.

ECOPETROL tiene inversiones en un buen número de empresas algunas de las cuales se reportan dividendos significativos.

Entre las empresas pueden mencionarse EEEB($ 12000 millones en dividendos), Transelca ($ 9000 millones en dividendos), Terpel Antioquia, Monómeros, Surtigás, Corficolombiana y Gases de la Guajira entre otros,

A estas inversiones se agregan otras:

- Artesanías de Colombia, Carbocol, Promotora de Olefinas del Caribe, Colpet, Corporación Financiera del Café, Corporación Financiera del Norte, Electrificadora de Santander, Electrificadora del Tolima, Explotaciones Cóndor, Ferticol, Canalimpio, Minercol Ltda, Oleoducto de Colombia, Termotasajero, Sagoc, Serviport, Oleoducto Central S.A.

Estas inversiones en acciones suman $1,1 billones y varias de ellas son improductivas, convirtiéndose en una carga impuesta por el gobierno colombiano a ECOPETROL que afecta negativamente sus recursos disponibles.

61 www.contraloria.gov.co, Contraloría Delegada para el Sector Minas y Energía, Informe Auditoría Gubernamental con Enfoque Integral, Empresa Colombiana de Petróleos 2000. En una publicación de Carta Petrolera Marzo/Abril 2001 se explica que el fondeo ascendía a $2,7 billones de los cuales $1,5 billones fueron girados en el 2000, indicando que con ello se cubre el 70% del pasivo pensional hasta el 2007 como lo exige el decreto 2153 de 1999.

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5.2.3 ORGANIZACIÓN Y RECURSOS HUMANOS

ECOPETROL está organizado en 4 unidades de negocio como se muestra en la Figura 10.

La Vicepresidencia de Exploración y Producción es la unidad responsable por las actividades propias de la industria de E&PPC en conjunto con la unidad de Comercio Internacional y Gas.

La Figura 11 presenta un organigrama de la organización de la Vicepresidencia de Exploración y Producción.62

Figura 10

ECOPETROL ha realizado cambios en el transcurso del año 2003, como consecuencia de su empeño en reducir sus costos y aumentar su eficiencia interna.

62 www.ecopetrol.com.co, ECOPETROL, Organigramas, la figura es tomada directamente de la página de ECOPETROL. Consultado en Febrero 4 de 2003.

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Otro recurso importante de ECOPETROL es su capacidad de refinación de 300 kbpd que le garantiza un mercado de ese tamaño para los crudos que produce. Esto además quiere decir que ECOPETROL no es diferente a las grandes petroleras internacionales pues está integrado verticalmente obteniendo el beneficio que le brinda estar en todos los eslabones de la cadena de la industria petrolera.

5.2.4 RECURSOS INTANGIBLES

ECOPETROL dispone de algunos recursos intangibles como son:

- El respaldo del gobierno nacional en sus operaciones financieras, lo que le da acceso al crédito internacional necesario.

- Su historia de cumplimiento en las obligaciones y compromisos que adquiere con terceros

Figura 11

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- El poder de administrar las reservas petroleras y a la vez explotarlas en beneficio propio. Puede decidir si las explota directamente o mediante asociados o inclusive mediante contratos de solo riesgo.

5.3 CAPACIDADES DE ECOPETROL

En el año 2001 se perforaron 25 pozos exploratorios en Colombia de los cuales 14 tipo A-3 y de estos solo 1 (llamado Palomas 1) por cuenta exclusiva de ECOPETROL que no llegó a su objetivo. Los dos únicos pozos exploratorios (El Encanto 1 y la Hocha 1) que lograron descubrimientos agregaron a las reservas 45 mboe. Se presentaron 3 solicitudes de declaración de comercialidad de las cuales ECOPETROL decidió no participar en 2 y 5 campos (Guando, Mateguafa, Tambaquí, Canacabare y Compae) continuaron extendiendo sus pruebas antes de solicitar la declaración de comercialidad.

Durante el año 2001 se invirtieron en exploración en Colombia USD $ 282,1 MM de los cuales ECOPETROL invirtió USD $ 19,6 MM es decir el 6,7%.

Así mismo logró la firma de 28 nuevos contratos de asociación para explorar 6 millones de hectáreas.63 Así mismo renunciaron a 18 contratos por 7 millones de hectáreas. La situación de los contratos durante los últimos 4 años se describe en el cuadro a continuación.

AÑO APROBADOS VIGENTES SUSCRITOS RENUNCIADOS

1998 25 111 14 7

1999 6 98 1 14

2000 18 115 32 15

2001 21 128 28 18

En un programa denominado “Oportunidades 2001” se ofrecieron 5 nuevos bloques exploratorios de los cuales 3 fueron adjudicados.

ECOPETROL creó la Gerencia de Nuevas Oportunidades para “detectar, desarrollar, y consolidar nuevas oportunidades de exploración y producción en áreas en exploración en Colombia y en el exterior”. Esta dependencia ha adelantado evaluaciones de cuencas en Colombia, Venezuela, Ecuador y Perú. De la misma manera trabaja en la viabilidad de la internacionalización de ECOPETROL.

El costo de extracción del petróleo estuvo en el 2001 en USD $2,36 por barril.

El 42% de las reservas de petróleo en las zonas de exploración directa de ECOPETROL están aún pendientes de desarrollar.

63 Informe anual 2001, Exploración y Producción, Pág. 21. No hay datos sobre las empresas que firmaron los contratos.

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ECOPETROL exportó 45,3 MM de barriles de petróleo en 2002 por valor de USD $ 1.101,4 MM de dólares es decir a un precio promedio de USD $24,3 por barril frente a un precio promedio del WTI de 25,91 por barril. Las exportaciones de derivados del petróleo sumaron 31,65 MM de barriles por valor de USD $ 674,7 MM.

El petróleo exportado es de 6 variedades diferentes denominadas, Caño Limón, Castilla Blend, Cupiagua, Cusiana, South Blend y Vasconia.

Estos crudos se comercializaron a diferentes precios durante 200264:

Vasconia a USD $ 23,55 por barril

Caño Limón a USD $ 24,01

South Blend a USD $30,22

Cusiana a USD $ 25,74

Cupiagua a USD $ 26,47

Como referencia el valor promedio para el WTI fue de USD $26,07 durante el 2002.

ECOPETROL ejecutó en el 2001 el 97% de su presupuesto de ingresos y el 96% de su presupuesto de gastos, y el 99,2 % de su presupuesto de inversiones en exploración y producción.

Sobre ingresos de $8,73 billones obtuvo una utilidad operacional de $1,86 billones y una utilidad neta de $1,42 billones.

Según el estado de cambios en la situación financiera ECOPETROL generó recursos internos por valor de 3,8 billones de los cuales utilizó $1 billón para pago de dividendos al gobierno nacional, $0,87 en propiedad planta y equipo, $0,26 en inversiones permanentes y $0,46 en recursos naturales.

El ROE en el 2001 fue del 25% y en el 2000 del 29%. La razón de endeudamiento es del 4% en el 2001 y 5% en el 2000.

La unidad de negocios de Comercio Internacional tuvo pérdidas por $13.145 MM en 2002. Estas pérdidas son sus gastos frente a la comisión recibida por su gestión.

ECOPETROL ha definido sus retos en relación con la E&PPC como alcanzar una producción de petróleo superior a los 850 kbpd para el año 2010 y mejorar su eficiencia administrativa y operativa.

También planea invertir USD $ 2.312 MM en el 2002 al 2006 en actividades de exploración de producción y confía en que la exploración contratada y en curso será suficiente para detener la tendencia declinante de la producción, no bajando de los 500 kbpd en el 2004 cuando se debe alcanzar la mínima prevista.

64 Datos tomados del documento ECOPETROL Reporte Financiero 2002

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ECOPETROL realizó operaciones de cobertura de riesgos para contrarrestar los efectos de las fluctuaciones internacionales de los precios del petróleo y de los intereses de la deuda.

ECOPETROL está evaluando sus diferentes áreas de negocio y tomando decisiones con base en la metodología del EVA, son una filosofía de administración basada en valor.

ECOPETROL dispone de algunas capacidades notables en la industria petrolera:

- Capacidad de conseguir préstamos en los mercados internacionales. Esta se demostró en el desarrollo de los campos de Cusiana y Cupiagua los cuales requirieron la consecución de recursos por valor USD $ 7000 millones (la mitad a cargo de ECOPETROL), suma comparable al valor de los activos de ECOPETROL acumulados a lo largo de 44 años de historia en ese año, 1992.

- Capacidad de operar campos pequeños y medianos para explotación de petróleo crudo, la cual se evidencia con sus 118 kbpd producidos directamente, de los cuales 28 kbpd en un solo campo.

- Capacidad para operar campos en su fase de declinación obteniendo de ellos el máximo de crudo posible, mediante técnicas de explotación conocidas como de explotación secundaria y terciaria. Esta habilidad la ha desarrollado porque ECOPETROL ha recibido los campos que otros han explotado al vencerse los términos de la concesión o del contrato de asociación respectivo.

- Capacidad para vender sus productos en el mercado internacional a buen precio. Por ejemplo en el año 2001 ECOPETROL reportó que el precio promedio de venta de sus crudos fue de USD $24,33 el barril, en tanto que para el mismo año PDVSA reportaba precio promedio de USD $20,21 por barril.

Por supuesto estas capacidades destacables esconden varias incapacidades como son:

- No tiene capacidad desarrollada para competir con otros por la obtención de reservas, concesiones, adjudicación de contratos, explotación de petróleo en condiciones de competencia.

- Incapacidad para comprar las operaciones de otros en Colombia. Su producción aumentaría significativamente si comprara Caño Limón o Cusiana o Cupiagua a sus asociadas, ganando algunos años de plazo antes de pagar petróleo a precios internacionales.

- Incapacidad evidente para adelantar las labores de exploración necesarias para asegurar el crecimiento de las reservas de petróleo de la nación.

- Incapacidad para decidir el destino de sus recursos, asignar los recursos financieros necesarios a sus proyectos de inversión, asignar el capital de riesgo suficiente para la exploración y prospección petrolera.

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- No se ha probado su capacidad para montar y explotar un gran campo petrolero.

- La Contraloría General de la República encontró incapacidad para llevar la contabilidad de forma apropiada (no lleva saldo de valorización de propiedad planta y equipo), fallas en sus obligaciones de impuestos (una cuenta de $930 millones de 1998), incapacidad para llevar el control adecuado de la ejecución presupuestal. Todas estas observaciones apuntan a una inadecuada capacidad administrativa de la empresa.

- Incapacidad de ejecutar eficientemente sus proyectos de inversión los cuales presentan atrasos de entre 6 y 56 meses. El proceso de evaluación de proponentes es deficiente. No se evalúan ni gestionan adecuadamente los proyectos65.

- Incapacidad (evidenciada durante la realización de este proyecto) para entregar información actualizada y objetiva sobre sus negocios en Internet. La página de ECOPETROL parece suspendida en el tiempo, con estadísticas (en español) sobre las operaciones en 2000 y un informe sobre la gestión del 2001 cuya falta de detalle y superficialidad sobre las actividades del negocio de E&PPC es decepcionante.

- Incapacidad para desarrollar operaciones internacionales diferentes a la venta de productos.

- Incapacidad para desarrollar su estrategia en forma sostenida. Es particularmente evidente en la perforación de pozos tanto de exploración como productores de petróleo. Durante los años 90 -97 ECOPETROL apenas había perforado 23 pozos de desarrollo en tanto que entre 1983 y 1989 se perforaron 813 pozos66. Lo mismo sucede con la actividad sísmica de exploración la cual presenta una drástica caída desde 199467 sin razones que lo justifiquen, en un momento en que económicamente ECOPETROL estaba muy sólido.

Particularmente destacable resulta el elemento del gobierno corporativo cuyo desarrollo en ECOPETROL es mínimo a pesar de su carácter de entidad pública, y más aún de administrador de las reservas petroleras de la nación y/o del estado colombiano.

65 www.contraloría.gov.co, Contraloría Delegada para el Sector Minas y Energía, Informe Auditoría Gubernamental con Enfoque Integral, Empresa Colombiana de Petróleos 2000. La afirmación está respaldada por la autorización de la Junta Directiva para enajenar bienes por $41250 MM entre 1995 y 2000 encontrándose que a Mayo de 2001 solo se habían adjudicado $2485 MM. 66 www.ecopetrol.com.co, Petroleum Industry Statistics 1997, History of Development Drilling. Los datos son como siguen y se refieren a pozos perforados por ECOPETROL: 115 pozos en 1983, 150 pozos en 1984, 169 pozos en 1985, 216 en 1986, 46 en 1987, 104 en 1988, 13 en 1989, 8 en 1990, 5 en 1991, 4 en 1992 y 0 en 1993. 67 www.ecopetrol.com.co, Petroleum Industry Statistics 1997, Seismic Surveys. La sísmica adelantada por ECOPETROL es como sigue 5191 km en 1988, 4727 en 1999, 4528 en 1990, 4515 en 1991, 3803 en 1992, 1990 en 1993, 1179 en 1994, 626 en 1995, 621 en 1996.

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- Gracias al decreto 2154 de Noviembre 4 de 1999 ECOPETROL debe preparar estados financieros trimestrales, y publica un informe anual de operaciones y estados financieros.

- La elección de los miembros de la junta directiva la hace el presidente de la república. ECOPETROL está sometido a la vigilancia de la Contraloría General de la República, entidad que creó una sección especial denominada Contraloría Delegada para el Sector Minas y Energía.

- ECOPETROL tiene una junta directiva de 5 miembros, uno de los cuales es el ministro de Minas y Energía quien la preside y su suplente es el viceministro y los otros 4 son designados por el Presidente de la República.

- La Junta Directiva puede darse su propio reglamento68

5.4 CAPACIDADES ESENCIALES DE ECOPETROL

ECOPETROL cumple dos roles fundamentales en Colombia, administrar las reservas petrolíferas del país y participar en la explotación de las mismas.

Como administrador de las reservas petroleras requiere capacidades para mantener e incrementar el nivel de las mismas. Cuales son:

- Capacidad para conseguir capital de riesgo que financie las actividades de exploración.

ECOPETROL ha minimizado el uso de capital de riesgo en estas actividades y se ha definido por atraer empresas que dispongan de ese capital para que adelanten por su cuenta y riesgo las actividades de exploración.

- Capacidad para obtener acceso a tecnología que le permita identificar, cuantificar y evaluar con precisión las reservas existentes en un campo.

La capacidad de ECOPETROL en este campo está limitada al acceso de la tecnología que proveen proveedores especializados en este servicio. No se conoce de desarrollos tecnológicos propios. Esta capacidad ha sido afectada particularmente en el campo de la sísmica debido al éxodo de las empresas que desarrollan dicha actividad por causa de la guerra interna.

- Capacidad para desarrollar las actividades exploratorias en forma directa, asociada o a través de terceros, necesarias para incrementar los niveles de reservas a valores acordes con el potencial petrolero del país.

Por consecuencia directa de no utilizar capital de riesgo, ECOPETROL tiene una capacidad muy limitada para desarrollar las actividades en forma directa y

68 www.ecopetrol.com.co, Conózcanos, Estatutos. Los estatutos de ECOPETROL establecen el objeto de la compañía, la composición y funciones de la Junta Directiva, el control fiscal por parte de la Contraloría General de la República, las funciones del Presidente de la empresa, la presentación de balances, domicilio de la empresa. En 32 artículos. Están contenidos en los decretos 1209 de 1994 y 2933 de 1997

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prefiere que las adelanten terceros. La estrategia fue exitosa en los 70s y 80s pero dejó de serlo cuando el gobierno modificó las reglas de juego en 1989.

- Capacidad para definir y cumplir objetivos y estrategias relacionadas con las reservas.

El gobierno es quien define las estrategias mediante leyes que regulan por ejemplo los términos del contrato de asociación. La caída de las reservas petroleras en los últimos años demuestra baja capacidad actual para implementar estrategias, ausencia de objetivos e incapacidad para lograrlos.

Como explotador y productor de petróleo crudo requiere capacidades para desarrollar los campos descubiertos y obtener niveles de producción que aseguren no solo la autosuficiencia del país sino los excedentes óptimos para exportación. Estas son:

- Capacidad para conseguir los grandes capitales que se requieren en el desarrollo de los campos.

ECOPETROL al preferir los contratos de asociación comparte o reduce su necesidad de capital al 30% o 35% de la inversión requerida. Para los grandes campos de Caño Limón, Cusiana y Cupiagua ha demostrado capacidad para conseguir el capital requerido mediante la emisión de bonos y titularización de la producción de los mismos. Sorprendentemente renunció a recibir el campo de gas de Chuchupa aduciendo falta de capital para realizar las inversiones necesarias para aumentar la producción del campo.

- Capacidad para acceder a tecnología que permita maximizar la extracción del petróleo contenido en el yacimiento.

ECOPETROL por haber recibido campos que ya han sido explotados intensamente por otros ha desarrollado capacidad para extraer el petróleo residual en esos yacimientos. Sin embargo de la misma manera el deterioro del campo de Cusiana demuestra poca capacidad para controlar la adecuada explotación de los yacimientos bajo el contrato de asociación.

- Capacidad para lograr un costo bajo de extracción.

Esta capacidad está perdiéndose como lo demuestra el aumento de USD $ 0,36 entre el 2000 y el 2001 en el costo de extracción por barril de petróleo.

- Capacidad para comercializar todo el crudo que produce a precios internacionales.

Esta capacidad está suficientemente desarrollada con la exportación de los crudos de los grandes campos y es favorecida por la alta calidad de los mismos. ECOPETROL ha demostrado capacidad para exportar crudos muy pesados como el de Castilla y muy livianos como el de Cupiagua a excelentes precios en el mercado internacional.

- Capacidad participar y adaptarse a las condiciones del mercado global de petróleo.

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ECOPETROL no ha desarrollado capacidad para ser un jugador global aunque ha iniciado la exploración de hacerlo.

5.5 LA VISION DEL DUEÑO DE ECOPETROL

El dueño de ECOPETROL, el estado colombiano, tiene una visión de su empresa que puede ser comprendida a través de las declaraciones de sus directores y del Ministro de Minas y Energía las cuales presentamos a continuación:

Según el artífice de la reforma petrolera del 2000, Luis Carlos Valenzuela, ECOPETROL es un “verdadero desastre” en la generación de valor69. Para explicar su afirmación Valenzuela considera que ECOPETROL recibe una gran cantidad de recursos (es decir petróleo) proveniente de los contratos de asociación gracias a la participación obligatoria que le garantiza la legislación colombiana de los cuales solo una parte es recuperada por el dueño o agrega valor a la empresa. Por supuesto buena parte de los recursos “perdidos” los dedica ECOPETROL a cumplir con los deseos políticos de sus dueños: ejemplo precio bajo de la gasolina, costo de su estrategia para asegurar la penetración del gas en las ciudades, inversiones forzosas como la de Carbocol. Esto por supuesto más que una incompetencia de ECOPETROL lo es de su socio el estado colombiano como lo manifiesta el citado ministro.

Para dar un soporte legal a la evaluación del valor recibido y creado por ECOPETROL el gobierno expidió el decreto 2154 de Noviembre de 1999 en el cual se define el “aporte del estado” representado por el valor de los hidrocarburos extraídos como se explicó en el capítulo 3.1.

Para Valenzuela la situación del pasivo laboral es la consecuencia entre la negociación de una parte la USO, con objetivos claros y una dirección estratégica continua frente a unos directivos temporales de ECOPETROL que tenían la seguridad de contar con la permanente capitalización de los recursos provenientes de la producción de los contratos de asociación perteneciente a la empresa, de la cual ECOPETROL gira al estado el excedente, el cual ha sido facilitado en los últimos años por los altos precios del petróleo en el mercado internacional.

El penúltimo presidente de ECOPETROL Alberto Calderón Zuleta consideraba que su prioridad como máximo responsable de la empresa era encontrar petróleo70 debido a la perspectiva de tener que empezar a pagarlo a precios internacionales en el 2004. Esto requería de identificar urgentemente nuevas reservas para lo cual 69 Revista Dinero, No 79, ECOPETROL: próxima crisis fiscal, entrevista a Luis Carlos Valenzuela. Para encontrar la generación de valor de ECOPETROL Valenzuela propone “tomar las ventas por contratos de asociación y restarles los gastos relacionados, para llegar a unos ‘ingresos netos’ por llamarlos así. Lugo se compara el rendimiento efectivo de esos ingresos con lo que se habría podido obtener en un uso alternativo de esos recursos, haciendo unos supuestos conservadores. A partir de allí se puede evaluar el rendimiento del patrimonio de la Nación administrado por la empresa”. También afirma “Los ingresos de ECOPETROL en los contratos de asociación no pueden entenderse como ingresos de la empresa, sino como capitalizaciones que la nación hace a ECOPETROL. 70 www.dinero.com, número 109, Entrevista, Explorar es el norte. Calderón dijo además: “En Colombia encontramos petróleo porque hubo exploración en los 80 y el proceso se redujo cuando esta actividad se frenó”, “lo importante es que para el 2003 o 2004 hayamos identificado reservas”.

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impulsó las reformas al contrato de asociación particularmente en lo referente a las regalías y al factor R.

Para el presidente actual Isaac Yanovich, ECOPETROL es financieramente saludable71, y debemos tomar medidas para reactivar la exploración y encontrar nuevas reservas de hidrocarburos.

También resulta de interés la solución que el dueño adoptó para la solución de los problemas de ECOPETROL:

- Uso de la depreciación acelerada en los proyectos petroleros, implantada en la reforma tributaria de 1999.

- Escalonamiento de las regalías, eliminando las regalías del 20% y creando una escala variable con el volumen de producción.

- Reducir la participación de ECOPETROL del 50% al 30% hasta los primeros 60 MM de barriles acumulados.

- Corrección del factor R para que inicie la modificación de la participación de ECOPETROL cuando sea 1,5.

- Fondear el pasivo pensional.

Todo lo anterior ratifica algo preocupante: El dueño de ECOPETROL considera que su empresa petrolera no está en capacidad de asumir el reto de aumentar la producción de petróleo y por tanto el debe mejorar las condiciones para que los competidores de ECOPETROL, convertidos en socios coyunturales por la oportunidad que les ofrece la legislación colombiana, se encarguen de asumir el reto.

El efecto de las normas aprobadas efectivamente quiere decir que el dueño de la empresa no desea que asuma el riesgo de la exploración de petróleo, y limite a participar con su aporte financiero y tomar la producción que le corresponde como socia anfitriona y minoritaria en el contrato de asociación.

Un ejemplo del desinterés de la dirección de ECOPETROL por asumir funciones operativas lo constituye la renovación del denominado contrato Catalina con el gas de la Guajira en el cual la empresa declinó hacerse cargo de la operación del campo al vencimiento del contrato el cual renovó, mejorando además las ventajas de su asociada.

La visión del estado es rentista y está centrada en la transferencia de dinero como lo demuestra el primer objetivo de ECOPETROL:

Cumplir con la meta de aportes directos acordada con el Gobierno Nacional y con las metas de generación de valor de la empresa72. Estrategia: Interactuar

71 Diario El País, Julio 10 de 2002, Económicas, Es vital hallar más petróleo. En ese momento Yanovich no se desempeñaba como Presidente de ECOPETROL y basaba su afirmación en su experiencia como miembro de la Junta Directiva entre 1999 y 2001.

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proactivamente con las autoridades gubernamentales y legislativas y con los actores del entorno en aquellos procesos que puedan afectar la gestión y los resultados de ECOPETROL.

La visión del dueño está dirigida a aumentar las reservas petroleras de Colombia, es decir en el subsuelo colombiano, nunca se ha mencionado la posibilidad de sumar reservas en el subsuelo de otros países (es decir la internacionalización), y como consecuencia del desinterés en las operaciones de E&PPC no existen objetivos de adquisición de conocimiento y tecnología vitales en esta industria.

Al decir de los analistas de oposición al gobierno, ECOPETROL se está convirtiendo en un administrador de contratos73 . Para los trabajadores simplemente la intención de los gobiernos de turno es diseñar políticas para entregar el sector petrolero a las compañías multinacionales como sucedió a comienzos del siglo XX74.

Desde la perspectiva del autor no resultan tan lúcidas las medidas tomadas a fines del siglo XX para impulsar la exploración petrolera en Colombia.

El contrato de asociación que estuvo vigente desde 1974 hasta 1989 establecía unas de regalías del 20% y la participación de ECOPETROL 50% en la producción petrolífera de los descubrimientos petroleros.

Fue tan exitoso este esquema que en 1988 se perforaron 73 pozos exploratorios. Las regalías del 20% continúan vigentes en la legislación petrolera de países como Noruega para las difíciles condiciones de E&PPC en el mar del Norte.

Fue en 1989 ante el hallazgo de Caño Limón que con el decreto 2782 se estableció el factor R y la participación incremental de ECOPETROL a medida que aumentaba la producción, desestimulando la inversión de las petroleras extranjeras en nuestro país.

Esta reforma hizo crisis en 1993 cuando solo se perforaron 8 pozos exploratorios

En una sobre reacción el estado ha modificado el esquema de regalías y de participación al tiempo, manteniendo unos altos valores para los campos que superen los 400 kbpd hazañas que hasta ahora no ha logrado ninguno en Colombia.

72 www.ecopetrol.gov.co, Objetivos y Estrategias. Otros objetivos: Objetivo estratégico 2: Maximizar la incorporación de reservas y la producción de petróleo y gas de ECOPETROL y del país, en términos comerciales, dentro de un criterio de competitividad. Objetivo estratégico 3: Alcanzar y mantener altos índices de competitividad de la cadena productiva del “downstream”. Objetivo estratégico 4: Promover y participar en nuevos negocios de alto valor agregado. Objetivo estratégico 5:Asegurar una gestión comercial en todas las áreas de la empresa que le permita mantener su participación en el mercado nacional de combustibles. Objetivo estratégico 6:Mejorar la viabilidad operacional y la eficiencia administrativa y operativa de la empresa. 73 www.viaalterna.com.co, Petróleo colombiano: el porvenir de un malestar., Luis Humberto Hernández 74 Observatorio Colombiano de Energía, Boletín No 3, ECOPETROL y su aporte al país, Antonio Hernández Presidente de la USO. Se refiere a la entrega de áreas en concesión que permitió la llegada de empresas como la Standard Oil Company.

- 74 -

REGALIAS EN COLOMBIA 1974 VS 1999

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

30,0%

5.000

20.96

6

41.93

3

62.89

9

83.86

6

104.8

32

125.0

00

146.7

65

167.7

32

188.6

98

209.6

65

400.0

00

600.0

00

VOLUMEN DIARIO BARRILES

% R

EGA

LIA

S

Regalías 1999 Regalías 1974

Figura 12

Esto significa una reducción radical de las regalías para los volúmenes de producción inferiores a 125 kbpd como se aprecia claramente en la Figura 12, que son los de la gran mayoría de los campos colombianos, porque en el 2000 solo Cusiana y Cupiagua superaban la producción de 125 kbpd. De esta manera el estado espera estimular la E&PPC.

Pero ello no fue suficiente y se redujo también la participación de ECOPETROL del seguro 50% hasta el 30% para los primeros 60 MM de barriles (o los primeros 3 años de un campo de 55 kbpd o los 22 años de producción de un campo de 7500 barriles por día) y hasta que se recuperen 1,5 veces los costos e inversiones de la asociada en un campo (el factor R).

5.6 CONCLUSION DE RECURSOS Y CAPACIDADES DE ECOPETROL

1. Empresa de capital totalmente estatal de propiedad y con la protección del gobierno colombiano, administrador de los recursos hidrocarburos de Colombia.

2. Reservas de petróleo adjudicadas por 727,14 MM de barriles.

3. Acceso a la cuenca del Piedemonte llanero la sexta más atractiva del mundo.

4. Capacidad de producción directa de 124,2 kbpd en 2002.

- 75 -

5. Campos propios operados con capacidades de producción hasta de 28,58 kbpd.

6. Ocupa el puesto 35 en el mundo de las empresas petroleras.

7. Puede administrar las reservas mediante contratos de asociación, concesión o solo riesgo.

8. Participación protegida del 30% al 65% en actividad de producción de petróleo y gas.

9. Posee el Instituto Colombiano del Petróleo con 16 patentes propias para apoyo de sus tareas de E&PPC con inversiones por unos USD $20 en 2001.

10. Activos por valor $ 21 billones o sea unos USD $ 7,8 mil millones y ventas por USD $ 4,1 miles de millones de dólares en 2002.

11. Organizado en 4 unidades de negocios, una de ellas Exploración y Producción. Incluye una Gerencia de Nuevas Oportunidades que evalúa incursión internacional.

12. Costos de extracción de petróleo de USD $2,36 por barril con tendencia ascendente.

13. Capacidad de refinación de 300 kbpd.

14. Logró concretar 28 nuevos contratos de asociación en el 2001 y 128 vigentes.

15. Exportó 45,3 MM de barriles en 2002.

16. Retorno sobre el capital del 25% en el 2001.

17. El presupuesto lo aprueba el CONFIS, Consejo Nacional de Política Fiscal.

18. Información disponible y página Internet de baja calidad.

19. No tiene operación internacional de E&PPC.

20. Inversión en exploración de USD $19,6 MM.

21. Aporta el 11% de los gastos del gobierno central.

22. Ha desarrollado algunas de las capacidades esenciales requeridas para desempeñarse en la industria de E&PPC pero algunas claves como la tecnología, uso de capital de riesgo y capacidad de operar grandes campos las ha delegado en sus asociados.

23. El Estado colombiano, único dueño de ECOPETROL no tiene interés en el desarrollo de capacidades diferentes a la obtención de petróleo mediante contratos de asociación dejando de lado la capacidad operativa de la empresa como jugador en E&PPC.

- 76 -

24. La nueva legislación reduce la participación de la empresa en la E&PPC y con ello afecta sus recursos y capacidades.

5.7 PETROBRAS

Petrobrás es una empresa sociedad de economía mixta o sea una compañía del sector público con participación de capital privado, establecida bajo las leyes del Brasil.75

El gobierno brasileño tiene el poder para designar la mayoría de la Junta Directiva de la compañía y con ello la capacidad de elegir o remover a los ejecutivos de la compañía en cualquier momento.

Es la empresa más grande de Brasil y la tercera corporación industrial más grande de Latinoamérica.

Inició operaciones en 1954 bajo total propiedad del gobierno brasileño.

El monto del presupuesto de Petrobrás es aprobado por los Ministerios de Minas Y Energía y el de Planeación Presupuesto y Administración y finalmente por el Congreso de la República pero la compañía dispone de la libertad de asignación de las partidas.

Misión: Actuar de manera rentable en las actividades de la industria del petróleo, gas y energía, tanto en el mercado doméstico como en el internacional, suministrando productos y servicios de calidad, respetando el medio ambiente, considerando los intereses de los accionistas y contribuyendo para el desarrollo del país.

Visión 2010: Petrobrás será una empresa de energía con fuerte presencia internacional y liderazgo en América Latina, con la libertad de actuar típica de una corporación internacional y enfoque en la rentabilidad y responsabilidad social.

5.8 RECURSOS DE PETROBRAS

El recurso más importante lo constituyen las reservas de petróleo que le han sido adjudicadas en concesión certificadas en 7,7 billones de barriles lo que la hace la 7ª empresa petrolera en el mundo por el volumen de reservas que controla, en concesiones que le garantizan 27 años desde su declaración de comercialidad.

Durante lo últimos 5 años estas reservas han crecido a un ritmo del 4,1% anual.

La mayoría de las reservas se encuentran en la cuenca geológica Campos considerada una de las más atractivas del mundo. En esta cuenca la compañía posee 6,7 billones de barriles en reservas y produce diariamente 1,05 mbpd.

75 www.petrobrás.com.co, Form 20-F SEC Securities and Exchange Comission Del capital con derecho a voto el gobierno federal tiene el 55,7% de las acciones.

- 77 -

Los principales campos de esta cuenca en manos de Petrobrás son:

CAMPO RESERVAS EN MM BARRILES

Marlim 1.955

Roncador 1.692

Marlim Sul 915

Barracuda y Caratinga 840

Albacora Leste 301

Internacionalmente Petrobrás posee 96 MM de barriles en reservas.

Petrobrás debe disputarse la adjudicación de áreas de E&PPC en licitaciones abiertas para todos los competidores en igualdad de condiciones. Desde que se iniciaron las licitaciones se ha ganado la mayoría de las adjudicaciones.

En la actualidad Petrobrás tiene adjudicadas 397 áreas de las cuales 231 estaban en producción, 115 en exploración y 51 en desarrollo.

5.8.1 RECURSOS FINANCIEROS

A 31 de diciembre de 2001 Petrobrás tenía USD $ 36,8 MMM en activos de los cuales USD $ 19,2 MMM en propiedad planta y equipo y una sorprendente cifra de USD $7,4 MMM en caja. El patrimonio de Petrobrás es de USD $ 13,2 MMM y la deuda post retiro de empleados es de USD $ 3,4 MMM.

Las ventas en el 2001 fueron de USD $ 34.145 MM y la utilidad neta de USD $ 3.491 MM. Del total de las ventas, USD $ 10.104 MM corresponden al segmento de E&PPC y la utilidad neta fue de USD $ 2.439.

Petrobrás es dueño del 98,6% de la capacidad de refinación de petróleo del Brasil y sus 11 refinerías pueden procesar 1,93 mbpd.

Además Petrobrás es dueño de reservas petroleras en Colombia, en el Golfo de México y en Africa Occidental.

5.8.2 TECNOLOGIA

Petrobrás es reconocido por su capacidad tecnológica en la exploración y producción de petróleo en aguas profundas. Actualmente posee el pozo de producción en mar abierto más profundo del mundo con 1877 mts de agua y posee el récord de perforación del pozo exploratorio más profundo con 2787 mts de agua.

A diciembre de 2001 Petrobrás operaba 26 pozos con profundidades de agua de más de 1000 mts.

Actualmente trabaja en la tecnología para producir a profundidades de 3000 mts de agua.

- 78 -

Petrobrás al terminar el 2001 era dueño de 32 unidades de perforación de pozos y tenía alquiladas 60 más.

Petrobrás posee el Centro de Investigación y Desarrollo Leopoldo A Miguez de Mello, CENPES. Para mantener este recurso Petrobrás invirtió en I&D e ingeniería USD 335 MM en el 2001, en sus instalaciones de Río de Janeiro en las cuales laboran 1142 empleados de los cuales 81 son Phd.

Este instituto maneja 3 proyectos estratégicos de investigación:

- PROCAP Innovación Tecnológica Avanzada y Desarrollo en aguas profundas y ultraprofundas.

- PRAVAP Recuperación Avanzada de Petróleo

- PROTER: Desarrollo de tecnologías de refinación avanzadas.

En el 2001 solicitó la inscripción de 48 patentes en Brasil y 60 en el exterior.

Los temas que se trabajan son exploración, perforación, producción, ingeniería de reservorios, geología, separación de fluidos, diseño básico de las plataformas marinas, sistemas de producción submarinos.

En diciembre de 2001 tenía 261 patentes en Brasil y en el extranjero, y de las 25 plataformas marinas, 23 fueron desarrolladas por la empresa.

5.8.3 ORGANIZACIÓN Y RECURSOS HUMANOS

Petrobrás está organizado sobre la base de sus segmentos de negocio así:

- Exploración, Desarrollo y Producción

- Refinación, transporte y Mercadeo

- Distribución

- Gas Natural y Energía

- Internacional

Estas divisiones y sus compañías subsidiarias incluían al finalizar el 2002 la suma de 45.600 empleados.

Petrobrás posee un plan para la renovación sistemática de sus recursos humanos y atraer talento nuevo. También desarrolla evaluaciones y entrenamiento de habilidades gerenciales, que en el año 2001 involucraron a 700 gerentes.

Como recurso importante de su estrategia de recursos humanos Petrobrás ha creado la Universidad Corporativa a la cual asisten proveedores y clientes y cuenta con un canal educativo.

Tiene una universidad corporativa en la que participan clientes y proveedores y un canal de televisión.

- 79 -

En el 2000 inició el montaje del sistema de información SAP R/3 como plataforma central administrativa con una inversión de USD $170 MM.

5.8.4 RECURSOS INTANGIBLES

Petrobrás ha sido reconocida como una empresa líder en su segmento industrial y ello le ha valido la inclusión de sus ADRs en dos índices de la bolsa de Nueva York: el “NYSE International 100 Index” y el “NYSE World Leaders Index”.

Petrobrás está registrada en la SEC (Securities and Exchange Comisión) de EEUU y autorizada para realizar emisiones por hasta UDS $ 8 MMM en deuda y/o acciones. También está inscrita en la bolsa de Madrid.

Petrobrás tiene acceso al mercado financiero internacional de bajo costo como lo demostró al colocar una emisión internacional de USD $500 MM en bonos en 2002.

Petrobrás tenía una calificación de riesgo al final de 2001 de Ba1, que es tres niveles superior a la del Brasil B+.

5.9 CAPACIDADES DE PETROBRAS

Petrobrás obtuvo 28 de las 76 áreas adjudicadas en las 3 rondas de 1999, 2000 y 2001.

Petrobrás produjo en el 2002 1,5 mbpd de petróleo crudo en Brasil, 1,38 mbpd durante el 2001.

La capacidad de Petrobrás para explorar y explotar el petróleo mar adentro es reconocida mundialmente y ha obtenido reconocimientos internacionales por ello como el OTC Prize otorgado por la Offshore Technology Conference de 2001.

Petrobrás se ha adaptado a las condiciones del petróleo existente en su país y desarrollado la tecnología para extraerlo. Por supuesto es una actividad de alto riesgo como quedó demostrado con el hundimiento de la plataforma P-36 en la cual murieron 11 trabajadores.

Aún así, su capacidad de extraer petróleo de mar abierto queda demostrada por los bajos costos con que lo hace, USD $3 por barril en el 200276, y USD $ 3,3 en el 2001.

La capacidad operativa de Petrobrás es destacable y se resume en el siguiente cuadro de pozos exploratorios perforados entre 1999 y 2001

76 www.petrobras.com.co, Petrobrás management report 2002. Este valor no incluye las participaciones del gobierno las cuales se estiman en USD $ 3,9 por barril.

- 80 -

AÑO POZOS EXITOSOS

POZOS SECOS

TOTAL POZOS

TOTAL INTERNACIONAL

1999 21 39 60 7

2000 13 43 56 7

2001 22 71 93 6

2002 22 60 87 12

Petrobrás invirtió en exploración la suma de USD $ 404 MM en el 2001.

El éxito de su capacidad exploratoria se destaca en el 2002 con 8 nuevos hallazgos, 2 en tierra y 6 en el mar en el Brasil, además de descubrimientos en EEUU y Argentina.

También se evidencia en los pozos de desarrollo los cuales se resumen así:

AÑO POZOS EXITOSOS

POZOS SECOS

TOTAL POZOS

TOTAL INTERNACIONAL

1999 170 2 172 11

2000 180 10 190 9

2001 339 16 355 11

Petrobrás también tiene la capacidad de vender campos que no considera atractivos. En Mayo de 2001 vendió 13 campos en USD $ 14, 8 millones en un remate que atrajo 39 empresas brasileñas y 17 extranjeras.

En el 2001, el 3,2% de las ventas de Petrobrás se generaron en sus operaciones internacionales, las cuales se iniciaron en1972 en Colombia. Hoy produce 43,9 kbpd y adelanta exploración en Bolivia, Nigeria, Colombia, Angola y EEUU.

El costo de extracción por barril en estos campos en el 2001 fue de USD $2,79 por barril.

Petrobrás tiene capacidad desarrollada para el manejo de su gran liquidez, demostrada con la obtención de rendimientos financieros por USD $ 1375 MM en 2001. También ha desarrollado sus habilidades para desenvolverse en ambiente inflacionario y con devaluación del real, la moneda brasileña frente al dólar. La inflación en 2001 fue del 10,5% y la devaluación fue del 16% en el mismo año.

Petrobrás ha incursionado en el mercado de capitales para conseguir financiación para sus proyectos y tiene una deuda de USD $ 6848 en Diciembre de 2001. También ha desarrollado la habilidad para crear financiación por proyecto, en la cual se crea una empresa para el proyecto específico, y al final del cual se transfieren los activos a la empresa. También ha desarrollado la capacidad para financiarse con deuda interna y externa.

- 81 -

También ha desarrollado la capacidad para combinar activos alquilados y propios.

En el 2002 Petrobrás demostró una excelente transparencia y su informe 2001 (sobre el cual se basa mucho de lo dicho en este trabajo) fue considerado uno de los mejores de la industria. Su capacidad para ejercer el gobierno corporativo quedó evidenciada con varios premios recibidos a lo largo del 2002 otorgados por el Investor Relations Magazine de EEUU. Esta capacidad es de gran importancia porque se traduce en capacidad para hacer la compañía más atractiva para los inversionistas es decir le permite participar con sus acciones en el mercado de capitales y por ello destacamos los principales componentes de su gobierno corporativo77:

- Asamblea general accionistas donde los directivos presentan sus resultados y planes financieros y operativos, la junta directiva se escoge en la asamblea general de accionistas, tiene 9 miembros uno de los cuales representa a los accionistas minoritarios poseedores de acciones comunes y otro a los accionistas minoritarios poseedores de acciones preferenciales.

- Personas naturales o jurídicas de Brasil o extranjeras pueden ser poseedores de acciones comunes de Petrobrás.

- Inscripción de las acciones de Petrobrás en la bolsa de Nueva York (NYSE) lo que le genera obligación de presentar estados financieros trimestrales basados en las reglas de US GAAP.

- La Junta Directiva, el Comité de Auditoría y el Grupo Ejecutivo tienen sus atribuciones y límites de autoridad definidos por los estatutos.

- El Comité de Auditoría es elegido en la asamblea general, consta de 5 miembros, 1 elegido por los accionistas minoritarios con acciones comunes y otro por los accionistas minoritarios con acciones preferenciales, un representante del Ministerio de Finanzas. Este comité revisa la legalidad y cumplimiento de los estatutos por parte de los directores, opina sobre el reporte anual, analiza los estados financieros trimestrales y estudia las propuestas de los directores enviadas a la asamblea general.

- El presidente de la Junta directiva de Petrobrás es el Ministro de Minas y Energía y uno de sus miembros es el Ministro Jefe de la Secretaría General de la Presidencia de la República.

- El presidente y los 6 directores ejecutivos son nombrados por la junta directiva.

- Los accionistas obtienen un dividendo mínimo obligatorio del 25% de las utilidades anuales. Los poseedores de acciones preferenciales obtienen un dividendo mínimo del 5% del capital que representan estas acciones y tienen prioridad en la distribución de la cantidad disponible.

77 www.petrobras.com, Petrobrás, Informe Anual 2001. Se dedica un capítulo del informe a este aspecto del gobierno corporativo.

- 82 -

Petrobrás ha desarrollado su capacidad para manejar su crecimiento, vendiendo o comprando empresas u operaciones o proyectos. En el 2002 realizó la compra del 58,6% Perez Companc por USD $1,03 mil millones, del 39,67% de Petrolera Perez Companc por USD $49,8 millones, de Petrolera Santa Fe por USD $ 89,5 millones, negocios en los cuales adquirió reservas petroleras aun un valor entre USD $1,06 y $2,04 por barril de petróleo equivalente.

Una incapacidad evidente de Petrobrás es la de operar sin derrames de crudo. Entre Enero del 2000 y Diciembre de 2001 había derramado cerca de 1,8 millones de crudo en varios cursos de agua lo que le ha significado demandas y multas millonarias, sin embargo en el 2002 obtuvo excelentes resultados al respecto.

Petrobrás ha demostrado capacidad para mejorar su desempeño en seguridad industrial variando su indicador LTIF (Lost Time Injury Frecuency Rate en días de incapacidad por millón de horas trabajadas) de 4,2 en 1999 a 1,6 en el 2002

Petrobrás no tiene que vender su petróleo crudo porque lo procesa en sus propias refinerías. Aún así sus ventas internacionales totalizan USD $ 3797 MM, por lo cual su capacidad de mercadeo internacional está desarrollada.

5.10 CAPACIDADES ESENCIALES DE PETROBRAS

Petrobrás ha perdido su función como administrador de las reservas petroleras de Brasil, pero mantiene el control de las que le fueron concedidas desde 1997.

Como administrador de sus reservas petroleras requiere capacidades para mantener e incrementar el nivel de las mismas. Cuales son:

- Capacidad para conseguir capital de riesgo que financie las actividades de exploración.

Petrobrás ha desarrollado exitosamente su capacidad para obtener y utilizar capital de riesgo, tanto que invirtió USD $ 404 en 2001 en la exploración petrolera.

- Capacidad para obtener acceso a tecnología que le permita identificar, cuantificar y evaluar con precisión las reservas existentes en un campo.

Petrobrás ante la exigencia como empresa de capital mixto debe hacer evaluación formal de las reservas acumuladas en los campos que le son concedidos.

- Capacidad para desarrollar las actividades exploratorias en forma directa, asociada o a través de terceros, necesarias para incrementar los niveles de reservas a valores acordes con el potencial petrolero del país.

Durante 46 años Petrobrás desarrolló exclusivamente actividades exploratorias en forma directa y desarrolló su capacidad a tal grado que hoy se le reconoce como un líder en la E&PPC en aguas profundas y obtiene la mayor parte de su producción en mar abierto en las costas de Brasil.

- Capacidad para definir y cumplir objetivos y estrategias relacionadas con las reservas.

- 83 -

Petrobrás presentó una disminución del 5% en sus reservas entre 2000 y 2001, explicada por ventas y ajustes en sus cálculos. Sin embargo la existencia de un volumen significativo de 7,7 MMM de barriles en reservas habla muy bien de su gestión al respecto.

Como explotador y productor de petróleo crudo Petrobrás requiere capacidades para desarrollar los campos descubiertos y obtener niveles de producción que aseguren la autosuficiencia del país. Estas son:

- Capacidad para conseguir los grandes capitales que se requieren en el desarrollo de los campos.

Petrobrás ha demostrado capacidad para acceder a los grandes capitales necesarios como lo demuestran sus obligaciones financieras por USD $ 6 MMM, sus emisiones de bonos y el uso de financiación para proyectos específicos.

- Capacidad para acceder a tecnología que permita maximizar la extracción del petróleo contenido en el yacimiento.

Petrobrás mediante el CENPES trabaja en proveerse de la tecnología necesaria para la óptima utilización de sus yacimientos. No se conocen logros en esta área específica.

- Capacidad para lograr un costo bajo de extracción.

Por las difíciles condiciones de explotación de sus yacimientos en mar abierto Petrobrás tiene costos altos de extracción pero en una demostración de capacidad ha logrado disminuir sus costos de USD $3,36 a USD $3 por barril.

- Capacidad para comercializar todo el crudo que produce a precios internacionales.

No ha desarrollado esta capacidad debido a que utiliza todo el petróleo que produce.

- Capacidad participar y adaptarse a las condiciones del mercado global de petróleo.

Petrobrás es un jugador internacional y su presencia en 5 países en actividades de E&PPC es una demostración de esta capacidad. Sin embargo sus logros son modestos con apenas 96 MM de barriles en reservas. En su país ha demostrado capacidad para competir por la adjudicación de áreas para explorar y capacidad para asociarse.

- 84 -

5.11 CONCLUSION RECURSOS Y CAPACIDADES DE PETROBRAS 1. Una empresa de capital mixto con apoyo del gobierno brasileño. 2. Reservas petroleras de 7,7 billones de barriles en Brasil.

3. Acceso y campos adjudicados en la cuenca Campos la cuarta más atractiva

del mundo.

4. Capacidad de producción de petróleo de 1,5 mbpd en 2002 con tendencia ascendiente.

5. El tamaño de Petrobrás, la tercera corporación industrial latinoamericana,

con activos por USD $36,8 miles de millones con ventas por USD $ 34.145 millones en el 2001.

6. Petrobrás no administra las reservas petroleras del Brasil.

7. Petrobrás compite en el mercado abierto brasileño aunque tiene todavía

posición dominante..

8. El Centro de Investigación y Desarrollo CENPES con 1.142 empleados, 261 patentes.

9. Activos por USD $ 36,8 MMM y ventas por USD $ 34,6 MMM en el 2001.

10. Organización con 5 unidades de negocios y 45600 empleados.

11. Costo de extracción del petróleo de USD $3 con tendencia decreciente.

12. Capacidad de refinación de todo el crudo que produce, 1,96 mbpd 98,6% del

Brasil.

13. Capacidad de obtener areas, logró 28 de 76 áreas adjudicadas en 3 rondas en el Brasil.

14. Petrobrás no exporta, sino importa petróleo para cubrir faltante en la

producción nacional brasileña.

15. El presupuesto es aprobado en monto global por el Senado Federal brasileño.

16. Reconocimiento internacional por su transparencia y gobierno corporativo.

Excelente información y página en Internet.

17. Presencia internacional en 5 países y reservas por 96 millones de barriles.

18. Inversión de USD $404 MM en exploración de petróleo en el 2001.

19. Petrobrás aporta el 8% del ingreso federal..

- 85 -

20. Experiencia de 49 años. 21. Dominio de la tecnología de exploración y producción de aguas profundas.

22. Empresa líder internacionalmente en su segmento industrial incluida en el

índice de la bolsa de Nueva York “NYSE World Leaders Index”.

23. Calificación de riesgo BA1

24. Porcentaje de éxito exploratorio del 20% al 33% en sus pozos perforados entre 1999 y 2002.

25. USD $7,3 miles de millones en caja 26. Comprador de empresas como Perez Companc por USD $1,03 miles de

millones de dólares y vendedor de campos no rentables 27. Poca capacidad para operar sin derrames de crudo.

28. SAP R/3 como herramienta administrativa corporativa.

- 86 -

6. BENCHMARKING ECOPETROL VS PETROBRAS

Para realizar el benchmarking lo haremos a la luz de las conclusiones de las grandes fuerzas que definen la capacidad de competir en la industria de la E&PPC las cuales resumimos en el siguiente cuadro:

RECURSOS Y CAPACIDADES DE ECOPETROL Y PETROBRAS

ECOPETROL PETROBRAS COMPARACION

El poder de los proveedores, los países, gobiernos o estados dueños de las reservas petroleras.

Aporta el 11% de los gastos del gobierno central.

Petrobrás aporta el 8% del ingreso federal.

Aporte de similar importancia

Acceso a la cuenca del Piedemonte llanero la sexta más atractiva del mundo.

Acceso y campos adjudicados en la cuenca Campos la cuarta más atractiva del mundo.

Ambas tienen una cuenca atractiva

Reservas de petróleo adjudicadas por 727,14 MM de barriles.

Reservas petroleras de 7,7 billones de barriles en Brasil.

1 a 10,5 en volumen reservas

El presupuesto lo aprueba el CONFIS, Consejo Nacional de Política Fiscal

El monto del presupuesto de Petrobrás lo aprueba el Senado Federal.

El capital necesario para adelantar los proyectos de exploración que exigen capital de riesgo.

USD $ 100 MM aproximadamente en caja en Diciembre 2001

USD $7,3 MMM en caja 1 a 73 en recursos de caja

Retorno sobre el capital del 25% en el 2001.

Inversión en exploración de USD $19,6 MM.

Inversión de USD $404 MM en exploración de petróleo en el 2001.

1 a 22.5 en recursos para exploración

Calificación de riesgo BA1

N/A Reconocimiento internacional por su transparencia y gobierno corporativo.

Empresa líder internacionalmente en su segmento industrial incluida en el índice de la bolsa de Nueva York “NYSE World Leaders Index”.

Nacional vs vs Internacional

Empresa de capital estatal y con la protección del gobierno colombiano, administrador de los recursos hidrocarburos de Colombia.

Una empresa de capital mixto con apoyo del gobierno brasileño.

Capital estatal vs capital mixto

El precio internacional del petróleo crudo.

Costos de extracción de petróleo de USD $2,36 por barril con tendencia ascendente

Costo de extracción del petróleo de USD $3 con tendencia decreciente.

1 a 1,27 en costos con tendencias opuestas

El conocimiento y la tecnología avanzados indispensables para adelantar la exploración y explotación con eficiencia y bajos costos.

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RECURSOS Y CAPACIDADES DE ECOPETROL Y PETROBRAS

ECOPETROL PETROBRAS COMPARACION

Posee el Instituto Colombiano del Petróleo con 16 patentes propias para apoyo de sus tareas de E&PPC con inversiones por unos USD $20 en 2001.

El Centro de Investigación y Desarrollo CENPES con 1.142 empleados, 261 patentes.

ICP muy inferior a CENPES

Experiencia de 52 años Experiencia de 49 años. Experiencia similar

Capacidad de producción directa de 124,2 kbpd en 2002. Campos propios operados con capacidades de producción hasta de 28,58 kbpd.

Capacidad de producción diaria directa de 1,39 mbpd

ECOPETROL tiene capacidad producción directa muy inferior.

Exito exploratorio del 14% en 2001 Porcentaje de éxito exploratorio del 20% al 33% en sus pozos perforados entre 1999 y 2002.

ECOPETROL tiene menos éxito exploratorio

La demanda de petróleo, la cual se prevé continuará creciendo hasta el 2020.

Exportó 45,3 MM de barriles en 2002 Importador ECOPETROL es exportador y PETROBRAS es importador

Capacidad para competir globalmente

Información disponible y página Internet de baja calidad.

SAP R/3 como herramienta administrativa corporativa.

N/A Comprador de empresas como Perez Companc por USD $1,03 miles de millones de dólares.

No tiene operación internacional. Presencia internacional en 5 países y reservas por 96 millones de barriles.

Nacinal vs Internacional

N/A Venta de13 campos no rentables

Organizado en 4 unidades de negocios, una de ellas Exploración y Producción. Gerencia de Nuevas Oportunidades que evalúa incursión internacional.

Organización con 5 unidades de negocios y 45600 empleados.

Organización similar

Participación protegida del 30% al 35% en actividad de producción de petróleo y gas en Colombia.

Petrobrás compite en el mercado abierto brasileño aunque tiene todavía posición dominante.

Protección vs competencia abierta

La integración vertical

Capacidad de refinación de 300 kbpd. Capacidad de refinación el crudo que produce, 1,96 mbpd 98,6% del Brasil.

1 a 6,5

Se requiere gran tamaño para acceso a capital, derechos y tecnología

Ocupa el puesto 35 en el mundo de las empresas petroleras. Activos por valor $ 21 billones o sea unos USD $ 7,8 mil

El tamaño de Petrobrás, la tercera corporación industrial latinoamericana, con activos por USD $36,8 miles de

Activos: 1 a 5,4

- 88 -

RECURSOS Y CAPACIDADES DE ECOPETROL Y PETROBRAS

ECOPETROL PETROBRAS COMPARACION

millones y ventas por USD $ 4,1 miles de millones de dólares en 2002.

millones con ventas por USD $ 34.145 millones en el 2001. Ventas: 1 a 8,3

6.1 COMPARACION DE LAS CONDICIONES DE LOS NEGOCIOS ENTRE ECOPETROL Y PETROBRAS

6.1.1. ECONOMÍA

La diferencia entre el tamaño de las economías es notable, el PIB: USD $ 511,74 MMM de la brasileña vs. USD $ 85,547 MMM de la colombiana es decir una relación de 6 a 1. El petróleo es para Colombia el primer producto de exportación en tanto que para Brasil es una de sus principales importaciones. Las dos empresas hacen importantes aunque no decisivas contribuciones al ingreso de sus respectivos gobiernos, 11% en el caso de Colombia y 8% en el caso de Brasil en el año 2001 y en actualidad tienen posición dominante en la refinación de sus respectivos países. Ambas economías se consideran “emergentes” y el costo de los recursos financieros en el mercado financiero internacional es similar para las dos.

6.1.2. LEGISLACION

Tanto ECOPETROL como Petrobrás desarrollaron sus negocios durante casi 50 años protegidos por la legislación de sus respectivos países, con sus estados como únicos accionistas, con derechos exclusivos sobre la administración de las reservas petroleras, la E&PPC y aún sobre su refinación y mercadeo internacional.

Sin embargo hay una diferencia notable: mientras en Brasil se dio a Petrobrás la exclusividad sobre la E&PPC y aún la refinación e importación del mismo, en Colombia se permitió que ECOPETROL desarrollara la E&PPC en forma “asociada” asociación que permitió a ECOPETROL obtener acceso a producción petrolera sin arriesgarse a explorar, ni desarrollar tecnología para E&PPC, y compartiendo las grandes necesidades de capital para desarrollar los campos exitosos.

Brasil dio un giro de 180 grados en 1997, al crear la ANP y asignarle la responsabilidad por el manejo de las reservas petroleras y la adjudicación de las concesiones, abriendo de paso el negocio de la E&PPC a la libre competencia.

La legislación de ambos países tiene trato especial para la industria de E&PPC con impuestos como el de regalías que en Colombia van del 5% al 25% dependiendo del volumen de producción en tanto en Brasil son del 5% al 10% pero con un impuesto adicional sobre la utilidad neta operacional trimestral de cada campo que va de 0 al 40% dependiendo del volumen, antigüedad de producción y ubicación del campo.

La legislación brasileña ha dejado libre a Petrobrás en tanto la legislación colombiana aún protege y controla el futuro de ECOPETROL.

La Figura 13 es una representación gráfica comparativa de los aspectos legales claves que conforman el marco para el desarrollo de la industria de E&PPC y presenta en rojo aquellos que hacen las diferencias más notables:

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- El administrador de las reservas petroleras

- El acceso a las reservas petroleras

- La propiedad de la producción petrolera.

El modelo brasileño se ve consistente al crear una agencia independiente para el manejo de sus reservas petroleras que garantice igualdad de condiciones para los jugadores, permite el libre acceso y el control total de los jugadores sobre su producción.

El modelo colombiano concentra todo el poder en una empresa, que es a la vez administrador de las reservas petroleras, agente del estado en la producción de petróleo, y jugador en la industria. Aún mas ECOPETROL es instrumento de política utilizado para generar subsidios a la gasolina, atender inversiones del estado como Carbocol, y luego cuestionado por los resultados económicos adversos.

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Dueño de las Reservas Petroleras

Administrador de Reservas Petroleras

Acceso a Reservas Petroleras

Propiedad de la producción petrolera

Estado Federal

Agencia Nacional del Petróleo

Licitación de áreas Contrato de Concesión

Concesionario Petrobrás o cualquiera otro

Estado Colombiano

Manifestar Interés Contrato Asociación

ECOPETROL

ECOPETROL y Asociado Depende de volumen y utilidad acumulada

Base de impuestos petroleros

Ubicación, Volumen trimestral Año de producción Decisión ANP

Volumen trimestral producción

Duración del contrato

Determina Agencia Nacional del Petróleo

Fijo por ley hasta 28 años

MANEJO PETROLERO BRASIL VS COLOMBIA

Figura 13

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6.1.3. RESERVAS PETROLERAS

Ambas empresas se han originado en países con importantes recursos petroleros como la cuenca Piedemonte Llanero en Colombia y la cuenca Campos en Brasil, con algún grado de dificultad en el acceso a esos recursos: en Colombia la profundidad a la que se encuentran en tierra y en Brasil porque las nuevas áreas se encuentran principalmente en mar abierto. Por supuesto la extracción en mar abierto resulta USD $ 0,7 por barril más costosa que la terrestre aunque sea profunda.

El resultado de las políticas de exploración ha significado para Brasil reservas por 7,7 MMM de barriles y de 1,84 MMM de barriles para Colombia. Con los cambios realizados en Brasil, el área adjudicada para exploración se duplicó entre 1999 y 2002 en tanto que la colombiana se mantenía estable por la deserción de adjudicatarios.

La política petrolera colombiana no tiene un enfoque de reservas sino de producción. Mientras el resto de la industria considera como objetivo básico descubrir y acumular reservas como una fuente de valor, en Colombia el objetivo es recuperar el nivel de producción alcanzado en 1999 (850 kbpd).

Esto se debe particularmente al enfoque rentista con que el estado colombiano ve la industria de E&PPC, y más precisamente a su interés en la obtención de efectivo derivado de las exportaciones, situación que se refleja en la caída de las reservas petroleras de Colombia durante los últimos 3 años.

6.1.4. RIESGO DE LA INVERSIÓN

Ambas empresas reconocen tasas de éxito en sus perforaciones exploratorias, 14% en Colombia y 20%-33% en Brasil. Las actividades de E&PPC en Brasil se desarrollan principalmente en mar abierto en la denominada “Cuenca del Atlántico” y las de Colombia en los llanos orientales a profundidades superiores a 10.000 pies.

En Colombia las actividades petroleras se desarrollan en medio de la guerra interna que vive el país, la cual se siente particularmente en la industria de la E&PPC como se evidencia en el caso del oleoducto Caño Limón- Coveñas. Este factor incrementa los costos financieros y operativos y aumenta el riesgo de las inversiones.

6.1.5. ACCESO AL MERCADO INTERNACIONAL

Colombia por disponer de excedentes de producción acude al mercado internacional para exportar su petróleo y está localizado estratégicamente cerca del gran mercado norteamericano atendido mediante buquetanques por la segura ruta del mar Caribe.

Brasil no produce suficiente petróleo para atender su consumo y por tanto no es un exportador sino un importador, cuya industria de E&PPC está incentivada por el objetivo de lograr el autoabastecimiento.

Ambos países colocan sus derivados del petróleo excedentes de sus refinerías en el mercado internacional.

Ninguno de los dos representa un aporte significativo en el mercado internacional de petróleo y por lo tanto su influencia en el mismo es mínima.

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6.1.6. VISION DEL ESTADO

Mientras Brasil espera llegar a los 2,8 mbpd para el 201078 desde su producción actual de 1,6 mbpd, Colombia espera alcanzar nuevamente los 850 kbpd para el mismo año desde su producción de 578 kbpd en el 2002 recuperando por lo menos el nivel de 816 kbpd que tuvo en 1999.

El estado colombiano se concentra en obtener recursos de caja de su empresa petrolera, sin asumir los riesgos económicos que implica la actividad exploratoria. “Somos un país con petróleo, no petrolero” y “no tenemos los recursos para asumir el riesgo en la exploración petrolera” son dos frases que resumen muy bien la visión de los responsables de la política petrolera nacional y de la administración de ECOPETROL. Necesitamos explorar y para ello mejoraremos la rentabilidad de las petroleras que vengan a Colombia a hacerlo.

El estado brasileño se decidió a buscar la autosuficiencia y abrió el acceso a sus reservas petroleras mediante licitaciones de áreas, lo que le permite vislumbrar ya no solo el cumplimiento de su anhelo de la autosuficiencia sino el de convertirse en exportador de petróleo para el año 2010. Pero no lo ha hecho gratuitamente sino cobrando peaje para acceder a las reservas y colocando fuertes impuestos a la producción. Lo mismo hizo con su propiedad sobre la empresa, de la cual ha vendido un 72% pero de manera que mantiene el control sobre la compañía pues tiene el 55% de las acciones comunes.

La diferencia de visiones estatales se nota en la disposición para competir de las empresas estudiadas. Los brasileños aceptaron el reto y salieron a jugar, los colombianos preferimos no correr riesgos, evitamos el juego y como resultado el aporte del petróleo a la estabilidad de nuestra economía en los años venideros está comprometido.

6.2 ECOPETROL VS PETROBRAS

Comparando el tamaño de las economías colombiana y brasileña, las dos empresas mantienen la proporción que existe entre las economías. La economía brasileña es 6 veces la colombiana y los activos de sus empresas petroleras son 5,4 a 1. Sin embargo las ventas que son directamente relacionadas con sus capacidades tienen una relación de 8,3 a 1, indicando una ventaja de la brasileña para usar sus activos y convertirlos en ingresos por ventas.

El análisis de recursos y capacidades de cada una de las empresas, desarrollado en las páginas anteriores permite obtener una perspectiva diferencial entre las dos.

Petrobrás tiene una capacidad de producción de petróleo propia de 1,37 mbpd en tanto que ECOPETROL produce unos 378 kbpd de los cuales solo 124 kbpd por operación propia.

78 www.doe.eia.gov, International Energy Outlook 2002, World Oil Markets. El optimismo está basado en la nueva legislación que abrió el acceso a las reserves petroleras a la libre competencia. Para el 2020 la predicción es de 4,1 mbpd, a pesar de lo cual debido a la rata de crecimiento de su consumo interno no habrá excedentes importantes para exportación.

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ECOPETROL ha acumulado reservas petroleras propias de 727,14 MM de barriles frente a 7,7 MMM de su similar brasileña.

La empresa colombiana tiene activos por USD $6 MMM en tanto la brasileña por USD $ 36,8 MMM. Así mismo las ventas de USD $4,1 MMM de la colombiana frente a USD $34,1 MMM de la brasileña.

En cuanto a su capacidad para adelantar la vital tarea de descubrir nuevos yacimientos la colombiana invirtió USD $ 19,6 MM en tanto que su contraparte brasileña invertía USD 404 MM en el mismo período.

El músculo financiero de Petrobrás le permitió almacenar USD $ 7,3 MMM en caja, en tanto que su similar colombiana llegaba a escasos USD $ 100 MM.

Petrobrás ha logrado generar una imagen internacional, siendo destacada por la bolsa de Nueva York como una de las empresas internacionales líderes y ha obtenido premios por su transparencia y gobierno corporativo. ECOPETROL carece de logros similares.

La presencia en Internet de Petrobrás le ha merecido reconocimiento internacional, la página de ECOPETROL todavía no proyecta la imagen de una empresa competitiva a pesar de que modificó su diseño a fines de Abril.

La capacidad tecnológica de Petrobrás le ha permitido acumular a través de CENPES 261 patentes en tanto la de ECOPETROL a través del ICP le ha permitido acumular 16. Los desarrollos tecnológicos brasileños han logrado que el precio de extracción de crudo en las difíciles condiciones del mar esté bajando de USD $ 3,3 a USD $ 3,0 en tanto que la colombiana va en sentido inverso, de USD $2,0 a USD $2,3.

En el manejo de las relaciones con los trabajadores también hay diferencia notable: el pasivo laboral de la colombiana representa el 34% de sus activos en tanto el de la brasileña el 10%.

Ambos estados han realizado cambios en su legislación petrolera buscando incrementar la actividad exploratoria y la producción petrolera con resultados diferentes: Brasil duplicó su área asignada para exploración pero Colombia tuvo en 2001 devoluciones de áreas superiores a las áreas contratadas.

Entre 1991 y el 2001 la producción petrolera brasileña (entiéndase la de Petrobrás) ha crecido sin parar desde los 630 kbpd hasta los 1,3 mbpd y la colombiana desde los 419 kbpd hasta los 602 kbpd después de pasar por el pico de 816 kbpd en 1999.

Mucho se especula en los corredores de la industria petrolera en Colombia sobre el interés brasileño en ampliar su participación mediante la compra de una operación importante, lo que podría lograr comprando la propiedad de ECOPETROL sin que ello represente un desafío fuera del alcance de sus capacidades. Lo contrario simplemente es impensable.

ECOPETROL no se ha propuesto el desarrollo de ninguna tecnología o desarrollo de conocimiento específico que le signifique ventaja competitiva.

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Petrobrás a pesar de haber iniciado operaciones internacionales de E&PPC desde 1973 no tiene logros significativos en este terreno.

A continuación el resumen de los recursos y capacidades básicos identificados a lo largo de este trabajo

RECURSO/CAPACIDAD ECOPETROL PETROBRAS

Reservas petroleras 727,14 MM barriles 7,7 MMM barriles

Caja disponible USD $ 100 MM USD $ 7,3 MMM

Producción propia 376,05 kbpd 1,37 mbpd

I&D, tecnología ICP: 16 patentes

Presupuesto: USD $ 20 MM

CENPES: 261 patentes

Presupuesto: USD $ 332 MM

Ventajas competitivas Protegido por la ley en Colombia.

Participación obligada en producción petrolera

Líder en E&PPC en aguas profundas

Exploración y producción propia en Cuenca Campos, 1 mbpd

Acceso a capital Bonos Bonos y Acciones

Bajo costo extracción Creciente USD $2,36 barril Decreciente USD $3,0 barril

Jugador global En Colombia. E&PPC en 5 países. Comprador de empresas. Libre competencia en Brasil

Integración vertical Refina 289 kbpd Refina 1,9 mbpd

ECOPETROL continúa siendo una empresa 100% estatal colombiana en tanto Petrobrás es una empresa de economía mixta en la cual el estado brasileño mantiene la mayoría (55%) de las acciones con derecho a voto pero sólo un 27% del capital de la empresa. Esta composición de la propiedad favorece a Petrobrás por la influencia que ejerce su desempeño, a través de la exigencia de gobierno corporativo, de generación de valor para sus accionistas y de desempeñarse como un competidor exitoso. Esta estructura de propiedad diferente tiene unos impactos en el gobierno corporativo como se aprecia en la Figura 14.

ECOPETROL dispone de recursos valiosos como la legislación protectora que lo privilegia como administrador de las reservas petroleras colombianas y a la vez le permite asociarse para explotarlas, su participación en la producción de campos grandes como Caño Limón, Cusiana y Cupiagua y su presencia en el mercado

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internacional como exportador. Sin embargo esta aparente ventaja juega ahora en su contra. La disminución de las reservas petroleras y la carencia de una estrategia exitosa al respecto obligó al gobierno a realizar cambios que reducen su participación del 50% al 30% en los proyectos petroleros además de reducir las regalías petroleras. Petrobrás a pesar de perder su condición de administrador de las reservas petroleras brasileñas, mantuvo control sobre todas las áreas en las cuales había iniciado actividades de exploración o producción, incluyendo además sus grandes campos productores en la cuenca Campos y mediante compra y venta de campos y empresas está optimizando competitivamente sus recursos encontrando en la apertura brasileña la motivación para desempeñarse como jugador global y agregar valor para sus accionistas

ECOPETROL no dispone de capital de riesgo suficiente para afrontar las necesidades de exploración petrolera a fin de incrementar o siquiera mantener las reservas petroleras actuales y su capacidad para atraerlo está a prueba en tanto que Petrobrás dispone del capital necesario para esta actividad del orden de los USD $400 MM anuales.

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Figura 14

PETROBRAS

ASAMBLEA GENERAL DE ACCIONISTAS

SECURITIES EXCHANGE COMISION

JUNTA DIRECTIVA (2 Minoritarios)

COMITÉ DE AUDITORIA (2 Minoritarios)

ECOPETROL

CONTRALORIA GENERAL DE LA REPUBLICA

PRESIDENTE DE LA REPUBLICA

JUNTA DIRECTIVA

GOBIERNO CORPORATIVO PETROBRAS vs ECOPETROL

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ECOPETROL no tiene tecnología que le permita enfrentar autónomamente la E&PPC ni la operación de un campo grande si lo hallara por sí mismo. Tras 50 años de actividades solo opera campos pequeños con producción máxima de 28 kbpd y sus actividades de E&PPC se desarrollan exclusivamente en Colombia. El ICP es un recurso valioso pero no tiene el tamaño ni la orientación para proveer de la tecnología que su dueño necesita. Esto es una consecuencia de la estrategia gubernamental de valerse del capital y tecnología de terceros en estas actividades. Muy diferente la situación de Petrobrás quien durante 50 años se ha desempeñado autónomamente en E&PPC y forzado a desarrollar su propia tecnología ha creado el CENPES como su recurso clave para ello, llegando a alcanzar inclusive liderazgo mundial en la exploración de aguas profundas.

Por todo lo dicho en este trabajo no es probable que ECOPETROL fuera del protegido ambiente colombiano pueda competir por el acceso a reservas petroleras de otros países. Su pasivo laboral realmente significativo le resta maniobrabilidad para obtener recursos de los mercados financieros internacionales. Petrobrás por su parte ha alcanzado el tamaño suficiente para enfrentar operaciones significativas con acceso al mercado de capitales para financiar sus proyectos vía bonos o acciones, y desarrollar presencia internacional con operaciones en 5 países aunque esta presencia no se haya traducido en volúmenes importantes de producción.

ECOPETROL no aprovechó los 50 pasados años para crear alguna ventaja competitiva que le permita desenvolverse sin protección legal. Se ha desempeñado mas como un administrador de las reservas petroleras al estilo de la ANP brasileño que como un jugador en el negocio de la E&PPC. En la industria colombiana de E&PPC no es un competidor sino un socio obligado por la legislación, tanto que su porcentaje de participación en las actividades de producción está determinado por la ley y no por las conveniencias de cada campo.

Petrobrás, compite por la adjudicación de campos, explora, desarrolla, opera, hace ingeniería, explota y vende toda su producción tanto en Brasil como fuera de él. En el momento en que Brasil abrió su industria de E&PPC a la libre competencia Petrobrás estaba listo para competir solo o en asocio a otros jugadores.

Estos comentarios nos permiten concluir que mientras en Brasil, la economía, la legislación y la administración de su empresa estatal petrolera permitieron crear un jugador con los recursos y capacidades necesarios para desempeñarse en la industria de la E&PPC de su país y con las bases para competir globalmente, en Colombia tenemos un jugador diseñado exclusivamente para cumplir su papel legal obligatorio en la industria (atraer socios para exploración por su cuenta y riesgo y en caso de éxito asociarse para desarrollo y producción), el cual ha desempeñado decorosamente a pesar de los vaivenes de la política petrolera del gobierno de turno.

Nuestra petrolera dispone de un marco de acción muy limitado, tanto que su participación en la producción petrolera se ha reducido a un 30%, la declinante producción petrolera le obligará a procesar petróleo crudo ajeno en el 2005, su efectivo disponible es mínimo y sus compromisos laborales son grandes. Esta situación contrasta con la de Petrobrás cuya producción petrolera ha aumentado a ritmo del 10% anual en los últimos 5 años, dispone de efectivo suficiente para sus

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necesidades de inversión, crece y evoluciona con la compra y de empresas y venta de filiales o campos que no le resultan estratégicos.

6.3 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES PARA ECOPETROL

El modelo brasileño es más avanzado que el colombiano, pues ya permite la libre competencia en su industria de E&PPC y creó un jugador nacional de categoría global, todo ello con una gran rentabilidad para el estado.

El modelo colombiano está basado en la protección legal pero no ha creado una empresa sólida capaz de competir aunque le ha permitido obtener una buena participación de la riqueza petrolera del país sin tecnología ni inversiones riesgosas.

ECOPETROL tiene como visión ser el líder en el sector energético colombiano y para lograrlo es pertinente observar la experiencia de otra empresa colombiana, ISA en la cual se aprecian vocación competitiva, conversión en empresa de capital mixto, operación internacional, acceso al mercado de capitales y financiero, transparencia y gobierno corporativo.

En el siglo XXI es una exigencia de la industria que ECOPETROL defina su rol en la industria de E&PPC de Colombia, porque cumple varias funciones y por supuesto unas mejores que otras como se ilustra en la Figura 15:

1. - La administración de las reservas petroleras, adjudicación y delimitación de áreas son funciones propias del estado, como sucede con la ANP en Brasil. Esta función debe ser devuelta al Ministerio de Minas y Energía y asumida por una agencia especializada.

2- Las operaciones de E&PPC propias se cumplen con limitaciones y particularmente la exploración es absolutamente subdesarrollada. Estas funciones son propias de una empresa con vocación competitiva, con tecnología, capital de riesgo y experiencia en operaciones petroleras. Aquí es donde reside la “empresa industrial y comercial del estado” como la define su objeto social.

3- La tercera función identificable es la de ser agente del estado con participación obligatoria en el negocio de desarrollo y explotación de campos petroleros comerciales. Esta es una función esencialmente de contratación y financiera que busca asegurar la participación del estado en la producción petrolera mediante la asociación. No se requiere tecnología, ni gran experiencia en operaciones petroleras ni capital de riesgo. Claro que esta función puede desaparecer si el estado adopta el modelo brasileño de no participar directamente en la producción petrolera, sino mediante impuestos y regalías. Esta función debe permanecer bajo propiedad y control del estado mismo.

En un mundo globalizado, la función dos debe desempeñarse globalmente y con vocación competitiva, características que ECOPETROL debe desarrollar cuidadosa pero decididamente. Esto implica cambios en la propiedad de esta función, y el modelo de Petrobrás no puede ser mejor ejemplo. Capital mixto, control estatal, gobierno corporativo, estrategia competitiva.

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Figura 15

Es claro que los recursos y capacidades requeridos para desempeñar las funciones 2 y 3 son diferentes, e inclusive la estructura de propiedad debe serlo. Esto sugiere la creación de una empresa 100% estatal con la función 3, con una participación importante en la empresa con la función 2 la cual sería de capital mixto. Esta empresa, con la función 2 tendrá que recorrer un largo camino para ser un jugador en la industria y tiene varias opciones:

1. Emular a Petrobrás, aprovechando la protección de la legislación actual:

- Decidir la consecución y uso de capital de riesgo en la exploración petrolera. En Colombia se invirtieron USD $4.200 MM entre 1977 y 2000 en exploración

Exploración, Producción, Refinación, Petroquímica Globalizada

Contratos asociación para PPC y gas Colombia

1. Gestión de áreas y reservas petroleras de Colombia

Capacidades: Asociarse Acceso a mercados financieros

Capacidades: Operador de grandes campos Desarrollo de tecnología Obtención de áreas Competidor global Acceso a capital

Recursos: Capital de riesgo Tecnología Capital Reservas petroleras

Recursos: Derecho legal Capital

3. Agente del estado en la producción petrolera colombiana:

2. Petrolera Integrada:

CAPITAL MIXTO

CAPITAL ESTATAL DEVOLVER AL

MME

- 100 -

petrolera, suma importante pero no inmanejable y sumamente rentable. Las reservas de Cusiana y Cupiagua juntos se estimaron en 1.400 MM de barriles los que a precios internacionales de USD $20 por barril se venderían en USD $ 28.000 millones.

- Desarrollar su capacidad para explotar grandes campos por sí solo. Puede lograrla comprando la parte de sus socios en campos como Caño Limón para este efecto.

- Comprar, desarrollar u obtener la tecnología necesaria para identificar yacimientos petroleros productivos con precisión a fin de minimizar el riesgo de la actividad exploratoria.

- Revaluar el papel del ICP, el cual debe ser enfocado en la consecución de la tecnología que requiere para minimizar riesgo exploratorio, extraer crudo a bajos costos y explotar eficientemente los yacimientos.

- Desarrollar su capacidad para ser un jugador internacional, bien sea adquiriendo una operación existente o participando en la adjudicación de áreas para explorar en países cercanos y cuencas atractivas.

- Racionalizar sus obligaciones laborales.

- Utilizar su capacidad para obtener financiación internacional necesaria para desarrollar todas las capacidades mencionadas anteriormente.

2. Realizar adquisiciones estratégicas en la industria de E&PPC:

- Buscando obtener las capacidades mencionadas atrás seleccionar una serie de empresas petroleras internacionales objetivo, para adquirirlas, buscando en ellas tecnología de exploración y de explotación eficiente de los yacimientos, experiencia en desarrollo y operación de campos grandes, derechos sobre cuencas interesantes, operación en otros países.

- Vincular recurso humano con experiencia en operaciones internacionales, fusiones y adquisiciones.

Estas conclusiones evocan la frase de Luis Carlos Valenzuela planteada en la introducción de este trabajo: "ECOPETROL tiene un enorme potencial de generación de valor. ECOPETROL puede llevarnos a una crisis económica nunca vista o puede ser la llave para el ahorro y el crecimiento del país"

- 101 -

7. IMPACTO DEL “DECRETO DE LA TRANSFORMACION DE ECOPETROL” EN EL RESULTADO DE ESTE PROYECTO

En el mes de Junio de 2003, un mes después de entregado este proyecto a la Facultad de Administración de la Universidad de los Andes el gobierno colombiano expidió el decreto 1760 por el cual realizó modificaciones a la estructura de ECOPETROL, las cuales tienen un impacto significativo en el marco legal de la industria petrolera en Colombia a la vez que en los recursos y capacidades de la empresa colombiana.

El decreto 1760 de Junio de 2003 realizó dos cambios importantes y uno menor en la estructura de ECOPETROL.

El primero de los cambios es la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos para la “administración integral de las reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación”, el cual coincide con una de las recomendaciones generadas por este proyecto.

El segundo de los cambios importantes se dio en la estructura misma de ECOPETROL cuyo resumen es el siguiente:

- ECOPETROL pasa a denominarse ECOPETROL S.A. y es una “sociedad pública por acciones” con capital autorizado de $ 5.5 billones en 55 MM de acciones de $100.000 c/u y suscrito por $ 4.24 billones.

- Son socios de ECOPETROL S.A.: Ministerio de Hacienda y Crédito Público, Fiduciaria La Previsora S.A., Fondo Nacional de Proyectos de Desarrollo FONADE, Fondo Nacional de Garantías, Financiera de Desarrollo Territorial FINDETER

- Nuevos objetivos de ECOPETROL:

o Exploración y Explotación de hidrocarburos en el exterior, directamente o a través de terceros.

o Refinación y proceso de hidrocarburos en el exterior.

o Distribución de hidrocarburos, derivados y productos en el exterior

o Transporte y almacenamiento de hidrocarburos, derivados y productos en Colombia y en el exterior, con excepción del transporte comercial de gas natural en Colombia.

- Una nueva función es la de “constituir con personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras…en Colombia o en el exterior, sociedades, asociaciones, corporaciones, fundaciones y adquirir partes o cuotas de interés en tales personas jurídicas”

- La dirección y administración de ECOPETROL estarán a cargo de una Asamblea General de Accionistas, la Junta Directiva y un Presidente.

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- La Junta Directiva se compone de 7 miembros, 3 nombrados por el Presidente de La República y 4 por la Asamblea General de Accionistas con sus respectivos suplentes.

- Además de la presidencia se definen 2 Direcciones y 6 Vicepresidencias (entre otras una de Exploración y una de Producción).

- El patrimonio de ECOPETROL S.A. está constituido por:

o Bienes y derechos que con anterioridad al decreto pasaron a ser de propiedad de ECOPETROL, por reversión de concesiones y/o finalización de contratos de Exploración y Explotación.

o Derechos de producción de los campos operados directamente a la fecha del decreto y de los contratos celebrados por ECOPETROL con anterioridad como administrador de hidrocarburos.

o Derechos de producción que resulten de los contratos sucritos por ECOPETROL S.A. hasta Diciembre 31 de 2001

Un cambio menor desde el punto de vista del desempeño de ECOPETROL en la industria de E&PPC fue el de la creación de la Sociedad Promotora de Energía cuyo “objetivo principal es la participación e inversión en compañías cuyo objeto social se relacione con actividades del sector energético o con actividades similares, conexas o complementarias”. Esta Sociedad recibirá como patrimonio las acciones y participaciones de ECOPETROL en empresas como Termotasajero, Artesanías de Colombia, Electrificadora del Tolima y otras mencionadas atrás en el capítulo de los recursos de ECOPETROL. El impacto de este cambio será un alivio en los compromisos de ECOPETROL al no tener que participar representando al estado en empresas de diversa índole algunas de las cuales representaron descalabros económicos notables como el de Carbocol, a la vez que lo concentra en las actividades de la industria petrolera.

7.1 CAMBIOS EN LEGISLACION Y ECONOMIA

La tabla presentada en el capítulo 3.7 sobre las Conclusiones de Legislación y Economía refleja el impacto del Decreto 1760 apareciendo la ANH como Administrador de las Reservas en Colombia.

En la nueva tabla puede apreciarse como algunas casillas sobre el contrato para E%PPC en Colombia están para ser definidas en el futuro por la ANH.

ASPECTO COLOMBIA BRASIL

Administrador Reservas ANH Agencia Nacional de Hidrocarburos

ANP Agencia Nacional del Petróleo

Participación estado en la empresa petrolera nacional

100% 27%

- 103 -

ASPECTO COLOMBIA BRASIL

Sistema de explotación dominante

Asociación ECOPETROL y privada

Habrá nuevo contrato diseñado por la ANH

Concesión

Alcance del contrato Exploración y producción

Duración del contrato

A ser definido por la ANH en el futuro

ANP Determina

Sistema de adjudicación de áreas

No se ha determinado Licitación abierta al mejor postor

Esquema de asociación ECOPETROL 30% a 65% durante producción

Libre

Ultimo cambio legal significativo

2003 1997

Impuestos petroleros Regalías (5% a 25% de PPC en petróleo)

Se esperan cambios en los impuestos petroleros según el nuevo contrato de la ANH

Bono de adjudicación, mínimo fijado por ANP

Regalías (5% -10% de PPC en dinero)

Participación especial

Canon anual por ocupación del área

Arriendo al propietario de la tierra (1% PPC)

Esto quiere decir que con la creación de la ANH desapareció una de las diferencias fundamentales entre los marcos legales de Colombia y Brasil para la industria de E&PPC.

Permanece incierta la diferencia referente al tipo de contrato y las especificaciones principales como la duración del mismo, el sistema de adjudicación de áreas y los posibles impuestos petroleros que surjan de ello.

Algunos artículos de prensa especulan sobre la posibilidad de que el contrato de asociación desaparezca lo que parece probable porque la ANH no tiene entre sus funciones la de asociarse o participar en el desarrollo de los campos cuya exploración resultase exitosa y en cambio si “es responsable de administrar la participación del estado en especie o en dinero en los volúmenes de hidrocarburos que le correspondan en los nuevos contratos”

- 104 -

La creación de la ANH y la desaparición del contrato de asociación dejan a ECOPETROL en iguales condiciones en cuanto al marco legal a las demás empresas petroleras que se desempeñan en la industria de la E&PPC en Colombia.

Por supuesto la figura 7 en la página 30 cambia acorde con el decreto 1760 para hacer el lado de Colombia muy similar al de Brasil como se muestra en la página siguiente.

También la figura 17 sobre gobierno corporativo ha cambiado como se refleja a continuación

PETROBRAS

ASAMBLEA GENERAL DE ACCIONISTAS

SECURITIES EXCHANGE COMISION

JUNTA DIRECTIVA (2 Minoritarios)

COMITÉ DE AUDITORIA (2 Minoritarios)

ECOPETROL

CONTRALORIA GENERAL DE LA REPUBLICA

ASAMBLEA GENERAL DE ACCIONISTAS

JUNTA DIRECTIVA 7 MIEMBROS

GOBIERNO CORPORATIVO ECOPETROL VS PETROBRAS

Figura 16

- 105 -

CONSEJO NACIONAL DE POLITICA FISCAL

MINISTERIO DE HACIENDA

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA

AGENCIA NACIONAL DEL

HIDROCARBUROS

MINISTERIO DE MINAS Y

ENERGIA

CONSEJO NACIONAL

DE POLITICA FISCAL

ECOPETROL S.A.

ECOPETROL A

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OTRAS PETROLERAS

E&PPC

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DECRETO 1760

MINISTERIO DEL MEDIO AMBIENTE

LEGISLA

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OTRAS ENTIDADES

3 MIEM

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IRECTIV

A

COLOMBIA ANTES

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7.2 CAMBIOS EN EL ANALISIS DE INDUSTRIA

El decreto 1760 implica que ahora ECOPETROL no controla la llegada de nuevos competidores en el acceso a las reservas petroleras de nuestro país y más estrictamente puede decirse que ahora si aparecieron los competidores para ECOPETROL porque antes de expedirse el decreto existían solo asociados obligados por la ley, cuyas actividades en E&PPC resultaban siempre en beneficio de nuestra petrolera.

Con este cambio Colombia ha agregado nuevos incentivos para las empresas que deseen acceso a nuestras reservas petroleras pues se encuentran en igualdad de condiciones frente a la empresa estatal colombiana y probablemente ya no estarán obligadas a tener un socio nacional obligatorio.

Este decreto también refleja una disminución del poder de nuestro Estado para controlar el acceso a las reservas debiendo eliminar la ventaja que daba a su empresa estatal petrolera frente a las demás. En esto Colombia se asemeja al bajo poder del estado brasileño apremiado por la necesidad de la autosuficiencia.

Este cambio en las reglas de juego también debiera generar un aumento en la intensidad de la competencia, pero por supuesto esto solo podrá ser establecido cuando se defina completamente el tipo de contrato que ofrecerá la ANH, las condiciones del mismo y el sistema de acceso a las reservas.

ECOPETROL con lo anterior perdió su ventaja competitiva, la protección legal y su participación obligatoria en le E&PPC en Colombia.

7.3 CAMBIOS EN EL ANALISIS DE RECURSOS Y CAPACIDADES

Ante todo ECOPETROL ahora no es administrador de las reservas petroleras de Colombia, por tanto ahora toda referencia a estas capacidades no tiene sentido.

Simultáneamente ECOPETROL ha perdido el recurso más valioso que poseía: la protección legal que le garantizaba el acceso a la producción petrolera de los nuevos campos que se desarrollen en Colombia.

Esto implica que ahora debe desarrollar su capacidad para adelantar E&PPC por su cuenta o en forma asociada y ello requiere de:

- Capacidad para obtener acceso a áreas o yacimientos petroleros

- Capacidad para conseguir capital de riesgo para la exploración.

- Capacidad para obtener tecnología que le permita identificar y evaluar con precisión las reservas contenidas en un yacimiento o en un campo.

- Capacidad para desarrollar actividades exploratorias en forma directa.

- Capacidad para conseguir los grandes capitales para el desarrollo de los campos

- Capacidad para obtener tecnología que permita maximizar la extracción del petróleo contenido en los yacimientos.

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- Capacidad para lograr bajo costo de extracción

- Capacidad para participar y adaptarse a las condiciones del mercado global de petróleo

- Capacidad para asociarse

¿Como se afectan estas capacidades con el Decreto 1760?

La capacidad para obtener acceso a los yacimientos petroleros: ha disminuido notablemente, porque antes estaba garantizada por la ley, sin necesidad de competir. Ahora ECOPETROL debe competir en igualdad de condiciones por la obtención de un área para explorar y explotar. Sin embargo a la vez el decreto le abre la posibilidad de comprar sociedades o intereses en sociedades lo que podría ayudarle a obtener áreas para explorar, ya exploradas y listas para desarrollar o aún en producción en Colombia o en el Exterior.

La capacidad para conseguir capital de riesgo: ha disminuido pues ahora la empresa perdió uno de sus grandes activos que la harían atractiva a los prestamistas internacionales, sin embargo a la vez tiene el incentivo (mas bien la necesidad) para conseguir ese capital pues de lo contrario podría desaparecer como jugador en E&PPC.

El decreto por si mismo no modifica la capacidad para obtener tecnología sea para exploración o producción, la cual seguramente requiere de cuantiosos recursos económicos, aunque le abre la posibilidad de comprar o participar en empresas con la tecnología que requiere. De la misma manera que en el punto anterior tiene el incentivo o necesidad de conseguirla para sobrevivir.

La capacidad para participar y adaptarse a las condiciones del mercado internacional ha mejorado notablemente pues el decreto le permite participar en actividades internacionales de E&PPC y de asociarse convenientemente para lograrlo.

La capacidad para conseguir los grandes capitales para desarrollo de los campos puede haber disminuido por la pérdida de su protección legal. Sin embargo en la industria petrolera es factible obtener financiación “por proyecto” en la cual mediante mecanismos como la titularización o la fiducia se obtienen los recursos para desarrollar un campo cuya producción se emplea para la devolución del capital obtenido e intereses correspondientes. Por ahora como el estado colombiano es accionista en 100% este seguramente respaldará los compromisos de su empresa cuando le sea necesario.

La capacidad de competir o más bien la vocación competitiva tampoco es resuelta favorablemente por el decreto al mantener la propiedad accionaria en su totalidad en manos del estado colombiano. Esto implica entre otras cosas que la Asamblea General de Accionistas estará compuesta uniformemente por representantes de entidades gubernamentales y no por empresarios con un interés directo en el éxito de los negocios de la compañía.

Una muestra de las dificultades para competir que el decreto contiene, está en la imposición de la limitación para participar en el transporte comercial de gas en

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Colombia. También se colocan condiciones para la emisión de acciones debiendo hacerse a nombre de los patrimonios autónomos que respaldan el pasivo pensional.

Sobre la capacidad para asociarse, hay que buscar respuesta a las preguntas ¿Por qué una petrolera querría asociarse con ECOPETROL S.A. ahora que no es socio obligatorio en Colombia? ¿Por qué lo haría en el exterior?

Las respuestas deseables:

- Porque puede aportar capital de riesgo.

- Porque puede aportar el capital requerido para desarrollo de campos.

- Porque tiene conocimiento y experiencia en operación.

- Porque tiene tecnología especializada para exploración o producción.

- Porque sabe desempeñarse en medio de la guerra.

- Porque obtuvo la adjudicación de áreas interesantes.

- Por la influencia de sus dueños.

Cada respuesta lleva implícita la pregunta correspondiente: ¿Y como puede ECOPETROL obtener …para aportar…(capital, conocimiento, tecnología, áreas) ?

Las respuestas que resulten afirmativas para ECOPETROL deberán ser la base para el diseño de su estrategia competitiva. Y estas respuestas nos llevan simplemente a la necesidad de desarrollar las capacidades fundamentales requeridas para desempeñarse exitosamente en la industria de E&PPC.

En conclusión: con el Decreto 1760 de 2003 ECOPETROL perdió sus recursos más valiosos, la protección legal en Colombia que le garantizaba participación en la futura producción petrolera nacional y la administración de las reservas petroleras esta última a favor de la recién creada Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH.

También perdió otro recurso aunque menor, sus inversiones en entidades del sector energético colombiano, las cuales pasaron a la Sociedad Promotora de Energía.

En compensación ha recibido vía libre para actuar internacionalmente y para asociarse y adquirir sociedades nacional e internacionalmente.

También ha recibido un nuevo mecanismo de gobierno corporativo, la Asamblea General de Accionistas aunque todos sus miembros representen el interés del gobierno colombiano.

ECOPETROL enfrenta la dura perspectiva de sobrevivir, “lanzado al agua” de la libre competencia, pero en inferioridad de condiciones por tratarse de una empresa 100% estatal, con una estructura orgánica definida por el Decreto, en momentos en que había “olvidado”por completo la actividad de Exploración, con muy pocos recursos en caja y muy poco capital de riesgo, con un gran pasivo laboral sin resolverse, con capacidades limitadas como operador de campos y muy limitados recursos tecnológicos.

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7.4 RECOMENDACIONES PARA ECOPETROL

La expedición del decreto 1760 de Junio de 2003 ratifica la validez de las recomendaciones expresadas en este proyecto en las páginas 100y 101, las cuales consideraron el modelo brasileño y a Petrobrás como ejemplos exitosos a ser imitados. A continuación algunas consideraciones adicionales al respecto.

Es imperativo que ECOPETROL se reorganice para desempeñarse exitosamente en la industria de E&PPC, utilizando al máximo las nuevas libertades contenidas en el decreto 1760, actuando con las reglas de las empresas petroleras exitosas, es decir acumulando reservas propias, aumentando su producción y desarrollando tecnología, todo en ambiente de riesgo compartido es decir asociado con otras petroleras.

ECOPETROL posee aún recursos muy importantes como son su producción petrolera directa, y su parte en la producción petrolera asociada de los contratos vigentes. Ahora debe dirigir parte de sus recursos a la adquisición y exploración de nuevas áreas y a obtener conocimiento y tecnología en prospección, exploración y producción petrolera, si su dueño se lo permite!

Es muy importante identificar una posible fuente de ventaja competitiva (uno de los recursos o capacidades claves para E&PPC enumerados a lo largo de este proyecto), que le asegure mantenerse en la industria, convirtiéndose en un socio deseable en actividades de E&PPC en Colombia o en el exterior.

Las limitaciones del dueño de ECOPETROL para competir y para aportar recursos necesarios, permite reafirmar la necesidad de convertir la estructura de propiedad de ECOPETROL S.A. en capital mixto. Sin ello la vocación competitiva y la flexibilidad para obtener recursos no resultaran adecuadas para sobrevivir en la industria de la E&PPC. Esto se hará más necesario en la medida en que la producción colombiana de petróleo no sea generada por ECOPETROL y pierda importancia en asegurar nuestra autosuficiencia y capacidad exportadora.

ECOPETROL tiene capacidad para manejar campos en declinación, devueltos al fin de los contratos de concesión o de asociación, podría concentrarse en ese tipo de campos. ¿Hay algún asociado que desee venderle su participación en un campo importante?

¿Y como puede ECOPETROL obtener la adjudicación de áreas interesantes en competencia abierta?

Con su experiencia y conocimiento de la geología y las cuencas colombianas, seleccionar áreas de interés y obtenerlas a toda costa.

Identificando socios posibles en el exterior y participando con ellos en la obtención de las áreas o en las compras de reservas para explotar. Las grandes petroleras no necesitan socios pequeños, pero las pequeñas si los necesitan, ECOPETROL deberá encontrar un segmento objetivo de socios posibles para lanzarse a la competencia internacional.

Desempeñarse exitosamente en operaciones internacionales de E&PPC no es fácil: Petrobrás tras 30 años de actividad internacional de E&PPC, iniciada por demás en

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Colombia, tiene unos resultados muy tímidos, apenas 96 MM de barriles en reservas y una producción de 49 kbpd. Los resultados más notables los ha obtenido mediante la compra de empresas dueñas de reservas petroleras (Perez Companc le adicionó 1000 MM de barriles), operaciones de producción, transporte, refinación y distribución. Nuevamente se reafirma la recomendación del capítulo 6 sobre la adquisición estratégica de empresas.

Por supuesto aparte de las consideraciones sobre el desarrollo del negocio es importante resolver el tema administrativo y financiero más importante del momento, el del pasivo pensional. Es urgente la modificación del régimen pensional de los empleados de ECOPETROL y la búsqueda de solución que le permita maniobrabilidad financiera a la compañía.

Y la anunciada reorganización interna debe hacerse a la luz de las nuevas opciones que abrió el decreto 1760, particularmente la proyección internacional, la capacidad para obtener capital, tecnología, y desarrollar al menos una ventaja competitiva importante que reemplace la protección legal perdida.

En cuanto a la tecnología hay que revaluar el ICP, su manejo y su enfoque. Es imperativo que ayude a desarrollar las capacidades tecnológicas expuestas a lo largo de este trabajo.

Las empresas petroleras ofrecen un gran potencial de generación de valor como lo demuestra el tamaño y las ventas de las 5 grandes del mundo. ECOPETROL tiene ese potencial y sería lamentable desperdiciarlo pues el valor proveniente de la industria petrolera no es solo de las participaciones estatales sino de las utilidades generadas por las empresas que se desempeñan en la industria.

A menos que ECOPETROL desarrolle los recursos y capacidades necesarios para jugar en la industria de E&PPC seguramente enfrentará una caída de valor de tal magnitud que lo llevará a la liquidación o a la venta desesperada destruyendo así el resultado del esfuerzo desarrollado durante medio siglo para convertirlo en una empresa nacional cuyos negocios contribuyeran a mejorar la calidad de vida de todos los colombianos. Brasil lo hizo, Colombia…

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ANEXO 1 1 ESTRATEGIA COMPETITIVA La estrategia competitiva trata de establecer una posición provechosa y sostenible contra las fuerzas que determinan la competencia en el sector industrial79 siendo responsable por el éxito o fracaso de numerosas empresas. Para Porter hay dos asuntos relevantes en cuanto a la estrategia competitiva de una empresa:

- El atractivo del sector industrial en el que se desenvuelven los negocios de una empresa.

- Los determinantes de una posición competitiva dentro de un sector industrial. Con ellos se busca explicar por qué a veces empresas en un sector industrial muy lucrativo (el caso de la E&PPC) no obtienen resultados destacados, o por qué empresas con una excelente posición competitiva dentro de un sector industrial no obtienen beneficios adicionales debido a que éste no es bueno. Estos dos asuntos sin embargo no permanecen definidos y estables para un sector industrial o una empresa, por el contrario son dinámicos y cambian continuamente en medio de la permanente batalla entre competidores. La estrategia competitiva debe surgir de la comprensión de las reglas de la competencia del sector industrial en el cual se desarrollan los negocios de una empresa y buscar cambiar esas reglas a favor de la empresa. Estas reglas están determinadas por las 5 fuerzas competitivas:

- La entrada de nuevos competidores. - La amenaza de sustitutos. - El poder de negociación de los compradores. - El poder de negociación de los proveedores. - La rivalidad entre los competidores existentes.

Como ya se dijo las industrias no son estables y el poder de estas cinco fuerzas puede cambiar a medida que el sector evoluciona. Las cinco fuerzas determinan la utilidad del sector industrial porque influencian los costos y los precios y la inversión requerida. El poder de cada una de estas cinco fuerzas es una función de la “estructura de la industria” o sea de las características económicas y técnicas básicas de un sector industrial. Esta estructura está representada gráficamente en la Figura 18.

79 Ventaja Competitiva, Michael E Porter, toda la información aquí presentada es un resumen del capítulo correspondiente a la estrategia competitiva del libro de Porter.

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Los cambios en la estructura de un sector industrial pueden influir positiva o negativamente en la utilidad de las empresas del sector. Sin embargo esta estructura o algunos de los elementos que la componen pueden ser modificados por las estrategias que desarrollan las empresas, es decir las empresas tienen la capacidad de modificar las reglas de la competencia para bien o para mal. Cada sector industrial es único y las cinco fuerzas de su estructura no son necesariamente iguales en importancia. El análisis de las cinco fuerzas permite que

la empresa pueda determinar las innovaciones estratégicas requeridas para obtener las mayores utilidades en el largo plazo. Este proceso debe realizarse cuidadosamente porque existen muchos ejemplos en los cuales las estrategias desarrolladas por las empresas para mejorar su posición competitiva en el corto plazo, destruyen la estructura y las utilidades del sector en el largo plazo. Aunque este tipo de acciones destructivas es iniciado generalmente por empresas que ocupan posiciones secundarias en un determinado sector industrial, son los líderes y la respuesta que den a las acciones de las empresas seguidoras lo que eventualmente puede tener un impacto desproporcionado, razón por la cual ellos deben siempre considerar el efecto de sus acciones en su propia posición competitiva tanto como en la de su sector industrial. Para que un sector industrial sobreviva en el largo plazo los compradores deben estar dispuestos a pagar un precio por su producto que exceda su costo de producción. Del poder que los compradores posean dependerá el monto de los márgenes que la empresa obtendrá. Si existe la presencia de productos sustitutos, ésta se manifestará en un precio tope que los compradores estarán dispuestos a pagar por el producto pues de lo

Intensidad de la competencia

Productos sustitutos

Marco Legal

Ingreso nuevos competidores

Poder de los compradores

Poder de los proveedores

Figura 18

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contrario recurrirán a la competencia. En caso de una expansión de la demanda es posible que los productos sustitutos obtengan los frutos de la expansión. El poder de los proveedores se manifiesta en qué porcentaje del valor creado por los compradores será para ellos. La intensidad de la competencia determina el grado en que las empresas presentes en un determinado sector industrial competirán entre sí por el valor que crean para los compradores. La intensidad de esta rivalidad puede hacer que el valor creado por los compradores les sea entregado en forma de precios bajos, o se disipe en costos de competencia (de mercadeo) muy altos. Es evidente que un beneficio de la estructura es determinar la magnitud del valor creado en la industria, quién se queda con él y en que proporción . La estructura de un sector industrial determina qué tan rápido entran nuevos competidores añadiendo oferta, dependiendo esto de la altura de las barreras de entrada. De la misma manera determina qué tan rápido los competidores eliminan la oferta sobrante, porque depende de las barreras de salida. En algunos sectores industriales hay una fuerte reacción competitiva a un pequeño desbalance entre la oferta y la demanda, otros en cambio pueden permitirse desbalances entre oferta y demanda porque tienen una estructura de industria favorable. Una vez determinada la estructura de la industria a través del análisis de las 5 fuerzas es necesario definir la estrategia competitiva que debe permitir obtener una “ventaja competitiva sostenible”. Porter propone dos tipos básicos de ventajas competitivas sostenibles que una empresa puede lograr:

- Ventaja en costos bajos. - Ventaja en diferenciación.

Para lograr estas ventajas competitivas las empresas tienen 3 opciones estratégicas denominadas estrategias genéricas:

- Estrategia de costos - Estrategia de diferenciación - Estrategia de enfoque: tiene dos variantes enfoque en costos y enfoque en

diferenciación. Estas estrategias se aprecian representadas en la Figura 19:

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El logro de una ventaja competitiva sostenible está en el medio de cualquier estrategia que siga la empresa y las empresas deben hacer una elección sobre el tipo de ventaja que se desea obtener. 1.1 LIDERAZGO EN COSTOS. El liderazgo en costos se da cuando una empresa se propone ser el productor de menor costo en su sector industrial. Hay muchas maneras de obtener liderazgo en costos como las economías de escala, la tecnología propia, el acceso preferencial a materias primas, acceso a mano de obra muy barata. El productor de bajo costo debe explotar todas las fuentes de bajos costos. El liderazgo en costos se traduce en una ejecución sobre el promedio del sector industrial siempre y cuando los precios sean similares o superiores al promedio del sector industrial. Sin embargo ser un líder en costos no garantiza ser un ejecutor promedio si no se logra una proximidad en las bases de la diferenciación en relación con sus competidores, porque si no es así deberá ofrecer descuentos en sus precios que anularán el efecto de su ventaja en costos. Esta estrategia produce resultados buenos siempre y cuando no haya muchas empresas batallando por obtener esa ventaja en costos y la participación en el mercado.

Liderazgo de costo

Enfoque de Costo

Enfoque de diferenciación

Diferenciación

PANORAMA COMPETITIVO

Objetivo limitado

Objetivo amplio

Figura 19

VENTAJA COMPETITIVA

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1.2 DIFERENCIACION. La estrategia de diferenciación se basa en que la empresa sea única en su sector en una o varias dimensiones valoradas por los compradores, para lo cual la empresa se concentra en satisfacer las necesidades de los consumidores en esas dimensiones. La diferenciación puede basarse en el producto, en el empaque, en la marca, el enfoque de mercadotecnia, en el servicio, la localización o muchos otros factores. Si los mayores costos en que incurre una empresa para obtener la diferenciación le permiten obtener un precio que compensa y supera estos mayores costos entonces la empresa obtendrá unas utilidades superiores al promedio. Para que la estrategia de diferenciación se traduzca en ventaja competitiva los atributos escogidos por la empresa deben ser diferentes a los de todos sus competidores. Sin embargo la empresa que aplica una estrategia de diferenciación no debe ignorar su posición en costos para evitar que la ventaja en diferenciación no sea anulada por un costo notoriamente inferior de sus competidores. Esto lleva a que la estrategia de diferenciación esté acompañada por una estrategia de bajos costos en las dimensiones que nos son valoradas por los compradores. 1.3 ENFOQUE Esta estrategia se basa en la escogencia de un grupo o segmento de los compradores del sector industrial y se busca satisfacer sus necesidades exclusivamente. De esta manera se obtiene una ventaja en el segmento objetivo aunque no se posea una ventaja particular. El segmento objetivo debe tener necesidades muy especiales que son atendidas por la empresa que usa estrategia de enfoque o por su proceso de producción y distribución. El enfoque en costos busca tomar ventaja de diferencias en los costos en algunos segmentos y el enfoque de diferenciación aprovecha las necesidades especiales de los compradores del segmento objetivo. Para que la estrategia sea exitosa, el segmento debe ser realmente diferente de otros segmentos y además el segmento debe poseer una estructura atractiva que le permita obtener una ejecución superior al promedio de las otras empresas. Algunas empresas son capaces de obtener un liderazgo en costos y a la vez una diferenciación, lo que les permite disfrutar de grandes recompensas por los precios superiores derivados de la diferenciación y los bajos costos derivados de su liderazgo en costos 2.1.4 SOSTENIBILIDAD: Las estrategias planteadas arriba no conseguirán un desempeño promedio para la empresa si no son sostenibles frente a sus competidores. Esto implica que la

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estrategia debe resistir la erosión por el comportamiento de los competidores o por la evolución de la industria. Para ello se requiere que la empresa posea algunas barreras que hagan difícil la imitación de su estrategia, para lo cual las empresas deben invertir continuamente en mejorar su posición y ofrecer un blanco móvil a sus competidores. La aplicación de las estrategias se basa en la premisa de que hay varias formas de lograr ventaja competitiva dependiendo de la estructura de un sector industrial, y cada empresa debe usar una base diferente para su ventaja competitiva. El desarrollo de una estrategia en particular requiere de la empresa la aplicación de diferentes habilidades y recursos que se traducen en culturas y estructuras organizacionales diferentes. Por ejemplo una estrategia de liderazgo en costos implica seguramente unas habilidades especiales en control, en minimización de gastos y seguimiento de la curva de aprendizaje. La cultura también tiene relación con la estrategia desarrollada por una compañía reforzando o frenando la ventaja competitiva. También las habilidades de los administradores llevan a que una compañía prefiera o no la aplicación de una estrategia específica Esta relación entre la estrategia desarrollada por una compañía y sus recursos y competencias es lo que nos lleva al siguiente elemento clave del marco teórico de este proyecto.

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2 RECURSOS Y CAPACIDADES Wernerfelt expuso en 1984 el hecho de que el desarrollo de una ventaja competitiva sostenible tiene en último término una conexión directa con los recursos y capacidades de la empresa. Posteriormente en 1990 C K Prahalad y G. Hamel señalaron que el desarrollo de competencias esenciales es el factor que explica el crecimiento y la rentabilidad de una empresa en dos dimensiones paralelas 80 La primera de esas dimensiones es la gestión adecuada de los recursos y la segunda en utilizar y aplicar los recursos en direcciones consistentes con su valor. Una competencia esencial es aquella que contribuye grandemente al valor de un producto o servicio para el cliente. Esta competencia diferencial debe ser única y no fácilmente imitable por los competidores. Estas competencias esenciales se pueden articular en dos dimensiones:

- Los recursos de que dispone la empresa. - Las capacidades de su recurso humano y de la organización.

2.1 RECURSOS Pueden ser tangibles como los activos que se reflejan en el balance contable de la empresa es decir los tecnológicos, comerciales, de fabricación y financieros. Por supuesto el valor que estos recursos tienen para la empresa puede ser radicalmente diferente de su valor de mercado o de su valor financiero. Los mismos recursos utilizados en diferentes organizaciones y de otra manera pueden tener un rendimiento muy superior de una a otra empresa, razón por la cual las empresas deben preguntarse si poseen los recursos que necesitan para desarrollar exitosamente la estrategia que se propone. También están los recursos intangibles, que no aparecen en el balance general de la empresa como la imagen, la cultura y la reputación. Estos recursos tienden a estar relacionados entre sí porque una imagen de marca no tendrá mucho valor si la empresa dueña no tiene buena reputación. Los recursos intangibles no siempre son fácilmente identificables ni valorizables, pero aún así es necesario identificarlos y evaluarlos para saber como contribuyen a la articulación y desarrollo de la estrategia. 2.2 CAPACIDADES Capacidades organizativas son aquellas habilidades que los profesionales de una organización han desarrollado individual o colectivamente como resultado del trabajo de otros profesionales y utilizando recursos tangibles e intangibles de la organización.

80 La gestión del crecimiento de la empresa, Jordi Canals Magalef, toda la información aquí presentada es un resumen del capítulo Recursos y Capacidades del libro de Canals.

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En palabras más sencillas las capacidades son aquellas actividades que la empresa sabe hacer muy bien. Cuando estas capacidades son únicas y realmente importantes para las actividades de valor se convierten en motor del crecimiento de la empresa. La Figura 20 es una representación de cómo se conforma la ventaja competitiva basada en dos niveles, los recursos y las capacidades. Los recursos y capacidades para que puedan constituir una ventaja competitiva sostenible deben ser únicos, tener valor duradero en el mercado es decir ser difíciles de sustituir, no fácilmente imitables y no estar disponibles en el mercado. La ausencia o existencia de ciertos recursos y capacidades puede resultar decisiva para el éxito de una estrategia. Existe un concepto de “stretch” el cual se refiere a la diferencia entre los recursos de que dispone una empresa y el nivel de aspiraciones que como organización posee. Para desarrollar una estrategia basada en recursos y capacidades se siguen 5 pasos:

- Concentración de recursos para lograr un objetivo de la organización. - Desarrollar nuevos recursos y capacidades desde adentro de la organización.

VENTAJA COMPETITIVA

CAPACIDADES

RECURSOS INTANGIBLES

RECURSOS TANGIBLES

Figura 20

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- Adquisición de recursos y capacidades fuera de la empresa que complementen o refuercen recursos internos mediante contratación de personal o alianzas estratégicas.

- Buscar complementariedad entre recursos y capacidades para su combinación posterior.

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ANEXO 2 1. EL PETRÓLEO El petróleo está compuesto por hidrocarburos (carbono e hidrógeno), y se formó en un proceso hace millones de años cuando plantas y animales fueron cubiertos por sedimentos y mantenidos a altas presiones y temperaturas81. El petróleo se encuentra en trampas formadas por una Roca Generadora y una Roca Almacenadora. La Roca Generadora está formada por sedimentos o partículas calcáreas con materia orgánica, enterrada a profundidad con alta presión y una temperatura entre 60 y 160 grados centígrados adecuada para que se formen los hidrocarburos82. El petróleo luego pasa de la Roca Generadora a la Roca Almacenadora que es porosa con porosidades promedio del 10 al 20% y permeable, es decir con los espacios porosos intercomunicados entre sí para permitir la extracción del crudo. Sobre la Roca Almacenadora debe hallarse una Roca Sello que es impermeable y no permite el paso de los hidrocarburos. La trampa es de forma convexa hacia arriba, formada por los procesos tectónicos que ocurren en la superficie terrestre y que generan plegamientos y fallas, gracias a los cuales es posible la acumulación de hidrocarburos, atrapados en un espacio o trampa que no permite su movimiento. Como puede apreciarse en los párrafos anteriores se requiere de una serie de condiciones especiales para que se forme el petróleo que puede ser extraído, razón por la cual la búsqueda de hidrocarburos es una actividad de alto riesgo. 1.1 EXPLORACION Para conocer si un sitio tiene petróleo se emplean varias técnicas como el muestreo nuclear que consiste en extraer una sección de roca para examinarla y las pruebas sísmicas en las cuales se generan ondas de choque que retornan vibraciones las cuales son medidas para identificar formaciones geológicas. Después de estas pruebas se hacen perforaciones para confirmar la presencia de petróleo. Si no se encuentra petróleo o gas o no es rentable su extracción se dice que es un “pozo seco”. Puede encontrarse gas, petróleo, o ambos con el gas disuelto en el petróleo. Históricamente el primer pozo exploratorio de una zona tiene pocas probabilidades de encontrar petróleo, solo uno de cada cinco pozos encuentra petróleo o gas. Las

81 http://www.eia.doe.gov/, Oil market basics, Supply. Las diferentes mezclas de animales y plantas dieron origen a diferentes tipos de hidrocarburos petróleo, gas natural, carbón y en algunos casos diamantes. 82 www.ecopetrol.com.co, Carta Petrolera Marzo/Abril 2001. Las temperaturas entre 60 y 160 grados conforman la denominada "ventana de aceite", las temperaturas entre 150 y 200 grados conforman la "ventana de gas". Por encima de los 200 grados la materia orgánica se destruye.

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mejoras en la tecnología de la sísmica han permitido reducir esa proporción de uno a tres. Una vez que se identifica la presencia de petróleo o gas se perforan otros pozos para establecer las dimensiones del campo y probar las condiciones de producción. En la figura 21 se hace una representación gráfica de un pozo petrolero.

Figura 21

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2 PRODUCCION La presión existente en el reservorio de petróleo es clave para determinar si puede producir petróleo rentablemente. La mayoría de las veces la producción inicial de petróleo se produce por presión natural es decir que sale hacia la superficie por sí solo. Con el tiempo y la extracción continuada de petróleo la presión disminuye y el petróleo debe ser bombeado. Estos dos son los métodos denominados de extracción “primaria”. Posteriormente el petróleo requiere ser empujado mediante procedimientos de extracción “secundaria” es decir inyectando agua para desplazar el petróleo hacia los pozos perforados. También existen métodos de extracción “terciaria” mediante la inyección de gases, vapor o químicos.

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ANEXO 3

EL CÓDIGO NACIONAL DE PETRÓLEOS A continuación un breve resumen de los aspectos más notables del Código Nacional de Petróleos, Decreto 1056 de Abril de 1953: La industria del petróleo incluye los ramos de exploración, producción, refinación, transporte y distribución.83 Están permitidas las expropiaciones por el Ministerio de Minas y Energía. El gobierno practica los estudios de reservas petrolíferas. El ministerio por concepto del Procurador General de la Nación y el Consejo Nacional de Petróleos aprueba títulos y formalidades para efectuar exploración y explotación de petróleo. Quienes se dediquen a la industria de petróleo están obligados a entregar información técnica, científica, económica y estadística a la nación para sus estadísticas, regalías, estudios geológicos y geofísicos Los colombianos tienen preferencias para ser empleados superiores en todas las dependencias de las empresas de petróleo. Todos los contratos se rigen por leyes colombianas y están sujetos a tribunales colombianos. Las compañías extranjeras requieren un domicilio en Bogotá. Los explotadores de petróleo deben guardar hasta 4 meses el petróleo de la nación pudiendo a los 4 meses pagarlo si el gobierno no dispone de él. Las participaciones de los departamentos y Municipios son del 50% de las regalías. La exploración, explotación, el petróleo, las máquinas empleadas, el transporte y los demás elementos necesarios están exentos de impuestos departamentales y municipales y de impuestos de exportación durante los primeros 30 años. El petróleo esta exento de cualquier impuesto especial durante los primeros 30 años. Las exportaciones de petróleo no requieren el reintegro de la moneda extranjera proveniente de la venta, salvo en casos especiales en que puede pedir el 25% de reintegro.

83 Decreto 1056 de Abril de 1953, Código de Petróleos, Artículo 4. Tomado de www.mme.gov.co . Todo el numeral 3.1.2 resume este documento, si bien no es claro cuales artículos están vigentes y cuales no, pues han sido reemplazados parcialmente por nuevas leyes, debiendo consultarse a las Cortes cuando hay dudas sobre su vigencia.

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Los equipos de perforación para exploración, las tuberías y maquinarias para oleoductos para el este o sudeste de la cordillera oriental están exentos de impuestos de aduana. Toda persona natural o jurídica puede presentar propuestas para contratar exploración con taladro y explotación de petróleo de propiedad nacional. Los terrenos asignados van de 5000 a 50000 hectáreas. Al oriente y sur-oriente de la cordillera oriental hasta 200000 hectáreas. Pueden devolverse terrenos en lotes de 5000 hectáreas. Demarcación del área con mojones adecuados a mas tardar en el primer año de la primera prórroga. Exploración a mínimo 100 metros de los linderos. En cualquier momento de la exploración o de la explotación pueden devolverse los terrenos. Entre aceptación de la propuesta y firma del contrato el plazo máximo es de 3 meses. No se pueden traspasar contratos a Gobiernos Extranjeros o entidades que dependan de ellos. La exploración y explotación se pactan en un solo contrato. En 1953 el contrato de exploración era por 5 años, con dos prórrogas de 3 años. El período de explotación era por 30 años, prorrogable por 10 años. Al este y sudeste de la cordillera oriental 7 años mas las dos prórrogas de 3 años para exploración, 40 años con prórroga de 10 para explotación. Se paga un canon por la superficie adjudicada. No se puede reducir la producción a menos del 25% de la capacidad máxima de producción de los pozos. Las diferencias se resuelven por peritos. Terminado el período de explotación el contratista debe devolver al estado todos los pozos y construcciones en perfecto estado gratuitamente a la nación. Los muebles serán vendidos al gobierno y si hay desacuerdo en el precio se avalúa por peritos. El Código Nacional de Petróleos de 1953 estipulaba regalías según la distancia al puerto de embarque entre el 3%(mas de 900 km) y el 13% (menos de 100km) del producto bruto explotado. Para explotaciones marinas es del 10%. Hay oleoductos de uso público o privado El gobierno tiene preferencia hasta en el 20% de la capacidad de transporte. Los privados si tienen excedente de capacidad deben usarla para transporte de terceros con aprobación del MME. Los de uso público son de venta obligada a la nación a los 30 años. El impuesto de transporte es del 6% del valor recibido por tarifa. Al este o sudeste de la cordillera

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oriental, del 4%. Requieren aprobación del MME los de uso privado solo requieren aprobación de la ruta general que puede ser negada por razones de orden técnico, orden público o seguridad nacional. Durante el período de exploración no hay renta ni impuesto de patrimonio. Las inversiones hechas se pueden deducir. El Consejo Nacional de Petróleos está formado por un representante del Senado (un Ingeniero), uno de la Cámara (Economista o Financiero) y uno del Gobierno (Abogado experto en legislación petrolera). Aconseja sobre política petrolera, concepto sobre contratos de exploración y explotación, propone reformas que crea convenientes. El gobierno puede tomar los gases raros de la explotación Helio, Neón, Xenón, Argón y Radón. El MME ejerce vigilancia sobre la explotación de yacimientos de petróleo de propiedad nacional para impedir el agotamiento de los mismos, el desperdicio de petróleo o gas y una explotación sin técnica o antieconómica. El Código Nacional de Petróleos continúa vigente pero ha sido sustancialmente modificado particularmente en lo referido a las condiciones de los contratos de asociación y la distribución de regalías. Un ejemplo de ello lo constituye el nuevo modelo de contrato de asociación el cual se presenta a continuación.

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ANEXO 4

RESUMEN DEL CONTRATO DE ASOCIACION MODELO 2000

Por el decreto 2310 de 1974 la exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad nacional está a cargo de ECOPETROL quien puede hacerlo directamente o contratando con particulares. ECOPETROL se responsabiliza de atender las reclamaciones de particulares sobre área contratada. Campo: parte del área contratada donde están las trampas geológicas con yacimientos productores. Campo comercial: campo que ECOPETROL acepta que es capaz de producir hidrocarburos de calidad y cantidad económicamente explotables. La asociada debe informar y sustentar su descubrimiento de un campo comercial y ECOPETROL aceptarlo u objetarlo antes de 90 días. Los costos de exploración no incluyen gastos de administración ni casa matriz. Fecha efectiva: 60 días después de la firma del contrato cuando se inicia el conteo de todos lo plazos. Interés moratorio: LIBOR (London Interchange Borrowing Offered Rate) + 4%. Período de Exploración: 6 años en dos fases de 3 años en el que se desarrolla el plan de exploración presentado y actividades adicionales a costo y riesgo de la asociada. Si se ha descubierto petróleo en uno o más pozos exploradores, la asociada puede pedir prórroga de hasta 2 años para demostrar existencia de campo comercial. ECOPETROL suministra a la asociada toda la información disponible sobre el área contratada. La asociada entrega a ECOPETROL todo tipo de registros, perfiles e informes que disponga sobre los pozos que perfore. ECOPETROL puede presenciar y comprobar todas las actividades. La información es confidencial hasta 3 años después de obtenida. A los 90 días de la perforación de cada pozo la asociada informa a ECOPETROL. La asociada entrega a ECOPETROL presupuestos al inicio del contrato e informes técnicos y financieros semestrales.

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Al finalizar exploración y aceptar ECOPETROL el campo comercial el área contratada se reduce en 50%., y dos años después en otro 50%. Finalmente quedan los campos más área de reserva de 2,5 km de ancho. Si se suspenden durante más de un año en forma continua operaciones de desarrollo o producción se devuelven los campos comerciales a ECOPETROL. Si se descubren campos de gas la asociada puede solicitar período de retención hasta por 4 años. Período de Explotación: tiempo desde el fin de la exploración hasta el fin del contrato. Si ECOPETROL no acepta la existencia de campo comercial, la asociada por su cuenta y riesgo puede acometer la explotación del campo presentando programa para aprobación por ECOPETROL. Durante el período de explotación la asociada puede desarrollar actividades de exploración dentro del área contratada. Se acuerda un Operador del campo quien es el empleador de los trabajadores de la operación, y realiza todas las operaciones de desarrollo y producción usando normas, métodos y sistemas reconocidos internacionalmente para la explotación económica y eficiente y tiene libertad y autonomía técnica y directiva y puede renunciar avisando con 6 meses de anticipación. Si la asociada es a la vez operador, la designación del gerente de la asociada debe ser consultado a ECOPETROL. El Operador presenta la propuesta con proyecto y presupuesto para el plan de desarrollo del campo en 3 meses de la aceptación del campo comercial. Se forma un comité ejecutivo para supervisar controlar y aprobar todas las operaciones con un representante de cada una de las partes que se reúne en Marzo, Julio y Noviembre. Cada voto es en el porcentaje del interés que representa. Si una de las partes no desea participar en la perforación de un pozo puede no hacerlo y operar bajo la modalidad de solo riesgo en cuanto a ese pozo. Aceptada la comercialización del campo la propiedad o el interés de ECOPETROL es del 30% y el 70% restante de la asociada. Mensualmente las partes aportan su correspondiente del presupuesto en la moneda solicitada por el operador. Los gastos indirectos se asumen en la proporción de producción después de regalías.

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El operador puede vender elementos y equipos hasta por USD $5000 y no sobrepasar los USD $50.000 al año. Si pasa estos límites requiere aprobación del comité ejecutivo. Pasados 17 años si la asociada desea retirarse sus derechos pasan gratuitamente a ECOPETROL. Antes puede venderlos a la otra parte a valor comercial o en libros. El contrato dura máximo 28 años, 6 de exploración y 22 de explotación. 5 años antes de terminar las partes pueden definir términos y condiciones para continuar explotando el campo. La asociada puede terminar en cualquier momento el contrato si ha cumplido todas sus obligaciones. El contrato termina por fin del período de exploración sin declaración de campo comercial o por fin del tiempo estipulado, por liquidación de la asociada, por embargo judicial que afecte gravemente su cumplimiento del contrato. La asociada puede ceder su contrato con autorización escrita previa de ECOPETROL a otra empresa capaz técnica y económicamente. Los desacuerdos se solucionan bajo la jurisdicción colombiana. Debe cumplirse lo dispuesto en el Código Nacional de Recursos Naturales Renovables y de Protección del Medio Ambiente. Durante la exploración la asociada se obliga a capacitar personal de ECOPETROL en áreas relacionadas al desarrollo del contrato. El operador efectúa todos los gastos e inversiones para llevar a término las operaciones según el plan de proyecto y presupuesto anual aprobado y puede incurrir en gastos de emergencia sin aprobación. El operador determina el máximo grado de eficiencia productiva que es la tasa máxima de producción con la cual se obtiene el máximo beneficio económico. El porcentaje de producción de regalías, se entrega a ECOPETROL en el punto en que se distribuyen la producción. Porcentajes de producción: deducidos los porcentajes de regalías la proporción de crudo es de 30% para ECOPETROL y 70% para la asociada hasta alcanzar o superar los 60 MM de barriles. En los contratos de solo riesgo el petróleo después de regalías es 100% de la asociada hasta los 60 MM de barriles Cuando se cumplen los 60 MM de barriles se revisa el factor R para distribuir la producción así:

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Distribución de la producción después de regalías Factor R ASOCIADA ECOPETROL

0 a 1,5 70 30 1,5 a 2,5 70/(R-5) 100-(70/(R-5)) 2,5 o más 35 65 Para los campos desarrollados en la modalidad de solo riesgo:

Distribución de la producción después de regalías Factor R ASOCIADA ECOPETROL

0 a 1,5 100 0 1,5 a 2,5 197,5-65R 100-(197,5-65R) 2,5 o más 35 65 Después de cumplidos los dos requisitos el porcentaje de producción cambia hasta ser del 65% para ECOPETROL cuando el factor R llega a 2,5, aún en campos bajo la modalidad de solo riesgo. Factor R: IA --------------------------- ID + A – B + GO Donde: IA = ingresos acumulados. ID = inversiones en desarrollo acumuladas A = costos directos de exploración acumulado de la asociada B = reembolso acumulado GO = gastos de operación y transporte acumulados de la asociada El factor R puede explicarse como la relación de ingresos a inversiones y gastos netos y es una expresión de la rentabilidad del campo. Cada parte puede construir tanques para su uso exclusivo en el área contratada. Si se descubre gas natural asociado el operador tiene 3 años para presentar un proyecto para usarlo en beneficio de la operación conjunta. De lo contrario ECOPETROL puede tomarlo gratuitamente. Puede hacerse unificación de campos vecinos que comparten un mismo yacimiento. El operador entregará a las partes todas las copias, registros, análisis, pruebas de producción e información técnica relevante sobre los yacimientos. Período de Retención: lapso solicitado por la asociada para iniciar explotación de un campo de gas descubierto dentro del área contratada.

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Reembolso: pago por ECOPETROL del 30% de los costos directos de la asociada, incurridos durante el período de exploración dentro del área contratada por cada campo comercial que descubra y acepte ECOPETROL. ECOPETROL reembolsa los gastos con el 50% de su participación en la producción del campo después de deducir el porcentaje de regalías. Obligación de explorar de acuerdo con las normas y prácticas modernas de uso internacional.

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ANEXO 5

ASPECTOS IMPORTANTES DEL CONTRATO DE CONCESIÓN

La concesión implica para el concesionario la obligación de explorar por su cuenta y riesgo y en caso de éxito producir petróleo en el bloque asignado confiriéndole la propiedad de los productos extraídos y responsable de pagar los tributos y participaciones legales y establecidas contractualmente.

Los contratos de concesión prevén dos fases: la exploración y producción.

Cuando hay éxito en la exploración, los proyectos de desarrollo y explotación deben ser sometidos a aprobación de la ANP que tiene 6 meses para ello.

Una concesión termina por:

- Vencimiento del plazo contractual.

- Acuerdo entre las partes.

- Por término de la fase de exploración sin descubrimientos comerciales.

- Devolución de las áreas contratadas por parte del concesionario.

El concesionario retira por su cuenta los equipos y bienes, reparando los daños que se causen en el área y la recuperación ambiental necesaria determinada por los órganos competentes.

La devolución de áreas y o bienes en ellas no implica ninguna erogación para la industria brasileña.

Se permite la transferencia del contrato de concesión siempre y cuando el nuevo concesionario cumpla los requisitos técnicos económicos y jurídicos establecidos por ANP.

A Petrobrás se le garantizaron sus derechos sobre los campos que tenía en producción o en desarrollo o exploración al momento de expedir la Ley. Luego debió firmar con ANP contratos de concesión.

El plazo de duración de la fase de exploración lo determina la ANP de acuerdo con la información disponible, características y localización de cada bloque.

Se permiten consorcios siempre que haya un líder que opere y no puede una empresa participar en dos consorcios en la licitación.

Para decidir el ganador de una licitación se tiene en cuenta el programa general de trabajo para las actividades de exploración, los plazos, los volúmenes mínimos de inversión y los cronogramas físico financieros y las participaciones gubernamentales.

Si hay empate se decide a favor de Petrobrás si está participando en un consorcio.

El contrato de concesión define:

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- El bloque objeto de la concesión.

- El plazo de exploración y condiciones para su prórroga.

- El programa de trabajo y volumen de inversiones previsto.

- Las obligaciones del concesionario en cuanto a las participaciones.

- Garantías del concesionario para el cumplimiento del contrato.

- Reglas de devolución de áreas y retiro de equipos e instalaciones.

- Procedimientos de acompañamiento y fiscalización de las actividades de exploración, desarrollo y explotación y auditoría del contrato.

- Obligación de entregar informes, datos e históricos de las actividades desarrolladas a la ANP.

- Procedimientos de transferencia del contrato.

- Reglas de solución de controversias, conciliación y arbitramento internacional.

- Terminación del contrato

- Multas y castigos.

El contrato establece como obligaciones del concesionario:

- Comunicar a la ANP cualquier descubrimiento de petróleo.

- Adoptar medidas para la conservación del yacimiento, y la seguridad de las personas, los equipos y el medio ambiente.

- Realizar la evaluación de descubrimientos en los términos del programa presentado a la ANP, análisis de su comercialidad y declaración de interés en el desarrollo del campo.

- Someter a la ANP los planes de desarrollo del campo y estimaciones de inversión.

- Responsabilizarse de los daños resultantes de sus actividades, debiendo indemnizar a la ANP o al Estado por las demandas que puedan enfrentar.

- Adoptar las mejores prácticas de la industria internacional del petróleo.

De la misma manera el contrato debe definir las siguientes participaciones del gobierno:

- Bono de adjudicación.

- Regalías.

- Participación especial.

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- Pago de un canon anual por la ocupación del área.

Son obligatorios las regalías y el pago de ocupación del área.

El bono de adjudicación tendrá el valor mínimo establecido en la licitación, y corresponde a lo ofrecido por el concesionario pagándose al momento de la adjudicación.

La regalía se paga mensualmente y corresponde al 10% de la producción de petróleo o gas natural, pero este porcentaje puede ser reducido por la ANP hasta un 5% teniendo en cuenta riesgos geológicos, expectativas de producción y otros factores pertinentes.

El Presidente de la República establece los criterios para el valor de las regalías.

El gas quemado y toda pérdida de producto se contabiliza como volumen de producción para efecto del cálculo de las regalías.

Cuando se prevé gran volumen de producción o gran rentabilidad se establece una participación especial la cual no es otra cosa que una compensación financiera de los concesionarios que obtienen grandes volúmenes y rentabilidades y se paga trimestralmente.

También el concesionario paga a los propietarios de la tierra (distribuyendo proporcionalmente entre todos) una participación equivalente en moneda corriente entre 0,5% y 1% de la producción de petróleo a criterio de la ANP.

CALCULO DE LA PARTICIPACION ESPECIAL

Esta participación especial está definida así por la ley brasileña:

Se aplican alícuotas sobre la renta líquida de producción trimestral de cada campo considerando si unas deducciones de acuerdo con la localización de la producción, el número de años de producción y el volumen de producción trimestral fiscalizada.

En el primer año de producción del campo y a partir del inicio de la producción la contribución especial se calcula siguiendo las siguientes tablas:

Cuando la concesión es en tierra, lagos, ríos, zonas lacustres:

.

Volumen de Producción Trimestral Fiscalizada (en miles de metros cúbicos de petróleo equivalente)

Porción a deducir de la Renta Líquida Trimestral (en reales)

Alíquota ( %)

Hasta 450 - Exento

Mas de 450 hasta 900 450xRLP÷ VPF 10

Mas de 900 hasta1.350 675xRLP÷ VPF 20

Mas de 1.350 hasta 1.800 900x RLP ÷ VPF 30

Más de 1.800 hasta 2.250 360÷0,35xRLP÷ VPF 35

- 134 -

Más de 2.250 1.181,25xRLP÷ VPF 40

Donde:

RLP – Renta Líquida de Producción trimestral en reales;

VPF – Volumen de Producción Trimestral Fiscalizado

Cuando la concesión es en la plataforma continental en profundidades batimétricas de hasta 400 mts.

Volumen de Producción Trimestral Fiscalizada (en miles de metros cúbicos de petróleo equivalente)

Porción a deducir de la Renta Líquida Trimestral (en reales)

Alíquota (%)

Hasta 900 - Exento

Más de 900 hasta 1.350 900xRLP÷VPF 10

Más de 1.350 hasta 1.800 1.125xRLP÷VPF 20

Más de 1.800 hasta 2.250 1.350xRLP÷VPF 30

Más de 2.250 hasta 2.700 517,5÷0,35xRLP÷VPF 35

Más de 2.700 1.631,25xRLP÷VPF 40

Cuando la concesión es en la plataforma continental a profundidad batimétrica superiores a 400 mts.

Volumen de Producción Trimestral Fiscalizada (en miles de metros cúbicos de petróleo equivalente)

Porción a deducir de la Renta Líquida Trimestral (en reales)

Alícuota (%)

Hasta 1.350 - Exento

Más de 1.350 hasta 1.800 1.350xRLP ÷ VPF 10

Más de 1.800 hasta 2.250 1.575xRLP ÷ VPF 20

Más de 2.250 hasta 2.700 1.800xRLP ÷ VPF 30

Más de 2.700 hasta 3.150 675÷0,35xRLP ÷ VPF 35

Más de 3.150 2.081,25xRLP ÷ VPF 40

En el segundo año de producción la participación especial se determina:

Cuando la concesión es en tierra, lagos, ríos, zonas lacustres:

Volumen de Producción Trimestral Fiscalizada (en miles de metros cúbicos de petróleo equivalente)

Porción a deducir de la Renta Líquida Trimestral (en reales)

Alícuota ( %)

Hasta 350 - Exento

- 135 -

Más de 350 hasta 800 350 x RLP ÷ VPF 10

Más de 800 hasta 1.250 575xRLP ÷ VPF 20

Más de 1.250 hasta 1.700 800xRLP ÷ VPF 30

Más de 1.700 hasta 2.150 325÷0,35xRLP ÷ VPF 35

Más de 2.150 1.081,25xRLP ÷ VPF 40

Cuando la concesión es en la plataforma continental a profundidad batimétrica superiores a 400 mts.

.

Volumen de Producción Trimestral Fiscalizada (en miles de metros cúbicos de petróleo equivalente)

Porción a deducir de la Renta Líquida Trimestral (en reales)

Alícuota (%)

Hasta 750 - Exento

Más de 750 hasta 1.200 750xRLP÷ VPF 10

Más de 1.200 hasta 1.650 975xRLP÷ VPF 20

Más de 1.650 hasta 2.100 1.200xRLP÷ VPF 30

Más de 2.100 hasta 2.550 465÷0,35xRLP÷ VPF 35

Más de 2.550 1.481,25xRLP÷ VPF 40

Cuando la concesión es en la plataforma continental a profundidad batimétrica superiores a 400 mts.

Volumen de Producción Trimestral Fiscalizada (en miles de metros cúbicos de petróleo equivalente)

Porción a deducir de la Renta Líquida Trimestral (en reales)

Alícuota (%)

Hasta 1.050 - Exento

Más de 1.050 hasta 1.500 1.050xRLP÷ VPF 10

Más de 1.500 hasta 1.950 1.275xRLP÷ VPF 20

Más de 1.950 hasta 2.400 1.500xRLP÷ VPF 30

Más de 2.400 hasta 2.850 570÷0,35xRLP÷ VPF 35

Más de 2.850 1.781,25xRLP÷ VPF 40

En el tercer año de producción a partir de la fecha de inicio de producción para determinar la participación especial se usan las siguientes tablas:

Cuando la concesión es en tierra, lagos, ríos, zonas lacustres:

Volumen de Producción Trimestral Fiscalizada (en Porción a deducir de la Renta Alícuota

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miles de metros cúbicos de petróleo equivalente) Líquida Trimestral (en reales) (%)

Hasta 250 - Exento

Más de 250 hasta 700 250xRIP÷ VPF 10

Más de 700 hasta 1.150 475xRLP÷ VPF 20

Más de 1.150 hasta 1.600 700xRLP÷ VPF 30

Más de 1.600 hasta 2.050 290÷0,35xRLP÷ VPF 35

Más de 2.050 981,25xRLP÷ VPF 40

Cuando la concesión es en la plataforma continental en profundidades batimétricas de hasta 400 mts

Volumen de Producción Trimestral Fiscalizada (en miles de metros cúbicos de petróleo equivalente)

Porción a deducir de la Renta Líquida Trimestral (en reales)

Alícuota (%)

Cuando la concesión es en tierra, lagos, ríos, zonas lacustres:

Hasta 500

- Exento

Más de 500 hasta 950 500xRLP÷ VPF 10

Más de 950 hasta 1.400 775xRLP÷ VPF 20

Más de 1.400 hasta 1.850 950xRLP÷ VPF 30

Más de 1.850 hasta 2.300 377,5÷0,35xRLP ÷ VPF 35

Más de 2.300 1.231,25xRLP ÷ VPF 40

Cuando la concesión es en la plataforma continental a profundidad batimétrica superiores a 400 mts.

Volumen de Producción Trimestral Fiscalizada (en miles de metros cúbicos de petróleo equivalente)

Porción a deducir de la Renta Líquida Trimestral (en reales)

Alícuota (%)

Até 750 - Exento

Más de 750 hasta 1.200 750xRLP÷ VPF 10

Más de 1.200 hasta 1.650 975xRLP÷ VPF 20

Más de 1.650 hasta 2.100 1.200xRLP ÷ VPF 30

Más de 2.100 hasta 2.550 465÷0,35xRLP ÷ VPF 35

Más de 2.550 1.481,25xRLP ÷ VPF 40

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La ANP es la responsable de la clasificación de las profundidades batimétricas de las áreas.

Si la renta líquida es negativa puede ser compensada en los trimestres posteriores.

- 138 -

ANEXO 6

A continuación la tabla con la producción petrolera mundial durante los años 1991-200184 anotando que se han eliminado los países que no presentan producción petrolera en el período en cuestión.

Producción Mundial 1991-2001

(Miles de Barriles Diarios) País 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Canadá 1.548 1.605 1.679 1.746 1.805 1.837 1.922 1.981 1.907 1.977 2.029 México 2.680 2.669 2.673 2.685 2.618 2.855 3.023 3.070 2.906 3.012 3.157 Estados Unidos 7.417 7.171 6.847 6.662 6.560 6.465 6.452 6.252 5.881 5.822 5.801 América del Norte 11.644 11.446 11.199 11.093 10.982 11.156 11.396 11.303 10.694 10.811 10.988Argentina 485 553 594 650 715 756 834 847 802 761 781 Barbados 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 1 Bolivia 21 21 22 23 28 30 29 35 32 30 34 Brasil 630 626 643 671 695 795 841 969 1.132 1.269 1.295 Chile 17 15 14 12 11 9 7 8 8 7 7 Colombia 419 433 456 450 585 623 652 733 816 691 602 Cuba 14 16 20 24 26 30 30 31 38 41 50 Ecuador 299 321 344 365 392 396 388 375 373 395 412 Guatemala 4 5 7 8 10 13 16 24 23 21 21 Perú 115 116 126 128 130 120 118 116 106 99 93 Surinam 4 5 5 6 7 7 5 7 10 10 10 Trinidad y Tobago 151 137 135 132 131 130 124 123 125 122 113 Venezuela 2.375 2.371 2.450 2.588 2.750 2.938 3.280 3.167 2.826 3.155 2.880 Centro y Sudamérica 4.535 4.621 4.817 5.059 5.481 5.848 6.326 6.435 6.293 6.602 6.300 Austria 26 23 22 21 23 21 19 21 18 19 19 Croacia 0 36 36 39 32 30 29 31 25 24 23 Dinamarca 143 163 174 185 186 208 230 238 300 363 346 Antigua Yugoslavia 60 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Francia 59 58 55 56 50 43 36 34 30 29 28 Alemania 71 63 61 58 59 60 56 59 55 64 65 Grecia 16 13 11 10 9 8 9 6 0 5 5 Italia 80 83 83 86 93 101 112 107 82 90 78 Holanda 74 53 50 78 66 56 53 52 32 29 26 Noruega 1.890 2.229 2.350 2.521 2.768 3.104 3.143 3.017 3.018 3.197 3.117 España 22 22 18 17 13 11 8 11 6 5 7 Turquía 88 84 76 72 67 67 68 65 59 53 48 Gran Bretaña 1.797 1.825 1.915 2.375 2.489 2.568 2.518 2.616 2.684 2.275 2.282 Yugoslavia 0 23 23 24 22 22 20 18 18 16 15 Europa Occidental 4.326 4.676 4.873 5.543 5.878 6.299 6.300 6.275 6.328 6.168 6.060 Albania 19 11 11 12 10 10 9 6 6 6 6

84 http://www.eia.doe.gov/. Tabla Producción mundial de petróleo por países.

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Producción Mundial 1991-2001 (Miles de Barriles Diarios)

País 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Azerbaiyán 0 213 200 184 175 176 173 230 276 280 301 Bielorrusia 0 40 40 40 38 36 36 36 37 37 37 Bulgaria 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 República Checa 0 0 2 2 3 4 3 4 4 6 7 Antigua Checoslovaquia 3 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Antigua U.S.S.R. 9.992 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Georgia 0 3 2 2 1 1 3 2 2 2 2 Hungría 34 33 34 39 35 32 35 26 24 27 27 Kazakistan 0 444 408 352 362 403 466 476 530 610 704 Kirguiztan 0 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 Lituania 0 0 2 3 3 3 4 5 5 6 5 Polonia 3 3 5 5 5 5 6 7 9 13 17 Rumania 140 136 133 138 135 135 134 132 125 120 119 Rusia 0 7.632 6.730 6.135 5.995 5.850 5.920 5.854 6.079 6.479 7.049 Eslovaquia 0 0 1 1 1 2 2 1 1 1 1 Tayikistán 0 1 1 0 1 0 1 0 0 0 0 Turkmenistán 0 98 79 77 70 76 89 110 139 142 150 Ucrania 0 72 66 64 65 66 58 57 76 74 76 Uzbekistán 0 36 47 75 115 115 112 116 102 91 74 Europa Oriental y exUnión Soviética

10.191 8.727 7.764 7.131 7.017 6.917 7.054 7.066 7.416 7.898 8.580

Bahrein 38 37 41 41 41 35 40 38 37 38 35 Irán 3.312 3.429 3.540 3.618 3.643 3.686 3.664 3.634 3.557 3.696 3.724 Irak 305 425 512 553 560 579 1.155 2.150 2.508 2.571 2.432 Kuwait 190 1.058 1.852 2.025 2.057 2.062 2.007 2.085 1.898 2.079 1.998 Omán 700 740 776 810 851 883 904 900 910 970 960 Qatar 395 423 413 415 442 510 550 696 665 737 714 Arabia Saudita 8.115 8.332 8.198 8.120 8.231 8.218 8.362 8.389 7.833 8.404 8.031 Siria 492 481 554 560 575 582 561 553 538 523 518 Emiratos Arabes Unidos 2.386 2.266 2.159 2.193 2.233 2.278 2.316 2.345 2.169 2.368 2.276 Yemen 197 182 220 335 345 340 362 388 409 440 438 Oriente Medio 16.130 17.373 18.265 18.669 18.979 19.174 19.923 21.178 20.525 21.825 21.126Argelia 1.230 1.214 1.162 1.180 1.202 1.242 1.277 1.246 1.202 1.254 1.270 Angola 500 526 509 536 646 709 714 735 745 746 742 Benin 4 6 6 6 3 2 1 1 1 1 1 Camerún 153 140 127 108 111 108 124 121 100 85 77 Congo (Brazzaville) 156 174 181 180 188 201 253 265 270 280 275 Congo (Kinshasa) 28 26 25 26 30 30 28 26 22 26 24 Costa de Marfil 2 2 1 7 8 16 19 20 15 11 11 Egipto 874 881 890 896 920 922 856 834 852 748 698 Guinea Ecuatorial 0 2 5 5 5 17 52 83 102 168 181 Gabón 294 298 313 329 365 368 370 352 331 315 301 Ghana 0 1 2 1 4 6 5 5 6 7 7

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Producción Mundial 1991-2001 (Miles de Barriles Diarios)

País 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Libia 1.483 1.433 1.361 1.378 1.390 1.401 1.446 1.390 1.319 1.410 1.367 Nigeria 1.892 1.943 1.960 1.931 1.993 2.001 2.132 2.153 2.130 2.165 2.256 Sudáfrica 0 0 0 0 0 0 0 18 25 26 26 Sudan 0 0 0 0 0 2 5 10 69 186 209 Túnez 104 109 98 92 89 87 84 80 83 79 70 Africa 6.721 6.755 6.638 6.674 6.954 7.112 7.368 7.340 7.272 7.507 7.516 Australia 545 535 503 536 562 570 588 544 539 722 657 Bangla Desh 1 1 1 1 1 1 2 2 1 3 3 Brunei 161 165 165 167 163 155 160 157 182 193 195 Birmania 15 14 14 14 10 8 9 11 9 12 14 China 2.835 2.845 2.890 2.939 2.990 3.131 3.200 3.198 3.195 3.249 3.300 India 615 561 534 590 703 651 675 661 653 646 642 Indonesia 1.592 1.504 1.511 1.510 1.503 1.547 1.520 1.518 1.472 1.423 1.369 Japón 15 17 12 11 11 12 10 9 8 7 6 Malasia 646 653 640 645 682 695 700 720 693 690 659 Nueva Zelanda 41 38 41 39 32 37 58 47 42 36 33 Pakistán 62 61 60 55 57 55 57 55 53 54 60 Papua Nueva Guinea 0 53 126 110 100 103 80 79 97 70 68 Filipinas 3 8 9 6 3 2 1 1 1 1 8 Taiwán 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Tailandia 46 51 52 56 51 61 72 75 84 110 114 Vietnam 80 106 120 141 173 175 191 246 290 316 357 Asia y Oceanía 6.660 6.615 6.680 6.822 7.043 7.205 7.323 7.324 7.319 7.533 7.487 Total Mundial 60.207 60.213 60.236 60.991 62.335 63.711 65.690 66.921 65.848 68.342 68.057

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CONVENCIONES

ANP: Agencia Nacional del Petróleo del Brasil

API: American Petroleum Institute

CENPES: Centro de Investigación y Desarrollo Leopoldo A Miguez de Mello en Río de Janeiro

CONFIS: Consejo Nacional de Política Fiscal de Colombia

EVA: valor económico agregado

E&PPC: exploración y producción de petróleo crudo

ICP: Instituto Colombiano del Petróleo

KM: kilómetros

KM2: kilómetros cuadrados

KBPD: miles de barriles promedio diarios

LTIF: lost time injury frecuency rate

MBPD: millones de barriles promedio diarios

MM: millones

MMM: miles de millones

NYSE: New York Stock Exchange

OPEP: organización de países exportadores de petróleo

PIB: producto interno bruto

PPC: produccion de petróleo crudo

ROE: retorno sobre el patrimonio

SCI: Sociedad Colombiana de Ingenieros

USD $: dólares americanos

USGAAP: Principios contables generalmente aceptados de EEUU

$: pesos colombianos

1m3: 6,28994113 barriles