CE-SC-RAD2003-N1499-2003

CONTRATO DE PRODUCCIÓN INCREMENTAL - Concepto. Marco normativo para su celebración. Yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos / HIDROCARBUROS LÍQUIDOS - Celebración de contrato de producción incremental / HIDROCARBUROS GASEOSOS - Celebración de contrato de producción incremental / CONTRATO ESTATAL - Celebración de contrato de producción incremental. Hidrocarburos líquidos y sólidos La ley 756 de 2002, mencionó los contratos de producción incremental en el parágrafo 3º del artículo 16 y el decreto 3176 de 2002 procedió a la reglamentación de la materia. Como se ha presentado una discrepancia en la interpretación y aplicación del concepto y alcance de lo que es producción incremental y, por lo mismo, respecto de la aplicabilidad de las disposiciones legales, procederá la Sala a desentrañar y establecer el verdadero sentido y alcance de las normas citadas. La Junta Directiva de Ecopetrol es autónoma para fijar los mecanismos contractuales que permitan un nivel óptimo de producción y que eviten un descalabro macroeconómico de graves consecuencias para el país. Es más, en algunos casos es posible que lo que no parezcan condiciones lógicas como proyecto individual, lo sean como proyecto nacional. Esto es lo que los economistas llaman la diferencia entre un equilibrio parcial (la empresa) contra un equilibrio general (el país). Los gobiernos definitivamente deben adoptar sus políticas en el marco de equilibrios generales pues permite el mayor bienestar para más número de personas. No deja de ser extraño que una Empresa como Ecopetrol a la que la ley le otorga facultades para flexibilizar su modelo de

contratación, dada la carencia de homogeneidad en los diferentes proyectos que desarrolla para cumplir su objeto social, tome la decisión de generarse inflexibilidades con potenciales innecesarios sobrecostos para el patrimonio público. Lo hicieron con la ley 80, donde el Congreso le dio las facultades para actuar con la independencia que una Empresa de esta índole requiere, y la misma Junta eliminó esa flexibilidad a través del manual de contratación que termina asimilándola a un Establecimiento Público. Ahora parecen volver por el mismo camino al sustituir una extensión de contrato, que tiene una gran flexibilidad, por un contrato de producción incremental que es profundamente más rígido. Al buscar hacer uso de la herramienta más inflexible e ineficiente se corre el innecesario riesgo de lesionar el patrimonio público al desequilibrarse la relación riesgo-retorno en el componente incremental. Es ahí precisamente donde radica la dificultad de todo este análisis. ¿Qué quiere decir incremental?. Incrementar desde el punto de vista económico es aumentar a partir de una base. Lamentablemente para efectos de lo que legalmente se entiende por incremental, la definición dada por el legislador en la ley 756 de 2002 de lo que se entiende por base, es tremendamente vaga, lo cual podría dar cabida, tal como ha acontecido, a múltiples interpretaciones. Precisamente esa vaguedad del concepto legal llevó a la Sala a realizar el análisis y desarrollo de la aleatoriedad y de la coherencia de la relación riesgo-retorno, como base fundamental de la contratación en el sector de hidrocarburos y de las definiciones que desde tiempo atrás ha hecho el legislador al determinar las regalías que deben ser pagadas por la explotación de

los recursos naturales no renovables de propiedad de la Nación. Por ello, en la medida en que es absolutamente claro que el tratamiento impositivo y de participación en los contratos para la producción incremental en campos existentes, es el que establece la ley 756 de 2002, debemos entender por incremental aquella producción que tiene riesgos asociados al nivel de retorno inherente al tratamiento de regalía y de participación contractual que se le está dando.

NOTA DE RELATORÍA: Autorizada la publicación con oficio 318575 de 13 de agosto de 2003.

CONSEJO DE ESTADO

SALA DE CONSULTA Y SERVICIO CIVIL

Consejera ponente: SUSANA MONTES DE ECHEVERRI

Bogotá, D.C., treinta y uno (31) de julio de dos mil tres (2003) Radicación número: 1499

Actor: MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA REFERENCIA: Hidrocarburos: contratos de producción incremental: Concepto y alcance. -Pueden celebrarse respecto de hidrocarburos secos.

El Señor Ministro de Minas y Energía solicitó el criterio a la Sala acerca del alcance del concepto de “contrato de producción incremental” a que se refieren la ley 756 de 2002 y el decreto reglamentario 3176 de 2002, pues, considera, “que las proyecciones de crecimiento de demanda y la importancia del gas para el desarrollo de la economía nacional exigen que ECOPETROL y el Ministerio de Minas y Energía tengan claridad en cuanto a las circunstancias en que es dable celebrar contratos de producción incremental con terceros o acometer proyectos para desarrollar de manera directa por ECOPETROL, lo que tendrá efectos, entre

otros, en materia de inversión extranjera, en el régimen de regalías aplicable a dicha producción y en las decisiones de desarrollo de proyectos similares al contenido en el Contrato de Producción Incremental Catalina”. A tal fin formuló las siguientes preguntas: “1. ¿La ley 756 de 2002 y el decreto 3176 de 2002 admiten el desarrollo de proyectos y la suscripción de contratos de producción incremental tanto para yacimientos de hidrocarburos líquidos como para yacimientos de hidrocarburos gaseosos? “2. ¿Admite la ley 756 de 2002 en su artículo 16, parágrafo 3º, varias modalidades de desarrollo de producción incremental, a saber: a) aquella proveniente de nuevas inversiones orientadas a la aplicación de tecnologías para el recobro mejorado en el subsuelo que aumente el factor de recobro de los yacimientos? Y b) aquella proveniente de nuevas inversiones orientadas a la aplicación de tecnologías para la adición de nuevas reservas, tal como la prevista en el Contrato de Producción Incremental Catalina? “3. ¿El hecho de que el concepto de recobro mejorado no sea aplicable técnicamente para los yacimientos de gas seco, impide aplicar el concepto de producción incremental para yacimientos de gas seco a pesar de que con otros métodos se incremente el factor de recobro, cumpliendo así con la segunda alternativa prevista por la ley? Es decir, la adición de nuevas reservas con base en la aplicación de tecnologías para tal efecto, derivadas de nuevas inversiones? “4. ¿En la medida en que ni la ley ni su decreto reglamentario contienen definiciones de lo que debe entenderse por nuevas reservas, puede considerarse que se adicionan nuevas reservas al incorporar a las reservas

probadas desarrolladas, reservas que hasta el momento de la definición de la Curva Básica de Producción se consideran reservas probadas no desarrolladas y reservas no probadas, en atención a que la definición que contiene el Decreto 3176 de 2002 de Curva Básica de producción coincide con la que propone la Sociedad de Ingenieros de Petróleos –SPEpara reservas probadas desarrolladas, tal como ocurre en el Contrato de Producción Incremental Catalina? “5. ¿Para que la ley que regula la producción incremental en Colombia surta sus efectos en los casos de yacimientos de gas seco, debe entenderse que en el proyecto de producción incremental deben darse las actividades técnicamente posibles para la producción de gas seco y excluirse aquellas que aplican exclusivamente a hidrocarburos líquidos, tal como ocurre en el Contrato de Producción Incremental Catalina? Como antecedentes de su consulta, el señor Ministro, en síntesis, consignó los siguientes:

1. De conformidad con las disposiciones del decreto 2310 de 1.974, ECOPETROL es la entidad facultada para realizar actividades de exploración y explotación de hidrocarburos directamente o a través de la suscripción de contratos de asociación, operación de servicios, o de cualquier otra naturaleza, distintos de los de concesión, con personas naturales y jurídicas, nacionales o extranjeras.

2. El 8 de febrero de 2003 ECOPETROL suscribió con la Texas Petroleum Company, sucursal colombiana de la sociedad extranjera Chevron Texaco Petroleum Company, el Contrato de Producción Incremental Catalina, cuyo objeto consiste en obtener producción incremental de hidrocarburos en los campos iniciales del volumen contratado.

3. El contrato suscrito entre ECOPETROL y la Texas se encuentra en el trámite de aprobación por parte del Ministerio de Minas a que se refiere el artículo 12º del Decreto Legislativo 2310 de 1.974.

4. La Contraloría General de La República, en ejercicio del control de advertencia consignado en el artículo 5º del Decreto 267 de 2000, por medio de oficio Nª 80110-0069 de marzo 5 de 2003 expresó al Ministerio de Minas que, además de otras consideraciones de tipo técnico, económico y fiscal, el contrato puesto a consideración de éste no se tipifica como de producción incremental, por lo siguiente: “1. ECOPETROL, al celebrar este contrato, se aparta del esquema estándar del contrato de producción incremental y ha omitido los términos de exploración adicional, métodos de recuperación secundaria y nuevas tecnologías. “2. En el caso de Catalina es importante notar que no se está buscando la aplicación de técnicas de recobro mejorado secundario o terciario, ni se está realizando exploración adicional. “3. A pesar de que en el caso del proyecto de Producción Incremental Catalina las inversiones están orientadas a aumentar el factor de recobro, la Ley 756 de 2002, establece que dichas inversiones deben estar orientadas al recobro mejorado en el subsuelo. “4.Aún cuando en el Contrato de Producción Incremental Catalina se define una curva básica y con base a ella se define la producción incremental, esta definición no es concordante con lo que define el contrato estándar de ECOPETROL, la industria, la Society of Petroleum Engineers - SPE-, ni la ley 756 de 2002 como producción

incremental”. Y concluye la Contraloría General: “Desde el punto de vista técnico, la opción más acertada en opinión de la CGR, es la realización del proyecto Catalina a través del esquema de desarrollo de producción normal del campo debido a que: 1.El Proyecto Catalina no es un proyecto de producción incremental. 2.En cualquier campo se contempla la realización de pozos de desarrollo adicionales para optimizar la producción y la construcción de las respectivas facilidades de superficie. 3.La proyección de la demanda interna de gas del país amerita la perforación de nuevos pozos. 4.Actualmente el campo Chuchupa cuenta con la infraestructura básica necesaria para desarrollar el proyecto” .

5. En oficio Nº 305844 de marzo 25 de 2003, el Ministerio de Minas dio respuesta al Señor Contralor General, en el cual se incluyeron las observaciones y comentarios preparados por ECOPETROL.

6. En reunión celebrada el día 18 de marzo de 2003 con el Señor Contralor General de la República, éste manifestó que una vez analizadas las explicaciones dadas por ECOPETROL al informe inicial de la CGR consideraba que la única diferencia de criterio persistía respecto de si las condiciones acordadas en el contrato Catalina corresponden o no a un contrato de producción incremental.

7. En el debate realizado en la Comisión V de la Cámara de Representantes se sugirió la conveniencia de elevar consulta a la Sala de Consulta y Servicio Civil del Consejo de Estado a fin de que precise si la naturaleza de dicho contrato corresponde conforme con la ley a la categoría de “producción incremental”.

Como complemento de los fundamentos de su consulta, el señor Ministro hizo referencia a la normatividad vigente para la producción incremental en la

explotación de hidrocarburos en Colombia, así como a la existente para la producción incremental de yacimientos de gas seco como especie dentro del género de los hidrocarburos. Igualmente agregó algunos comentarios respecto de las definiciones que trae el régimen normativo Colombiano sobre producción incremental y sobre la terminología universalmente aceptada en la industria de los hidrocarburos la cual complementa el régimen legal nacional sobre la materia. Finalmente, dedicó un capítulo de su escrito a efectuar la integración de los conceptos jurídicos colombianos con las definiciones técnicas universalmente aceptadas por la industria, con el propósito, según lo señaló, de hacer eficaz y eficiente el régimen legal Colombiano. Como anexos de la consulta formulada, el Señor Ministro de Minas y Energía envió los siguientes documentos:  Fotocopia del Contrato de Producción Incremental Catalina suscrito entre ECOPETROL y la Texas Petroleum Company.  Oficio Nº 80110-0069 de marzo 5 de 2003 dirigido al Señor Ministro de Minas y Energía, suscrito por el Señor Contralor General de la República.  Oficio Minminas Nº 305844 de marzo 25 de 2003 dirigido al Contralor General de la República.  Correos electrónicos remitidos a ECOPETROL en su idioma original. Por solicitud expresa de los funcionarios y servidores públicos interesados o vinculados al tema objeto de la consulta y de conformidad con la disposición del artículo 111 del C.C.A., la Sala recibió y escuchó, en sesión informal llevada a cabo el día 15 de mayo del presente año, al Señor Ministro de Minas y Energía,

doctor Luis Ernesto Mejía Castro; al Señor Contralor General de la República, doctor Antonio Hernández Gamarra; al H. Senador doctor Hugo Serrano Gómez y a los doctores Claudia Solano y Gabriel Osorio, funcionarios de ECOPETROL, cuyas intervenciones y explicaciones fueron grabadas y, posteriormente, transcritas, las cuales se anexaron al archivo de documentos y antecedentes relacionados con la consulta; igual tratamiento se dio a los demás documentos entregados en la sesión por los participantes y a los remitidos por los intervinientes con posterioridad a ella. En sus intervenciones los participantes, en resumen, manifestaron lo siguiente: Ministro de Minas y Energía Doctor Luis Ernesto Mejía Castro: Son tres aspectos esenciales los que deben examinarse: 1.- Definición de lo que es un contrato de producción incremental. 2.- Oportunidad en el tiempo como motivación para suscribir el Contrato de Catalina. 3.- Implicaciones del contrato de producción incremental Catalina frente a la política petrolera del gobierno y la necesidad de que el país mantenga una doble condición: de exportador de hidrocarburos y de autoabastecedor de combustibles. 1.- Respecto del primer punto, manifestó que deben ser considerados, a su vez, tres temas: a) las nuevas inversiones; b) el recobro mejorado y c) la adición de nuevas reservas. Respecto del recobro mejorado, después de describir en qué consiste, afirma que esta tecnología no puede ser utilizada respecto del gas seco pues al inyectar agua o vapor, el gas se diluye y si se trata de inyectar gas del mismo se nivelaría la ecuación dando como resultado cero. Tampoco se puede utilizar CO2 pues es

altamente contaminante y su retiro una vez extraído del pozo sería muy costoso. Pero considera que, sin embargo, pueden utilizarse otras tecnologías, que algunos califican como de recobro mejorado, como sería la compresión, a través de la cual se mejora la energía del campo y se obtiene una mayor recuperación de las reservas. Para referirse al punto relacionado con la adición de nuevas reservas explica, previamente, que las reservas de hidrocarburos se pueden clasificar en reservas probadas y reservas probables, y que aquéllas, a su vez, pueden ser catalogadas como desarrolladas o como no desarrolladas. Las reservas probadas desarrolladas, agrega, son aquellas que pueden monetizarse, mientras que las probadas no desarrolladas no pueden monetizarse, ya que no todo el volumen existente en un yacimiento o en un campo es susceptible de extraerse. Por ello, cuando se utilizan nuevas tecnologías para aplicar nueva energía al yacimiento, las reservas probadas no desarrolladas se transforman en reservas probadas desarrolladas y, por lo mismo, nacen nuevas reservas monetizables. Considera que en el proyecto de producción incremental de Catalina se dan estos dos elementos y, por lo mismo, se encuentra dentro de la definición de la ley 756. 2.- Sobre la oportunidad en el tiempo como motivación para suscribir el Contrato de producción incremental de Catalina, señala, de una parte, que siempre la más rápida monetización de los recursos del Estado le generará un mayor beneficio para la Nación. Pero que, además, teniendo en cuenta que en materia de gas existen dos riesgos importantes: de un lado, el de extraerlo y no poderlo vender, pero de otro, el del desabastecimiento del país, cuando es sabido que el

gas es una pieza fundamental de toda la estrategia energética de la Nación. Adicionalmente señala un tercer aspecto y es el de la posibilidad estratégica de tener unas inversiones que conecten nuestro país con Venezuela y con Panamá para tener un desarrollo energético común. En el primer paso, afirma, el proyecto permitirá vender a Venezuela unos excedentes de producción, monetizando más temprano las reservas y obligando a la construcción de una infraestructura que en la segunda etapa va a permitir tener acceso a las reservas de gas de Venezuela. Por consiguiente, concluye, el proyecto Catalina permitiría no solo hacer un buen negocio para el país sino que garantiza el abastecimiento futuro . Frente a la política petrolera la oportunidad de Catalina juega un papel importante; bien entendido el esquema de producción incremental, que no es una herramienta para extender contratos de asociación, ayuda en la solución del problema pues la situación actual de las reservas de los hidrocarburos del país es crítica, como lo ha expresado el Senador Serrano en el Congreso; por ello el Gobierno ha generado una política de fomento de la inversión de manera que puedan adicionarse nuevas reservas, bien a través de la exploración de aquellas cuencas sedimentarias donde nunca se ha explotado, la cual es una buena posibilidad pero de largo plazo pues la cosecha petrolera para encontrar petróleo en frontera tarda diez años en el mejor de los casos. La otra posibilidad es agregar reservas desde los campos ya existentes a través de los contratos de producción incremental, los cuales permiten que con nuevas inversiones logremos mejores factores de recobro, es decir, en el corto plazo debemos hallar petróleo donde hay petróleo. Los contratos de asociación actualmente vigentes permiten diagnosticar que con

una actividad intensa y nueva contratación a través de los contratos de producción incremental, podremos tener alrededor de trescientos cincuenta y seis millones de barriles de petróleo equivalentes, posibles de obtener de los campos actualmente en producción. De no utilizar los contratos de producción incremental tendría el país que esperar a que los contratos de asociación revirtieran a la Nación, pues en los últimos años de su vigencia el inversionista no está interesado en realizar inversiones que no podrá repagar. Por ello, el Estado tendría que esperar entre 5 y 7 años para hacer directamente esas inversiones y tener ese mejor recaudo. A través de los contratos de producción incremental se garantiza al país que la curva básica de producción de un contrato de asociación original revierte cien por ciento a la Nación, y la nueva curva, por encima de la básica, que es la producción incremental se comparte con el inversionista y éste hace un recobro de su inversión, pero permitiéndole al país anticiparse para obtener esas nuevas reservas que hoy necesitamos. Concluye afirmando que el contrato de Catalina es un contrato de producción incremental, que cumple con los requisitos legales, que es, además, una excelente oportunidad para monetizar sus reservas, para poder tener una interconexión que garantice el abastecimiento futuro de gas y porque es parte de una política petrolera tendiente a resolver problemas de reserva en el corto plazo. Contralor General de la República doctor Antonio Hernández Gamarra. Considera que la definición sobre el proyecto Catalina es fundamental para el futuro de esta modalidad de contratación y porque con ella se afecta de manera sustancial el reparto de los beneficios derivados de los contratos de asociación entre ECOPETROL, los socios extranjeros, la Nación y los entes territoriales.

Explica que en el documento que entrega, hace la presentación en cuatro partes, a las cuales se referirá en su exposición: 1.- Antecedentes sobre el contrato de asociación Guajira y sus modificaciones en el tiempo hasta llegar al contrato de producción incremental Catalina. 2.- Análisis de los conceptos de producción normal de un campo de hidrocarburos y su diferencia con la producción incremental. 3.- Análisis de las implicaciones fiscales de la aplicación del parágrafo 3º del artículo 16 de la ley 756 de 2002. 4.- Conclusiones. Advierte que el origen de esta polémica se encuentra en el hecho de que el día 8 de febrero de 2003 ECOPETROL firmó con la Texpet un contrato para la producción incremental en el campo Catalina en la Guajira y el 5 de marzo siguiente la Contraloría General, en ejercicio de sus funciones legales, advirtió al Ministro que la interpretación que se hizo de lo que es un contrato de producción incremental no se ajusta del todo a la ley y que, por tanto, es necesario que se revise, situación que da lugar a dos debates en el Congreso. 1) En relación con el primer tema planteado, el señor Contralor explica que la explotación del gas en la Guajira se inicia con la firma del contrato de asociación Guajira A entre la Texas Petroleum Company y ECOPETROL el 31 de mayo de 1.974, con fecha de iniciación efectiva el 1º de enero de 1.974, el cual tiene una duración de 31 años, es decir que finaliza el 31 de diciembre de 2004, por lo cual revierte a ECOPETROL esta primera zona de explotación (Ballena y Chuchupa en la plataforma A), la cual tiene una explotación de gas

mar afuera y otra en la costa cerca de Riohacha. La capacidad instalada es de 280’ millones de pies cúbicos día y la participación, en inversiones y producción, es 50/50, y las regalías pactadas son del 20% de acuerdo a la ley 141 de 1.994. La producción actual es de 160 millones de pies cúbicos día a pesar de que la capacidad instalada es de 280. Posteriormente, en 1.995 se suscribe un otrosí al contrato con el fin de aumentar la producción del campo; a tal fin se construye la Plataforma Chuchupa B, la cual es construída y operada por un tercero, Guajira Gas Service, con sus propios recursos y por contrato entre ésta y la asociación ECOPETROL-Texaco. Para el pago de esta plataforma se conviene un canon mensual de arrendamiento hasta la finalización del contrato, momento en el cual revierte a ECOPETROL. A partir del 2005, la asociación Guajira le cede todos sus derechos a ECOPETROL, por lo cual, desde enero de 2005 ésta puede operar tanto la plataforma A como la B como dueño, aunque respetando el contrato con Guajira Gas Services. Este contrato contemplaba la perforación de seis (6) pozos, de los cuales hasta el momento sólo se han ejecutado tres (3); seis pozos o una cantidad máxima de producción que se estima en 450 millones de pies cúbicos día. La situación actual es la siguiente: el gas original en el yacimiento se estima en 4.700 giga pies cúbicos y las reservas probadas a recuperar con las facilidades existentes en Chuchupa son de 2.621 giga pies cúbicos, es decir, el 55% de las

reservas probadas existentes en el yacimiento. Qué es el contrato Catalina? Lo primero que debe decirse es que debe ser revisado desde el punto de vista de la redacción. Se espera que a través de Catalina la producción se incremente en 1.049 giga piés cúbicos, con lo cual las reservas totales a recuperar son del 77%, 3.670 sobre 4.765 existentes. Estos datos corresponden a las reservas probadas. Las reservas se dividen en reservas probadas, reservas de un campo, las cuales , a su vez, se subdividen en reservas probadas desarrolladas y reservas probadas no desarrolladas, y reservas no probadas que son las nuevas reservas. Cuando se aumentan las reservas probadas desarrolladas porque se desarrollan las probadas no desarrolladas, simplemente se saca más hidrocarburo, más combustible, pero el hecho de pasar de reservas probadas no desarrolladas a reservas probadas desarrolladas no aumenta la reservas y ese es el fondo y el contenido de la discusión. En opinión de la Contraloría, el contrato Catalina no aumenta las reservas probadas, por lo tanto no es un proyecto de producción incremental. Catalina se va a desarrollar en tres fases: la primera que debe terminar antes del 1º de enero de 2006, contempla la perforación de tres (3) pozos horizontales desde la plataforma Chuchupa B, la adecuación de las plataformas A y B y la construcción de la línea de transferencia entre las dos. La segunda busca aumentar la presión de 600 a 1200 libras por pulgada, la cual se ejecutará cuando la presión del campo caiga por debajo de las 1200 libras. La tercera ocurriría para recuperar la presión en el caso que el campo lo requiera.

La inversión y costo del proyecto es de 43 millones de dólares por parte de la Texaco y mediante un leasing se consiguen 101 millones de dólares para invertir en la compresión, cuyos costos se dividen entre los asociados en proporción a su participación, 60/40. La inversión de riesgo de Texaco es solamente de 43 millones de dólares. La ley 756 al definir la producción incremental señala que son los volúmenes de hidrocarburos obtenidos por encima de la curva básica de producción de campos ya existentes, como resultado de nuevas inversiones, orientadas a la aplicación de tecnologías para el recobro mejorado en el subsuelo, que aumenten el factor de recobro del yacimiento o para la adición de nuevas reservas, y el sistema de compresión en el caso Catalina no es inversión de Texpet sino un costo compartido entre las asociadas, lo cual es muy importante para definir la naturaleza del contrato de producción incremental. 2) En relación con el segundo de los temas a tratar, señala las alternativas para el desarrollo de un campo: desarrollo normal y desarrollo a través del contrato de producción incremental. El desarrollo normal de un campo implica la definición del área, la realización de los trabajos necesarios para definir el yacimiento en el subsuelo y la producción en la superficie; luego se delimita el campo a explorar y se construye una plataforma, se hacen los pozos de exploración y una vez que se han determinado las reservas probadas del campo se empieza la extracción del gas; a medida que pasa el tiempo la producción se va incrementando. Una manera de hacerlo por medios normales es adicionando pozos y la curva de producción se incrementa. Desde luego, con el paso del tiempo, a medida que se extrae el hidrocarburo el campo va

declinando. En opinión de la Contraloría, lo que hace el proyecto Catalina es la producción normal por adición de nuevos pozos porque no se adicionan nuevas reservas, y la inversión en ellos era una posibilidad ya contemplada desde 1.995. Si se le agrega más compresión al sistema, como lo señaló el Ministro, se facilita la extracción del hidrocarburo. Todo esto es lo que entendemos como la definición de una explotación normal del campo. La producción incremental es la definida por la ley 756, en la cual mediante la inyección de nueva energía al campo se aumenta el fluido del mismo obteniéndose una mayor producción, es decir, a través del sistema de recobro mejorado. Esto no es lo que se va a hacer y en ello estamos de acuerdo con el Ministro y con ECOPETROL. Tenemos sí la discusión teórica respecto de si en un campo de gas es o no posible hacer recobro mejorado, pero estamos de acuerdo que en el caso de Catalina esto no es lo que se va a hacer. La segunda posibilidad de producción incremental es que se adicionen reservas mediante la exploración adicional, distintas de las reservas ya existentes. Esto es lo que entiende la Contraloría por adición de nuevas reservas y no el hecho de que se saquen las reservas probadas, pues en este último caso se está pasando de reservas probadas no desarrolladas a reservas probadas desarrolladas. En el caso de Catalina no se cumple ninguno de los requisitos señalados en la ley para calificar el contrato como de producción incremental. Claro que en este caso también se puede agregar compresión al campo y acelerar la salida del hidrocarburo, pero lo esencial es que para que haya producción incremental habrá

que adicionar reservas, no solamente sacar las reservas ya existentes de una manera más acelerada. Esta interpretación de la Contraloría coincide con la que tenía ECOPETROL de tiempo atrás, donde se decía que el contrato de producción incremental es un contrato de duración de 20 años que permitirá la inversión de capital privado en campos actualmente operados por ECOPETROL y en los cuales existen unas altas expectativas de recobro incremental, bien sea por operación adicional o por métodos de recuperación secundaria y terciaria. La importancia de la interpretación sobre el tema es que de ella depende la forma como se reparte la producción entre ECOPETROL y los asociados, la Nación y las regiones. En el caso de producción normal la ley señala las regalías en un 20%, más un 12% una vez ha finalizado el contrato de asociación, esto es, un 32% para la Nación y las regiones. Si se trata de una producción incremental la ley habla de unas regalías variables entre el 8% y el 25% de acuerdo a factores técnicos, a la profundidad del campo, la ubicación mar afuera etc.,. En el caso de Catalina si se cataloga como de producción incremental, después de los análisis efectuados por ECOPETROL y la Contraloría, las regalías serían del 7%. Si se cataloga como de producción normal estas serían del 32%. Agrega el Contralor un ejemplo con cifras. En resumen, afirma el Contralor, la ley 756 se hizo con el propósito de aumentar la producción de hidrocarburos, incentivando a los inversionistas que quisieran incrementar proyectos de recobro mejorado en campos existentes operados por ECOPETROL