ISSN 0798 1015
ISSN 0798 1015
Vol. 39 (Nº 14) Año 2018 • Pág. 1
Carlos Manuel JIMÉNEZ Aguilar 1; Diego Alejandro GUEVARA Castañeda 2
Recibido: 24/12/2017 • Aprobado: 20/01/2018
RESUMEN: El artículo estudia el marco institucional de la política petrolera colombiana en la reestructuración de la Empresa Colombiana de Petróleos, la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la emergencia de actores privados que cambian la ecuación de poder de la política petrolera. A través de una investigación cualitativa, se analizan las fortalezas y límites de esta red de gobernanza. La falta de transparencia, los cuestionamientos de los órganos de control y el debate político sugieren interrogantes sobre algunos ajustes para recuperar niveles de gobernabilidad y planeación en el sector. |
ABSTRACT: This paper studies the institutional framework of the colombian oil policy in the restructuring process of the Empresa Colombiana de Petróleos, Agencia Nacional de Hidrocarburos creation and the emergence of private actors that change the power balance of the oil policy. Through qualitative research, the strengths and limits of this governance network are analyzed. The lack of transparency, control institutions request and the political debate suggest questions about some adjustments to recover levels of governance and sector planning. |
A partir del decreto legislativo DL 1760 del 2003 tiene lugar un nuevo marco de gobernanza petrolera a través de la reestructuración de la Empresa Colombiana de Petróleos S.A (Ecopetrol) y la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), el cual modifica de manera sustancial la coordinación de intereses y estrategias público-privados del sector, así como la definición de la política petrolera en el país. El trabajo plantea la pregunta por las ventajas, riesgos y límites de este nuevo modelo de gobernanza y pretende estudiar las transformaciones y los desafíos de este marco institucional en la política petrolera en términos de la consolidación de un nuevo andamiaje institucional, el fortalecimiento de su capacidad de gestión y regulación, y los retos de una regulación técnica en un mercado de libre competencia con nuevos y poderosos jugadores que emergen durante la bonanza. Los momentos más representativos de esta nueva dinámica de coordinación y competencia petrolera en el país son la entrada en funcionamiento de la ANH en el 2004 y la llegada de la empresa privada Pacific Rubiales quien entra a competir directamente con Ecopetrol en el 2008.
El decreto 1760 derogó el DL 2310 de 1974 y cambió la prioridad de los contratos de asociación que habían prevalecido en el país durante casi tres décadas, por una nueva red de política petrolera centrada en la administración de concesiones que da lugar a una disruptiva dinámica de interacción y competencia en un negocio medular para las finanzas y la seguridad energética del Estado. En primer lugar, se elimina la doble función de Ecopetrol como regulador y regulado, y se implementan nuevos mecanismos de gobernabilidad que buscan aumentar los estándares de competitividad. En segundo lugar, a partir del 2004, se crea la ANH como unidad administrativa especial con personería jurídica, patrimonio propio y autonomía administrativa y financiera.
El modelo que inspiró este nuevo arreglo institucional –no solo en Colombia, sino en la región- tuvo su origen en el caso noruego de gobernanza petrolera, desarrollado a través de la empresa Statoil. En el país nórdico, se planteó de manera muy temprana, una clara separación de funciones comerciales, políticas y regulatorias a mediados de los años 70. Los positivos efectos en la profundización, ampliación y desarrollo de este modelo en el país escandinavo dieron lugar a su aplicabilidad en países en desarrollo (Al-Kasim, 2006). En América Latina, la investigación de esta dinámica institucional, para seis empresas nacionales de hidrocarburos, encontró que en tres de ellas donde fueron creadas agencias gubernamentales con autoridad política y regulatoria dieron lugar a importantes rendimientos frente a aquellas que no lo hicieron (Espinasa, 2008). En esta dirección, otras investigaciones para el mismo grupo de países, ahondaron en la respuesta de sus principales empresas a partir de sus marcos institucionales de gobierno a los cambios de precios en el mercado internacional después del 2002 [3], donde Brasil, Colombia y Perú aumentaron su actividad de perforación y exploración. En contraste, México, Ecuador y Venezuela vieron estancada su actividad de perforación y producción la cual ha declinado en la última década (Balza & Espinoza, 2015; Thubner, et al., 2011).
En suma, la región se ha dividido frente a la implementación de dos modelos de gestión que han oscilado entre el control del gobierno central de la política petrolera y la coordinación público-privada de las redes de gobernanza. La posición de los diferentes países frente a esta disyuntiva, ha impactado de diferentes maneras en el grado de control, autonomía y transparencia de sus políticas petroleras por parte del Estado. Más allá de los buenos o malos resultados que la literatura señala sobre la gobernanza y el gobierno petrolero, el análisis del caso colombiano plantea luces y sombras al respecto, las cuales a la luz del presente, una vez terminada la bonanza plantea acuciosas preguntas al modelo de gestión de concesiones y a las debilidades institucionales de las políticas de planeación petrolera que terminaron desdibujándose en un escenario de mercado dependiente de los precios internacionales y de las agresivas estrategias de los privados para lucrarse de la bonanza, en ocasiones en detrimento de la democracia de mercado, el desarrollo económico nacional y la autonomía de la política petrolera.
La teoría política clásica en el mundo contemporáneo posterior a la segunda guerra mundial identifica al Estado como actor monopólico de la sociedad y eje estructurante de la representación, las practicas, los procesos, los discursos y las bases sociales de la actividad política estatal (Jessop, 1990). Bajo esta tradición, donde el Estado emerge como eje clave y único de los procesos políticos, el tema de la gobernabilidad ha condensado muchos esfuerzos de conceptualización al respecto. Esta última ha sido definida como la capacidad de conducción de la sociedad por parte del Estado, a través de un estado de equilibrio dinámico entre el nivel de las demandas societales y la capacidad del sistema político para responderlas de manera socialmente aceptada y eficaz (Camou, 2009).
Bajo el postulado estado-centrista se refleja una postura de búsqueda rigurosa y orientada hacia la cuestión de la eficacia pública, donde el Estado se instala de manera inevitable en el centro, como una variable independiente o como el pivote habitual de las elecciones colectivas (Thöenig, 2005). No obstante, desde los años 90, diferentes especialistas y teóricos anunciaban una nueva forma de gobernar que emergía a través de la amplia y variada discusión sobre las redes de política pública, donde el Estado deja de tener el monopolio sobre los conocimientos y los recursos económicos e institucionales necesarios para gobernar, sometido a una mayor influencia por parte de actores no gubernamentales en las decisiones públicas.
Este amplio y diverso debate -que ha tenido como común denominador la distancia frente al modelo estado céntrico de control jerárquico- puede organizarse a partir de tres niveles de reflexión analítica: una red autónoma de políticas regionales y urbanas (Kooiman, 1993; Sthor, 1990; Goss, 2001; Kickert, 1996; Stoker, 1998; Skelcher, 2004), una red de coordinación multinivel (Hooge & Marks, 2001) o como un problema de coordinación estatal (Mayntz & Scharp, 1995; Peters, 1996; Pierre, 1998). Bajo esta última conceptualización se plantea el concepto de una red de política (Kenis & Scneider, 1991). No obstante, más allá de los diferentes matices, enfoques y limitaciones de estas distintas aproximaciones, un punto común de todas ellas está en su distancia declarada frente a los postulados clásicos de la gobernabilidad.
Así pues, se ha establecido una clara diferencia entre el concepto tradicional de gobernabilidad y gobernanza. El primero, hace suya la premisa que el único agente central de la conducción social es el Estado, concretamente los poderes públicos, en particular el gobierno ejecutivo mediante sus políticas públicas y su provisión de servicios públicos. Bajo esta perspectiva, el asunto queda circunscrito al ámbito gubernamental, ya que no se requieren capacidades o recursos extra gubernamentales para gobernar una sociedad y, en caso de que existan son irrelevantes, puesto que los actores económicos y sociales al ser susceptibles de una imprescindible coordinación y guía poco pueden aportar (Aguilar, 2009). Por el contrario, el enfoque propio y distintivo de la gobernanza es el que destaca la insuficiencia del actuar del gobierno para gobernar las sociedades contemporáneas, aun en el caso de que contara con la máxima capacidad institucional, fiscal y administrativa y supiera aprovecharla a niveles óptimos. Esta insuficiencia tiene como primer corolario, la necesidad de integrar al proceso de gobernar a actores diferentes e independientes del gobierno. El segundo corolario, está en el modo de integrarlos a la gobernación de la sociedad ya que no puede ser mediante sistemas de mando, dado que los actores sociales claves ya no se sujetan incondicionalmente al gobierno ni pueden ser forzados a entregar incondicionalmente recursos (Aguilar, 2009).
En suma, dentro de este amplio espectro de posiciones y matices, un concepto ajustado al análisis de la problemática sobre la gobernanza petrolera, donde el rol del Estado es imprescindible y a su vez permite dar luz a una posición intermedia entre lo público y lo privado es el concepto de policy network. Este último, sin distanciarse completamente del papel directivo del Estado y a su vez vinculando a muchos de los aportes elaborados por las diferentes posturas sobre la gobernanza, envuelve a una amplia variedad de actores públicos y privados en diferentes niveles y áreas funcionales del gobierno y la sociedad civil, enmarcadas en una serie de interrelaciones e interdependencias que estructuran y constriñen las iniciativas de los actores orientadas hacia un negocio particular (Hanf & Scharp, 1978). A través de este tipo de herramientas analíticas, se expresa la idea que las políticas públicas no pueden ser explicadas por las intenciones de uno o dos actores, las cuales son generadas por la interrelación de un conjunto de actores involucrados de manera más o menos sistemática (Kenis & Schneider, 1991). De este modo, el policy network arriba como una sugerente metáfora para responder a una serie de observaciones empíricas relacionadas con los profundos cambios en la gobernanza política de las democracias modernas. Entre los principales cambios que vienen a registrarse es importante señalar la marcada tendencia hacia la sectorialización (Kenis, 1991), y la más ampliamente perspectiva discutida en términos de la diferenciación funcional (Mayntz, 1988). En medio de estos cambios, han surgido diferentes políticas, programas y agencias que han sido definidas, limitadas y diferenciadas funcionalmente en sus términos de su operación e interacción entre distintos actores públicos y privados.
Este incremento en la complejidad societal y el crecimiento de la interdependencia entre actores es una consecuencia directa de la profundización de la sectorialización y la diferenciación funcional de las dinámicas económicas en los últimos años. Esta nueva dinámica que se consolida a nivel mundial después de los años 90, trajo consigo una opacidad en los límites entre lo público y lo privado, y ha revelado su complejidad en el marco de los debates sobre la emergencia de la gobernanza y el policy network a través de algunas tendencias que fueron identificadas –con mucha plasticidad- bajo la forma de informal administrative action, quasi-legislation, soft law o state-sponsored self-regulation (Hucke, 1982; Hanf, 1982). La complejidad de este debate puede decantarse a través del planteamiento sobre el policy network, en términos de un mecanismo de movilización de recursos políticos en situaciones donde la capacidad para tomar decisiones, formular programas e implementarlos está profundamente distribuida y dispersa a través de actores públicos y privados los cuales operan en ámbitos sometidos a dinámicos ajustes a través de procedimientos predominantemente informales y de mercado al marguen de las directrices y regulaciones de los antiguamente herméticos y todo poderosos ministerios y monopolios nacionales.
Finalmente, los cambios en la dinámica petrolera se configuraron a través de la convergencia de la creación de la ANH y la entrada de Pacific Rubiales quien llegó a competir directamente con Ecopetrol y transformó la ecuación de poder de la política petrolera, así como la capacidad del Estado, los organismos de control y el mercado para gestionar, auditar y corregir de manera transparente la avalancha de dinero que arribó al país.
La investigación es el resultado de los pocos trabajos que sobre el tema existen desde una perspectiva politológica y de políticas públicas. A partir de la literatura teórica sobre la gobernanza y la problemática analítica de la coordinación sectorial, se revisaron los trabajos que los ministerios y entidades institucionales tenían sobre el tema petrolero y se compaginaron con la literatura regional. Esta primera aproximación, permitió identificar el drástico cambio que el sector ha tenido en términos de sus dinámicas de coordinación público-privada y el vacío en los estudios sobre la temática institucional del nuevo modelo. Ante los pocos trabajos que a nivel nacional e internacional hay sobre la dinámica institucional del sector, en un tema que suele ser abordado en términos predominantemente económicos, se quiso profundizar en el estudio del caso colombiano.
En primer lugar, a partir de literatura secundaria y una revisión de las bases de datos aportadas por el ministro de Minas y Energía (MNME) y la ANH sobre producción fiscalizada de petróleo, sísmica y explotación de pozos, se analizó la dinámica económica del sector y las variables intervinientes en su comportamiento, en el marco de una nueva regulación institucional junto a la emergencia de actores privados con liderazgos muy marcados. En segundo lugar, se revisó la legislación sobre el tema, los documentos de la Contraloría General de la Republica y los debates de la Comisión V del Congreso, para estudiar el marco legal, los problemas planteados por las auditorias y los debates políticos suscitados por las actividades de la agencia. Finalmente, se agendó y concretó el mayor número de entrevistas posibles -en total 18- con directivos y funcionarios en áreas estratégicas de Ecopetrol, el MNME, la ANH y Pacific Rubiales, para aproximarse a la problemática a partir de su experiencia regulativa y sectorial para entrever las fortalezas, riesgos y limitaciones del nuevo marco de gobernanza petrolera en el país.
A pesar de los arraigados intereses e inercias administrativas que gravitaban en torno a una empresa estratégica para los intereses del Estado a raíz de su preminencia en las finanzas públicas, en Colombia se plantea a comienzos del siglo XXI la discusión sobre la necesidad de suspender su involucramiento en la regulación y decisiones políticas que interferían en su operación. “No existía ninguna razón valedera para que Ecopetrol no pudiera operar como sus competidores y adoptar los mismos estándares de eficiencia de las compañías privadas que operaban en Colombia” (Yanovich, 2010: 79). Los rendimientos de la empresa debían medirse de acuerdo a los estándares globales de desempeño y asumir los retos que traía consigo la asociación con las compañías internacionales, este potencial difícilmente podía alcanzarse sí permanecía como parte integrante de la burocracia estatal. Las principales preocupaciones en cuanto a la estructura institucional petrolera recaían en Ecopetrol y se visibilizaban al tratar de evaluar la eficiencia de la empresa; y en un potencial conflicto de intereses desprendido de las tensiones generadas por sus diferentes funciones como diseñadora de política, reguladora, operadora, socia de alianzas estratégicas y competidora en el mercado (López, et al., 2012)
El DL 1760 del 2003 trajo una serie de cambios frente al pasado orientados a reactivar el mercado del sector el cual se había desplomado en los últimos años (1993-2003). Por una parte, esta crítica situación se originaba en el creciente deterioro del orden público nacional y la percepción de riesgo país, sumado a la inestabilidad en el esquema contractual con recurrentes cambios en el contrato de asociación, el cual tuvo en la década de los 90 tres modificaciones en un lapso de tan solo 5 años. Por otra parte, en las limitaciones de la política de autosuficiencia y su arreglo institucional, junto a un fluctuante entorno internacional de bajos precios que cerró la década de los noventa con un barril a 16 US (Puyana & Dargay, 1996) (Echeverry, et al., 2009). Esta situación, se remontaba en el país a los años 80 y 90 cuando un arraigado y creciente nivel de conflicto armado limitaba estructuralmente los estudios de sísmica que se realizaban en la frontera interna del territorio nacional, históricamente copada por actores insurgentes como Guainía, Arauca, Vichada, Caquetá, Putumayo, Catatumbo, entre otros, lo que terminaba paralizando la exploración en medio de la proliferación de todo tipo de acciones violentas.
Estos cambios, se gestan políticamente, en medio de la implementación de la Política de Seguridad Democrática del presidente Álvaro Uribe (2002-2010) y en la configuración de un nuevo marco regulatorio y administrativo de Ecopetrol que va a socavar políticamente el poder que la empresa detentaba, así como su capacidad de negociación e influencia sobre el gobierno central. Además, los cambios en el modelo de contratación van a diezmar las fuentes de poder de la Unión Sindical Obrera (USO) que gravitaban en torno a las refinerías de Cartagena y Barranca y no en los campos petroleros, que para entonces tenían su ancla más profunda en Caño Limón, el cual según antiguos directivos de la empresa estaba diseñado para operar en medio de la guerra. De este modo, bajo el nuevo marco de gobernanza petrolera el poder político de Ecopetrol se reduce significativamente y el sindicalismo colombiano va a perder un capital político enorme.
En un ámbito técnico y financiero, el Decreto 1760 escindía a Ecopetrol, modificaba su estructura orgánica y creaba a la ANH. Al modificar su estructura, Ecopetrol se convertía en una sociedad pública por acciones, vinculada al Ministerio de Minas y energía (MNME). Esta transformación le permitió a la empresa desprenderse de las funciones públicas como administradora del recurso petrolero para iniciar una etapa de mayor autonomía. En un plano financiero, esta autonomía se consagró con dos relevantes medidas financieras en los años 2007 y 2008, como fueron respectivamente, la primera oferta publica para la compra de acciones en la Bolsa de Valores de Colombia; y la autorización de la Securities and Exchange Commission para dar inicio a la venta de sus acciones mediante ADRs en la Bolsa de Nueva York. Estas nuevas operaciones financieras, se concebían y ejecutaban bajo una nueva estructura orgánica, donde la empresa quedaba organizada a través de una sociedad anónima cuyos socios eran estatales y gobernada por una Asamblea de accionistas como máximo órgano de dirección, y una Junta Directiva [4] que junto a su presidente asumen la administración de la empresa.
Igualmente, la empresa requería obtener recursos para financiar su plan de inversiones sin que esto implicara que la nación tuviera que capitalizarla o reinvertir las utilidades que tanto requería dentro del marco de mediano plazo para financiar la inversión social, propender por una estructura óptima de capital que le permitiera fortalecerse patrimonialmente y adquirir deuda para mejorar su apalancamiento financiero, e incorporar verdaderas prácticas de gobierno corporativo. Para lograr esto la empresa debía obtener autonomía presupuestal y financiera e incorporar capital de terceros. Bajo este nuevo rol, la empresa canalizó parte de sus inversiones en la búsqueda de nuevas reservas de hidrocarburos. Las reservas de Ecopetrol en exploración, que en el año 2004 fueron de US 92 millones, para el 2009 superaban los US 1.000 millones (Yanovich, 2002).
Después del 2003 la ANH va a entrar a jugar un papel central como entidad adscrita al MNME, con personería jurídica, patrimonio propio, autonomía administrativa y financiera, y con una planta de aproximadamente 70 empleados. Su objetivo principal es la administración integral de las reservas de hidrocarburos de propiedad de la nación, a través de una serie de funciones centradas en la administración de áreas; evaluación del potencial hidrocarburifero; diseño, promoción, negociación y celebración de contratos de acuerdo a las mejores prácticas internacionales, entre otras. Para cumplir estos objetivos se establece una estructura administrativa centrada en un consejo directivo, una dirección general, una oficina jurídica y dos subdirecciones de tipo técnico y administrativo, respectivamente.
Bajo este nuevo marco regulativo -los principales indicadores económicos del sector- tienen un crecimiento muy importante, principalmente los relacionados con la administración de nuevos contratos de exploración y producción E&P, que crecen en la misma dirección que el total de pozos perforados. “Mediante esta modalidad contractual, se le otorga al contratista el derecho a explorar el área contratada, y a producir los hidrocarburos convencionales de propiedad del Estado que se descubran en el área bajo los términos suscritos” (ANH). En cuanto a las viejas modalidades, como los contratos de asociación que gestionaba Ecopetrol de manera directa, y los viejos contratos que la empresa nacional heredó bajo el nombre de convenios, todos se estabilizan y no tienen crecimiento alguno. Este comportamiento obedece al nuevo rol desempeñado por la ANH como plataforma institucional determinante en el comportamiento del sector, en un escenario donde la dirección centralizada y exclusiva del Ministerio de Minas y Energía y el rol único y preponderante de Ecopetrol han quedado atrás.
Gráfica 1
Pozos Perforados
Fuente: Construcción propia con datos de la ANH
Ahora bien, si bien es visible en la Gráfica 1 la articulación entre el total de pozos perforados y los contratos E&P directamente gestionados por la ANH, en medio de una marcada tendencia favorable que inicia entre el 2004 y el 2005 la cual logra mantenerse hasta el 2011, la dinámica del sector petrolero se vio profundamente beneficiada en el país por un mercado internacional de crudo con una tendencia alcista entre el 2003 y el 2013, como lo muestra la gráfica siguiente. En este sentido, la abrupta caída en el precio internacional registrada en el 2008, impacta directamente en la disminución de la perforación total de pozos, así como en la actividad contractual de la ANH de la gráfica anterior.
Gráfica 2
Precio del barril WTI
Fuente: Bloomberg.
En este sentido, el comportamiento de este complejo sector que responde a un mercado de altos precios internacionales, está igualmente relacionado con los ajustes institucionales del sector. La profunda reforma institucional de Ecopetrol, así como el nuevo marco de gobernanza petrolera en el país, claramente tuvieron una incidencia directa en los buenos resultados; además que el desenvolvimiento mismo del sector desplegó dinámicas propias y autónomas, sometidas a lógicas y ciclos de producción particulares, como se puede apreciar en el análisis de los datos sobre sísmica y exploración de la siguiente Gráfica 3. A nivel nacional, la sísmica y exploración van a tener crecimientos importantes en el marco de la restructuración del sector, mayores inversiones, un renovado interés por parte de inversionistas internacionales y una marcada apuesta por la exploración onshore con dos picos relevantes en el 2006 y finales del 2009 frente a los últimos años. Mientras que a lo largo de 1989 y 2005 se habían conseguido explorar un poco menos de 11.000 km, para el 2006 se alcanzó la cifra record de 26.000 km de sísmica en medio de una economía nacional en pleno proceso de expansión, la cual al finalizar el tercer trimestre alcanzó un crecimiento acumulado de 7.68% junto al mayor nivel de inversión extranjera directa en el sector desde 1996. Así pues, el aumento de la sísmica en el 2006, que pasó de un 14% a un 37%, con una abrupta caída en el año 2007, fue resultado de la disminución de las reservas probadas de petróleo y del aumento menos que proporcional de la producción con respecto a la cantidad de estudios realizados, lo que da cuenta de la alta volatilidad de un sector sometido a múltiples variables pero en medio de una tendencia alcista.
Gráfica 3
Sísmica y exploración
Fuente: Construcción propia con datos de la ANH
Finalmente, el comportamiento del sector después del 2008 es impensable sin el vertiginoso crecimiento y consolidación empresarial de Pacific Rubiales en el país, la cual efectivamente viene a configurar y cerrar una dinámica de gobernanza petrolera que había tenido su origen con la creación de la ANH y que desde entonces dio inicio a un corto pero intenso periodo marcado por una profunda competencia en un sector que históricamente había gravitado sobre el poder de Ecopetrol.
La dinámica contractual y los principales indicadores de exploración petrolera previos a la llegada de Pacific Rubiales al país evidenciaban la consolidación de unas nuevas reglas de juego para una industria que experimentaba un nuevo florecimiento de la mano del liderazgo de Ecopetrol y del andamiaje institucional y regulatorio que la ANH había establecido en el país a raíz del cambio que se venía presentado en la implementación de los contratos de concesión [5]. Entre 2004 y 2009, se suscribieron 303 contratos de evaluación técnica y exploración y producción (TEA y E&P) [6], en menos de seis años se alcanzó el 60% de lo que se logró en 35 años de historia del contrato de asociación (Yanovich, 2002: 92).
En este escenario, la llegada de Pacific Rubiales se suma a la convergencia de un conjunto de dinámicas económicas, políticas e institucionales que van a confabularse hacia un cambio drástico de la política petrolera y a transformar la relación entre el sector privado y la empresa pública más importante del Estado, en el marco de una política gubernamental y un marco institucional que fue en todo sentido favorable a esta transformación. En esta dirección: un significativo incremento de la inversión extranjera en el sector a través de grandes fondos de capital de riesgo como Lazard, Blackrok y Capital; la consolidación de un nuevo marco regulatorio propicio a las iniciativas privadas a través de la creación de la ANH; la tendencia alcista en los precios internacionales del crudo después del 2009; la mejora en la percepción de la seguridad gracias a la Política de Seguridad Democrática, y el paro petrolero en el 2003 de la empresa venezolana PDVSA que despidió a más de 19.000 trabajadores, muchos de ellos con titulaciones doctorales de las mejores universidades del mundo y más de 25 años de experiencia en el sector, se sumaron para jalonar una gran transformación en la política petrolera nacional y en la dinámica económica de un sector en plena bonanza. Este crecimiento y éxito vertiginoso tienen en Campo Rubiales la síntesis de su éxito, donde un antiguo campo petrolero con crecimiento marginal que había sido explotado por Shell y Oxy, bajo la nueva regulación petrolera e impregnado de un nuevo liderazgo pasó de producir 16 mil a 160 mil barriles al día.
En el 2004, los venezolanos Ronald Pantin y José Francisco Arata, el cubano Miguel de la Campa y el italiano Serafino Iacono llegaron al país y transformaron durante un tiempo la dinámica del sector y la vida social de las elites empresariales del país. En 2008, Pacific Stratus, la compañía dirigida por los venezolanos, se asoció con German Efromovich dueño de Petro Rubiales y del contrato de campo Rubiales. De esa fusión nació Pacific Rubiales Energy Corp, registrada en Canadá y jalonada a su vez por los importantes capitales destinados por los fondos de inversión canadiense que apostaron entre un 2 y 3% de sus recursos en iniciativas petroleras, de las cuales Pacific fue la empresa más destacada de todas a nivel nacional. La empresa se estructuró en la bolsa de Toronto Stock Exchange especializada en el sector de minería e hidrocarburos, la cual recoge el mayor número de empresas del mundo en este sector, con un total de 1.646 empresas listadas pertenecientes al sector minero y 488 al de petróleo, energía y gas, dentro de las 3.387 empresas de su índice.
Desde esta plataforma financiera, a pesar de que prácticamente todos los activos de la empresa estaban en Colombia, con más de 2.090 empleados en sus diferentes proyectos y el 98.7% de su producción, la casa matriz de la empresa estaba en Canadá con solo 22 empleados. Este carácter transnacional, de una empresa con diferentes subsidiarias a lo largo de la región y con más de 17 empresas radicadas en el mundo y en diferentes paraísos fiscales como Panamá, Suiza, Barbados y Bermudas, sumado al creativo manejo de sus finanzas le valió algunas investigaciones e incriminaciones fiscales por parte de la Superintendencia de Sociedades y de la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales por no haberse declarado como un grupo empresarial, además de algunas investigaciones académicas relacionadas con comportamientos irregulares que la llevaron a inflar los costos de los servicios contratados, emitir y vender de manera irregular acciones y disminuir su base gravable (Valencia, 2013). Este carácter transnacional y un manejo poco transparente de sus ingresos, obligaciones tributarias y emisión desbordada de acciones, desembocaron en varios señalamientos y denuncias por parte de la Superintendencia Financiera de Colombia, que no prosperaron ante el blindaje jurisdiccional que le daba tener su residencia en Toronto, Canadá.
Es importante resaltar que las multinacionales petroleras vienen de tiempo atrás a través de los antiguos contratos de asociación, su presencia ha estado anclada a la explotación de grandes pozos petroleros, en los años ochenta fue Oxy con Caño Limón y en los noventa BP con Cusiana. La novedad de Pacific frente al pasado, estaba en su amplio y profundo conocimiento de crudos pesados, proveniente de su larga experiencia en la explotación de la franja del Orinoco; y en la dinámica de su equipo gerencial que fusionados con ingenieros y geólogos colombianos, les permitió aumentar significativamente su eficiencia. En este aspecto, las directivas de Pacific eran reiterativas al señalar que una decisión que en Ecopetrol requería seis meses ellos la tomaban en tres semanas, y como la construcción de un pozo que podía tardar un año y medio su equipo la conseguía en seis meses. Este dinamismo frente a su competidora nacional, se lograba gracias a los altos salarios y bonificaciones, y a su distanciamiento de la cultura de gobierno corporativo de Ecopetrol y de su prudencial toma de decisiones, que en ocasiones la llevaba a cancelar proyectos o perforaciones para cumplir los acuciosos controles sobre los recursos públicos, en un sector con un margen de éxito del 20 y 40%.
En medio de este inesperado y vertiginoso crecimiento, Pacific lideró la actividad privada de más de 75 empresas entre grandes, medianas y pequeñas, que cambiaron la ecuación del poder petrolero en Colombia y lograron engranarse en una hermética plataforma que históricamente gravitó sobre Ecopetrol como la empresa más grande del país con una capacidad unilateral de negociación con grandes multinacionales petroleras como Oxy, Chevron y BP. La capacidad de Pacific para redefinir esta ecuación de poder, además de las favorables condiciones ya enunciadas, habría sido inviable sin el nuevo marco regulatorio que la ANH estableció a través de los contratos de concesión y sus diferentes subastas que en el largo plazo ofrecieron mejores y más trasparentes condiciones para empresas medianas y pequeñas. En el corto plazo, multinacionales como Oxy se vieron beneficiadas, pero en el mediano plazo, empresas mucho más pequeñas comenzaron a verse favorecidas y en medio de estas emergió con muchísima fuerza Pacific quien llegó a representar el 3% del PIB nacional.
Esta atomización de jugadores configuró a nivel nacional una novedosa policy network donde la capacidad para tomar decisiones, formular programas e implementarlos estaba profundamente distribuida y dispersa a través de actores públicos y privados. Esta nueva interacción sistémica se originó en el nuevo marco de gobernanza que la ANH configuró a nivel nacional y en la enorme capacidad de inversión y movilidad de recursos que Pacific trajo al país, de la mano de los fondos de inversión canadiense. Esta nueva modalidad de competencia en un sector con una altísima concentración estatal generó disruptivas transformaciones en los canales institucionales para gestionar, auditar y regular un mercado en crecimiento exponencial que trajo no solo una enorme cantidad de dinero sino también un nuevo estilo gerencial y formas de hacer negocios bastante disruptivos en el panorama nacional. Esta enorme cantidad de recursos que nunca fue auditada por los fondos de inversión canadiense, en un mercado alcista que se enfrentó a una inesperada y brusca descolgada en menos de 7 años, propició una vertiginosa dinámica de inversiones, operaciones financieras, implementación de tecnologías y desarrollos en los campos monopolizados por una industria con una cultura corporativa prudente y conservadora.
En este nuevo escenario, la empresa colombiana se vio obligada a competir directamente por los contratistas y los proveedores nacionales e internacionales que venían de atender un sector que no pasaba de producir 800 mil barriles de crudo y que a mediados del 2011 alcanzó el millón de barriles. De este modo, la competencia fue por el tiempo y la capacidad para retener los costosos servicios petroleros de Halliburton, Schulmberger y Weatherford en perforación, medición, registro de temperatura, estabilidad del pozo, cementación, entre otra inmensa gama de servicios con la más novedosa tecnología de punta. En medio de una bonanza petrolera nacional dependiente de las mismas grandes empresas de servicios, Pacific al ser una empresa privada con un amplio margen de financiamiento y una audaz visión de negocio, tuvo una serie de ventajas frente a su competidora nacional en los tiempos de contratación y licitación, así como una mayor capacidad financiera para contratar. De este modo, por una parte, terminó saturando con sus necesidades y crecimiento a muchos de los contratistas nacionales que anteriormente trabajaban para Ecopetrol. Por otra parte, algunas multinacionales de servicios como Halliburton, quien después de estar fuera del país terminó prestando servicios casi que con exclusividad a Pacific, acabó por generar fricciones al interior del sector. Este nuevo escenario de competencia entre Ecopetrol y Pacific se aprecia con claridad en la gráfica siguiente sobre producción fiscalizada de petróleo en el país, donde es notable el exponencial crecimiento de esta última (Meta Petroleum) después del 2008 frente a cualquiera de las otras empresas con excepción de la empresa nacional Ecopetrol.
Gráfica 4
Principales actores: Producción fiscalizada de Petróleo en Colombia
Fuente: Construcción propia con datos de la ANH
Las fricciones por obtener los servicios de contratistas y proveedores en un mercado dominado por la iniciativa, el dinero y el poder de negociación de Pacific, en medio de una competencia frenética entre empresas, muy rápidamente puso en evidencia muchas de las debilidades del Estado colombiano para garantizar la seguridad de contratistas en su frontera interna, crear bienes públicos en los departamentos productores, regular conflictos laborales, gestionar las regalías y prevenir las distorsiones generadas por el ciclo económico que se cumplieron antes de lo esperado, como lo advertían la mayoría de los especialistas y premios nobel que visitaron el país. Los limitados resultados del Estado para canalizar esta inesperada bonanza, generaron en las zonas de explotación petrolera manifestaciones de delincuencia organizada, malestar social, movilizaciones informales de intereses particulares y el empoderamiento social de las comunidades que finalmente, terminó siendo amplificada por los partidos de oposición que incluyeron en su agenda política el rechazo estructural a la dinámica del sector petrolero encauzada legislativa y políticamente a través de la Comisión V del Senado y del acucioso debate realizado a la ANH en el 2011 que culminó con la salida de su primer y más duradero Director.
De este modo, el ascenso económico de una empresa como Pacific si bien fue el resultado de un marco regulatorio que propició la gobernanza petrolera en el país y que dejó una institucionalidad de regulación público-privado consolidada en cabeza de la ANH, la cual ha sido replicada en otros sectores estratégicos del país, dejó igualmente una estela de cuestionamientos y litigios financieros que terminaron empañando su meteórico crecimiento y la capacidad de la administración central por gestionar una bonanza sin precedentes en la historia del país. En primer lugar, los cuestionamientos suscitados a raíz de los diferentes conflictos con la USO por la violación de derechos laborales de los trabajadores y las crecientes tensiones sociales que llevaron a la militarización de Campo Rubiales y Quifa (Rochlin, 2015; López & Calvo, 2013; Rodríguez et al., 2014). En segundo lugar, las denuncias sobre conflictos de interés entre la empresa y el Estado Colombiano, en medio de un manejo poco transparente de sus resultados financieros, anuncios de inversión y especulación accionaria (Valencia, 2013), que culminaron en noviembre de 2016 con la polémica reestructuración de la empresa gracias a la millonaria inversión de un fondo canadiense que a pesar de perjudicar significativamente a los pequeños accionistas logró abrir un nuevo capítulo en la industria nacional bajo el nombre de Pacific Exploration & Production con nuevos dueños, reduciendo costos y una renovada junta directiva de la cual hacen parte antiguos altos directivos de Ecopetrol e ISA Interconexión Eléctrica S.A. Finalmente, los cuestionamientos acerca de la capacidad del Estado para gestionar la bonanza y definir una política petrolera de mediano y largo plazo que no dependiera exclusivamente de la suerte de Pacific y de una coyuntura de altos precios que duró menos de lo previsto.
La Agencia gracias a una autonomía y unas capacidades administrativas definidas, ha sabido responder a un entorno de mercado cambiante y a un sector altamente competitivo, en el marco del nuevo derrotero de la política petrolera que abría el DL 1760. Entre sus principales funciones, la agencia asume: la administración de áreas asignadas, la evaluación del potencial petrolero, la promoción internacional, el apoyo a la formulación de la política pública, y el diseño y administración de nuevos contratos. La estructura administrativa para asumir estas funciones y profundizar sus capacidades técnicas y operativas, se configura a partir de la creación de distintas vicepresidencias: contratos, asignación de áreas, operaciones, asuntos legales y técnicos. Las dos áreas más robustas en cuanto al número de funcionarios, con el mayor grado de experticia y alta formación académica, están en la vicepresidencia técnica y de operaciones. En esta primera vicepresidencia, la mayoría de funcionarios son geólogos con mucha trayectoria que trabajaron con Ecopetrol o con otras empresas del sector. Esta vicepresidencia maneja la administración de la información técnica y geológica de hidrocarburos y el Banco de Información Petrolera que está muy articulado con lo que en su momento hacia Ecopetrol cuando manejaba los contratos de asociación. En el desarrollo de estas funciones, muchos de los nuevos funcionarios que venían de Ecopetrol establecieron las pautas para gestionar la información, y establecer los procedimientos que se han venido consolidando al interior de la agencia.
En la segunda vicepresidencia de operaciones, más del 80% de sus funcionarios son ingenieros de petróleos. Esta área está dividida en tres secciones: fiscalización, que fue delegada por el MNME en el 2011, además de reservas y regalías, todas las cuales han tenido un crecimiento importante. El know how de algunas de estas funciones venia del Ministerio y ha sido nutrida por su experiencia y la de algunos funcionarios de Ecopetrol quienes han ayudado a crear procedimientos y protocolos que están siguiendo los directivos de la agencia. Los funcionarios más antiguos y con mayor experiencia desempeñan labores de coordinación de áreas y fiscalización, y suelen estar a cargo de las labores de supervisión con el objeto de asumir el cumplimiento de buenas prácticas internacionales.
De este modo, ambas vicepresidencias, se han visto beneficiadas por el flujo de conocimiento y experiencia de antiguos funcionarios públicos que terminaron engrosando la planta administrativa de la Agencia en puestos directivos y con mejores salarios. En otras áreas estratégicas para la Agencia como reservas, este flujo de know how público y en ocasiones internacional, ha sido determinante para garantizar una evaluación técnica y precisa de los niveles de producción nacional que a su vez son auditados internacionalmente. A partir de esta experticia y capital humano, la agencia ha afianzado sus criterios de operación y ejecución, que sumados a los diferentes controles la han blindado en un alto grado de cometer errores de tipo técnico. No obstante, este nivel de profesionalización y desarrollo técnico se ha conseguido en detrimento de la autonomía y las capacidades burocráticas del ministerio que ha ido perdiendo un valiosísimo personal que en el corto plazo pareciera ser irremplazable.
Entre los años 2011 y 2012, el MNME le delegó la función de fiscalización y esta ha sido prorrogada hasta el año 2016 con el objetivo de que el Ministerio maneje la política petrolera -cada vez más reducida y desfigurada- y la Agencia se encargue de la parte técnica -cada vez más amplificada- en el ámbito de fiscalización, volúmenes de producción y prueba de operaciones, en el marco de las buenas prácticas de la industria. A la luz del Acto Legislativo 05 del 18 de julio por el cual se constituye el Sistema General de Regalías y se modifican los artículos 360 y 361 de la Constitución y se dictan otras disposiciones sobre el régimen de regalías y compensaciones, se establece que las funciones de fiscalización de la exploración y explotación de los yacimientos, y el conocimiento y cartografía geológica del subsuelo serán realizadas por el MNME o por la entidad a quien este delegue. A partir del Decreto-Ley 4137 del 3 de noviembre de 2011 por el cual se cambia la naturaleza jurídica de la ANH, se dispuso que corresponde a esa entidad recaudar, liquidar y transferir las regalías y compensaciones monetarias a favor de la nación y hacer seguimiento al cumplimiento de las normas técnicas relacionadas con la exploración y explotación de hidrocarburos dirigidas al aprovechamiento de los recursos de manera racional e integral. Con el objeto de poder llevar a cabo las respectivas funciones se incorporaron a la planta de personal de la agencia los servidores públicos que desempeñaban en el MNME, entre otras labores, las conducentes a las actividades de fiscalización de la exploración y explotación de hidrocarburos, así como las relacionadas con el recaudo y liquidación de regalías y compensaciones (Resolución N° 9 1537 de 2014).
A partir de esta delegación de funciones, realizada en los términos establecidos por la ley, se completaba un proceso de asignación de competencias y funciones públicas iniciado ocho años atrás con la creación de la Agencia. El desarrollo del proceso confirma la centralidad y el estratégico reconocimiento de la ANH dentro de la política petrolera, así como el desbalance institucional generado por la transferencia de capacidades para asumir estas nuevas funciones. En compensación, la agencia asume la obligación de buscar el fortalecimiento y presencia administrativa permanente en las zonas de exploración y explotación de hidrocarburos a nivel nacional, para descentralizar la gestión pública y conseguir un mayor cubrimiento en temas de control y seguimiento de operaciones. El desempeño de estas obligaciones, no es muy claro aún como se espera conseguirlo y tampoco se pudo indagar más al respecto al priorizar en el aparato administrativo localizado en Bogotá. Sin embargo, es necesario a futuro profundizar más en este relevante aspecto, que cobra una importancia estratégica para la industria a la luz de todos los resultados adversos de las consultas populares municipales a lo largo del 2017 que han generado incertidumbre en el sector.
Ahora bien, las transformaciones institucionales del sector en una coyuntura de precios altos y un escenario político caldeado ante los ajustes institucionales y el cambio del modelo, tuvo repercusiones en las evaluaciones de los organismos de control y en el debate político nacional. Ante la hipertrofia funcional y centralización de la ANH como eje institucional de la política petrolera, la agencia ha tenido que dar cumplimiento desde el 2003 a los principios de la función pública (eficacia, eficiencia, participación, celeridad, economía y transparencia) que desde entonces han circunscrito su funcionamiento con notables resultados en el ámbito técnico, y con un amplio reconocimiento de parte de todos los actores del sistema acerca de su autonomía y capacidades. No obstante, al ser una entidad pública y eje de la administración de un sector medular para la economía nacional, el balance de los organismos de control y el escrutinio político a sus actividades tienen una lectura mucho más matizada, pues al estar sometida a otros organismos de control y fuerzas de oposición política su evaluación rebasa el ámbito estrictamente técnico.
En el mismo periodo en que el MNME le delegaba nuevas funciones en reconocimiento a sus capacidades administrativas y consolidación institucional, un Informe de la Contraloría General de la Republica –a la luz de los principios de gestión fiscal y administración de los recursos del Plan Estratégico del 2011 y 2012- identificaba una serie de inconsistencias en la elaboración de los indicadores de gestión, irregularidades contractuales y problemas de administración fiscal. El organismo de control señalaba la ausencia de indicadores actualizados y frente a los disponibles, la dificultad de evaluar objetivamente su gestión. Establecía que la ANH había continuado utilizando los mismos indicadores ya revisados y objetados en la vigencia del 2011, los cuales distorsionaban e impedían evaluar aspectos fundamentales de su misión como la “incorporación de reservas de petróleo y gas, descubrimientos de nuevos yacimientos con declaratoria de comercialidad y un mayor y representativo conocimiento del potencial hidrocarburifero en el territorio nacional” (Contraloría General de la Republica, 2012).
En el marco de la responsabilidad pública derivada de la administración de los contratos E&P, el organismo de control establecía que al ser una de las partes contratantes una entidad estatal y su objeto un recurso natural no renovable propiedad de la Nación, los capitales recaudados tienen una destinación específica para beneficio de la comunidad, representada en el mejoramiento, productividad y competitividad del sector con todas las mejoras que esto pueda traer a través de la generación de empleo, pago de regalías directas e indirectas, programas de responsabilidad social etc. En caso contrario, un manejo inapropiado de los recursos constituiría un daño patrimonial del Estado al configurarse un menoscabo, uso indebido o deterioro a sus intereses patrimoniales (Contraloría General de la Republica, 2011).
A partir de este criterio normativo, la Contraloría logró construir una acusación puntual sobre desvió de recursos a través de la creación de una Fiducia Mercantil la cual constituyó una indebida delegación y una excluyente participación del contratista. En este caso, el organismo de control consideró en relación a la creación de la Fiducia que si bien la configuración de un patrimonio autónomo permitía asignar los recursos de manera directa, según las normas del derecho privado y por fuera de las normas de contratación estatal, estos estaban quedando desprovistos de un verdadero control. Esta situación se agravó dado el inapropiado modelo fiduciario propuesto el cual propiciaba la asignación indebida de recursos hacia programas que no cumplían con el objetivo de mejorar la productividad y competitividad de la industria nacional en el sector, de conformidad con los lineamientos y definiciones dadas por Colciencias respecto a la transferencia de tecnología en los contratos E&P (Contraloría General de la Republica, 2012).
Estos hallazgos, ponen de presente la complejidad de la evaluación y auditoria de una agencia profundamente interconectada, con múltiples capacidades recientemente adquiridas o prestadas y orientadas a cumplir innumerables funciones, desarrollar múltiples programas y manejar diferentes inversiones; donde la naturaleza estrictamente publica de la entidad se diluye junto a la extensión y dispersión de las redes, funciones e inversiones que esta maneja. Adicionalmente, la Contraloría encontró durante el periodo algunas irregularidades en la inversión de recursos de transferencia tecnológica, que habían sido invertidos en cuestiones ajenas a su objetivo central, toda vez que éstos no apuntaban al mejoramiento del sector hidrocarburífero. A partir de este último hallazgo, la sombra del nepotismo y la corrupción terminaron mancillando su gestión y generando un debate nacional que logró escalar a la Comisión V Constitucional Permanente del Senado de la Republica de Colombia. Esta es una de las comisiones más importantes a nivel nacional dada la importancia de los temas que cubre y es integrada por senadores muy activos en la agenda nacional y que han hecho parte de la oposición política al gobierno central como es el caso del Senador Jorge Enrique Robledo del Polo Democrático Alternativo.
Para la sesión del 13 de septiembre de 2011 -citados el director de la ANH y el ministro de Minas y Energía- la Comisión en pleno recogía los principales hallazgos encontrados por la Contraloría y cuestionaba el papel de su director. En el desarrollo del debate nacional -en medio de profundos cuestionamientos sobre su eficiencia, trasparencia y resultados- el para entonces director desde hace 8 años al frente de la entidad, resaltaba su permanencia, proyección y logros en el cargo, (Gaceta del Congreso 794). Finalmente, renunció en medio de la polémica desatada sobre su gestión, el funcionamiento de la agencia y la pertinencia de la figura jurídica de esta. En el trasfondo del debate subyacía una crítica profunda al modelo implementado por la agencia y a diversas inconsistencias administrativas que terminaron por amplificarse en medio de la salida de su director.
El agitado e ideológico debate, dejó una estela de acusaciones del tipo: “la fiesta de las empresas”, “de Guatemala a Guatepeor”, “el mundo de la privatización” y “es que por el hecho de encontrar petróleo, tienen derecho a hacer lo que se les antoje” (Gaceta del Congreso 794). Los efectos políticos del debate fueron contundentes. El Director Armando Zamora, quien fue intocable en la administración Uribe y había conservado su cargo bajo el presidente Santos, después de 8 años al mando de una de las agencias más destacadas y pioneras a nivel nacional, renunciaba en la segunda semana de septiembre de 2011 en medio de un balance del sector bastante positivo. En la carta de renuncia exponía que la Agencia había alcanzado a firmar 391 contratos de exploración, producción y evaluación técnica, con un promedio anual de 50, cuando en los últimos años bajo el anterior modelo no llegaban a 25. Además, la sísmica se encontraba disparada con un nivel de 25.000 Km adicionales por año, frente a los 6.000 del pasado. No obstante, los hallazgos de la Contraloría terminaron por aceitar un tinglado de intereses políticos hábilmente usado por los senadores de la Comisión V quienes logaron cortar una de las cabezas más preciadas del espectro político y sectorial del país.
Los más de 7 directores que la agencia tenía hasta comienzos de 2017, han generado de manera inevitable mayores inestabilidades e interferencias políticas en su gestión, las cuales en el largo plazo han sabido contenerse para consolidar una mayor autonomía y capacidades institucionales, sobre las cuales hay un consenso por parte de los principales actores del sector. No obstante, una vez terminada la bonanza y con un desconcierto y malestar crecientes en las zonas petroleras del país, urge a nivel nacional un debate académico y político moderado y constructivo que no puede seguir girando sobre la solvencia técnica de la agencia o sobre la altisonante condena de la inversión privada para esgrimir el populismo petrolero. Por el contrario, debe partir de una coalición amplia y abordar con todo el rigor académico posible algunas de las limitaciones de la institucionalidad actual en la formulación y la necesaria redefinición de una política petrolera de largo plazo con enfoque social, promotora del desarrollo regional, participativa y democrática, que sin liquidar los ejes del modelo de gobernanza y competencia entre Ecopetrol y la empresa privada, replantee el tema de la gobernabilidad petrolera.
El análisis de las ventajas, riesgos y límites del nuevo marco institucional de la política petrolera colombiana permitió una aproximación a un tema sumamente complejo que en primer lugar gira sobre la eficiencia de Ecopetrol y su necesaria separación de funciones con el objetivo optimizar su autonomía y funcionamiento. En segundo lugar, en las demandas de una nueva realidad empresarial que reclamaba una poderosa agencia administradora de concesiones, la cual ha cumplido su tarea en cabeza de la ANH y ha encauzado el crecimiento de los principales indicadores del sector. Finalmente, en las fuerzas de un auge petrolero jalonado por el vertiginoso crecimiento de la cotización internacional y el disruptivo asenso de Pacific Rubiales. No obstante -en este último punto- la naturaleza especulativa de muchas de las inversiones de esta empresa, su fugaz valoración accionaria y opaca reestructuración coincidió con la caída de los precios internacionales y ha generado profundos cuestionamientos frente a la bonanza.
La configuración nacional de una novedosa policy network donde la capacidad para tomar decisiones, formular programas e implementarlos ha estado profundamente distribuida y dispersa a través de actores públicos y privados. Esta nueva dinámica petrolera plantea una serie de vacíos, riesgos y cuestionamientos acerca de la capacidad del Estado para gestionar la bonanza y definir una política petrolera de mediano y largo plazo que no dependa exclusivamente de la suerte de las grandes multinacionales y de una coyuntura de altos precios la cual duró menos de lo previsto.
En efecto, la ANH ha asumido una serie de funciones que anteriormente desempeñaba el MNME y ha generado a su vez una significativa reducción del rol ministerial y una amplificación técnica de sus funciones; así como interrogantes sobre su capacidad para cumplir ambiciosas metas como la de una efectiva descentralización de su gestión en las regiones productoras. Esta hipertrofia institucional, no exenta de interrogantes, coincidió con algunos informes de la Contraloría General que identificaron inconsistencias sobre la elaboración de los indicadores de gestión, irregularidades contractuales y problemas de administración fiscal. Estos hallazgos fueron utilizados políticamente y dejaron una estela de cuestionamientos, destituciones polémicas y una serie de irregularidades que han cuestionado la consolidación del nuevo andamiaje institucional y las capacidades de la institucionalidad actual para regular y definir una política petrolera. En efecto, más allá de algunas limitaciones en los hallazgos de la Contraloría o de la excesiva politización de estos, la política petrolera no puede seguir girando exclusivamente sobre la competitividad de Ecopetrol, la solvencia técnica de la ANH o las contingencias del mercado. Es preciso reintroducir el tema de la gobernabilidad petrolera y plantear el debate sobre necesarios ajustes frente al papel del Estado en su implementación de cara al desarrollo regional, la gestión ambiental y la trasparencia democrática de ciudadanos informados y responsables, sin perder de vista la complejidad de un sector con múltiples articulaciones con el sector privado.
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1. Profesor Universidad de la Sabana, EICEA. Doctor en Ciencias Políticas, Universidad Nacional de Colombia. Autor corresponsal: carlos.jimenez3@unisabana.edu.co
2. Profesor Universidad Nacional de Colombia. Facultad de Ciencias Económicas. Doctor en Ciencias Económicas, Universidad Nacional de Colombia
3. Con el objeto de alcanzar una agencia de regulación independiente de clase mundial, una agencia de esta naturaleza requiere en primer lugar, un personal altamente especializado que incluya geólogos, ingenieros de petróleos, especialistas en evaluación financiera de petróleos y abogados especialistas en contratación en hidrocarburos que demandan altas remuneraciones competitivas frente a las poderosas compañías privadas. En segundo lugar, la selección y continuidad de este aparato administrativo por parte de la agencia no debe depender de ciclos políticos (Balza & Espinoza, 2015).
4. La Junta Directiva debe ejecutar y supervisar el cumplimiento de la política general y el funcionamiento de Ecopetrol. Está integrada por siete miembros, tres nombrados por el Presidente de la Republica para periodos de dos años; los otros cuatro son erguidos por la Asamblea General de accionistas para periodos de cuatro años con sus respectivos suplentes.
5. La participación del gobierno, corresponde a un “precio” que los inversionistas están dispuestos a ofrecer para obtener acceso exclusivo a los contratos de áreas de exploración, desarrollo y producción. Este precio es determinado por las fuerzas del mercado a través de: a) la oferta de concesiones y áreas de contrato por los gobiernos y b) la demanda por concesiones y áreas de contrato por parte de las empresas. La literatura se refiere a este componente en términos del “government take” (GT) que es una participación del gobierno en el flujo de recursos asociado a un proyecto específico, el cual se expresa en términos porcentuales.
6. Los nuevos tipos de contrato que surgen a partir de la creación de la ANH son conocidos como Acuerdos de Evaluación Técnica –TEA- y los contratos de concesión de E&P.