En la actualidad, hay dos tipos de contrato: el contrato de evaluación técnica (TEA) y el contrato de exploración y producción (E&P). En el pasado se utilizaron los contratos de concesión, en el periodo de 1905 a 1969 (Concesión Barco y de Mares), y el de asociación, que se creó con la Ley 20 de 1969, que establecía dicho contrato como instrumento jurídico para incentivar la exploración y producción en Colombia hasta el 2003, antes de la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH, 2016).
Este modelo aplica para los contratos que se suscriben como resultado de un proceso de asignación directa. En los casos de los procesos competitivos, el contrato que se suscribe es el que se publica y hace parte de los términos de referencia.
Este modelo de contrato colombiano se estructura como un sistema de regalías/impuestos. El contratista define el programa de trabajo, construye y es dueño de las facilidades, y opera con autonomía y responsabilidad, a su propio riesgo y costo. Así mismo, es dueño de todos los derechos de producción —después de regalías — y finalmente tendrá que hacer pagos a la ANH por los ingresos adicionales, cuando el precio internacional del crudo de referencia exceda un grado de activación. Al igual que el resto de las empresas colombianas, el contratista paga impuestos nacionales y subnacionales por ingresos, de acuerdo con la ley (ANH, 2016).
Es válido recordar que, aunque la ANH es la encargada de garantizar el cumplimiento de las obligaciones contractuales por parte de las compañías, no es autoridad ambiental ni social. Las funciones de seguimiento en estas materias están en cabeza de entidades como la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) o el Ministerio del Interior, dependiendo de la materia.
Mediante el contrato de E&P se otorga al contratista el derecho a explorar el área contratada, y a producir los hidrocarburos convencionales de propiedad del Estado que se descubran dentro de dicha área. Así las cosas, el contratista tendrá derecho a la parte de la producción de los hidrocarburos que le correspondan, provenientes del área contratada.
El periodo de exploración tendrá una duración de seis años, con prórrogas de hasta cuatro años, a partir de la fecha efectiva, y se dividirá en las fases que se describen en el anexo C (“Programa obligatorio de exploración”) del contrato. La primera fase comienza en la fecha efectiva, y las siguientes fases, el día calendario inmediatamente siguiente a la fase que le precede.
El periodo de producción tendrá una duración de 24 años por yacimiento, con prórroga, contados a partir de la fecha en que la ANH reciba del contratista la declaración de comercialidad. La ANH prorrogará el periodo de producción por extensiones sucesivas de hasta 10 años, y hasta el límite económico del campo, siempre y cuando se cumplan las condiciones establecidas en el anexo A del contrato.
Aplica para áreas libres, áreas especiales y, cuando así se disponga en los términos de referencia, para procesos competitivos o contratación directa. Su objetivo principal es evaluar el potencial hidrocarburífero de un área e identificar prospectos para celebrar un eventual contrato de E&P sobre una porción o la totalidad del área contratada.
El evaluador puede hacer actividades de exploración superficial de geología, pozos estratigráficos, aerofísica, etc., entre otras, con una duración máxima de 36 meses en áreas continentales y de 36 meses en áreas costa afuera, según el programa de trabajo.
El evaluador debe desarrollar el programa con autonomía bajo su responsabilidad operacional exclusiva, con un derecho de prelación para suscribir un contrato de E&P. La ANH, por su parte, verifica el avance de las actividades, administra la información obtenida en desarrollo del contrato y recauda el derecho económico.
Los derechos económicos son retribuciones económicas a favor de la ANH, pactadas en los contratos E&P. En la tabla siguiente se presenta un resumen de los diferentes derechos económicos, actualmente vigentes en la minuta de contratos misionales.
| Tipo | Cuantificación |
|---|---|
| Por precios altos | Participación sobre la producción de propiedad del contratista, en especie o en dinero, a elección de la ANH. |
| Como porcentaje de participación en la producción (%) | Cuando se haya pactado, el contratista pagará a la ANH el porcentaje de la producción, después de regalías, pactado y establecido en el contrato. |
| Por uso del subsuelo en áreas en exploración | El contratista pagará una tarifa por unidad de superficie del área de exploración (Ha). |
| Por uso del subsuelo en áreas de evaluación y de producción | El contratista pagará una tarifa por barril producido en áreas que se encuentren en evaluación o producción. |
Fuente: ANH, 2017.
En este mismo sentido, los contratos estipulan también la obligación de pago por concepto de transferencia de tecnología, como se detalla en la tabla transferencia de tecnología.
| Categoría | Valor |
|---|---|
| Transferencia de tecnología | 25 % del pago por uso del subsuelo en áreas en exploración. 10 % del pago por uso del subsuelo en áreas en explotación. |
Fuente: ANH, 2017.
Conozca información sobre la asignación de áreas.
Es importante señalar que, de acuerdo con la ANH, en Colombia no está previsto ni se han realizado excepciones en el otorgamiento de contratos. Cualquier aspirante a un área debe seguir y cumplir con el procedimiento establecido.
De acuerdo con la legislación colombiana, en el código de petróleos Articulo 22 y 142, el traspaso o transferencia de contratos de concesión de hidrocarburos está permitido siempre y cuando el nuevo adquiriente cumpla con todos los requisitos establecidos por las leyes colombianas. Es importante destacar que la transferencia de derechos solo tendrá valides si el gobierno colombiano acepta, a través de la autoridad competente.
Durante la vigencia fiscal 2016, se formalizaron un total de nueve (9) cesiones de contratos E&P y TEA, los cuales se enuncian a continuación:
| No. | CONTRATO | CEDENTE | CESIONARIO | PORCENTAJE |
|---|---|---|---|---|
| 1 | BALAY | AB EXPLORACION Y PRODUCCION B.V. | PAREX RESOURCES COLOMBIA LTD | 10% |
| 2 | RC-9 | ECOPETROL SA | ECOPETROL COSTA AFUERA | 50% |
| 3 | CHAZA | PETROLIFERA PETROLEUM (COLOMBIA) LIMITED | GRAN TIERRA ENERGY COLOMBIA LTD | 100% |
| 4 | CPE-6 | TALISMAN COLOMBIA OIL & GAS LTD | META PETROLEUM CORP | 100% |
| 5 | MIDAS | PETROLATINA ENERGY PLC SUCURSAL COLOMBIA NORTH RIDING ING SUCURSAL COLOMBIA |
GRAN TIERRA ENERGY COLOMBIA LTD | 70% 30% |
| 6 | CR-2 | OGX PETROLEO E GAS SA | DRUMMOND LTD | 30% |
| 7 | CR-3 | OGX PETROLEO E GAS SA | DRUMMOND LTD | 30% |
| 8 | CR-4 | OGX PETROLEO E GAS SA | DRUMMOND LTD | 30% |
| 9 | CERRERO | PERENCO OIL AND GAS COLOMBIA LIMITED | PAREX RESOURCES COLOMBIA LTD | 75% |
El seguimiento de contratos en la fase de exploración y producción, para contratos TEA, E&P y programas exploratorios posteriores, se describe en las figuras periodo de seguimiento de contratos en exploración y seguimiento de contratos en producción.
Fuente: ANH.
Fuente: ANH.
El seguimiento y gestión socioambiental a los contratos se describen en la siguiente figura.
Fuente: ANH.
[1] Para conocer más sobre los derechos económicos, véase el Anexo 3. Estructura de los derechos económicos.