Determinantes de la producción de petróleo en Colombia - un análisis empírico

Texto completo

(1)UNIVERSIDAD DE LOS ANDES Facultad de Economía Programa en Economía del Medio Ambiente y Recursos Naturales – PEMAR. DETERMINANTES DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN COLOMBIA: UN ANÁLISIS EMPÍRICO. Sandra Milena Lozano Vásquez1 Facultad de Economía Universidad de los Andes. Jorge Ignacio Vallejo Mejía Asesor de Tesis Facultad de Economía Universidad de Los Andes. Bogotá DC., Mayo del 2004.. 1. Agradezco al programa BID-CAF, y en especial al Ph.D Eduardo Uribe, por el apoyo ofrecido durante el desarrollo del programa en Economía Ambiental y Recursos Naturales. Así mismo, a profesores e investigadores que contribuyeron con sus comentarios y recomendaciones en la elaboración de esta investigación: Ms.C Jorge Vallejo, Ph.D Ramón Rosales, Ph.D Alejandro Gaviria, Ms.C Jorge Higinio Maldonado y Ms.C Paulo Aguirre.. 1.

(2) Bogotá, D.C., 29 de julio de 2004. Señores SISTEMA DE BIBLIOTECAS Sección Tesis Universidad de los Andes Bogotá. Estimados señores: Anexamos las microfichas de la versión final aprobada del Artículo Publicable “DETERMINANTES DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN COLOMBIA: UN ANÁLISIS EMPÍRICO”, elaborado por el estudiante SANDRA MILENA LOZANO VÁSQUEZ de código 200119059, para optar al Título de Magíster en Economía del Medio Ambiente y Recursos Naturales; asimismo los formularios correspondientes.. Atentamente,. JORGE IGNACIO VALLEJO Asesor de la Tesis.

(3) Tabla de contenido. 1. Introducción ...................................................................................................3 2. Identificación del problema y revisión de literatura ...........................................5 3. El Modelo........................................................................................................10 3.1 Modelo Teórico ............................................................................................ 10 3.2 Modelo de Expectativas............................................................................... 12 3.2.1 Modelo de Expectativas Adaptativas..................................................... 13 3.2.2 Ajuste Parcial ........................................................................................ 14 3.2.3 Modelo de combinación de expectativas adaptables y ajuste parcial ... 15 4. Los Datos........................................................................................................16 5. Estimación y resultados ..................................................................................20 6. Conclusiones ..................................................................................................24 Referencias.........................................................................................................27 Anexos................................................................................................................29 Tablas y Gráficos Gráfico No 1 Senda de producción y Reservas.……………………………………..9 Tabla No 1 Atentados a los oleoductos.……………………………………………..17 Tabla No 2 Estadísticas descriptivas de variables cuantitativas….………………19 Tabla No 3 Resultados de Estimaciones.……………………………………………22 Gráfico No 2 Senda de producción y Reservas (1946-2001).…………………….33 Gráfico No 3 Precios y Producción (1946-2001).…………………………………..33. 2.

(4) 1. Introducción Desde el siglo pasado, el sector petrolero ha venido jugando un papel ascendente dentro de la economía nacional no solo por su participación dentro del Producto Interno Bruto (PIB) y las exportaciones totales2, sino también por los grandes aportes fiscales3 que recibe el gobierno a través de la variada gama de impuestos que existen sobre la renta de las empresas productoras de crudo.. En 1999 la contribución por impuestos proveniente del sector petrolero fue superior a US$ 1.400 millones, comparado con el sector del carbón que fue tan solo de US$15 millones y el sector cafetero el cual no representó ninguna contribución fiscal directa a las finanzas públicas del país (Suescún, Montenegro y Pardo, 2002).. A partir de 1999 cuando la extracción del crudo alcanzó su punto máximo de 827.000 barriles por día (BPD), la producción ha venido registrando un continuo descenso hasta llegar a los 527.000 BPD en el 2003 debido a la escasa perforación de pozos; de continuar así, se espera que para el año 2004 esta producción baje a 485.000 BPD, lo que le dificulta al país mantener la condición de exportador y generar las divisas que requiere para mover la economía nacional.. La exploración es tal vez la actividad que más riesgo e incertidumbre puede involucrar al ser la encargada de encontrar el crudo que se encuentra ubicado en las diferentes zonas del mundo, esta actividad requiere un gran capital financiero y tecnológico, el cual se hace cada vez más escaso debido entre otras razones a la apertura que se ha venido presentando al capital extranjero por parte de algunos países, haciendo que exista una mayor demanda por capital para exploración; otro factor al que se le puede atribuir una disminución en la actividad exploratoria es el efecto que tienen los precios a nivel internacional, ya que cuando los precios 2. El petróleo represento el 45% de las exportaciones totales en el año 2002, dejando en segundo y tercer lugar el carbón y el café respectivamente. 3 El petróleo se ha convertido para Colombia en la principal fuente de ingresos fiscales al participar en el presupuesto nacional con más del 15% del total de aportes recibidos por el estado.. 3.

(5) disminuyen las compañías tienen unos excedentes financieros menores para destinarlos a la exploración.. Debido a la necesidad que tienen los países. por tener una mayor actividad. exploratoria, cada Gobierno propone diferentes métodos para atraer el capital financiero hacia su territorio, de tal manera que Colombia no es la excepción y en junio del 2003 se realizó un cambio institucional en el cual se modificó a Ecopetrol y se creo la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) con la cual se busca, primero. dar claridad y transparencia a todo el sector,. ya que Ecopetrol. se. constituía en juez y parte en la relación con todos los inversionistas, segundo al retirarle a Ecopetrol la administración del recurso, se va a especializar como empresa petrolera competitiva en actividades de exploración, producción, refinación y transporte4.. A pesar de las dificultades que se tienen en el país, el panorama de inversión exploratorio en Colombia para el 2004 es muy positivo, pues se cuenta con el presupuesto exploratorio más alto de los últimos 20 años, producto de la buena gestión que ha tenido Ecopetrol durante el año 2003 y a los altos precios internacionales del petróleo que registraron un promedio de US$31 por barril5. Aguirre (2003) realizó un estudio en el que determina algunos de los principales factores que afectan la exploración en Colombia; por esta razón este trabajo pretende complementar el análisis desarrollado por el autor estudiando algunos de los factores que pueden incidir sobre la actividad productiva.. Utilizando datos de las seis cuencas más activas del país entre los años de 1946 – 2001, este estudio reporta los resultados de dos modelos de expectativas (ajuste parcial y. expectativas combinadas), los cuales fueron estimados utilizando la. metodología en Datos Panel con el objetivo de hacer un análisis empírico de los principales factores que afectan la producción de petróleo en Colombia utilizando 4. Revista Javeriana. La universidad en diálogo con el mundo. Marzo 2004. No 702, tomo 140, año de publicación 71. 5 Carta petrolera, ECOPETROL S.A. No 108, abril – mayo de 2004. 4.

(6) el modelo integrado de Moroney y Berg (1999), y determinar que tan significativo resulta la influencia de los atentados a los oleoductos en la producción de crudo en el país. 2. Identificación del problema y revisión de literatura Entre 1977 y 1985 el país tuvo que importar crudo debido a que no hubo aportes significativos en las reservas y a los bajos precios que se presentaron en la primera mitad de la década del setenta. Sin embargo con la entrada en producción de Caño Limón (1984, 1000 mb) y de Cusiana. (1993, 2000 mb) Colombia se caracterizo. como una zona de gran. interés prospectivo. Después de haber sido importador neto en la década del setenta recupera su autosuficiencia a mediados de la siguiente década; se vuelve exportador medio con estos dos grandes yacimientos6.. La gran preocupación es que las reservas de crudo están cayendo y el país no ha logrado encontrar nuevos yacimientos que tengan la capacidad de reemplazar a Cusiana que ya empezó su etapa de declinación, lo que permite suponer que de no aparecer una sola gota adicional de reservas al final del año 2006 tendríamos que empezar a comprarle crudo a nuestros asociados, y de persistir la condición de no encontrar nuevas reservas, en el año 2009 habría que empezar a importar crudos y tendríamos que pagar el precio internacional7.. Las implicaciones que tiene. esta situación en la economía nacional son. alarmantes ya que de persistir la ausencia de nuevas reservas el país tendría a mediados de esta primera década del nuevo siglo, un déficit en la balanza de pagos del orden del 5% de su PIB y no sólo dejaría de reflejarse el dinero. 6. Carlos Guillermo Álvarez. Economía y política petrolera, 2000, pp. 160-161 Entrevista dada por el actual Ministro de Minas y Energía Luis Ernesto Mejía, a la revista Javeriana (marzo 2004. No 702, tomo 140) 7. 5.

(7) proveniente de las exportaciones en la balanza de pagos del país, sino que el desequilibrio seria en contra: habría más importaciones y menos exportaciones8.. Adicionalmente la progresiva desactivación de la industria traería consigo menos pago de impuestos y menos transferencias al estado, el cual deriva gran parte de su presupuesto para inversión social. Los departamentos y municipios donde se produce el crudo, se transporta o se exporta, verían disminuir sus regalías y con ellas sus presupuestos, es decir, sus dineros para el gasto y la inversión9.. Para. Colombia es muy importante tener. en cuenta los problemas que. se. generan debido al deterioro del orden público que se vive actualmente, y que impiden que las actividades de producción y exploración se lleven a cabo normalmente; estas condiciones se han convertido en un factor que ha golpeado fuertemente el sector petrolero al incrementar sustancialmente los costos de las firmas que operan en el país, lo que origina la salida de las mismas hacia países menos riesgosos.. Al respecto vale la pena destacar el trabajo de Offstein (2002) el cual encontró que existe una relación lineal inversa entre los precios del crudo y los ataques a los oleoductos, es decir los ingresos de la guerrilla decrecen cuando los precios del petróleo están bajos ya que las compañías se abstienen de pagar la extorsión lo cual genera los ataques, y por el contrario cuándo los precios del petróleo están altos las compañías prefieren pagar para evitar así el derrame del crudo. Por otra parte Aguirre (2003) encontró que los atentados contra los oleoductos tienen una influencia significativa y negativa sobre la perforación de pozos explorados.. 8. La economía del país no ha alcanzado un alto grado de diversificación de productos para colocar en los mercados exteriores, que le permitan compensar la pérdida de un producto de tan alto impacto como el petróleo. (Entrevista dada por Alberto Calderón Zuleta, entonces presidente de Ecopetrol, a la revista Semana (2002, 7 de Junio ). 9. Entrevista dada por Alberto Calderón Zuleta , entonces presidente de Ecopetrol, a la revista Semana (2002, 7 de Junio ). 6.

(8) Debido a la importancia que ha tomado el petróleo no solo para Colombia sino a nivel mundial se han venido desarrollando estudios que permiten mejorar y sugerir una producción sostenible del recurso. De hecho, la técnica de evaluación en la duración de las reservas y su momento previsto de declinación hace su aparición con el modelo expuesto por Hubbert (1962), llamado también la curva de Hubbert, el cual estimó con bastante precisión la declinación en los campos de los Estados Unidos y fue consistente con los parámetros históricos de producción (ver anexo A).. La idea básica detrás de este modelo es que la oferta de petróleo para una región determinada comenzará a niveles bajos, luego se incrementa hasta alcanzar un punto máximo y finalmente declina10. A pesar de que todas sus predicciones fueron correctas muchos economistas argumentan que la técnica de ajuste de su curva esta sesgada por que no tiene en cuenta los efectos que generan las variables económicas, políticas y tecnológicas.. Cleveland y Kaufmann (1991), argumentan que en las economías de escala los descubrimientos tempranos. de grandes campos, combinados con tecnología. hacen que los costos marginales de producción en el largo plazo disminuyan, lo cual se ve reflejado en un incremento de la producción acumulada. Después de esto el costo se incrementa por el efecto del agotamiento de las reservas y el requerimiento de mayor tecnología, de tal manera que la producción empieza su etapa de declinación. Esto les permitió demostrar que la curva que describe el comportamiento de los costos tiene la forma de U y la curva de producción, tiene la forma de U invertida.. Kaufmann (1991) utiliza un proceso econométrico que le permite comparar las desviaciones que se presentan en la curva de ajuste de Hubbert con la tasa actual de producción. Esto lo hace incorporando al modelo que va estimar las variables económicas que afectan la producción acumulada de petróleo. Dicho 10. Douglas B. Reynolds, 2002 Organization of the Petroleum Exporting Countries, pp 149. 7.

(9) procedimiento consistió en tomar el error que se genera entre la diferencia de la tasa de producción estimada (qte) y la tasa actual de producción (qt ) como variable dependiente en el modelo a estimar y todas los factores económicos como las variables independientes. Finalmente encontró que los resultados obtenidos de esta estimación presentan un mejor ajuste a la tasa actual de producción.. Pesaran y Samiei (1995) realizan un trabajo el cual tiene por objetivo examinar desde un punto de vista econométrico, el modelo de Hubbert y las extensiones de su modelo realizadas por Kaufmann (1991) y Cleveland y Kaufmann (1991). Los autores encontraron que incorporando los factores económicos y políticos dentro de la estimación de la producción de petróleo en los Estados Unidos presenta un mejor resultado que el obtenido del modelo original de Hubbert.. Por otro lado Moroney y Berg (1999) argumentan que las reservas son el inventario físico que alimenta la producción; el aumento y disminución en la producción debe ser aproximadamente igual al aumento y disminución de las reservas11, estas dos deben coincidir como lo muestra el gráfico No 1.. 11. Pindyck (1978) determinó que el tamaño de las reservas de hoy depende de la decisión de inversión en exploración y producción tomada en el período pasado. Si el beneficio esperado por explorar es mayor que el beneficio derivado de otros sectores entonces la compañía explora. Por otro lado si el precio real del recurso es mayor que el costo marginal de producir, entonces la compañía produce.. 8.

(10) Gráfico No 1 Senda de producción y reservas Reservas y Producción. Tiempo. Estos autores en su trabajo utilizan el modelo geofísico de Hubbert y las variables económicas de Kaufmann, para mostrar que las reservas físicas combinadas con los factores económicos definen de manera más precisa la producción de petróleo, lo cual les permite plantear cuatro modelos: uno geofísico que tiene en cuenta sólo las reservas físicas, uno económico. que tiene en cuenta sólo las variables. económicas, uno integrado el cual incorpora tanto las variables físicas como económicas y uno de ajuste parcial del modelo integrado.. Los resultados obtenidos de las estimaciones en cada uno de los modelos les permitieron. concluir que el modelo integrado es el que mejor describe la. producción acumulada de petróleo en los Estados Unidos. Por otra parte en el trabajo realizado por Perry y Barrera12 (1992) se encontró que el nivel de producción depende del nivel de reservas remanentes13 y de su. 9.

(11) grado de desarrollo y madurez14. La curva de producción asciende hasta un tope, y después de un determinado período entra en declinación.. Para el desarrollo de este trabajo se utiliza el modelo integrado propuesto por Moroney y Berg (1999), por ser un modelo simple pero que involucra los principales factores que inciden en la producción, adicionalmente este es un modelo que permite ser modificado de acuerdo a las características particulares del sitio de estudio; en este trabajo se incluye adicionalmente la variable atentados a los oleoductos ya que en Colombia este es un factor importante y del cual se podría esperar una influencia negativa sobre la producción.. 3. El Modelo La explotación de los recursos naturales, los cuales no son producidos por la acción del hombre sobre la naturaleza, despierta una gran preocupación a la hora de decidir cual es su tasa de extracción óptima. El modelo básico planteado para estimar la producción acumulada de un recurso como el petróleo es el propuesto por Hubbert (1962), a partir del cual se han realizado diversas extensiones que han permitido describir de manera más precisa la producción del recurso.. 3.1 Modelo Teórico Para describir la producción de petróleo en los Estados Unidos. los autores. Moroney and Berg (1999) plantean su modelo Integrado a través de una ecuación trascendental de la siguiente manera:. 12. Guillermo Perry y Felipe Barrera, ¿Cusiana un hecho aislado? Determinantes de la exploración y producción petroleras en Colombia, Lecturas de Economía, 36, Enero- Julio de 1992. pp 95 13 Entendiendo las reservas remanentes como la reservas totales descubiertas menos la producción acumulada. 14 Las reservas recién descubiertas requieren de un período de desarrollo de los yacimientos y las facilidades de almacenamiento.. 10.

(12) α1. Qt = α Reserv t-1. RPt. α2. e. α3 TRC t. e. εt. (1). Donde, Reservt-1 representa el stock de reservas físicas rezagada un período, RP representa el precio del petróleo en el período t, TRC es una variable regulatoria que determina la producción actual, y et es el término de error.. Si. α1 > 0 un incremento en el stock de reservas conocidas incrementa la. producción. El logaritmo de las reservas rezagadas un período es una variable predeterminada; su valor influye en el año actual de la producción. α2, muestra la elasticidad de la oferta en respuesta a un cambio en el precio real del recurso. α3 , muestra la elasticidad de la producción en respuesta a cambios en los factores de regulación.. La ecuación (1) se puede expresar en forma logarítmica de la siguiente forma: Ln Qt = ln (α) + α1 ln (Reserv t-1) + α2 ln (RPt) + α3 TRCt + α4 dum1 + ε t (2) Donde, la Variable dum1 mide la significancia del cambio en los datos15.. Para estimar la producción de petróleo en Colombia, se modifican algunas variables del modelo original planteado por los autores ya que las características del entorno económico de los dos países difieren en ciertos aspectos, de esta manera la especificación de la ecuación a estimar será de la siguiente forma: Ln Yt = ln (α) + α1 ln (Reserv t-1 ) + α2 ln ( Pt ) + α3 AOt + α4 PCP + α4 TC2 +ε t (3). 15 En este estudio la recolección de los datos se hizo de dos entidades diferentes (de Estados Unidos), las cuales manejan distintos métodos de medir y presentar las series, la variable dum1 mide la significancia de estos cambios.. 11.

(13) Donde, la variable Yt representa el nivel de producción del recurso, la variable Reservt-1 representa el tamaño de las reservas remanentes en el período pasado, La variable Pt representa el precio de petróleo en este caso el del West Texas Intermediate ( WTI ) de referencia para Colombia, AO representa los atentados a los oleoductos, PCP es una variable dummy que representa el periodo de crisis de petróleo en los años1974 -1985, TC2 es una variable dummy que representa el cambio en el tipo de contratación y finalmente ε t es el término de error.. 3.2 Modelo de Expectativas El productor por lo general no reacciona instantáneamente ante los cambios que se presentan en el entorno económico, además, algunas de las variables consideradas en el modelo (3) no son directamente observables como es la producción esperada y los precios, lo cual hace necesario suponer diferentes hipótesis acerca de cómo se forman las expectativas del productor para poder estimar la ecuación econométricamente.. 12.

(14) 3.2.1 Modelo de Expectativas Adaptativas16 La Ecuación (3) postula que la producción de petróleo esta en función del precio (Pt), puesto que la variable Pt no es directamente observable, se puede formular la hipótesis sobre la manera como se forman las expectativas del productor con base a las experiencias pasadas de la siguiente manera: Log Pte – Log Pet-1 = γ [ Log Pt - Log Pet-1 ]. (4). Donde γ (0 < γ < 1) es conocido como el coeficiente de expectativas. Lo que implica (4) es que los “agentes económicos adaptarán sus expectativas a la luz de la experiencia pasada y que en particular, ellos aprenderán de sus errores17 ”.. Reemplazando (4) en (3), y suponiendo que el valor esperado de las reservas remanentes (Reservt) y. el valor esperado de la producción (Yt) es igual al. observado se obtiene la siguiente forma funcional, la cual depende de las variables observables (ver anexo B). Log Yte = log β0 + β1 log (reservt-1) + β2 log (Reservt-2) + β3 log (Pt-1 ) + β4 log (Yet-1) + Vt. (5). Donde: β0 = γ α0. β1 = α1. β2 = α1 (γ - 1). β3 = α2 γ. β4 = (1 - γ). Vt = Ut – (1 - γ) Ut-1. De esta expresión obtenemos las elasticidades de corto plazo las cuales están representadas por los coeficientes β1 ....... β4.. 16 17. Gujarati, cuarta edición, p 646 G. K. Shaw, Rational Expectation: An Elementary Exposition, St. Martin’s Press, Nueva York, 1984, pp 25.. 13.

(15) 3.2.2 Ajuste Parcial18 Asumiendo que los agentes económicos forman sus expectativas sobre la variable de producción bajo la hipótesis de ajuste parcial. se puede expresar de la siguiente manera: Log Yt – Log Yt-1 = δ [ Log Yte – Log Yt-1 ]. (6). El termino δ se conoce como el coeficiente de ajuste, en el que se espera que 0 < δ < 1 puesto que es probable que el ajuste de la producción deseada sea incompleto debido a las rigideces de las firmas u obligaciones contractuales.. Reemplazando (6) en (3), y suponiendo que el valor esperado de las reservas acumuladas y el precio es igual al observado, encontramos la siguiente expresión (ver anexo C). Log Yte = log β0 + β1 log (Reservt-1 ) + β2 log (Pt ) + β3 log (Yt-1 ) +Vt. (7). Donde: β0 = δ α0. β1 = δ α1. β2 = δ α2. β3 = (1- δ). Vt = δ ut. De esta expresión obtenemos las elasticidades de corto plazo las cuales están representadas por los coeficientes β1 ....... β3.. 18. Gujarati, cuarta edición, p 648. 14.

(16) 3.2.3 Modelo de combinación de expectativas adaptables y ajuste parcial19 En este modelo se supone que las expectativas de la firma se forman con base al valor de la diferencia entre precio esperado del recurso y el valor esperado de la producción. Reemplazando (4) y (6) en (3), y suponiendo que el valor esperado de las reservas acumuladas es igual al valor observado se obtiene (ver anexo D). Log Yt = β0 + β1 log (Reservt-1 ) + β2 log (Reservt-2 ) + β3 log (Pt-1) + β4 log (Yt-1) + β5 log (Yt-2 ) + Vt. (8). Donde: β0 = δ α0 γ. β1 = δ α1. β2 = δ α1 (γ-1). β3 = δ α2 γ. β4 = [(1-δ) + (1-γ)]. β5 = [(1-δ) (1-γ) ] Vt = δ ut - (1-γ) δ ut-1. De esta expresión obtenemos las elasticidades de corto plazo las cuales están representadas por los coeficientes β1 ....... β5.. 19. Gujarati, cuarta edición p 651. 15.

(17) 4. Los Datos Para el desarrollo de este estudio se tomaron en cuenta las seis cuencas que tienen un mayor historial en materia de producción y exploración de petróleo en Colombia. Estas cuencas son el Valle inferior del Magdalena (VIM), Valle medio del Magdalena (VMM) localizada en el Departamento de Santander, Valle superior del Magdalena (VSM) la cual se encuentra ubicada en Neiva (Huila), Catatumbo (CAT) localizada en Arauca, Casanaré y los Llanos Orientales, Putumayo (PUT) Localizada en Orito (Putumayo) y Los Llanos Orientales (LLA) localizada en Apiay, Villavicencio (Meta). Todos los datos que se utilizan corresponden al período comprendido entre el año de 1946 – 2001. Esta información fue suministrada por el ministerio de Minas y Energía20, la Empresa Colombiana de Petróleos (Ecopetrol)21, y La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME)22.. La información de las reservas fue suministrada en su gran mayoría por el Ministerio de Minas y Energía y la página web de Ecopetrol, los datos corresponden al stock de reservas remanentes23 de cada cuenca. Para esto fue necesario tener la información de los. campos petroleros. ubicados en las. diferentes cuencas.. La mayor parte de los datos de producción fueron suministrados por el Ministerio de Minas y Energía, y. se complementaron con datos de la página web de. Ecopetrol y la Unidad de Planeación Minero Energética. Para esto fue necesario, primero hacer un filtro para identificar a que campo pertenecen los diferentes pozos y. de este modo determinar la. producción para cada cuenca.. La. producción más importante viene de los Llanos Orientales (LLA) y del Valle Medio del Magdalena (VMM).. 20. www.minminas.gov.co www.ecopetrol.gov.co 22 www.upme.gov.co 23 Entendiendo por reservas remanentes como el stock de reservas estimadas del año anterior, más las nuevas reservas descubiertas en el año actual, menos la producción del año actual. 21. 16.

(18) Colombia cuenta con una extensa red de oleoductos de petróleo y gas, la cual comprende aproximadamente 11.859 km y tiene como finalidad transportar el crudo hasta las principales refinerías24 del país y puertos de exportación. Para establecer como los ataques contra los oleoductos por los grupos alzados en armas afectan la producción, se toma la influencia de los oleoductos sobre cada una de las cuencas. El oleoducto de Caño Limón Coveñas (OCC) afecta las cuencas de VIM, VMM, LLA y CAT. El oleoducto de Colombia (ODC) afecta las cuencas de VIM, VMM, VSM, LLA. El oleoducto Trasandino (OTA) afecta la cuenca de (PUT) y finalmente el oleoducto Ocensa (ODO) afecta las cuencas de VIM, VMM, VSM, LLA. En la tabla No 3 se muestra los ataques a estos cuatro oleoductos desde el año de 1986.. Tabla No 1 Atentados contra los oleoductos Año OCC ODC 1986 23 0 1987 11 0 1988 50 0 1989 29 0 1990 23 0 1991 60 8 1992 62 24 1993 38 10 1994 45 9 1995 46 8 1996 47 13 1997 64 3 1998 77 2 1999 79 0 2000 96 4 2001 167 2 Total. 917. 83. OTA ODO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 11 0 22 0 5 0 7 0 2 0 27 0 4 2 79 2 49 0 101 9 83 8 390. 21. Fuente: Ecopetrol. 24 Las principales refinerías del país se encuentran ubicadas en Barrancabermeja y Cartagena, con una capacidad de 205.000 y 74.000 barriles diarios respectivamente. www.Ecopetrol.gov.co. 17.

(19) El precio del petróleo WTI de referencia para Colombia es el valor promedio anual y calculado a partir de valores mensuales y llevados a valores del 2001 corrigiendo por inflación del dólar25. Por otro lado para observar el efecto que tuvo la crisis sufrida por los países árabes sobre la producción, a través del incremento del precio en el periodo comprendido en los años 1974 – 1985 se adiciona una variable dummy (PCP), la cual toma el valor de uno durante la crisis y 0 de otra manera (Paulo Aguirre, 2003).. Para observar. el efecto en la variación en los términos de contratación se. adiciona otra variable dummy (TC2) que toma el valor de uno desde el año de 1990, a partir del cual el gobierno reestructuro los términos contractuales tomando medidas favorables para las empresas asociadas en términos de la repartición de la producción. Esto se hizo a través del método de producción escalonada, según el cual, a medida que aumentaba el nivel de producción (medido en barriles), Ecopetrol aumentaba el porcentaje de la producción apropiado. (Suescún, Montenegro y Pardo, 2002) Ver anexo E.. En la tabla No 2 se muestran las estadísticas descriptivas de las variables cuantitativas utilizadas en el modelo.. 25. Consultado en febrero 10, 2003 en http://oregonstate.edu/Dept/pol_sci/fac/sahr/cf166503.xls. 18.

(20) Tabla No 2 Estadísticas descriptivas de las variables cuantitativas Cuenca. Variable. Reserv VIM. Y AO. Reserv VMM. VSM. Y. Reservas Remanentes Producción. Reserv. Reservas Remanentes Producción. Y. Y AO Reserv. LLA. Atentados a Oleoductos. Atentados a Oleoductos. Reserv. CAT. Reservas Remanentes Producción. AO. AO. PUT. Descripción. Y. Atentados a Oleoductos Reservas Remanentes Producción Atentados a Oleoductos Reservas Remanentes Producción. AO. Atentados a Oleoductos. Reserv. Reservas Remanentes Producción. Y AO. Atentados a Oleoductos. P. Precio del Petróleo. Unidades. Observaciones Máximo. Media. Mínimo. Millones de 1946 – 2001 barriles Millones de 1946 – 2001 barriles Ataques por 1986 – 2001 Año. 45,73. 14,12. 1,69. 8,21. 1,19. 0. 63,81. 177. 11. Millones de 1946 – 2001 barriles Millones de 1946 – 2001 barriles Ataques por 1986 – 2001 Año. 1499. 1097. 0. 8,21. 1,19. 0. 63,81. 177. 11. Millones de 1946 – 2001 barriles Millones de 1946 – 2001 barriles Ataques por 1986 – 2001 Año. 348,6. 126,2. 0. 32,3. 8,91. 0. 6,5. 24. 0. Millones de 1946 – 2001 barriles Millones de 1946 – 2001 barriles Ataques por 1986 – 2001 Año. 274. 112,6. 0. 34,7. 5,19. 0. 24,38. 101. 0. Millones de 1946 – 2001 barriles Millones de 1946 – 2001 barriles Ataques por 1986 – 2001 Año. 436,4. 290,5. 0. 20,6. 5,27. 0. 57,31. 167. 0. Millones de 1946 – 2001 barriles Millones de 1946 – 2001 barriles Ataques por 1986 – 2001 Año. 2309,8. 546. 0. 245,1. 36,6. 0. 63,81. 177. 11. 80,38. 26,58. dólares del 2001. 1946 – 2001. 12,34. 19.

(21) 5. Estimación y resultados Los datos que se encuentran disponibles para realizar estudios empíricos pueden presentarse de tres formas: I. Series de tiempo: la cual corresponde a la información recogida a lo largo de un período. II. Corte transversal: corresponde a la información recogida en un punto del tiempo. III. Información longitudinal o de panel: La cual contiene tanto información de series de tiempo como de corte transversal. El modelo que se plantea en este trabajo utiliza datos de información longitudinal, por lo que se usa la metodología en datos panel26 por ser una de las que mejor se ajusta a los requerimientos del estudio, permitiendo analizar tanto las diferencias en el comportamiento de la producción entre cuencas a lo largo del tiempo, como los cambios en la producción de todas las cuencas en un punto determinado del tiempo.. Datos panel presenta algunas ventajas frente a las estimaciones individuales de series de tiempo y corte transversal entre las que se encuentran27: Proporcionan una mayor cantidad de datos informativos, pueden medir mejor los efectos que no se pueden observar en series de tiempo y corte transversal, minimizan el sesgo que pudiera resultar si se agregaran unidades en amplios conjuntos, proporcionan una mayor cantidad de datos informativos, más variabilidad, menos colinealidad entre variables, más grados de libertad y una mayor eficiencia.. Cuando se trabaja con modelos autorregresivos (modelos de expectativas) se puede presentar el problema de correlación serial ya que la variable dependiente rezagada se encuentra al lado derecho de la ecuación. La prueba de Breusch – Godfrey muestra la presencia de correlación serial en algunas de las secciones cruzadas. Si existe autocorrelación en alguna de las estimaciones individuales 26 27. Gujarati, cuarta edición pp. 613- 629 Baltagi (1995),Econometric Analysis of Panel Data.. 20.

(22) entonces estará presente en todo el panel28. “Si se ignora la presencia de correlación serial, entonces los estimadores obtenidos serán consistentes pero no eficientes (no tienen la menor varianza)” (Baltagi, 1995, p. 81). Para tratar de controlar la correlación debido a la presencia de la variable dependiente al lado derecho de la ecuación se aplicó el método de variables instrumentales29 en cada uno de los modelos autorregresivos, obteniendo unos mejores estimadores.. Las estimaciones en datos panel para las seis cuencas se hace por el método de mínimos cuadrados generalizados (General least squares) al encontrarse la presencia de heterocedasticidad en los datos transversales, los resultados de estas estimaciones no afectan los resultados de los parámetros y por el contrario genera unos estimadores eficientes, es decir, los de menor varianza30. La estimación se hizo por efectos fijos ya que los efectos aleatorios requieren que el número de unidades transversales sea mayor. que el número de variables. independientes31. Adicionalmente se realizo el test de Wald mediante el cual se puede concluir que los interceptos para los dos modelos son estadísticamente diferentes entre sí.. La prueba F de significancia global nos muestra que los coeficientes de pendiente de. los. modelos. de. ajuste. parcial. y. expectativas. combinadas,. son. simultáneamente diferentes de cero. La prueba de causalidad de Granger nos permite ver que no existe causalidad bilateral entre las reservas y la producción, ya que los coeficientes de cada una de las variables no son estadísticamente significativos en ambas regresiones32. Los resultados de las estimaciones de los dos modelos de expectativas se muestran en la tabla No 3. A partir de la cual se pueden considerar algunos aspectos.. 28. Sayrs, “Pooled Time Series Analysis” pp 13-14 Liviatan, Consistent Estimation of Distributed Lags, International econometric review, vol 4, 1963, pp 44 - 52 30 “Para obtener una función de regresión poblacional más confiable sería deseable dar más peso a las observaciones que están agrupadas cerca de su media (poblacional) que aquellas que están ampliamente dispersas a su alrededor”. Gujarati, cuarta edición p 382 31 Judge, plantea que si T (el número de datos de series de tiempo) es grande y N (el número de unidades transversales) es pequeño, es conveniente aplicar el método de efectos fijos. 32 Gujarati, cuarta edición, pp. 672 29. 21.

(23) Tabla No 3. Resultados de la estimación para El modelo de producción Ajuste Parcial Variable dependiente: Logaritmo de Yt. Coeficiente. Logaritmo de las reservas acumuladas (-1). &. Combinadas Coeficiente. &&&. 0,131 (1,712). 0,272 (4,836). Logaritmo de las reservas acumuladas (-2). -0,017 (-0,103). Logaritmo del precio (-1). 0,233 (1,817). &&&. &&&. Logaritmo del precio. 0,286 (1,638). Atentados contra los oleoductos. -0,002 (-2,173). Logaritmo de la producción estimada (-1). 0,517 (4,473). &&. -0,001 (-1,725). &. 0,283 (0,734) &. Logaritmo de la producción estimada (-2). Periodo de crisis del petróleo (dummy). Tipo de contratación de conseción y asociación (dummy). &&&. 0,556 (3,168) &&. &&. -0,168 (-1,982). -0,137 (-2,081). 0,074 (1,209). 0,042 (0,616). &&. EFECTOS FIJOS &&&. Intercepto VIM. -0,487 (-2,1691). -0,348 (-1,854). Intercepto VMM. -0,498 (-2,1133). &&. -0,402 (-2,129). Intercepto VSM. -0,517 (-2,242). &&. -0,372 (-1,923). Intercepto CAT. -0,693 (-2,844). &. -0,431 (-0,431). Intercepto PUT. -0.494 (-2,145). &&. -0,357 (-1,873). Intercepto LLA. -0,423 (-1,818). &&&. -0,310 (-1,709). R-cuadrado R-cuadrado ajustado Log likelihood. 0,79 0,78 -11,94. &. &&. Nivel de significacia del 1%, Nivel de significancia del 5%, *El número que esta en paréntesis corresponde al estadístico t.. &&&. &&. &&. &&&. &&&. &&&. 0,80 0,79 3,40. nivel de significancia del 10%. 22.

(24) En los dos modelos los estimadores de las reservas remanentes rezagadas un periodo son significativos y tienen el signo esperado. Estos resultados indican que cuando hay un incremento en el stock de reservas, la producción también se incrementa, del mismo modo cuando estas empiezan a decrecer la producción también lo hace. Es importante notar que estos resultados corroboran la teoría que sustenta que las reservas son el alimento de la producción, la cual crece hasta alcanzar un punto máximo a partir del cual empieza a declinar. La variable de reservas remanentes rezagadas dos períodos no resultó significativo, ni de signo esperado en ninguno de los modelos.. En los dos modelos el precio resultó significativo y de signo esperado, en ajuste parcial la producción depende del precio del crudo en el periodo actual y en expectativas combinadas la producción depende del precio del crudo en periodo anterior. El precio del petróleo en el futuro es un interrogante difícil de responder, puesto que en la economía no existen las verdades absolutas, sin embargo podemos apoyarnos en el pasado y hacer predicciones del mismo para sacar el mejor provecho, un ejemplo de esto son las comparaciones que se pueden hacer entre dos ó mas indicadores de acuerdo al comportamiento que hayan tenido los precios en un periodo dado y así. determinar que puede ser más rentable si. producir más y generar un ahorro ó por el contrario tener una menor producción.. Por otro lado los atentados tienen una influencia negativa y significativa en los tres modelos, lo que indica que un incremento en el número de atentados a los oleoductos por parte de los grupos alzados en armas reduce la producción. Esto posiblemente se puede deber a dos cosas, la primera es que el ataque a un oleoducto como el de Caño Limón Coveñas el cual transporta aproximadamente 250.000 barriles de petróleo diarios, hace que se reduzca el volumen de crudo que se traslada diariamente, haciendo disminuir el número de barriles producidos. Y la segunda está relacionada con lo que encontró Aguirre (2003) el cual determino que los atentados afectan negativamente la perforación de pozos explorados, lo disminuye la probabilidad de encontrar nuevas reservas.. 23.

(25) La variable de periodo de crisis de petróleo (PCP) que representa el incremento del precio debido a la crisis sufrida en los países árabes durante el periodo de 1974 – 1985, resulto de signo negativo y significativo en cada uno de los modelos. Esto se puede interpretar como una reducción en la producción de petróleo en este período debido a que el país era menos atractivo para invertir en exploración al ser comparado con otros países, lo que llevó a una disminución de las reservas y por lo tanto una menor producción.. El tipo de contratación (TC2), a pesar de tener el signo esperado no resulto significativo en ninguno de los modelos, sin embargo esto no nos dice mucho, ya que es difícil establecer si un contrato (para nuestro caso el de asociación) es bueno o malo mirando simplemente las regalías, los impuestos ó solamente la distribución de la producción. Realmente para hacer una evaluación acerca de lo bueno o malo que puede ser un tipo de contrato es necesario tener en cuenta el resultado global de toda la actividad33.. 6. Conclusiones Como se puede observar los resultados obtenidos de las estimaciones se ajustan a lo esperado, por lo que podría considerarse que el modelo que integra las variables geofísicas y económicas es un modelo robusto y confiable para describir la producción del petróleo.. Se encontró evidencia empírica que muestra que la producción depende del tamaño de las reservas remanentes, lo cual confirma los resultados obtenidos por Perry y Barrera (1992), en el que se estimó que las reservas son un factor determinante en la producción de crudo.. 33. Colombia adoptó el criterio de “ % tomado por el Gobierno” para evaluar las condiciones del contrato de asociación y compararlo con las condiciones de otros países.. 24.

(26) Los resultados obtenidos en el modelo de ajuste parcial y expectativas combinadas nos muestran que el precio del petróleo rezagado un período es una variable relevante que afecta la producción. Tal vez el precio del petróleo es una de los principales factores que influyen en la producción, por lo que debería ser tomado en cuenta como un instrumento valioso que puede ayudar a tomar medidas más apropiadas en cuanto la relación reservas – producción.. En el modelo de ajuste parcial y expectativas combinadas se encontró que los ataques a los oleoductos tienen una influencia negativa sobre la producción, lo que nos sugiere que la falta de seguridad en la infraestructura petrolera puede generar algo de desconfianza a las compañías productoras de crudo, haciendo de pronto más atractivo otros países que no presentan este problema y que adicionalmente manejan unas probabilidades de éxito34 mayores a las que tiene Colombia actualmente.. El tipo de contratación en el modelo de ajuste parcial y de expectativas combinadas a pesar de tener el signo esperado no resultó significativo. Sin embargo este resultado puede no ser definitivo ya que en este estudio la evaluación de las condiciones del contrato de asociación se hizo teniendo en cuenta solamente la distribución de la producción; para tener un mejor resultado sería bueno tomar en cuenta el resultado global de toda la actividad.. Saber con certeza cómo debe ser una política de explotación petrolera no es fácil, toda política que se implemente puede tener bien sea un buen resultado ó uno no muy bueno, lo importante es aprovechar al máximo los recursos que se tienen y la información que se conoce. Colombia ha emprendido una nueva etapa con los cambios realizados en el 2003, y decir que tan bueno o malo puede llegar a ser, es muy apresurado, por lo que pienso que el Gobierno debe centrar su interés en seguir fortaleciendo a Ecopetrol como una empresa competitiva y perdurable en el. 34. Colombia tiene una probabilidad de éxito acumulada del 20%.. 25.

(27) futuro, pero sin desconocer que el problema de seguridad es fundamental para generar un ambiente económico más confiable.. 26.

(28) Referencias Aguirre, Paulo., (2003) Exploración de petróleo en Colombia: Una aproximación empírica. Tesis meritoria, Cede/Uniandes.. Álvarez, C.G. Economía y política petrolera. Bogotá, octubre de 2000. Baltagi, B.H., (1995). Econometric Analysis of Panel Data. Chichester: John Wiley and Sons. Carta Petrolera, ECOPETROL S.A. No 108, abril – mayo de 2004.. Cleveland, C.J and R. Kaufmann (1991). Forecasting Ultimate Oil Recovery and Its Rate of Production: Incorporating Economic Forces into the Models of M. King Hubbert. “The Energy Journal 12(2). Douglas B. Reynolds., (2002). Using non-time-series to determine supply elasticity: How far do price change the Hubbert curve?. Organization of the Petroleum Exporting Countries. Perry, G y Barrera, F., (1992). ¿Cusiana, un hecho aislado? Determinantes de la exploración y producción petroleras en Colombia. Lecturas de Economía. No 36. Enero-Julio, pp 95. Greene, W.H., (2003) Econometric Analysis. New York University.. Gujarati, D.N., (2003) Econometría. Bogotá: McGraw Hill. Hubbert, M.K., (1962). Energy Resources. A Report to the Committee on Natural Resources, Publication 1000-D. Technical report, National Academy of Sciences, Washington, D.C.. 27.

(29) Kaufmann, R.K. Oil production in the lower 48 states Reconciling curve fitting and econometric models. Resources and Energy 13 (1991) 111-127. North-Holland Pesaran M.H and Samiei, H., Forecasting ultimate resource recovery. International Journal of Forecasting 11 (1995) 543-555. Moroney J.R. y Douglas, M.B., (1999). An Integrate Model of Oil Production. The Energy Journal, vol. 20, Nro. 1.. Offstein, N., (2002). An Extraordinary Guerrilla Movement. Documentos CEDE. Universidad de los Andes. Pindyck, R., (1978). The optimal exploration and production of nonrenewable resources. Journal of Political economy, 86, 841-861.. Revista Javeriana. La Universidad en diálogo con el mundo. Marzo 2004. Nro 702. Tomo 140 Año de publicación 71.. Sayrs, L.W., (1989). Pooled Time Series Analysis, Series: Quantitative Applications in the Social Sciences. Newbury Park, California: SAGE Publications Shaw, G.K. (1984) Rational Expectation: An Elementary Exposition, St. Martin’s Press, Nueva York. Suescún, Montenegro y Pardo., (2002). Petróleo, Vulnerabilidad de la Economía Colombiana y Políticas de Estabilización. En Montenegro, Santiago y Esteiner (Eds). Propuestas para una Colombia Competitiva. Bogotá: CAF, Cede/Uniandes, Harvard, Alfaomega.. www.ecopetrol.gov.co www.minminas.gov.co www.upme.gov.co. 28.

(30) Anexos Anexo A Modelo de Hubbert El modelo de producción acumulada de Hubbert puede ser escrito de la siguiente manera:. Qt =. Q∞ 1 + No e −α (t − to ). (. ). (A.1). Donde t es el tiempo, t0 es el tiempo inicial y Q∝ es la producción acumulada en el ultimo periodo.. No =. (Q. ∞. − Q0 ). (A.2). Q0. Donde Qo es la producción acumulada en el año to . A partir de la ecuación A.1 derivando la condición de primer orden se obtiene:. Q∞ α No e α (t − to ) ∂Qt = qt = 2 ∂t 1+ No e − α (t − to ). (. ). (A.3). La cual describe la tasa anual de producción del recurso.. 29.

(31) Anexo B Expectativas adaptables. Suponiendo que el valor esperado de las reservas acumuladas y la producción es igual al esperado, y reemplazando (3) en (4) se obtiene:. Log Yte = log αo + α1 log Reserve t-1 + α2 [ γ log Pt-1 + (1-γ) log Pet-1 ] + ut. (B.1). Rezagando un periodo a (B.1): Log Yet-1 = log αo + α1 log Reserve t-2 + α2 log Pet-1 + ut-1. (B.2). Multiplicando (B.2) por (1-γ) se obtiene: (1- γ) log Yet-1 = (1-γ) log αo + α1 (1- γ) log Reserve t-2 + α2 (1- γ) log Pet-1 + (1- γ) ut-1 (B.3) Restando (B.3) de (B.1) y reorganizando términos se obtiene: Log Yte = log β0 + β1 log Reservet-1 + β2 log Reservet-2 + β3 log Pt-1 + Vt. (B.4). 30.

(32) Anexo C Ajuste Parcial.. Suponiendo que el valor esperado de las reservas acumuladas y el precio es igual al esperado, y reemplazando (3) en (6) se obtiene: Log Yt = δ αo + δ α1 log Reservet-1 +δ α2 log Pte + (1-δ) log Yt-1 + δ ut. (C.1). Sustituyendo términos y reorganizando (C.1) se obtiene: Log Yt = βo + β1 log Reservet-1 + β2 log Pet + β3 log Yt-1 + Vt. (C.2). Anexo D Expectativas combinadas. Al suponer que Yte y Pte no son directamente observables utilizamos para Yte el ajuste parcial y para Pte expectativas adaptables. De donde obtenemos el siguiente modelo: Log Yt = δ αo + δ α1 log ( Reservt-1 ) + δ α2 log (Pte) + (1-δ) log Yt-1 +δ ut. (D.1). La formación de expectativas es: Log Pte = γ [ log Pt-1 + (1-γ) log pet-1 ]. (D.2). Reemplazando (D.2) en (D.1) y rezagando un período a (D.1): Log Yt-1 = δ αo + δ α1 log (Reservet-2) +δ α2 log (Pet-1) + (1-δ) log Yt-2 +δ ut-1 (D.3) Multiplicando (D.3) por (1-γ) y reorganizando términos se obtiene: Log Yt = β0 + β1 log (Reservt-1 ) + β2 log (Reservt-2 ) + β3 log (Pt-1) + β4 log (Yt-1) + β5 log (Yt -2 ) + Vt (D.4). 31.

(33) Anexo E Producción Escalonada.. Producción Acumulada (millones de barriles). Participación del Asociado. Entre 0 y 60 millones de barriles. 50%. Entre 60 y 90 millones de barriles. 45%. Entre 90 y 120 millones de barriles. 40%. Entre 120 y 150 millones de barriles. 35%. Más de 150 millones de barriles. 30%. Fuente: Instituto Colombiano de Petróleos (ICP). 32.

(34) Anexo F Gráfico No 2 de reservas y producción Senda de reservas y producción 350. 4500 producción y reservas. 4000. 300. 3500 250. 3000 2500. 200. 2000. 150. 1500. 100. 1000 50. 500 0. añ os 19 48 19 51 19 54 19 57 19 60 19 63 19 66 19 69 19 72 19 75 19 78 19 81 19 84 19 87 19 90 19 93 19 96 19 99. 0. años. Reservas. Producción. Gráfico No 3 de precios y producción. 350. 90. 300. 80 70. 250. 60. 200. 50. 150. 40 30. 100. 20. 50. 10. 0. 0. añ os 19 48 19 51 19 54 19 57 19 60 19 63 19 66 19 69 19 72 19 75 19 78 19 81 19 84 19 87 19 90 19 93 19 96 19 99. producción y precios. Senda de producciòn y precios. años. Producción. P. 33.

(35)