PORQUE A DUBAI NO LE IMPORTA EL PETROLEO

COMO SE FORMA EL PETROLEO

Nos guste o no, es el líquido que hoy en día mueve el mundo y su origen resulta francamente curioso.(también es verdad que nosotros somos bastante impresionables). Hoy venimos a hablar del petróleo

La palabra viene del griego petra y del latín oleum y se traduciría como aceite de piedra. Uno de sus productos derivados, el asfalto, se empezó a utilizar hace 6.000 años como agente impearmibilizador en barcos, recipientes y techos, y los griegos incluso lo usaron como arma, siendo uno de los componentes del temidofuego griego.

En realidad, “petróleo” es un nombre bastante poco apropiado porque no tiene nada de mineral, aunque hay que decir que en la antigüedad no podrían haberlo imaginado al bautizarlo. En realidad, este líquido (el segundo más abundante del planeta después del agua) es el resultado de la descomposición restos de organismos muertos durante millones de años. Técnicamente, es materia orgánica en muy mal estado.

Vamos a ponernos en contexto.

Como explicábamos hace poco en esta entrada sobre la vida en las profundidades marinas, la gran mayoría de las especies que habitan los océanos viven entre la superficie y los 200 metros de profundidad, en la llamada zona epipelágica. Por debajo de este límite, los animales se alimentan del material orgánico que sobra en la capa más alta del mar y se hunde en el abismo.

Pero esta zona superficial rica en vida Además de ser la  base de la cadena alimentaria marina, el fitoplancton también es responsable de gran parte del aire que respiramos. Como prueba de lo infravalorados que tenemos a estos organismos microscópicos, se estima que el fitoplancton produce el 50% del oxígeno que contiene nuestra atmósfera y la otra mitad lo produce la vegetación terrestre.

Para hacernos una idea de la abundancia de estos organismos, algunas veces se reproducen de manera descontrolada cuando las condiciones son las adecuadas, cubriendo áreas inmensas del océano que incluso pueden detectarse por satélite.

no sólo está poblada por peces y crustáceos. Cuando hablamos de animales marinos, no solemos pensar en una comunidad de criaturas microscópicas omnipresentes en las capas altas del océano: el plancton. De los dos tipos de plancton que existen uno de ellos, el fitoplancton, es un organismo fotosintético, lo que significa que saca su energía de la luz solar igual que lo hacen las plantas (porque, de hecho, es una planta), tomando dióxido de carbono de su entorno y liberando oxígeno. El zooplancton, menos numeroso, se alimenta del fitoplancton.

Además de ser la  base de la cadena alimentaria marina, el fitoplancton también es responsable de gran parte del aire que respiramos. Como prueba de lo infravalorados que tenemos a estos organismos microscópicos, se estima que el fitoplancton produce el 50% del oxígeno que contiene nuestra atmósfera y la otra mitad lo produce la vegetación terrestre.

Para hacernos una idea de la abundancia de estos organismos, algunas veces se reproducen de manera descontrolada cuando las condiciones son las adecuadas, cubriendo áreas inmensas del océano que incluso pueden detectarse por satélite.

Como ocurre con el resto de los animales que habitan la capa zona epipelágica, cuando el fitoplancton muere deja de flotar en la superficie y se hunde en las profundidades oceánicas. La diferencia entre un pez muerto y los cadáveres de estos organismos estriba en que, cuando los restos de un pez llegan a la plataforma oceánica, los animales carroñeros que la habitan lo están esperando con ansia porque supone un gran aporte nutricional. El tamaño diminuto de los restos de fitoplancton, en cambio, hace que pasen desapercibidos para la mayoría de los detritívoros que viven en el abismo, así que terminan mezclándose con el sedimento que compone el suelo oceánico. Esto es lo que ocurre en la figura número 1 del dibujo.

Pero, como dice el célebre refrán, no es fitoplancton todo lo que cae desde la zona epipelágica. También se precipitan una gran cantidad de sedimentos minerales, provenientes tanto de la lluvia (ese tipo de lluvia que te llena de tierra el coche) como de corrientes marinas que los han arrastrado desde lugares más cercanos a la costa.

En la figura número 2 hemos supuesto que deja de caer plancton al suelo durante una temporada para que el proceso se vea más claro. Los sedimentos minerales se acumulan junto con el plancton y lo van cubriendo durante el transcurso de miles de años. Esta capa de barro consigue dos cosas:

• Impide que las bacterias que descomponen la materia orgánica tengan acceso al fitoplancton muerto, por lo que sus cuerpos microscópicos no se “pudren”.

• Somete a grandes presiones la materia orgánica a medida que la capa de barro que hay sobre ella aumenta y, por tanto, también lo hace la temperatura.

Cuando la cantidad suficiente de material se ha acumulado sobre los restos de fitoplancton mezclados con el barro y se alcanzan la presión y temperatura necesarias, la química de los organismos muertos empieza a cambiar: los componentes más complejos de la vida (celulosa, proteínas y lípidos) se descomponen en cosas más básicas (aminoácidos, azúcares y ácidos grasos). Estos compuestos más simples reaccionan entre sí para formar un compuesto llamado querógeno.

Con el paso de millones de años, el oxígeno, el agua y el dióxido de carbono van siendo extraídos delquerógeno lentamente por las reacciones químicas inducidas por el calor y la presión crecientes,transformando poco a poco la mezcla en petróleo crudo, que sería lo que hemos representado en la figura número 3. Si la temperatura es muy alta (más de 150ºC), el petróleo puede convertirse en gas natural.

Llegados a este punto, el material orgánico se ha convertido en un fluido oscuro y de viscosidad dispar según su composición, capaz de filtrarse entre las grietas que lo rodean y depositarse en zonas donde la presión sea algo más baja. Como ocurre en la figura número 4, todo el petróleo que estaba diseminado bajo el suelo debido a la disposición dispersa del fitoplancton termina acumulándose en grandes depósitos.

Aunque, a veces, el petróleo queda atrapado entre el sedimento. El resultado es una arena compacta y oscura de la que puede extraerse el petróleo, pero que necesita un mayor grado de procesamiento que el petróleo líquido. La ventaja es que puede minarse al aire libre en grandes cantidades.

En definitiva, lo que nos parece más curioso de todo esto es que nuestra sociedad actual ha sido moldeada a partir del uso de los cadáveres descompuestos de unos diminutos animales y plantas microscópicos que vivieron hace millones de años.

PROYECTAN BAJA EN LA PRODUCCIÓN PETROLERA

 

Aunque las autoridades energéticas y el mismo sector petrolero han dicho que la principal fórmula para enfrentar la caída en los precios del crudo es el incremento en la producción, pues les ayuda a capotear el bajonazo en los ingresos y permite mantener algunas actividades de exploración, el ritmo de extracción del país puede verse afectado, a la baja, en los próximos años, por varios factores.

Así lo señala un documento del centro de estudios económicos Fedesarrollo, denominado ‘Coyuntura petrolera’, en el que además se revelan los efectos para las cuentas del Gobierno y para el país que ha dejado la destorcida de los precios mundiales del crudo.

Según el documento, realizado por el economista Mauricio Reina, a la nueva realidad, en la que los precios del petróleo dependerán básicamente de la capacidad de Estados Unidos de mantener su nivel en un entorno de bajas cotizaciones, y a la reacción que puedan tener Arabia Saudita y otros países exportadores frente a las importaciones del país norteamericano, se suma un panorama ‘poco promisorio’ de la producción de crudo local.

El estudio señala que si bien este año la producción ha vuelto a estar por encima del millón de barriles diarios, logro que fue esquivo en el 2014, no hay que olvidar que el país solo tiene reservas para menos de siete años y que las perspectivas de nuevos hallazgos todavía son bastante precarias, más aún en el entorno actual.

Agrega que a los pobres resultados de la ronda Colombia del 2014, en la que se ofrecieron bloques para nueva exploración a inversionistas internacionales con una tasa de adjudicación de solo el 27 por ciento, se suma ahora el desincentivo de la caída de los precios internacionales y la competencia de un mercado muy atractivo para la exploración como el mexicano, que ha vuelto a llamar la atención de los inversionistas de la industria, luego de que ese país implementara una reforma de su sector petrolero.

Fedesarrollo señala que la baja exploración y el ‘efecto México’ hacen prever que el país disminuya su producción esperada a partir del 2016.

El impacto

Las cifras de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) muestran que al cierre del primer semestre la perforación de pozos exploratorios no reaccionó con respecto a los tres primeros meses, toda vez que entre enero y junio del 2015 solamente se perforaron 13 pozos, equivalentes solamente al 18,3 por ciento de los que se abrieron en igual período del año pasado.

En otras palabras, la perforación de pozos cayó un 81,6 por ciento anual en el primer semestre, mientras en la adquisición de sísmica la situación es más crítica, pues el número de kilómetros ejecutados llegó en junio de este año a 1.173, para una reducción del 93 por ciento con respecto al primer semestre del 2014.

Sin embargo, en el Marco Fiscal de Mediano Plazo, divulgado recientemente, el Gobierno optó por fijar una proyección de producción anual de crudo de un millón de barriles por día entre los años 2015 y 2022, cifra que permanece ‘inamovible’ en esos períodos, pero que se redujo considerablemente con respecto a la estimación anterior, que comenzaba en 1’029.000 barriles diarios en el 2015 para subir a 1’094.000 barriles en el 2016 y lograr un pico de 1’146.000 barriles en el 2018, año a partir del cual iría descendiendo progresivamente, hasta ubicarse en 940.000 barriles en el 2026.

Pero fuentes de la industria petrolera señalan que las compañías están midiendo muy bien sus gastos a la hora de invertir, no solo en exploración sino en producción.

Por ejemplo, en cuanto a la búsqueda de recursos no convencionales, una fuente consultada dijo que en proyectos de este tipo, correspondientes a los bloques adjudicados en el 2012, las compañías del sector van a un paso lento, pues hay que revisar muy bien los costos que deberán asumir, antes de adquirir compromisos con las autoridades de la industria.

Golpe pleno al fisco

Mientras el petróleo está otra vez a la baja, hoy en 53,3 dólares por barril para la referencia Brent (a la que se vende el crudo local y que a mediados de junio llegó a los 65 dólares por barril), Fedesarrollo advierte que los efectos de la situación se verán en su dimensión real en el 2016.

Esto, porque las empresas pagan impuestos y dividendos sobre los ingresos del año anterior (el 2015 es año de contracción), los cuales son las principales fuentes de la renta petrolera.

Así, con base en los datos del Marco Fiscal de Mediano Plazo del 2014, y asumiendo que en este año el promedio del crudo sea de 55 dólares por barril, la entidad estima un impacto sobre los ingresos corrientes del Gobierno Central cercano a 18 billones para el próximo año, cifra que podría bajar a la mitad gracias a los efectos del aumento del dólar, que eleva el valor en pesos de cada barril exportado.

LA INDUSTRIA PETROLERA EN COLOMBIA

Es innegable que el petróleo constituye hoy en día el motor de la economía colombiana, por ser el principal generador de renta externa por encima incluso del café, nuestro producto tradicional de exportación, y por ser la fuente principal de rentas para las regiones, bien a título de regalías por su explotación o por contribuciones fiscales en las distintas fases de su proceso. La industria petrolera, sin embargo, sufrió a lo largo del siglo XX una serie de dificultades, las unas propias del arduo trabajo para encontrar petróleo y otras muchas de carácter jurídico, político, económico e incluso de orden público: no puede olvidarse que desde 1985 a la fecha la industria de hidrocarburos en su fase de transporte ha sufrido numerosos ataques, los que sin embargo no han desanimado a los buscadores de ese precioso elemento, cuyos más remotos registros históricos nos llevan al siglo XVI, momento durante el cual la hueste comandada por Gonzalo Jiménez de Quesada llegó al lugar conocido con el nombre de La Tora, sobre el río Magdalena, donde habitaba la comunidad de los Yariguíes. En este sitio, en donde se encuentran hoy Barrancabermeja y las instalaciones industriales más importantes de Ecopetrol, la expedición española encontró un líquido negruzco que brotaba de la tierra y que los indígenas usaban a manera de ungüento corporal, con propósitos medicinales. Del petróleo hubo también vestigios en otros sitios de nuestro territorio, como en la Guajira, en Orito, la región del Catatumbo y las cercanías de Lorica, regiones éstas, muy especialmente la última, que se vinculan a los orígenes de la industria petrolera gracias a la extraordinaria visión de personajes como Manuel Armella, Diego Martínez, Juan de Dios Pasos, Carlos Vellojín y Prisciliano Cabrales, quienes realizaron los primeros trabajos de la industria petrolera en Colombia en territorios que habían pertenecido a comunidades indígenas, de los actuales departamentos de Córdoba, Bolivar y Atlántico (ver "Especial Petróleo y Cusiana",Credencial Historia Nº 49, enero 1994). Por los años en que empezó a desarrollarse lo que ha dado en llamarse la fase costeña de la industria, concretamente en 1905, se expidió el decreto Nº 34, por el cual se confería al Ejecutivo autorización para otorgar privilegios en la construcción de canales, explotación del lecho de los ríos y canteras, depósitos de asfalto y aceites minerales. Este decreto fue ratificado por la ley 6 del mismo año, bajo cuya vigencia el gobierno otorgó a Roberto de Mares una concesión para explotación de yacimientos de petróleo en las áreas de Carare y Opón, justamente donde Jiménez de Quesada había visto manaderos de crudo. También en 1905, el gobierno concedió permiso para explotar fuentes de petróleo en el actual departamento de Norte de Santander a Virgilio Barco. Andando el tiempo, en la primera de estas dos concesiones se descubrió lo que se conoce en la industria petrolera con el nombre de un gigante, el campo Cira-Infantas, que tras sucesivos traspasos quedó finalmente en manos de la Tropical Oil Company, cuyas acciones pertenecían a la Standard Oil de New Jersey. Finalmente, luego de numerosas disputas legales que involucraron tanto a magistrados de la Corte Suprema de Justicia como a ex presidentes de la República, esta concesión revirtió al estado en agosto de 1951, siendo manejada por la compañía petrolera creada por el gobierno en 1948 con ese propósito. Es así como Ecopetrol acaba de cumplir cincuenta años, siendo hoy el eje de la industria en nuestro país. Luego de la firma de las concesiones de 1905, el país se preocupó por encontrar un marco legal adecuado para el desarrollo de la industria. No fue fácil, pues la disputa con Estados Unidos con motivo de la pérdida de Panamá generó numerosas controversias sobre la presencia de compañías petroleras de ese país en el nuestro, con la dificultad consecuente para adoptar normas que resolvieran el tema del marco de la contratación petrolera. En la década del 20, y tras la expedición de la ley 120 de 1919, se expidieron dos o tres regulaciones más, ninguna de las cuales puso punto final al problema. En 1928 empezó a discutirse lo que con el tiempo llegaría a ser la ley 37 de 1931, una de las más debatidas en la historia del Parlamento colombiano, con la cual empezó a definirse el marco del desarrollo de la industria petrolera. No se acogió entonces la fórmula propuesta de que el recurso fuera explotado por el Estado; se llegó a la figura de laconcesión, como la más adecuada para la estructura económica del país en ese momento. Esta ley y sus decretos reglamentarios se recogieron en 1953 en lo que se conoce con el nombre impropio de Código de Petróleos. La figura de la concesión así definida implicó que llegaran al país algunas de las compañías mas reconocidas a nivel mundial, que se hicieran titulares de contratos, la mayoría de los cuales ya revirtieron a Ecopetrol.
Complejo petrolero de Barrancabermeja. Fotografía de Leo Matíz, ca. 1940. Museo de Arte Moderno, Bogotá.
El contrato de concesión, que implicaba para el estado una participación en las regalías, en el producto bruto y en lo que se conoce con el nombre de cánones superficiarios, implicaba una serie de trámites gubernativos excesivamente lentos y dispendiosos, y la posibilidad de congelamiento de áreas sin la obligación que hoy tienen las compañías de ejecutar en ellas trabajos exploratorios; esta circunstancia, unida a una serie de fenómenos mundiales (Cfr. artículo de Rodolfo Segovia Salas en: "El Petróleo en Colombia". Bogotá: Ecopetrol, 2001) hizo que el gobierno del presidente Lleras Restrepo presentara un proyecto de ley que se convirtió en la ley 20 de 1969, cuyo artículo 12 autorizó al gobierno para declarar reserva nacional cualquier área petrolífera del país y aportarla, sin sujeción al régimen ordinario de contratación y licitación, a Ecopetrol. El propósito de reservar la administración de los hidrocarburos nacionales a Ecopetrol era el que esta empresa los explotara directamente o en asociación con el capital nacional o extranjero. Nació así el sistema contractual de asociación, vigente casi con exclusividad hasta nuestros días, y que tuvo su primera manifestación poco después al suscribirse el contrato con la Texas Petroleum Company, de donde resultaron los descubrimientos gasíferos de Chuchupa y Ballenas en la Guajira. En 1974, y durante la vigencia del estado de emergencia económica instaurado ese año, se expidió el decreto legislativo 2310 cuyos dos primeros artículos modificaron el sistema vigente hasta entonces para la exploración y explotación de hidrocarburos, reemplazando el sistema de concesión por el de explotación directa a cargo de Ecopetrol, o por el de "contratos de asociación, operación, de servicio o de cualquier otra naturaleza, distintos de los de concesión celebrados por dicha empresa, con personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras". Gobiernos posteriores han ajustado la política de asociación entre Estado y capital privado, lo cual ha permitido el incremento del número de contratos firmados, el consecuente incremento de pozos exploratorios y, como corolario necesario, el descubrimiento de otros dos campos gigantes, el de Caño Limón en 1983, y el de Cusiana Cupiagua en 1991. La novedad fundamental que implica el contrato de asociación frente al de concesión es la ninguna injerencia por parte de los organismos estatales en la programación y ejecución de las operaciones industriales que adelanta el titular de la concesión, especialmente en la etapa de explotación; en el contrato de asociación, por el contrario, el asociado particular y Ecopetrol preparan los planes concretos de operación, los presupuestos respectivos y todas las actividades necesarias para el aprovechamiento de los recursos petrolíferos, siempre que se esté en la fase de explotación, ya que en la de exploración la tarea es llevada a cabo por cuenta y riesgo de la asociada, participando Ecopetrol únicamente cuando se haya descubierto un campo comercialmente explotable. En los últimos tiempos, pareciera que el modelo del contrato de asociación hubiera entrado en crisis, y algunas voces muy autorizadas han planteado la necesidad de volver al esquema de concesión, sobre todo por el escaso éxito que Ecopetrol ha tenido en su gestión directa y por las inmensas cargas laborales de la empresa, las cuales incluso amenazan la estabilidad futura de la economía colombiana. El debate está abierto, y para encontrar la solución más adecuada habrá que mirar, como siempre, hacia el pasado, en el cual sin duda habrán de encontrarse las fórmulas para un mejor desarrollo del recurso en el futuro próximo. Los debates del proyecto que se convirtió en la ley 37 de 1931 presentan elementos aún hoy utilizables para encontrar las respuestas que el país requiere.