Discutir sobre política petrolera en Colombia y demás temas relacionados
Control Político

Cuestionario

Para el Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Hacienda y Crédito Público:

1. ¿El Ministerio de Minas y Energía al momento de establecer el valor mensual del IP de los combustibles, sigue rigurosamente su fórmula de cálculo? ¿O no necesariamente? ¿Es de obligatorio cumplimiento la fórmula de cálculo?

2. ¿Realmente la fórmula de cálculo del IP refleja el supuesto costo de oportunidad de un (1) galón de combustible vendido en el exterior?

3. ¿Cómo se asumieron y por qué los supuestos, ítems, variables, para llegar al cálculo de este costo de oportunidad, por ejemplo, técnicamente, por qué el mercado del Golfo de México se asume como un mercado eficiente y no otro distinto?

4. Asumamos por un momento que es conveniente el objeto de asumir siempre el costo de oportunidad en el cálculo del IP de los combustibles, ¿Por qué la fórmula no se sigue rigurosamente en todos los casos?

5. ¿No es evidente el RIESGO MORAL en este mercado incompleto e imperfecto de información, esta situación de que sea un funcionario del gabinete del Gobierno de turno quien fije este precio el cual es con el que se paga a una entidad como ECOPETROL o REFICAR (prevalentemente estatal (porque no lo es del todo pública)), de manera que es un juego de YO con YO en la forma de fijación de este precio, "yo me fijo el precio, yo lo recibo"? Es evidente que este RIESGO MORAL se traduce, necesariamente, en precios altos.

6. ¿No debería ser una entidad independiente, con rigor y una metodología clara, quien fije esta fórmula de cálculo del IP?

7. ¿Por qué la fórmula es tan desconocida, tan poco discutida por este Ministerio, tan falta de transparencia?

8. Según los resultados deficitarios actualmente del FEPC, ¿Realmente puede decir este gabinete que se subsidia el combustible en Colombia teniendo en cuenta LA ALTA CUOTA IMPOSITIVA que se causa por cada galón de combustible en este país? Si se cruzan ambos subsidios, actualmente la distorsión que generan estos subsidios puede develar que es más lo que indirectamente subsidia el consumidor final que lo que directamente le subsidia el Gobierno nacional.

9. Hay indignación en las calles por lo alto del precio, pero la sensación es que el Gobierno asume más bien, como un costo adicional, el eventual paro de transportadores porque no necesariamente se va a presentar, es muy costoso para ambos lados de la confrontación y mejor espera a que se den estas crisis que dar un debate abierto, transparente y frontal sobre este tema.

10. Debe tener en cuenta este gobierno que seguir persiguiendo precios internacionales de los combustibles lleva a los evidentes altos costos de transporte que se traduce en altos costos de los productos, ¿Es así, o el Gobierno realmente cree el gobierno que esta situación se compensa con los mejores dividendos para EMPRESAS públicas (ECOPETROL REFICAR) y agentes privados que importan combustible?

11. ¿Cómo fija este gabinete el PRECIO DE REFERENCIA DE VENTA AL PÚBLICO MENSUALMENTE en el cálculo de la base gravable de la sobretasa a los combustibles actualmente? ¿Cómo se forma este precio? ¿Cómo está calculado? ¿Ha variado en el tiempo? ¿Por qué hace más de (10) años que este precio no varía?

12. ¿Qué opinión le merece la sentencia C 030 DE 2019? Sólo a la fecha, por una demanda de unos estudiantes, este tema sale a la luz pública. ¿Explíquenos por favor por qué este Ministerio nunca varió esta base gravable?

13. A finales del 2014 y durante el 2015, tiempo en el cual se declaró inexequible por parte de la Corte Constitucional el diferencial de participación del FEPC, ¿Existió arbitraje por parte de agentes privados en la importación de combustible, teniendo en cuenta que el diferencial llegó a ser más de $2.000 pesos por galón más costoso que el precio en mercados internacionales y la forma legal del recaudo por parte del FEPC había sido declarada inconstitucional de manera que no se recuperó este diferencial adicional a través del mecanismo de FEPC?

14. ¿Puede señalarnos quiénes y cuánto importaron de combustibles agentes privados durante este tiempo?, ¿Puede indicarnos si se recuperó este diferencial posteriormente?

15. ¿Cuál es la propuesta de este gabinete en su Plan nacional de desarrollo con el tema de los contratos financieros, derivados y demás para financiar actual déficit del FEPC?

Para la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Ecopetrol, Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos y Asociación Colombiana del Petróleo – Acp

1. ¿Cómo se forman los precios de transporte por poliducto de los combustibles fósiles?

2. ¿Por qué aumenta este precio anualmente?

3. ¿Quién es el ente regulador de dicho precio?

4. ¿Cómo impactan estas tarifas al consumidor final y en qué porcentaje?

5. ¿Hay estudios que sustenten dicho precio y su ajuste?

6. ¿Cuál fue la utilidad en el 2018?

7. ¿Cuáles son los accionistas de Cenit?

8. ¿Qué entidad estatal regula a CENIT y mediante qué decretos/resoluciones?

9. ¿En qué consiste dicha regulación? ¿establecimiento de tarifas? ¿Condiciones Contractuales?

10. ¿Cuál es el poliducto que genera mayor utilidad?, ¿El de menor utilidad?

11. ¿Está CENIT incluido en el plan de enajenación?

12. ¿Cómo es el esquema de pagos con los otros agentes de la cadena?

13. ¿Cuál es el plan maestro de mantenimiento de los poliductos?

14. ¿cuál es el plan de integridad que tienen para los poliductos?

15. ¿Qué porcentaje de [os ingresos está destinado al plan de mantenimiento?

16. ¿Cómo es el proceso para hacer ampliaciones de infraestructura, en cuanto a participación de los diferentes actores, regulación y demás?

17. ¿Cuáles proyecciones de ampliación de infraestructura tienen?

18. ¿Qué medidas de choque tienen para prevenir e] desabastecimiento como sucedió por el paro indígena en el Cauca?

19. ¿Específicamente, cómo Ecopetrol y el Estado participan en los procesos de ampliación?

20. La resolución 40188 del 28 de febrero de 2019 del Ministerio de Minas y Energía, estableció que inicia [a mezcla de Biodiesel en la gran minería, estableciendo que para el 01 de marzo de 2020 inicia la mezcla del 2% y el 01 de septiembre de 2020 la mezcla del 5%.

21. ¿Cómo se está preparando la infraestructura de Pozos Colorados para atender este proyecto?

22. ¿Con la entrada de la -refinería de Cartagena, la cual tiene una capacidad para producir más de 150.000 barriles diarios de refinados, cuál es el plan para transportar estos refinados al interior del país vía poliducto?

23. ¿Quién asume el costo del cabotaje entre Cartagena y pozos Colorados de los refinados que se producen en Reficar?

24. ¿Cuál es la capacidad en Barriles diarios de los poliductos en Colombia?

25. ¿Especifique el valor en pesos por galón del plan de continuidad?

26. ¿Quién define la estructura tarifaria del plan de continuidad?

27. ¿Sobre el plan de Continuidad, en la estructura de precios, el cual según la resolución 90155 del 2014, se creó para remunerar a CENIT para la expansión del sistema Pozos Colorados - ¿Galán, al cual tenemos entendido ya le hicieron las modificaciones, cual es el destino de esos recaudos?

28. ¿Mencione los poliductos que hay en Colombia, sus capacidades y los volúmenes que transportan de ellos en barriles día calendario?

CUESTIONARIO ADICIONAL PRESENTADO POR LA HONORABLE SENADORA SANDRA LILIANA ORTIZ NOVA

Para la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH:

1.  Le solicito allegue el Mapa nacional de tierras actualizado de la ANH.

2.  Listado de Contratos de Asociación Vigentes, firmados por Ecopetrol antes del 31 de diciembre de 2003, indicando en cada uno de ellos: nombre del contrato, nombre de la empresa asociada operadora, tipo de contrato de asociación, porcentaje de participación para Ecopetrol en la producción después de regalías, porcentaje de liquidación de regalías, etapa de producción (primaria, secundaria o recobro mejorado), ubicación geográfica, fecha de terminación, producción diaria actual de crudo y/o gas, Producción acumulada de crudo y/o gas, reservas remanentes, reservas probadas, factor de recobro,  API del crudo. Anexar copia dura del contrato y de los otrosíes, y copia digital del histórico mensual de la producción diaria de crudo y/o gas.

3.  Listado de Contratos de Asociación extendidos en tiempo de explotación, indicando en cada uno de ellos: fecha de firma del otrosí de extensión, fecha inicial de terminación, nueva fecha de terminación, nuevas condiciones económicas de la extensión (porcentaje de regalías, porcentaje de participación en la producción para Ecopetrol después de regalías - anexar copia dura del otrosí),  producción actual de crudo y/o gas, Producción acumulada de crudo y/o gas, reservas remanentes, reservas probadas, factor de recobro,  API del crudo. Anexar archivo digital histórico mensual de producción diaria de petróleo y/o gas, y copia dura del Contrato de Asociación Original.

4.  Listado de Contratos de Servicios con Riesgo, Contratos de Cooperación Técnica y Tecnológica o Asistencia Técnica firmados por Ecopetrol para la rehabilitación de campos marginales o proyectos de recuperación mejorada en campos en explotación, indicando en cada uno de ellos: nombre del campo, nombre de la empresa aliada inversionista, fecha de firma del contrato, fecha de terminación por fase, inversiones comprometidas, inversiones ejecutadas, condiciones económicas (porcentaje de regalías, porcentaje de participación en la producción para Ecopetrol después de regalías, producción actual de crudo y/o gas, Producción acumulada de crudo y/o gas, producción incremental sobre la curva base, reservas remanentes, reservas probadas, factor de recobro incrementado, factor de recobro inicial, factor de recobro actual, API del crudo. Anexar copia dura del contrato y el archivo digital histórico mensual de producción diaria de crudo y gas.

5.  Listado de campos operados directamente por Ecopetrol, indicando en cada uno de ellos: nombre del campo, porcentaje de liquidación de regalías, etapa de producción (primaria, secundaria o recobro mejorado), ubicación geográfica, producción actual de crudo y/o gas, Producción acumulada de crudo y/o gas, reservas remanentes, reservas probadas, factor de recobro, API del crudo.

6.  Listado de campos marginales o menores, activos o inactivos, transferidos por Ecopetrol a la ANH durante la entrega del mapa de tierras, de acuerdo a los estipulado en el Decreto Ley 1760 de 2003, indicando en cada uno de ellos: nombre del campo, reservas in situ, reservas probadas, producción diaria de crudo  y/o gas a 31 de diciembre de 2003, factor de recobro a 31 de diciembre de 2003, situación contractual actual del campo (si fue re-adjudicado y está activo), producción diaria de crudo y/o gas actual del campo, producción acumulada de petróleo y/o gas a 31 de diciembre de 2003, producción acumulada actual de petróleo y/o gas, nombre del operador actual del campo, porcentaje de regalías, porcentaje de participación en la producción para la ANH después de regalías. Anexar copia dura del contrato de concesión de re-adjudicación firmado por la ANH y el archivo digital del histórico mensual de producción diaria de crudo y/o gas.

7.  Listado de Contratos de Concesión para E&P de hidrocarburos adjudicados por la ANH, desde 2004, mediante CONTRATACIÓN DIRECTA, indicando en cada uno de ellos: nombre del contrato, nombre de la empresa o empresas concesionaria, país de origen de la o las empresas concesionarías, si la empresa tiene filial en Colombia, fecha de adjudicación, la ubicación del bloque, área asignada, el estado actual del contrato (vigente o renunciado), participación en la producción para la ANH después de regalías, inversión mínima comprometida por el concesionario para exploración sin tener en cuenta los derechos económicos recibidos por la ANH, inversión exclusiva para exploración realizada a la fecha por el Concesionario.

8.  Listado de Contratos de Concesión para E&P de hidrocarburos adjudicados por la ANH, desde 2004, mediante PROCESO COMPETITIVO y/o LICITATORIO, indicando en cada uno de ellos: nombre del contrato, nombre de la empresa o empresas concesionarias, país de origen de la o las empresas concesionarías, si la empresa tiene filial en Colombia, fecha de adjudicación, la ubicación del bloque, área asignada, el estado actual del contrato (vigente o renunciado), participación en la producción para la ANH después de regalías, inversión mínima comprometida por el concesionario para exploración sin tener en cuenta los derechos económicos recibidos por la ANH, inversión exclusiva para exploración realizada a la fecha por el Concesionario.

9.  Listado de Contratos de Concesión para EVALUACIÓN TÉCNICA (TEA), adjudicados por la ANH, desde 2004, indicando en cada uno de ellos: nombre del contrato, nombre de la empresa o empresas concesionarias, país de origen de la o las empresas concesionarías, si la empresa tiene filial en Colombia, fecha de adjudicación, la ubicación del bloque, área asignada, el estado actual del contrato (vigente o renunciado), participación en la producción para la ANH después de regalías, inversión mínima comprometida por el concesionario para evaluación técnica sin tener en cuenta los derechos económicos recibidos por la ANH, inversión exclusiva en evaluación técnica realizada a la fecha por el Concesionario.

10.Listado de campos descubiertos desde 2004, a través de los contratos o bloques adjudicados por la ANH, declarados comerciales, indicando en cada uno de ellos: nombre del campo, nombre del concesionario, fecha de declaración de comercialización del campo, inversión en dólares realizada por el concesionario, reservas in situ, reservas probadas, API del Crudo, producción diaria de petróleo y/o gas en barriles o pies cúbicos, porcentaje o cantidad en barriles o pies cúbicos liquidados por regalías, valor en pesos colombianos o dólares americanos girados a la ANH o al gobierno nacional por concepto de regalías, y porcentaje o volumen en barriles o pies cúbicos de la producción diaria recibida por la ANH como participación en la producción después de regalías.

11.¿Cuántos contratos de Concesión se han adjudicado para la E&P de Hidrocarburos NO Convencionales? Favor indicar el nombre del concesionario, la fecha de adjudicación, el estado en el que se encuentra, el área contratada, la ubicación geográfica, la participación para la ANH en la producción, LAS INVERSIONES COMPROMETIDAS Y LAS EFECTIVAMENTE EJECUTADAS y, por último, el tipo de hidrocarburo objetivo en cada contrato; o sea, si es para Roca Generadora (Shale Gas u Oíl Shale), Arenas Bituminosas (Tar Sands), Arenas o Carbonatos Apretados (Tight Gas), o Gas Asociado a Mantos de Carbón (Coalbed Methane Basins). Igualmente, adjuntar copia en PDF de cada contrato de concesión, junto con sus anexos.

12.En las Concesiones adjudicadas para Hidrocarburos Convencionales y NO Convencionales, cuyo periodo de Exploración inicial finalizó, y se adjudicó extensión o prórroga, indicar las razones por las cuales se hicieron dichas prórrogas. Favor adjuntar documento oficial que soporte y justifique la prórroga.

13.Favor indicar las diferencias que existen entre la tecnología del FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO en roca almacenadora o YACIMIENTO CONVECIONAL, y el FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO en roca generadora a través de pozos horizontales o FRACKING.

14.¿Qué tipo de fluidos y en qué cantidades, por pozo, se ha contemplado o autorizado utilizar para realizar el Fracking (fracturamiento hidráulico de roca generadora a través de pozos o brazos horizontales utilizando top drive), en Colombia?

15.¿Qué tipo de químicos y en qué concentraciones, se utilizan o están autorizados para preparar los fluidos que se utilizarán para realizar el Fracking (fracturamiento hidráulico de roca generadora a través de pozos o brazos horizontales utilizando top drive), en Colombia?

16.¿Qué tipo de material propante o apuntalante, y en qué cantidades, por pozo (incluidos sus brazos horizontales), se ha contemplado o autorizado utilizar para realizar el Fracking (fracturamiento hidráulico de roca generadora a través de pozos o brazos horizontales utilizando top drive), en Colombia? ¿De dónde será el origen de dicho material? ¿En Colombia, qué lugares geográficos o canteras están contempladas como su explotación?

17.¿Cuántos brazos horizontales y de qué longitud, están contemplados o autorizados por plataforma o pozo, para realizar el Fracking (fracturamiento hidráulico de roca generadora a través de pozos o brazos horizontales utilizando top drive), en Colombia?

18.¿De acuerdo a los estudios científicos previos sobre la “mecánica de rocas” (esfuerzos máximos y mínimos), de las rocas generadoras del Valle Medio del Magdalena, de qué longitud horizontal y vertical serán las fracturas inducidas que se producirán al aplicarse el Fracking (fracturamiento hidráulico de roca generadora a través de pozos horizontales utilizando top drive), en dicha cuenca sedimentaria?

19.¿Cuáles fueron las razones o soportes técnicos y jurídicos que llevaron a la Agencia Nacional de Hidrocarburos a adjudicar CONCESIONES para la E&P de Hidrocarburos en Roca Generadora o Shale Gas u Oíl Shale, sin aún existir Línea Base Ambiental ni Normatividad Técnica, como las adjudicadas en 2009 y 2011 a Nexen Petroleum Colombia Limited, y a Exxon Mobil y Ecopetrol en el año 2012?

20.Favor indicar y adjuntar los estudios previos que tuvo en cuenta la ANH, sobre sismicidad, tectonismo, mecánica de rocas, fallas naturales y aguas subterráneas, para promover mediante convocatoria pública o rondas, o adjudicar directamente, áreas para la E&P de hidrocarburos en roca generadora o shale gas u oíl shale.

21.¿Cuáles son las condiciones técnicas y diferencias entre un pozo estratigráfico y uno exploratorio? ¿Bajo qué normatividad están definidas estas condiciones y diferencias, tanto en yacimientos convencionales, como en los NO convencionales?

22.¿Cuáles fueron los soportes técnicos y jurídicos por los cuales la ANH decidió autorizar el cambio de ESTRATIGRÁFICO a EXPLORATORIO, los pozos PICO PLATA 1 y COYOTE 1? (Según la forma 4CR aprobada por el Ministerio de Minas el 24 de julio de 2012, el pozo Coyote 1 es estratigráfico; sin embargo, Ecopetrol mediante la comunicación 20136240008242 solicita la reclasificación, pidiendo la aprobación de la Forma 7CR, cuyo objetivo es la conversión de pozo Coyote 1 de Estratigráfico a pozo exploratorio A3, para realizar trabajos posteriores de cañoneo y pruebas.) Favor anexar el ESTADO MECÁNICO y el REPORTE FINAL DE PERFORACIÓN, al igual que los archivos PDF y Las de los registros eléctricos COMPUESTO, de ambos pozos.

23.¿Qué tipo de estimulaciones y qué pruebas se han realizado en los pozos Coyote 1 y Pico Plata 1? Anexar las pruebas y reportes de producción.

24.Se tiene conocimiento que el bloque VMM-03 fue adjudicado por la ANH en el año 2009, inicialmente para hidrocarburos CONVENCIONALES, al CONSORCIO ENERGÍA COLOMBIA S.A – CENERCOL S.A, con participación mayoritaria de la empresa Shell Exploration and Production Colombia GMBH; pero posteriormente, el 2 de diciembre del año 2015, se firmó un otrosí con la UNION TEMPORAL CONTRATO ADICIONAL BLOQUE VMM-3, con participación mayoritaria de la empresa ConocoPhillips Colombia Ventures Ltd. para hidrocarburos NO CONVENCIONALES. Favor hacer llegar el documento de RENUNCIA del contrato ante la ANH por parte delCONSORCIO ENERGÍA COLOMBIA S.A – CENERCOL S.A, o en su defecto, la cesión del contrato por parte del CONSORCIO ENERGÍA COLOMBIA S.A – CENERCOL S.A a la UNION TEMPORAL CONTRATO ADICIONAL BLOQUE VMM-3, trámite que debió darse antes de la firma del otrosí el 2 de diciembre de 2015.

25.¿Cuál es el objetivo por el cual la ANH autorizó a Ecopetrol S.A perforar el pozo LA CIRA 7000, en el área de la Cira-Infantas? ¿Este pozo corresponde al contrato de De Mares para Convencionales, o a la Concesión VMM-05 de NO Convencionales? Favor anexar el ESTADO MECÁNICO y el REPORTE FINAL DE PERFORACIÓN, al igual que los archivos PDF y las de los registros eléctricos COMPUESTO, de este pozo.

26.Favor indicar los ingresos que la ANH ha recibido por todo concepto (Derechos de Uso del Subsuelo, Transferencia de Tecnología, Participación por Precios Altos, Participación en la Producción), y los egresos por conceptos de gastos administrativos, fondo de becas, y estudios para calentamiento de cuencas (fotografía aérea, magnetometría, gravimetría, sísmica, pozos estratigráficos, paleontología, geoquímica, etc), desde su creación, hasta el 31 de diciembre de 2018, especificando año por año y en pesos colombianos o en dólares americanos.

27.¿Cómo se define técnica y arealmente un CAMPO de petróleo o gas? ¿Existe alguna norma que lo defina? ¿Qué diferencia hay, en términos areales, entre Campo y Yacimiento? Los libros técnicos de Ingeniería de Petróleos definen “CAMPO”, como el área superficial, equivalente a la proyección de los límites del YACIMIENTO a superficie. ¿Lo anterior es cierto?

28.Favor hacer entrega de una copia de los mapas estratigráficos y las coordenadas de los siguientes YACIMIENTOS: Acordionero, Akacias, Corcel y Leona.

29. Favor hacer entrega de una copia de los mapas, con coordenadas geográficas, de los siguientes CAMPOS: Acordionero, Akacias, Leona (A, B y C), y Corcel (A,C,D y E).

30.Favor hacer llegar un mapa con la ubicación geográfica de la Formación LA LUNA, la descripción de su composición mineralógica, y su extensión en kilómetros cuadrados.

En caso de no dar respuesta integral y de fondo a alguna de las anteriores preguntas, sustente detalladamente los argumentos por los cuales esta información no puede ser entregada, en virtud del derecho al acceso a la información contemplado en la ley 1712 de 2014, que en su artículo 4 menciona: “En ejercicio del derecho fundamental de acceso a la información, toda persona puede conocer sobre la existencia y acceder a la información pública en posesión o bajo control de los sujetos obligados. El acceso a la información solamente podrá ser restringido excepcionalmente. Las excepciones serán limitadas y proporcionales, deberán estar contempladas en la ley o en la Constitución y ser acordes con los principios de una sociedad democrática. El derecho de acceso a la información genera la obligación correlativa de divulgar proactivamente la información pública y responder de buena fe, de manera adecuada, veraz, oportuna y accesible a las solicitudes de acceso, lo que a su vez conlleva la obligación de producir o capturar la información pública. Para cumplir lo anterior los sujetos obligados deberán implementar procedimientos archivísticos que garanticen la disponibilidad en el tiempo de documentos electrónicos auténticos.” Le agradecemos hacer llegar sus respuestas en medio magnético (CD)

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