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Bogotá, agosto de 2016

LA MINERÍA Y LOS HIDROCARBUROS EN COLOMBIA:UNA MIRADA DESDE EL MINISTERIO PÚBLICO

LA MINERIA Y LOS HIDROCARBUROS EN COLOMBIA:Una mirada desde el ministerio Público

Piedad Angarita GuerreroOscar Darío Amaya NavasDirección General del Proyecto Eliana Melissa Zambrano A.Constanza Bejarano RamosJuliana Hurtado RassiCoordinación General

Autores de la Delegada para Asuntos Ambientales y Agrarios Jorge Ivan Hurtado MoraConstanza Bejarano RamosDaniel Gómez CureFrancisco José DíazMaría Alejandra Ocaña BuchelliCarmen Helena GómezAdolfo León IbañezLuis Felipe Aparicio Autores Grupo de Asesores en Minas, Hidrocarburos y Regalías: Piedad Angarita GuerreroEliana Melissa ZambranoDiana Ximena Coral GuerreroAndrés Ricardo Manjarrés MoncadaAndrés Felipe Iguarán OsorioRosana Bernal BernalLucy Helena Daza MilkesHector Julio Ortiz RojasBlanca Medina Lamprea

© Instituto de Estudios del Ministerio Público – IEMP, 2016.

Todos los derechos reservados

Edición:Instituto de Estudios del Ministerio Público - IEMPIEMP: Carrera 5 15-80, piso 16Bogotá, D.C., ColombiaPBX: 587 8750 Exts. 11621www.procuraduria.gov.co/iemp

Coordinación editorial: Gary Hernández GuerreroCoordinador Publicaciones IEMP

Diseño editorial y diagramación:Natalia del Pilar Cerón FrancoDiseñadora gráfica IEMP

Diseño de portada:Natalia del Pilar Cerón FrancoDiseñador gráfico IEMP

Impresión:XPRESS estudio gráfico y digital

Impreso en ColombiaBogotá, agosto de 2016

ISBN: 978-958-734-197-3

Las opiniones expresadas en el presente libro son de responsabilidad de los autores y no compromete a la Procuraduría General de la Nación.

ALEJANDRO ORDOÑEZ MALDONADOProcurador General de la Nación

MARTHA ISABEL CASTAÑEDA CURVELOViceprocuradora General de la Nación

CHRISTIAN JOSÉ MORA PADILLADirector Instituto de Estudios del Ministerio Público

PIEDAD ANGARITA GUERRERO

Coordinadora del Grupo Asesor en Minería, Hidrocarburos y Regalías

OSCAR DARÍO AMAYA NAVASProcurador Delegado para Asuntos Ambientales y Agrarios

PARTE I

PRESENTACIÓN 7

I. BREVE RESEÑA MINERO-ECONÓMICA Y MINERO-SOCIAL DE LA MINERÍA EN COLOMBIA: FORMAS Y ACTIVIDADES PRINCIPALES 12

II. MARCO JURÍDICO Y AMBIENTAL DE LA MINERÍA EN COLOMBIA 22Marco Jurídico de la Minería en Colombia 22Marco Legal Ambiental de la Minería en Colombia 33

III. VIGILANCIA, CONTROL E INTERVENCIÓN DE LA PROCURADURÍA GENERAL DE LA NACIÓN EN LA ACTIVIDAD MINERA 42Grupo de Asesores en Minas, Hidrocarburos y Regalías 42Procuraduría Delegada para Asuntos Ambientales y Agrarios 48

IV. MARCO DE COMPETENCIAS DE LAS INSTITUCIONES EN EL SECTOR MINERO 59Marco de Competencias de la Instituciones del Sector Minero 59ANM Trabaja por una Minería Moderna, Eficiente y Responsable con Colombia 70La Planeacion y los Retos de Coordinación para el Desarrollo del Subsector Minero Colombiano 75Competencias del Sistema Nacional Ambiental en el Desarrollo de los Proyecto Explotación de Minerales 82Autoridad Nacional de Licencias Ambientales – ANLA 89Las CAR de Frente con la Minería 94Minería, Institucionalidad y Territorio en Colombia 103

CONTENIDO

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V. OTRAS OPINIONES SOBRE LA MINERÍA EN COLOMBIA 114Perspectivas de la Industria Minera 114Algunas Apreciaciones en los Procesos de Restituciónde Tierras Frente a la Minería 122Biodiversidad y Minería en Colombia: Un Enfoque Ecosistémico 134Puntos de Discusión y Tensión en el Derecho Minero-Energético 139El Rol del Estado hacia una Minería Sostenible en Colombia 150

PARTE II

I. HISTORIA DE LOS HIDROCARBUROS EN COLOMBIA 162

II. MARCO JURÍDICO Y AMBIENTAL DE LOS HIDROCARBUROS EN COLOMBIA 174Marco Jurídico Ambiental de los Hidrocarburos 177

III. VIGILANCIA, CONTROL E INTERVENCIÓN DE LA PROCURADURIA GENERAL DE LA NACIÓN 182 Grupo de Asesores en Minas, Hidrocarburos y Regalías 182 Delegada para Asuntos Ambientales y Agrarios 188

IV. MARCO DE COMPETENCIAS DE LAS INSTITUCIONES EN EL SECTOR DE LOS HIDROCARBUROS 192 Competencias del Ministerio de Minas y Energía 203 ANH Un Abanico de Acciones Impulsando los Hidrocarburos del País 218 Competencias de la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME 218 Competencias de la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG 220 Breve Mirada al Marco Institucional Ambiental en Materia de Licenciamiento de Proyectos, Obras o Actividades de Hidrocarburos 221 Marco de Competencias de las Instituciones en el Sector de los Hidrocarburos. 227

V. OPINIONES SOBRE LOS HIDROCARBUROS EN COLOMBIA 234 La Conmutatividad de la Contratación de los Hidrocarburos y el Gerenciamiento de la Data 234 Petróleo y Gas, un Presente para Apalancar el Futuro ¿Auto-Suficiencia o Importación? 250 Hidrocarburos, Territorio y Medio Ambiente: Invitación a una Reflexión Compleja 261 Industria de Hidrocarburos en Colombia, un Gran Potencial y Mayores Desafíos 269 ¿Petroleo Ambiente y Comunidad-Convivencia Posible? 279

LOS AUTORES 290

la minería Y los HidrocarbUros en colombia: Una mirada desde el ministerio Público | 7

PRESENTACIÓN A propósito de los debates que se promueven en escenarios públicos y privados sobre desarrollo eco-nómico y sostenibilidad ambiental, no cabe duda que el tema de los recursos naturales no renovables está en los primeros lugares de esa conflictividad. No se trata de un tema pacífico. De defensores y detractores de esas actividades mineras se escuchan voces estudiosas e informadas, pero, también, voces radicalizadas, intolerantes y sin el soporte adecuado que defienden su postura sin admitir cuestionamientos en contrario. El debate está abierto.

La minería y los hidrocarburos son actividades importantes para el desarrollo económico de las naciones, para la generación de empleo, de tributos y de oportunidades. Pero se trata, por supuesto, de actividades que también implican desencuentros, oposición, tensiones sociales y considerables impactos al medio ambiente.

En este marco de referencia, la Procuraduría General de la Nación, en ejercicio de la facultad preven-tiva consagrada en los artículos 277 y 278 de la Constitución Política y en el Decreto 262 de 2000, ha considerado pertinente convocar la realización de este ejercicio de análisis y de profundización sobre la actual situación de la minería y de los hidrocarburos en el país, y para el efecto ha invitado a expertos en los dos temas, a académicos, a voceros de las autoridades gubernamentales, a críticos de dichas actividades, a líderes gremiales y, por supuesto, también aprovecha la oportunidad para di-vulgar y compilar algunos de los más importantes informes técnicos y jurídicos emitidos, así como las actividades realizadas al respecto por parte de este organismo de control, en el período comprendido entre los años 2009 y 2016.

Conviene tener presente que este ejercicio de visibilización de opiniones propias y ajenas en temas de minería y de hidrocarburos, lo promueve la Procuraduría General de la Nación en ejercicio de la función preventiva, que es uno de los mecanismos con que cuenta la entidad en cumplimiento de

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los mandatos consagrados en la Constitución Política y la Ley, orientado a promover e impulsar un conjunto de políticas, planes y programas dirigidos a evitar la ocurrencia de hechos, actos u omisio-nes contrarios a la normatividad vigente atribuible a agentes del Estado o a particulares que ejerzan funciones públicas. La función preventiva también está en la dirección de contribuir a la construcción de políticas públicas, en este caso en temas de minería e hidrocarburos.

La responsabilidad de esta tarea de carácter preventivo, es decir, la coordinación para la elaboración de este documento, es de la Procuraduría Delegada para Asuntos Ambientales y Agrarios y del Grupo de Asesores en Minas, Hidrocarburos y Regalías, creado por la Resolución No. 362 de 2011, del des-pacho del Señor Procurador General de la Nación. No sobra recordar que las opiniones expresadas en el presente libro son de responsabilidad exclusiva de los autores y no comprometen a la Procuraduría General de la Nación.

Antes de referirnos al contenido de este libro sea lo primero agradecer a quienes aceptaron la convoca-toria a participar en el mismo, es decir, a los autores de los artículos que aquí se incluyen, quienes en tiempo récord asumieron el encargo. Reconocimiento y gratitud por el esfuerzo realizado y sobre todo por la calidad de los escritos. Todos ellos están en la dirección de los objetivos trazados: dar claridad sobre la realidad actual de la minería y de los hidrocarburos en el país y contribuir a la construcción de políticas públicas en esas materias, en escenarios de sostenibilidad social, económica y ambiental.

Con relación al tema de la minería, el Director Ejecutivo del Centro de Pensamiento del agua y del Sector Minero Energético de la ANDI, Eduardo Chaparro, se ha ocupado de realizar una muy documen-tada versión sobre la historia de la minería en el país y su vinculación con la economía colombiana. En líneas siguientes, Adriana Martínez Villegas, con reconocidos méritos en estas materias, se ha encargado de presentar el marco jurídico de la actividad, acompañado por el marco jurídico ambiental elaborado por el equipo de la Delegada para Asuntos Ambientales y Agrarios.

En artículo siguiente, los profesionales del Grupo Asesor en Minas, Hidrocarburos y Regalías del despacho del Procurador General de la Nación y de la Delegada para Asuntos Ambientales y Agrarios, presentan casos emblemáticos sobre los que se ocuparon estas agencias del ministerio público en ejercicio de la función preventiva.

Posteriormente, el Ministerio de Minas y Energía, en un artículo de corte pedagógico, presenta el marco de competencias de las instituciones del sector minero. La Agencia Nacional de Minería, por su parte, explica su estructura administrativa y las funciones que cumple en el escenario nacional, finalmente al respecto la UPME presenta su trabajo frente a la planeación del sector. En ese mismo marco de referencia, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible hace lo propio con relación a las competencias del Sistema Nacional Ambiental en el desarrollo de los proyectos de explotación de minerales, y la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales – ANLA explica las funciones de dicha entidad frente a la actividad minera. Para terminar el tema de la institucionalidad, la Asociación de Corporaciones Autónomas y de Desarrollo Sostenible-ASOCARS, explica las funciones de las cor-poraciones autónomas regionales frente a la temática minera del país, con la aportación de casos concretos en el territorio nacional.

A propósito de autores invitados, el joven Senador de la República Alfredo Ramos Maya, presenta su visión sobre la minería, la institucionalidad y el territorio en nuestro país. Acto seguido, el Director Ejecutivo de la Asociación Colombiana de Minería Santiago Angel Urdinola, presenta la visión sobre las perspectivas de la industria, desde la óptica del ente gremial. El acreditado jurista y procurador


de Restitución de Tierras, Héctor Guzmán Luján, presenta algunas apreciaciones sobre los procesos de restitución de tierras frente a la actividad minera en el país. Y la Directora del Instituto Alexander Von Humboldt, Brigitte LG Baptiste, presenta su visión sobre la interacción de la biodiversidad y la minería en Colombia, desde un enfoque sistémico. De igual forma, el ex Procurador General de la Nación, Carlos Gustavo Arrieta, gran conocedor de la materia, se refiere a las recientes controversias generadas por los fallos judiciales de las altas cortes, frente a la actividad extractiva. Para cerrar las opiniones sobre el sector minero, el ex Ministro de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, Carlos Costa, actual decano de la facultad de Ingeniería Civil de la Universidad de la Salle, presenta un interesante escrito sobre el rol que debe jugar el Estado para tener una minería sostenible.

Desde el punto de vista de los hidrocarburos, el primero de los artículos es del experto Alejandro Martínez Villegas, quien se refiere a la historia de estos recursos en nuestro país. El Grupo Asesor en Minas, Hidrocarburos y Regalías del despacho del Procurador General de la Nación y la Delegada para Asuntos Ambientales y Agrarios, además de presentar el marco jurídico de los hidrocarburos, relaciona las actuaciones destacadas, en desarrollo de las labores preventivas.

Como en el aparte de minería, a continuación el Ministerio de Minas y Energía presenta el marco de competencias de las instituciones nacionales en el sector de los hidrocarburos. Y luego el Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos hace lo propio con respecto a las competencias de dicha en-tidad en el escenario nacional. La Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, también se apunta en este ejercicio preventivo dando claridad sobre sus competencias, como también el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y la ANLA, en artículo similar.

En el marco de las opiniones de expertos, como David Arce Rojas, profesor en la materia por más de veinte años, quien se ocupa de la conmutatividad de la contratación de los hidrocarburos y el gerenciamiento de la data en el país. Posteriormente, el Presidente Ejecutivo de Campetrol Rubén Darío Lizarralde, presenta un entorno crítico sobre el futuro del petróleo y el gas en las perspectivas actuales. El experto jurista Luis Fernando Macías Gómez, presenta una importante reflexión en temas de hidrocarburos, territorio y medio ambiente, en un escenario de complejidad. Por su parte el Doctor Gerardo Viña Vizcaíno, experto en sostenibilidad ambiental y desarrollo productivo, nos presenta su opinión respecto a la gestión ambiental a cargo del sector petrolero, así como el manejo que le han dado a la dimensión social ligada a estos proyectos.

Como ya se mencionó, se reitera el agradecimiento a todas las entidades, gremios, académicos y analistas que enviaron sus artículos en tiempo record, para presentar al país una visión integral, a instancias de la Procuraduría General de la Nación, sobre el presente y el futuro de la minería y los hidrocarburos en el país.

Este libro es un aporte preventivo desde este organismo de control a la construcción de políticas públicas, en escenarios de respeto, tolerancia, análisis jurídico y científico, en el marco de las com-petencias asignadas por la Constitución Política y la Ley.

Bogotá, julio de 2016

PIEDAD ANGARITA GUERRERO OSCAR DARÍO AMAYA NAVAS Coordinadora del Grupo Asesor en Procurador Delegado para Asuntos

Minas, Hidrocarburos y Regalías Ambientales y Agrarios

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LA MINERÍA EN COLOMBIA:UNA MIRADA DESDE EL MINISTERIO PÚBLICO

PARTE I


I. BREVE RESEÑA MINERO-ECONÓMICA Y MINERO-SOCIAL DE LA MINERÍA EN COLOMBIA: FORMAS Y ACTIVIDADES PRINCIPALES

Eduardo Chaparro Ávila

La historia, la tradición, la multiplicidad de especies minerales y el amplio espectro geográfico de la producción, hacen de Colombia un país minero. El poblamiento y la dotación urbana en Colombia, se da sobre la base de una muy extendida, diversificada y profunda inserción de formas mineras asociadas a la cerámica, la sal, los calcáreos, el hierro, el oro y el carbón en sus diversas formas de uso, tanto doméstico, desde la producción de gas de iluminación, pasando por la producción de filigrana y llegando al acero y a la participación en el comercio exterior.

A lo largo de su historia, Colombia ha vivido procesos exploratorios orientados a la identificación de yacimientos aptos para su extracción y aprovechamiento. Trescientos años atrás, se decía por parte de la administración colonial que “Si las minas dejaran de trabajar, cesarían por completo los negocios y comercios, pues su actividad principal es la manufactura de textiles y la producción de alimentos, todo lo cual se vende en las regiones de la minería” (Orche, 2000). Así, resumir la minería en Colombia en lo económico, lo minero y lo social, implica omitir datos y detenerse solo en lo general. Para ello se deben abordar los antecedentes históricos tanto en el país como en la región, tanto para el oro,

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considerado para este trabajo como el metal más representativo en la historia minera nacional, como para el carbón. La extracción de minerales en Colombia, a contrario sensu de lo que se cree, tiene una tradición milenaria, ejercida con distintos propósitos, desde antes de la llegada del europeo y con intercambio comercial entre culturas y pueblos indoamericanos.

Las civilizaciones precolombinas implican la existencia de procesos sistemáticos de búsqueda, ex-tracción, beneficio y distribución de minerales, sin ellos, no se explicarían ciudades como Machu Pichu, las pirámides de Palenque o la estatuaria de San Agustín y mucho menos la leyenda del Dorado, pues las ofrendas áureas y de esmeraldas de la cultura chibcha en Guatavita, no tendría asidero, dado que ese oro, era producido en regiones distantes como Tolima y Santander, pues en el territorio muisca, no existen yacimientos auríferos ni de piedras preciosas. De otro lado, y junto con el desarrollo minero se dio un desarrollo metalúrgico, expresado en una orfebrería que produjo los poporos Quimbaya y los pectorales en Tolima. No se puede dejar de lado algo que es poco visible pero si es omnipresente: los productos elaborados a partir de materiales arcillosos, como toda la cerámica Tayrona, Sinú, Quimbaya y la misma Chibcha y la materia prima para la ya citada estatuaria en San Agustín, sin mencionar la producción de cales para usos agrícolas y rituales.

Según Puche Riart, no bien acababa de terminar los últimos viajes exploratorios de Colón y se cimentaba el proceso de colonización de América, desde lo que hoy es Republica Dominicana, y se comienza la búsqueda de oro y plata y su explotación a la Republica Dominicana, pocos la reconocen como la cuna de la minería de América (Riart, 2000).

Bartolomé de las Casas en su Historia Natural de Indias (1559) narra que Colón, en 1493, llegó a la española, con herramientas y personal para explotar oro. En un Memorial dirigido a los Reyes Católi-cos, en 1494, pedía lavadores de oro y mineros de Almadén, pues en su primer viaje había encontrado el metal en el río Gana y para beneficiarlo, el hermano de Colón, Bartolomé, trabajó los aluviones de Cotuy y Cibao, aún hoy en producción, y más tarde Miguel Díaz encontró los placeres del río Ozema, que dieron lugar al nacimiento de Santo Domingo. Puche recuerda que Jiménez de Quesada, en 1536, obtuvo del territorio conquistado cerca de $ 246.976 pesos en oro y $ 1 .815 en esmeraldas, lo cual se consideraba una enorme fortuna para la época. Durante el siglo XV Ios conquistadores ocuparon el territorio de la actual Colombia, en pos de la mayor cantidad posible de oro.

La minería de carbón tiene múltiples antecedentes, su uso fue muy extendido en un ámbito geográfico distinto al del oro y ha sido determinante en los últimos años en la expansión económica colombiana. Los Muiscas habitantes del denominado altiplano cundí - boyacense lo explotaron con múltiples fines, resultando un encadenamiento productivo poco o nada comprendido y menos aún conocido, como lo es el de la producción de sal, arcillas y carbón como combustible:

“….. Tales minas constituían el tesoro del soberano muisca y su principal recurso fiscal. El re-conocimiento del prestigio que las minas de sal representaban a la soberanía de los Chibchas, se descubre por el comercio con las demás tribus. Según los cronistas, en Barrancabermeja los españoles encontraron algunos panes de sal, por lo que comprendieron el sendero que debían seguir para encontrar el pueblo civilizado. La compactación de la sal requería hasta cierto punto un proceso complicado, cuya esencia ha cambiado poco durante los últimos cuatro (4) siglos Los muiscas utilizaron también el carbón extraído de la región de Sogamoso; el cobre lo extraían de la zona de Gachalá y Moniquirá; en menor escala, el oro; la mayor parte de este era obtenido mediante el trueque con otras tribus.” (Riart, 2000)


Otra fuente: dice que: “...Los chibchas habrían tenido la capacidad de identificar, extraer y usar el carbón mineral de vetas en Sogamoso, Tópaga, Gámeza y Monguí” (Patiño, 2001). Los datos arqueo-lógicos sobre esto son inconsistentes, según Castillo Espitia, en la misma obra de Patinó. En años anteriores a 1670, los indios llevaban a Tunja carbón de piedra de una mina cerca de Cucunubá (Toman, 1985), privilegiando el oro a otros minerales. Al terminar la conquista, se sistematizó la búsqueda y exploración de nuevos yacimientos en ríos y quebradas, empleando las técnicas mineras españolas, aportadas por las minas de Almadén, consideradas las más antiguas del mundo si se exceptúan los hallazgos asociados al hombre del Cobre en Chile.

Ese trabajo uso desde el siglo XVI y el XVII, técnicas de lavado en placeres y aluviones auríferos. España desarrolló una legislación indiana con raíces en las leyes de Don Juan I, de ella viene el derecho regaliano propio de Hispanoamérica, Felipe II la transformó en 1584, con sus ordenanzas del Nuevo Cuaderno, en la génesis de derecho minero español, que se aplicó en las colonias.

La corona expidió Ordenanzas para Perú en 1683 y para Chile en 1757 y lo que de alguna manera podría ser el Código o ley minera para las colonias y los Cuadernos de Nueva España, en 1787, consagrando conceptos como: propiedad minera, el amparo por el trabajo, tramite por manifestación, conocida luego como el denuncio de minas y se dictaron normas de protección ambiental, pues es sabido que al minero le interesa proteger el agua y el bosque por ser insumos para su operación; todo ello se adiciona a la definición de normas procesales en caso de litigio minero, leyes laborales y seguridad minera. Estos conceptos se preservan con distintas denominaciones a lo largo de la historia económica, jurídica y minera de Colombia y sus leyes mineras. En la colonia aparece, un instrumento muy usado aún, aunque en franco retroceso, tanto por la calidad de los yacimientos, como por la presión tecnológica como es la batea. Esta herramienta del laboreo minero aluvial, fue el motor que movió la producción aurífera y la creadora de riqueza. Una vívida acuarela del maestro Pedro Nel Gómez une el pasado con el presente de esta actividad que ha continuado de manera ininterrumpida hasta nuestros días.

“La minería subterránea, poco o nada se desarrolló, En unos pocos sitios del Nuevo Reino de Granada hubo minas de socavón y ellas se explotaban de la manera más rudimentaria. Durante tres siglos y algo más, la minería neogranadina trabajó de esta forma simple y primitiva, en unos casos en “reales de minas” que eran propiedades del lejano rey de España, y en otros casos en minas de particulares, quienes debían entregar al gobierno virreinal un 20 % de su producido (llamado “el quinto real”) para ser enviado a la metrópoli” (Ramos, 2002)

Poveda afirma que:

“Cuando la mano de obra indígena se agotó debido a la mortalidad, España autorizó la traída de negros africanos que llegaban a Cartagena. Allí eran vendidos a sus nuevos amos que los llevaban a las respectivas regiones mineras donde se les requería: Antioquia, el Chocó, el alto Cauca y el valle del Patía. Otras áreas mineras que funcionaron en esos siglos en otras regiones, como los actuales Huila, Tolima y Santanderes, trabajaban con mano de obra indígena o mestiza por el antiguo sistema de la mita. Durante tres siglos largos el actual territorio colombiano produjo oro y lo envió a España a razón de tres, cuatro o más toneladas métricas por año. A lo largo de ese tiempo no se realizó ninguna innovación tecnológica en la minería neogranadina. Esta tecnología contaba solamente con la mano de obra esclava, algunas herramientas de hierro y la pólvora negra como medios de producción”.


No fueron escasos los problemas jurídicos en las referencias históricas, así se consigna en un manuscri-to del Museo Nacional de Bogotá, 725, que da cuenta de pleitos entre los señores Francisco Hernández Pastor y Pedro Fernández de Navia, por una mina de plata en Caloto-Gobernación de Popayán, litigio que se sustanció frente al escribano don Juan de Vargas90, no deja de llamar la atención que el año de referencia de este pleito es 1689. La exploración de oro y piedras preciosas generó la leyenda y bús-queda del “Dorado” imán de una multitud de mineros y aventureros. Los instrumentos jurídicos antes mencionados, iniciaron la normatividad regulatoria, en pos de captar ingresos para el fisco y ordenar la extracción de minerales; la Pragmática y Ordenanzas del 10 de enero de 1559, donde se señala que las minas de oro, plata y azogue se incorporan al patrimonio real (solo podrían ser explotadas por particulares mediante la regalía correspondiente) desde allí vine la legislación minera colombiana, que no ha cesado de crecer y reformarse de forma permanente y cíclica. (Ver gráfica No 1).

Francisco Guillén y Chaparro, Presidente del Nuevo Reino, impulso la minería de Mariquita y Gualí (o Santa-Águeda de Gaulí) y la fundición de plomo; el Virrey Arzobispo Góngora, que en 1785, puso “...en explotación, por cuenta del Gobierno, las cuatro minas de plata de Santa-Ana, la Manta, el Cristo y San-Juan” (Restrepo, 1888), allí trabajaría una de las cumbres y precursores de la mineralogía y metalurgia latinoamericana, honrado en México y olvidado en Colombia, el sabio Juan José D’Elhúyar. El laboreo continuó en esos yacimientos y en 1824 el Gobierno de Bolívar arrendó esas minas y las de Santa-Ana y la Manta a Herring, Graham y Powels, Cia., por cuenta de la Asociación Colombiana de Minas de Londres, el contrato fue prorrogado en 1853 y 1871 en favor de otras sociedades. El primer superintendente de esa operación fue Robert Stephenson, cuyo padre era Georges Stephenson constructor de la primera locomotora y de los primeros ferrocarriles.

Gráfica No. 1 DESARROLLO INSTITUCIONAL MINERO COLOMBIANO

Fuente: (Asomineros, 2013)

90 Juan de Vargas llegó a América acompañado de don Diego de Vargas, su padre, en 1564; y desde 1585 hasta su muerte en 1620, se desempeñó como escribano de la ciudad de Tunja


En los albores de la República, continuó la regulación minera, a partir del máximo evento científico de toda la historia colonial española, la Expedición Botánica, se generó un notable impulso de investigación de ciencias naturales, con la creación de la Sociedad Económica de Bogotá, entidad que en la primera década del siglo XIX impulso cambios en los sistemas educativos y con ello en lo económico y lo social, para mejorar la calidad de vida virreinal.

La Expedición Botánica fue determinante en el desarrollo cultural y científico en Colombia, pues estudió la flora, la fauna y también las lenguas indígenas de su entorno, por encargo de Carlos III. Súmese a esa gestión que la expedición y sus integrantes impulsaron el desarrollo de ciencias relacionadas con procesos industriales, como la minería de la plata y formó los primeros expertos mineros, cimiento del desarrollo aurífero de la naciente república. Fue la minería y su producto estrella, el oro, la que dio liquidez y recursos para la independencia, muestra de esto se registra con el empréstito que en nombre del gobierno suscribió Francisco Antonio Zea con la casa financiera ingles Graham, Herring & Powels, en 1899 por un valor de dos millones de libras esterlinas, pagaderas con las ganancias de las minas de oro y plata.

Un decreto supremo del Libertador de 1.892, en su exposición de motivos decía:

“...Que la minería ha estado abandonada en Colombia, sin embargo de que es una de las prin-cipales fuentes de riqueza pública; Que para fomentarla es preciso derogar algunas antiguas disposiciones que han sido origen fecundo de pleitos y discusiones entre los mineros; Que debe asegurarse la propiedad de las minas contra cualquier ataque y contra la facilidad de turbarla o perderla; Que conviene promover los conocimientos científicos de la minería y de su mecánica, como también difundir el espíritu de asociación y de empresa para llegar al alto grado de perfección que necesita la prosperidad del Estado...” (Gaceta de Colombia , 1829)

186 años después, la discusión y las características propias del desarrollo minero colombiano no difieren.

Es de resaltar el papel que en el siglo XIX tuvo el departamento del Tolima, uno de los más ilustres escritores y analistas económicos de Colombia don Vicente Restrepo refiriéndose al Tolima dice que

“... El Departamento del Tolima se halla encerrado entre la Cordillera Central y la Oriental y el río Magdalena. Toda la extensión de su territorio es rica en aluviones de oro; los filones de este metal, aunque muy numerosos, no han dado en ningún tiempo productos de considera-ción. A la falda oriental de la cordillera central se encuentran, en una misma línea, las más fértiles minas de plata que se han explotado en este país, en Mariquita, Ibagué y la Plata: casi todas están hoy abandonadas”.

Es decir minería ha habido en el Tolima, no solo desarrollada por pobladores prehispánicos que elaboraron magnificas piezas de oro: pectorales, narigueras y demás objetos, con diversos propósitos. Relata Restrepo, que el Capitán Hernán Venegas descubrió las minas de oro de Sabandijas y Venadillo, y de las de Hervéo, en el territorio de los marquetones y el Capitán Francisco Núñez Pedroso fundador de Mariquita en 1551 hacía laboreo minero (Restrepo, 1888).

Reconoce Restrepo que la industria minera decayó


“...en el Tolima después de la guerra de la independencia y la generalidad de sus habitantes llegaron a perder el hábito de sus labores. En 1873, durante la administración del Dr. José Uldarico Leiva, una numerosa y continua inmigración antioqueña se hizo presente en el departamento, en el Norte, fundando nuevas y florecientes poblaciones. Este movimiento en favor de la minería se fue extendiendo y generalizando desde Manzanares hasta la Plata. Y apenas pasada la guerra civil de 1885, el General Casabianca se propuso fomentar eficazmente la explotación de las minas y expidió, con tal fin, el Decreto de 18 de Enero de 1886 creando una Junta de Minas y una Comisión científica, y el de 29 de Marzo, sobre el establecimiento de una casa de ensayos, apartado y fundición de minerales de oro y plata. D. Roberto B. White fue escogido para el desempeño de la comisión y en cumplimiento de ella recorrió el territorio del Tolima de Norte a Sur en 1887. Mas, no satisfecho el General Casabianca con los informes presentados por él, solicitó la cooperación del Gobierno Nacional para encargar al Sr. John T. Randolph de una nueva exploración científica de las regiones mineras del Departamento. Este último rindió su informe en 1888.”

Entre 1886 a 1890, hubo un activo mercado de operaciones y títulos mineros vinculados a más de 400 filones de cuarzo con oro, y de piritas auro-argentíferas y argentíferas, que dejaron de funcionar por hechos que aún hoy se repiten entre los pequeños mineros actuales: las exploraciones no fueron dirigidas con acierto y no se comprendió la composición de los minerales, ni el modo como está agregado el oro y combinada la plata a los sulfuros. Fue premonitorio Restrepo cuando al final del artículo mencionado dice:

“Creemos que para que se determine un movimiento completamente favorable a la minería del Tolima, basta con que haya una empresa que al montarse bien, dé buenos resultados, porque entonces, roto el círculo de desconfianza que actualmente nos aprisiona, los capitales tenderán hacia una industria cuyos azares son más bien imaginarios que reales.”

Además del Tolima, Antioquia fue el escenario, de desarrollos regulatorios y operativos. Allí se expidió el Código de Minas del Estado Soberano de Antioquia, que según afirmaban expertos como Palacio, sirvió y fue usado en California y por sobre todo, las figuras de la Sociedad Ordinaria de Minas y la forma como durante la época Federal se emitían bonos acciones y circulante por parte de las empresas mineras, para activar, dinamizar y consolidar sus operaciones. El modelo de acumulación de capital merced a la propiedad de la tierra recibe un viraje determinante con la emisión de acciones como las de la Sociedad de la Mina El Zancudo, que con sus altibajos renació de la mano de uno de los más afamados empresarios de Antioquia, don Coriolano Amador, quien la llevó a ser la empresa más exitosa de Colombia en el siglo XIX.

Icono del desarrollo científico, académico y empresarial de Colombia: es la creación de Facultad de Minas de la Universidad Nacional de Colombia, mediante la Ley 60 de 1886 que creó dos escuelas de minería, una en Medellín y otra en Ibagué. En 1887 se suspendió la de Ibagué y quedó sólo la de Medellín, la cual se llamó Escuela Nacional de Minas, y se formó como una institución independiente, muy ligada en sus inicios a la Universidad de Antioquia. La Escuela de Minas por más de 120 años ha entregado al país los ingenieros, geólogos y dirigentes que han construido buena parte de la infraestructura nacional, el saber del territorio y de los dirigentes que han sabido hacer crecer en medio de enormes dificultades, no solo al terruño antioqueño si no al país entero, Cerrejón, Paz de Rio Mineros S.A., las fábricas de cemento y múltiples industrias han sido creadas y desarrolladas por los egresados de esa benemérita institución de la educación superior de Colombia, la Escuela Nacional de


Minas es incorporada, convirtiéndose en facultad por medio del Acuerdo Nº 131 de 1939 del Consejo Directivo de la Universidad Nacional en 1940 (Universidad Nacional de Colombia, 2016).

Las reformas y revueltas políticas impidieron consolidar la institucionalidad en el siglo XIX, aunque el reformador político y autor de la constitución de 1886, Rafael Núñez, promovió el conocimiento técnico científico y de allí su interés, en crear una gran Comisión Científica Nacional. Para tal efecto se expidió la Ley 59 del 11 de junio de 1881, por la cual ordena el establecimiento de una comisión científica permanente para el estudio de los tres reinos naturales en la República. Hay que considerar otro hito: la consagración del concepto de la propiedad inalienable e imprescriptible del suelo y del subsuelo minero desarrollado a partir de la Constitución de 1.886, con la sola excepción del reco-nocimiento de propiedad privada que algunos particulares entraron a demostrar, sobre yacimientos específicos que fueron dados en propiedad a vasallos de la corona española en tiempos coloniales o por la república a quienes consideró fieles servidores de la causa independentista o en pago de favores o empréstitos a la consolidación del nuevo Estado, lo cual más de un siglo después, sería motivo de polémica sobre la pertinencia de esta figura del derecho minero colombiano.

A comienzos del siglo XX, Colombia era el primer productor de oro del mundo, ha mediado de la década de los años treinta la producción declino de manera notable, por fenómenos como la falta de exploración, luego los acuerdos post II Guerra mundial, que estabilizaron los precios del oro es decir los tratados de 1944 de Bretton Woods. Luego de esos años, no se registró interés internacional para invertir en exploración minera de oro o plata, las compañías extranjeras partieron y se generó en los años de esa partida, una fuerte polémica por la forma en que se produjo esa retirada. La compañía Chocó Pacífico representa la síntesis de toda la historia, en donde los críticos de las administraciones de esa época tildaron de oscura y no vacilaron en acusar a esa empresa de engañar al país y de adelantar acciones y políticas de segregación racial. La partida de ese conjunto empresarial, conllevo a la constatación de serias irregularidades, cuya solución dio paso a la empresa Mineros Colombiano S.A. que ha remozado el concepto de explotación y se ha convertido en una compañía líder mundial en minería aluvial del oro y es muy reconocida su tarea de explotación en la zona del Bajo Cauca Antioqueño.

La utilización del carbón, continuó en Boyacá, Cundinamarca y en Antioquia, donde se dieron asomos industriales, con este recurso como eje sobre el cual se dio la fabricación de bienes tales como el hierro, acero y ladrillos, los primeros dan ejemplos que aun muestran sus instalaciones en la Ferrería de La Pradera en Subachoque, en las de Samacá y en la de Amagá en el siglo XIX albores del siglo XX; y en cuanto a la industria cerámica aparece todo lo vinculado a la industria de la construcción, en donde con hornos de llama invertida, se abastecía el mercado de ladrillos, tejas y tuberías, para propósitos de conducción de aguas. La minería en Paz de Río y en el depósito del Cerrejón, constitu-yeron el comienzo de la minería moderna en Colombia. Este último yacimiento se sabe que fue pedido para su explotación desde 1855 cuando se registra en la Notaria Primera de Riohacha, en el tomo del año 1855. Registra un documento suscrito por una sociedad comercial creada por Juan Gómez Osío, propietario de las tierras, con anterioridad al Ingeniero John May quien por solicitud del Gobierno Nacional había estudiado este yacimiento y Antonio Cano, quien financiaría la planeada explotación de la mina de carbón en el sitio llamado Corazonal, jurisdicción de Barrancas. El Gobierno colombiano para promocionar la industrialización del país, trajo expertos alemanes e ingleses. Estos últimos quisieron desarrollar las reservas de cobre del departamento de la Guajira, presentes en la Serranía de Perijá al noreste del departamento. El estallido de la Gran Guerra hizo que el contingente de técnicos ingleses, regresaran a su país para afrontar el conflicto y esa iniciativa se frustró.


La cercanía al mar del Cerrejón, su condición físico química, los métodos mineros modernos harían intensiva la producción logrando economías de escala, vendría luego el desarrollo carbonífero del Cesar de similares características al guajiro, fueron todos los factores que se conjugaron para impulsar lo que en 1976-1977 se denominó proyecto Cerrejón Zona Norte, que arrancó en paralelo con el llamado Zona central, que impulsara el IFI, Ecopetrol y la Empresa Colombiana de Minas, hoy Servicio Geológico Colombiano. Luego se desarrollarían los carbones de Córdoba y un efímero florecimiento de los carbones del interior del país en la cuenca Chécua- Lenguaza y la de Samacá. Este recuento, no es ni detallado ni minucioso, deja de lado el desarrollo ferroviario de Norte de Santander y el de Boyacá, con el complejo industrial minero siderúrgico Paz del Rio del corredor Tunja-Sogamoso, ni el desarrollo fabril de Antioquia, con el aporte energético de la cuenca del Sinifaná, pero si permite ver que a lo largo de toda la historia de Colombia el oro y el carbón han estado presentes en el comercio, la alimentación, la dotación de vivienda digna, la industria, y la generación de empleo.

La vinculación de la minería con la economía colombiana

En 1.800 la minería representaba el 36,1 % del PIB de la época, más aún investigadores tan serios como Kalmanovitz, afirma que a diferencia de las prácticas de segregación social, impulsadas con el cultivo del café, la minería dio movilidad social; “…Aquí también las diferencias sociales no estaban basadas en elementos raciales y la movilidad del trabajo era alta, debido a las oportunidades que existían en la pequeña minería del norte de Antioquia y del Chocó” y, este hecho, poco conocido, se suma al reconocimiento que diversos autores, incluido el mismo Kalmanovitz (Kalmanovitz, 2002), y Ocampo destacan el papel que jugó la minería en el desarrollo y despegue industrial de Colombia, en especial en Antioquia, tal como lo ratifica MOLINA diciendo que:

“..El ferrocarril de Amagá fue un proyecto estratégico por la eficiencia, economía y rapidez ofrecidas en el abastecimiento de carbón amagaseño (subrayado autor) a todos los ferroca-rriles del occidente colombiano y a la floreciente industria de Medellín que producía buena parte de su energía con máquinas de vapor. Facilitó además al ferrocarril Medellín-Puerto Berrío la provisión de carbón, lo cual redujo considerablemente sus gastos de operación y el impacto en la destrucción de los bosques utilizados para combustible de las locomotoras... “ (Londoño, 2016)

LA MINERÍA HOY EN COLOMBIA

En 2010, el candidato presidencial Juan Manuel Santos propuso a los ciudadanos transitar desde la política de “seguridad democrática” de su predecesor, a lo que el nuevo mandatario denominó la “prosperidad democrática”. Propuesta basada en el estímulo de las consideradas cinco locomotoras económicas básicas para la prosperidad del país, a saber: construcción de viviendas, infraestructuras, minería, agricultura e innovación.

La propuesta triunfante, de convertir a la industria minera en una locomotora que jalonara la econo-mía en pro de la equidad, reconocía el potencial minero de Colombia y la necesidad de aprovechar esa riqueza minera, hasta ese momento latente y sin interés para los inversionistas, no obstante, esto no se concretó por razones que otros capítulos de este texto, desarrollaran. Dos años después, según la Asociación Nacional de Empresarios de Colombia, el sector de la minería contribuía con el 2,2% al


crecimiento del PIB de Colombia y representa el 23,7% de exportaciones del país, estimándose que la minería legal y las operaciones mineras legales crean también unos 300.000 empleos.

Para completar el recuento es menester una descripción sumaria de la autoridad minera a lo largo de la historia, dando cuenta del desarrollo del actual modelo institucional minero con sus principales cambios y reformas vividos a lo largo de su existencia y que determinan y condicionan su papel en la dirección y promoción de la industria. Según la página electrónica del actual Ministerio de Minas y Energía, la institución pública minera colombiana de hoy, tiene su origen en el marco de la Segunda Guerra Mundial (1939-1945), cuando las restricciones a las importaciones, presentadas a raíz del conflicto bélico, movieron a la adopción de planes de industrialización y a la producción endógena de bienes, para lo cual se decidió impulsar la búsqueda, explotación y comercialización de recursos naturales y el desarrollo de otras fuentes de producción. Por ello, los ministerios de Industria, con el Decreto 968 del 18 de mayo de 1940, dieron paso a un Ministerio especializado en Recursos Naturales y se creó el Ministerio de Minas y Petróleos, para que se ocupara de cuatro grandes áreas de trabajo. i) Petróleos y minas; ii) salinas terrestres y marinas; iii) bienes ocultos y iv) laboratorio nacional de análisis e investigaciones.

Al comienzo de la década de los cincuenta se creó el Ministerio de Fomento, marcando el inicio de las múltiples colisiones que ha enfrentado la institucionalidad minera con otras carteras, ese nuevo ministerio, asume para si las funciones diseñadas para el Ministerio sectorial, mediante el Decreto 0464 de 1951, que prevalecía sobre otros ministerios y se le asignaba además las tareas que se le habían dado al Ministerio de Minas y Petróleos.

A partir de ese momento una serie de cambios ininterrumpidos en el esquema organizacional minero colombiano se registran con mayor celeridad que en los tiempos precedentes, como el Decreto 0481 de 1952 que regresa las funciones propias de su ámbito; esta situación cambió en 1968 cuando la cartera de Minas asume la administración de fuentes de energía incluyendo el petróleo, gas natural, carbón y minerales radioactivos, abarcando un amplio porcentaje del consumo energético y, encarga al despacho de Obras Públicas la generación, transmisión y comercialización de energía, lo cual congeló la posibilidad de evaluar, desarrollar y aprovechar el potencial energético del país.

La Ley 20 de 1.969, remozó la legislación y salvo el mantenimiento del concepto de reconocimiento de propiedad privada, la Nación consolidó de manera inalienable e imprescriptible la propiedad del suelo y del subsuelo minero. Concepto base de toda la legislación minera nacional, con un Estado administrador de ese recurso, que otorga o niega el acceso a depósitos minerales, a solicitantes públicos o privados, nacionales o extranjeros.

Continuaron cambios, con la creación o desaparición de empresas, dependencias y/o entidades, así como la creación de la Agencia Nacional de Minería, se sucedieron hasta hoy, en este vaivén. No se deben omitir los cambios experimentados desde 1916, por el hoy Servicio Geológico Colombiano, cuya contribución al conocimiento del territorio y aporte al desarrollo, el país no ha dimensionado y exaltado en debida forma.

Hoy la institucionalidad es más compleja, las continuas reformas y restructuraciones arrojan un complejo panorama de mutabilidad institucional que conspira, contra la realización de las propuestas políticas de los gobiernos, además han hecho perder la memoria institucional. La nueva institución, la Agencia Nacional de Minería-ANM, sufre frecuentes cambios de sus directores máximos, pero aún


se espera de ella continuidad, certidumbre y alto nivel técnico para que como decía Bolívar la Nación pueda llegar al alto grado de perfección que necesita la prosperidad del Estado.

Referencias

Gaceta de Colombia . (13 de Diciembre de 1829). Biblioteca Virtual Miguel de Cervantes Saavedra. Obtenido de www.cervantesvirtual.com/.../ff6c3fc6-82b1-11df-acc7-002185ce6064_2.html

Kalmanovitz, S. (2002). Banco de la Republica. Obtenido de http://banrep.gov.co/docum/ftp/bo-rra224.pdf

Londoño, L. F. (2016). Banco de la Republica. Obtenido de http://www.banrepcultural.org/node/124746

Orche, E. (2000). Los asentamientos mineros en la minería aurífera de Nueva Granada. Obtenido de http://oa.upm.es/10179/1/nueva_granada.pdf

Patiño, V. M. (2001). Banco de la Republica. Obtenido de http://www.banrepcultural.org/blaavirtual/historia/equinoccial_5_recursos-industria/cap2.htm

Ramos, G. P. (Julio de 2002). Banco de la Republica. Obtenido de http://www.banrepcultural.org/blaavirtual/revistas/credencial/julio2002/lamineria.htm

Restrepo, V. (1888). Banco de la Republica. Obtenido de http://www.banrepcultural.org/blaavirtual/historia/minas/minas9.htm

Riart, O. P. (2000). MINERIA EN AMERICA DE LENGUA ESPAÑOLA:PERIODO COLONIAL. Obtenido de http://oa.upm.es/10196/1/brasil_500.pdf

Toman, R. d. (1985). Historia de la energía en Colombia;. Bogotá: El Ancora Editores.

Universidad Nacional de Colombia. (2016). Universidad Nacional de Colombia. Obtenido de http://minas.medellin.unal.edu.co/lafacultad/historia


II. MARCO JURÍDICO Y AMBIENTAL DE LA MINERÍA EN COLOMBIA

Marco Jurídico de la Minería en Colombia

Adriana Martínez Villegas

Cuando se estudia el marco jurídico de la minería debe tenerse en cuenta que a través de éste orde-namiento el legislador abordó los siguientes ejes temáticos respecto de esta actividad, a fin de cubrir todas las perspectivas necesarias: (i) Se administra un bien de propiedad del Estado. (ii) Se regula la producción de rentas a través de ese bien, para el logro de los fines del Estado (iii) Se establece un régimen de contratación particular. (iv) Se controla el ejercicio de una actividad que no puede adelantarse libremente.

ALCANCE DE LA REGULACIÓN

Debe ser claro que la minería no es un negocio exclusivo de particulares, cuyos resultados afectan solo a éstos. Es una actividad que promueve y dirige el Estado, para la obtención de unos propósitos que le son propios, y que tienen que ver con el progreso y la calidad de vida de los ciudadanos. Está íntimamente relacionado además, con el modelo de desarrollo, previsto en nuestra Carta Magna.

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SE ADMINISTRA UN BIEN DE PROPIEDAD DEL ESTADO

El artículo 332 de la Constitución de Colombia dispone que el Estado es el propietario del subsuelo y de los recursos naturales no renovables. Esto significa que dicho subsuelo, con las riquezas minerales que yacen en el mismo, son bienes públicos. De igual forma en su artículo 80 establece que es también el Estado, el encargado de planificar el manejo y aprovechamiento de los recursos naturales para garantizar su desarrollo sostenible. Por tanto, no solo hay propiedad sobre estos bienes, sino un deber de administración eficaz de los mismos, con unos propósitos claros señalados por la Carta Magna. Como complemento de lo anterior, en su artículo 334 dispone la Constitución que la dirección general de la economía estará a cargo del Estado. Ahora bien, a partir de este mandato el Estado puede decidir cuándo y cómo vincular sus bienes al flujo económico. El texto del citado artículo al referirse a las tareas del Estado dice además que: “Este intervendrá, por mandato de la ley, en la explotación de los recursos naturales…”

Entonces, de conformidad con nuestro marco normativo vigente, hay necesidad de contar con una intervención activa por parte del Estado en el desarrollo de las actividades extractivas de los re-cursos del subsuelo. Para ello, se hace indispensable que exista una ley que regule y establezca las condiciones para la exploración y explotación de los yacimientos mineros y petroleros, con base en la cual el Estado materializa esa intervención a que me he venido refiriendo.

Hoy, para el caso de los minerales, esa Ley es el Código de Minas (Ley 685 de 2001), con algunas modificaciones que se le han introducido, a través de otras disposiciones legales.91 En ese código se hacen varias declaraciones importantes en relación con los propósitos de esta ley: (i) Tiene como objetivos de interés público fomentar la exploración técnica y la explotación de los recursos mineros de propiedad estatal y privada; (ii) también estimular estas actividades en orden a satisfacer los requerimientos de la demanda interna y externa de los mismos; (iii) para que su aprovechamiento se realice en forma armónica con los principios y normas de explotación racional de los recursos naturales no renovables y del ambiente, (iv) dentro de un concepto integral de desarrollo sostenible y del fortalecimiento económico y social del país.

En concordancia con lo anterior, se hace además, la declaración de ser la propiedad estatal de los recursos naturales no renovables, inalienable e imprescriptible, teniendo como complemento, que por ello la actividad minera es de utilidad pública e interés general. Igualmente, se ratifica un concepto tradicional de la legislación colombiana, de raigambre español y es la diferenciación entre la propiedad del subsuelo y del suelo. En función de lo anterior, el código manifiesta que los minerales de cualquier clase y ubicación, yacentes en el suelo o el subsuelo, en cualquier estado físico natural, son de la exclusiva propiedad del Estado, sin consideración a que la propiedad, posesión o tenencia de los correspondientes terrenos, sean de otras entidades públicas, de particulares o de comunidades o grupos.92 Es así como para rodear de todas las seguridades necesarias estos conceptos, se finaliza diciendo que la propiedad del Estado sobre los recursos minerales yacentes en el suelo o el subsuelo, de terrenos públicos o privados, se presume legalmente. 93 Esto permite que aun cuando el suelo o el subsuelo, donde yacen los yacimientos objeto de la actividad minera, hagan parte del territorio, su regulación se hace en forma separada de la que corresponde a los terrenos de la superficie, tal y como sucede además con otros elementos del territorio como el espectro electromagnético, la órbita

91 Ley 1682 de 2013, Ley 1742 de 2014 y Ley 1753 de 2015.92 Artículo 5 Ley 685 de 200193 Artículo 7 Ley 685 de 2001


geoestacionaria o la zona económica exclusiva, los cuales también tienen su regulación, especial y distinta, de los terrenos superficiales con los cuales concurren.

Así mismo, y por esa diferenciación de los distintos elementos del territorio, propia de nuestro orde-namiento, la propiedad privada y aún la colectiva de las minorías étnicas, de los terrenos, coexiste con el ejercicio de la minería por disposición de la Constitución y la Ley. En efecto, el parágrafo del artículo 330 de la Constitución Nacional dice que

“la explotación de los recursos naturales en los territorios indígenas se hará sin desmedro de la integridad cultural, social y económica de las comunidades indígenas. En las decisiones que se adopten respecto de dicha explotación, el Gobierno propiciará la participación de los representantes de las respectivas comunidades”.

Hay pues un reconocimiento de la necesaria coexistencia de los dos regímenes de propiedad.

Respecto de la propiedad privada de terrenos superficiales, la ley de minas dispone además que el derecho que otorga el Estado a través de la concesión, incluye la posibilidad de “gravar los predios de terceros con las servidumbres necesarias para el ejercicio eficiente de dichas actividades”.94 A lo anterior se le adiciona que “para el ejercicio eficiente de la industria minera en todas sus fases y etapas, podrán establecerse las servidumbres que sean necesarias sobre los predios ubicados dentro o fuera del área objeto del título minero.”95 Es pues una facultad que nace con el derecho a explorar y explotar y que se deriva además de ser la minería una actividad de utilidad pública e interés general. De no ser ello posible, es decir, tener acceso a la tierra, el ejercicio de la actividad en el subsuelo sería imposible.

Entonces, es claro que este elemento del territorio que es el subsuelo, y esos bienes de propiedad pública que son los minerales, tienen un tratamiento separado y prioritario dentro del conjunto del ordenamiento jurídico.

Pero además de la propiedad pública, en casos excepcionales, se reconoce propiedad privada de par-ticulares sobre las riquezas del subsuelo. Respecto de esta propiedad, en todo caso hay también por parte del Estado una facultad de control y seguimiento a la actividad que se desarrolle. 96Adicional-mente, aquellos derechos de propiedad de los particulares sobre el suelo y subsuelo mineros o sobre las minas que hubieren sido reconocidos y conservados en los términos, condiciones y modalidades establecidas en la Ley 20 de 1969, el Decreto 2655 de 1988 y la Ley 97 de 1993,97 la ley prescribe que se considerarán extinguidos si los interesados suspenden la exploración o explotación por más de doce (12) meses continuos, sin causa justificada constitutiva de caso fortuito o fuerza mayor. La demostración de dicha causa debe ser presentada por el interesado como respuesta al requerimiento de la autoridad minera, “en cualquier tiempo y en el plazo que ésta le señale”.98

94 Artículo 15 Ley 685 de 200195 Artículo 166 Ley 685 de 200196 Artículo 2 Ley 685 de 200197 Artículo 5 Ley 685 de 200198 Ley 20 de 1969


RENTAS ESTATALES

Revisados los aspectos relacionados con la propiedad del Estado y la administración de sus bienes, es conveniente referirme a los productos que deben resultar de esa administración. Como se indicó, el Estado está facultado para incorporar los bienes de su propiedad a la economía y lo hace para el cumplimiento de sus fines. Uno de los medios que le permite el logro de los mismos, es la obtención de rentas a partir del aprovechamiento de los minerales. La Constitución y la Ley de minas definen que la explotación de estos bienes debe producir contraprestaciones económicas a favor del Estado. La principal contraprestación es la regalía, que “consiste en un porcentaje, fijo o progresivo, del pro-ducto bruto explotado objeto del título minero y sus subproductos, calculado o medido al borde o en boca de mina, pagadero en dinero o en especie.” “También causará regalía la captación de minerales provenientes de medios o fuentes naturales que técnicamente se consideren minas.”99 El destino y utilización de estos recursos, fue rediseñado en los años 2011 y 2012. Para ello, se hizo la modifica-ción de todo el Sistema General de Regalías a través del Acto Legislativo 05 de 2011, que reformó los artículos 360 y 361 de la Constitución Política y, posteriormente, el Congreso de la República dictó la Ley 1530 de 2012, que desarrolló los nuevos mandatos. De esta manera, las decisiones de inversión de los recursos pasaron de ser locales y permeables por la corrupción, a ser regionales y nacionales para los mejores intereses del país.

Pero además de producirse estas rentas por la explotación de los minerales, la ley autoriza al Estado para el cobro de otro tipo de contraprestación, el canon superficiario, que tiene como fundamento el hecho de otorgar derechos exclusivos a los particulares, para explorar. Este se paga sobre la totalidad del área de las concesiones durante la exploración, el montaje y construcción o sobre las extensiones de la misma que el contratista retenga para explorar durante el período de explotación.100 Ahora bien, dice igualmente la Ley que los cánones superficiarios son compatibles con la regalía y constituyen una contraprestación que se cobrará por la entidad contratante “sin consideración a quien tenga la propiedad o posesión de los terrenos de ubicación del contrato”101 A partir de la generación de estas rentas, la institucionalidad minera puede financiarse y además el Estado puede obtener recursos para programas sociales y sufragar gastos como los de nueva infraestructura de saneamiento, la salud, la educación y las vías.

CONSTITUYE UN RÉGIMEN CONTRACTUAL

Otro tema de importancia en relación con el marco jurídico de la minería, es aquel relacionado con la creación de un régimen contractual independiente y distinto del régimen general de contratación pública. Por expreso mandato del artículo 76 de la Ley 80 de 1993, se excluye a los recursos del subsuelo, de este sistema de contratación. Se fundamenta esto en necesidades muy particulares de este sector, relacionadas con seguridad jurídica, flexibilidad, y asunción del riesgo por parte del contratista del Estado exclusivamente.

Lo anterior, está de acuerdo con lo expresado por el artículo 334 de la Constitución sobre la nece-sidad de que sea la Ley la que determine la forma de contratar la exploración y explotación de los yacimientos mineros. Fue por ello que en 2001, se dictó la Ley 685 de ese año, a fin de fijar las reglas de dicha contratación. Con base en lo dicho, el Código de Minas dice que:

99 Artículo 227 Ley 685 de 2001100 Artículo 230 Ley 685 de 2001101 Artículo 230 Ley 685 de 2001


“las disposiciones generales sobre contratos estatales y las relativas a procedimientos pre-contractuales, no serán aplicables a la formulación y trámite de las propuestas de concesión minera, ni a la suscripción, perfeccionamiento, validez, ejecución y terminación de ésta, salvo las referentes a la capacidad legal a que se refiere el artículo 17 del presente Código. En todas estas materias se estará a las disposiciones de este Código y a las de otros cuerpos de normas a las que el mismo haga remisión directa y expresa.” 102

Respecto de la libertad de contratar y de la libertad contractual, fundamentos de la teoría de los contratos también aplicables a los contratos estatales, entendiendo por tales la posibilidad de con-tratar lo que se quiera y contratar con quien se quiera, en esta Ley especial la situación es bastante restrictiva. En relación con el contenido del contrato de concesión minera se puede decir que es un contrato totalmente regulado por el Código de Minas, tanto en su objeto como en los derechos y obligaciones que emanan del mismo. Para la selección del contratista, el marco normativo se funda-menta, en el principio de “primero en el tiempo, primero en el derecho”, que se aplica junto con el cumplimiento de ciertos requisitos relacionados con un ofrecimiento mínimo en materia de trabajos a ejecutar para la exploración y de inversión económica suficiente para soportar esos trabajos. Por tanto, todo aquel que solicite primero y cumpla con las exigencias mínimas descritas en la ley y sus reglamentos, podrá acceder a una concesión minera.

Procederé a explicar con mayor detenimiento cómo funciona el régimen de contratación para la minería.

a) Libertad de contratar: Lo primero a decir es que eso que conocemos como autonomía de la voluntad, que como se dijo es propia de la teoría de los contratos y que consiste en que el legislador ha otorgado a los particulares el poder jurídico para contratar y, por ende, vincularse jurídicamente, tiene límites bastante fuertes en materia de concesiones mineras.

Los tratadistas Soto y Vattier explican que una primera razón para limitar la libertad de contratación son las normas legales imperativas “se imponen a la voluntad de los contratantes, es decir, deben ser acatadas obligatoriamente por los particulares, excluyéndose toda posibilidad de pacto en contrario o sentido distinto del establecido por la norma legal”. “Ello significa que no podrán ser derogadas por el acuerdo de las partes” (Soto & Vattier, 2011). Esto a diferencia de las normas legales dispositivas que solamente “se aplicarán en ausencia de una declaración contractual” y “los contratantes pueden pactar en contrario o en sentido distinto”. Ahora bien, el contrato de concesión minera está regido por normas imperativas, lo que hace rígida su celebración. Seguidamente, exponen que una segunda razón por la cual se limita la libertad de contratación son los contratos de adhesión. Siendo una condición predispuesta, estos contratos dicen ellos son ejemplo por excelencia de los límites a la libertad de contratación. “En los contratos predispuestos la libertad de contratación se encuentra ausente o reducida a su mínima expresión…”. La Ley de minas ha señalado que la concesión de minas es un contrato de adhesión.103 Tratándose de las concesiones mineras como contratos de adhesión que son y cuyo contenido está reglado en su totalidad por la Ley 685 de 2001, la libertad contractual no es aplicable, ni para celebrar el contrato, ni para modificarlo. Cabe resaltar lo dicho por la exposición de motivos de la ley de minas vigente, sobre el contrato de concesión: “La definición de la concesión que se propone en el artículo 49 del proyecto, apunta tanto a un criterio formal como a un concepto finalista. Por lo primero, reafirma que se trata de un verdadero acto contractual en el sentido de ser un acuerdo de voluntades celebrado entre el Estado y un particular. Quizás en apariencia parezca este

102 Artículo 53 Ley 685 de 2001103 Artículo 49 Ley 685 de 2001.


un enunciado baladí o redundante pero con ello se busca nada menos que desechar, con el valor de verdad legal, algunas tendencias que aún hoy se reiteran, según las cuales, esta clase de concesiones no son verdaderos contratos, sino sólo permisos o autorizaciones que el Estado unilateralmente da o concede para explotar recursos naturales que son suyos. También la definición se adopta con el criterio de identificar el objeto del contrato, cual es de realizar los estudios, labores y obras que tienen un exclusivo fin: explotar el suelo o el subsuelo minero por cuenta y riesgo del contratista. Además, esta última connotación excluye como elementos del contrato el ejecutarlo en todo o en parte, con inversión estatal.”

Otro tema importante para señalar es que aun cuando a la concesión de minas no se le aplique la Ley general de contratación pública por tener una norma especial, en todo caso le son aplicables los principios generales de este tipo de contratación, dado que se trata de un contrato estatal. En función de lo anterior, es útil recordar lo dispuesto por la Ley 80 de 1993, en materia de finalidades de la contratación estatal en su Art. 3º:

“Los servidores públicos tendrán en consideración que al celebrar contratos y con la ejecu-ción de los mismos, las entidades buscan el cumplimiento de los fines estatales, la continua y eficiente prestación de los servicios públicos y la efectividad de los derechos e intereses de los administrados que colaboran con ellas en la consecución de dichos fines. Los parti-culares, por su parte, tendrán en cuenta al celebrar y ejecutar contratos con las entidades estatales que, además de la obtención de utilidades cuya protección garantiza el Estado, colaboran con ellas en el logro de sus fines y cumplen una función social que, como tal, implica obligaciones.” (Subraya fuera de texto)

Entonces, además de que la contratación tiene como propósito el cumplimiento de los fines estatales, que para minas están señalados en el artículo 1 de la Ley de la materia, los derechos de los adminis-trados que colaboran con la Administración, como es el caso de los concesionarios mineros, deben ser tenidos en cuenta al celebrar y ejecutar contratos mineros, así como su legítimo derecho a obtener utilidades como resultado de la relación contractual. Teniendo en cuenta lo hasta ahora dicho, resulta importante recordar la definición que el Código de la materia trae sobre este contrato así:

“El contrato de concesión minera es el que se celebra entre el Estado y un particular para efectuar, por cuenta y riesgo de éste, los estudios, trabajos y obras de exploración de minerales de propiedad estatal que puedan encontrarse dentro de una zona determinada y para explotarlos en los términos y condiciones establecidos en este Código. Este contrato es distinto al de obra pública y al de concesión de servicio público.”104 (Negrilla fuera de texto)

En relación con su objeto, dice igualmente que “el contrato de concesión comprende dentro de su ob-jeto las fases de exploración técnica, explotación económica, beneficio de los minerales por cuenta y riesgo del concesionario y el cierre o abandono de los trabajos y obras correspondientes.”105 Se busca así que la actividad se desarrolle con todas las fases necesarias para garantizar un aprovechamiento racional de los recursos de propiedad del Estado, dentro del concepto de desarrollo sostenible. Las actividades se ejecutan por cuenta y riesgo del contratista del Estado, algo que lo diferencia de otras concesiones que otorga el Estado en distintas materias. Adicionalmente, al referirnos a los costos, vale mencionar que son muy altos y, en cuanto al riesgo, la posibilidad de éxito es bastante baja.

104 Artículo 45 Ley 685 de 2001105 Artículo 45 Ley 685 de 2001


Esta es la razón principal de la especialidad del régimen de contratación. Como título habilitante que confiere el Estado al particular, el contrato de concesión y los demás títulos emanados del Estado, además son limitados dado que no transfieren al beneficiario un derecho de propiedad de los minerales “in situ” sino el de establecer, en forma exclusiva y temporal dentro del área otorgada, la existencia de minerales en cantidad y calidad aprovechables, a apropiárselos mediante su extracción o captación y a gravar los predios de terceros con las servidumbres necesarias para el ejercicio eficiente de dichas actividades.106 Cuando hablamos de derechos, surge como fundamento del respeto a éstos, la aplicación efectiva del postulado de la normatividad del contrato. Es por ello, que la aplicación del marco normativo minero a un contrato de concesión suscrito bajo la Ley 685 de 2001, está condicionada por el contenido del artículo 46 del Código de Minas, cuyo texto es el siguiente:

“Al contrato de concesión le serán aplicables durante el término de su ejecución y durante sus prórrogas, las leyes mineras vigentes al tiempo de su perfeccionamiento, sin excepción o salvedad alguna. Si dichas leyes fueren modificadas o adicionadas con posterioridad, al concesionario le serán aplicables estas últimas en cuanto amplíen, confirmen o mejoren sus prerrogativas exceptuando aquellas que prevean modificaciones de las contraprestaciones económicas previstas en favor del Estado o de las de Entidades Territoriales.”

Este artículo es uno de los elementos que el legislador del 2001, previó como indispensables para garantizar la seguridad jurídica.

Siendo así las cosas, la normatividad vigente al momento de suscribir el contrato de concesión, queda por decirlo así, “congelada” para efectos del desarrollo de su objeto y no pueden, las modificaciones posteriores a la ley, alterar lo ya pactado y el contenido de su texto, sin justificación válida y sin la intervención de las dos partes en ello. Como ya se explicó, la concesión minera es un contrato de adhesión en cuanto que, para celebrarse, no da lugar a pre-negociar sus términos, condiciones y mo-dalidades. 107Por tanto, no hay un contrato de concesión distinto de otro, salvo en aquellos aspectos particulares como el contratista, el área o el mineral. Las razones para imprimir estas características al contrato de concesión minera por parte del legislador se resumen de la siguiente manera: (i) Ausencia de pre-negociaciones (ii) Porque se prestarían para crear tratamientos desiguales (iii) Que darían además margen a discrecionalidades.

Todo lo anterior, resultaba inaceptable para el legislador del año 2001, por ser atentatorio contra la seguridad jurídica del contratista frente al contrato. La Ley de minas pretende con esto garantizar la intangibilidad del contrato. Como complemento a lo anterior, vale la pena considerar desde el inicio de la relación negocial, con la integración del contrato, donde las partes deben obrar de cierta manera. Como bien lo explica el tratadista Arturo Solarte supone:

“los elementos que se deben tener en cuenta en el proceso de integración son, en una primera aproximación, los siguientes: (i) Lo expresamente pactado, esto es, las normas autónomas creadas por las partes en virtud del ejercicio de la autonomía de la voluntad privada (regulación contractual autónoma); y (ii) Las consecuencias que se deriven de la naturaleza del contrato respectivo y de las obligaciones que de él surjan, o las que por la ley le pertenezcan (artículo 1603 del código civil)…..” (Solarte, 2011)

106 Artículo 15 Ley 685 de 2001107 Artículo 49 Ley 685 de 2001.


Es por ello que el otro postulado, el de la buena fe contractual, no solo extiende sus efectos a los tratos iniciales del contrato, sino al acto de prestar el consentimiento para su construcción y se prolonga durante el cumplimiento de su objeto a través de las prestaciones mutuas y finaliza con la terminación y liquidación del mismo.

b) Las cláusulas exorbitantes: En los contratos estatales en general, las cláusulas exorbitantes son la excepción a esta regla del postulado de la normatividad. Tales cláusulas se refieren a poderes de la Administración para la modificación, terminación, interpretación unilateral, caducidad y reversión. Sin embargo, no puede abusarse de ellas ni aplicarlas faltando al postu-lado de la buena fe contractual. Adicionalmente, en la legislación de minas, y respecto de los contratos mineros, esas cláusulas exorbitantes son limitadas. No tienen la misma extensión que en las concesiones de servicios públicos o de obra pública. En efecto, de las enunciadas para esos otros contratos, sólo son aplicables la caducidad y la reversión. Los poderes relacionados con la modificación, terminación e interpretación unilaterales, no son aceptables, y están especialmente proscritos dada la naturaleza de la actividad minera. El carácter aleatorio del hallazgo geológico, los riesgos de la explotación y aún de la comercialización, han hecho que el legislador rodee de todo tipo de garantías de estabilidad al contratista minero, y no permita que la Administración cambie las reglas del juego. Es por ello, que el artículo 51 de la Ley de minas en forma tajante lo contempla en los siguientes términos:

“El contrato de concesión minera, con excepción de lo previsto sobre la declaración de su caducidad, no podrá ser modificado, terminado o interpretado unilateralmente por parte de la entidad pública concedente. Para cualesquiera de estas actuaciones se deberá recurrir al juez competente o al empleo de árbitros o peritos.” (Subrayado fuera de texto).

Se atiene entonces la Ley de minas a la intangibilidad del contrato, o como lo define el tratadista Cristóbal Álzate principio de inalterabilidad que hace que

“el contrato una vez perfeccionado, crea un conjunto de derechos y obligaciones no sólo entre las partes, sino que se traduce en el principio de la inalterabilidad del contrato, esto es, el contrato no puede ser modificado ni por el legislador, ni por el juez, ni por una sola parte como regla general. El contenido del contrato sólo puede suprimido o modificado por un nuevo convenio, sin que ninguna de las partes pueda alterarlo.” (Álzate, Fundamentos del Contrato, 2009)

Esto es aún más riguroso cuando de contratos de adhesión se trata, como paso a explicarlo.

c) El contrato de adhesión: Como lo describe Álzate los contratos negociados nacen del libre consentimiento y crean relaciones contractuales entre dos o más partes identificadas, donde “ambas partes participan en la elaboración del contenido contractual, debaten y estipulan libremente sus diversas cláusulas, estando en igualdad de condiciones para acordar el contenido de las mismas” (Álzate, Fundamentos del Contrato, 2009). A contrario sensu en el contrato de adhesión no hay discusión previa, “mediando simplemente la aceptación lisa y llana que una de las partes hace respecto de los términos y condiciones establecidos por la otra. Bajo este contrato, a aquella sólo le queda la alternativa de aceptar o no, sin tener a su vez la posibilidad de formular una contraoferta o en ocasiones rechazarla.” El artículo 49 de la ley 685 de 2001, dispuso de manera inequívoca que el contrato de concesión minera es un contrato de adhesión:


“La concesión minera es un contrato de adhesión en cuanto que, para celebrarse, no da lugar a pre-negociar sus términos, condiciones y modalidades, sin perjuicio de lo dispuesto en los artículos 31, 248 y 355 del presente Código”. Esos artículos citados en este artículo 49 como excepciones al contrato de adhesión se ocupan de: (i) Reservas Especiales donde se faculta para celebrar contratos especiales, (ii) Proyectos Mineros Especiales donde igualmente se faculta para celebrar los citados contratos e intervenir en la capacitación, fomento, transferencia de tecnología, manejo ambiental, estructuración, desarrollo del proyecto minero y desarrollo empresarial de mineros informales (iii) Contratos sobre áreas con inversión estatal, que autoriza para llevar a cabo procesos licitatorios por haberse fundado en trabajos previos con inversión estatal. Para todos los demás casos, es decir para la generalidad de ellos, no permite la ley de minas que el Estado introduzca modificaciones a las reglas fijadas en el Código para la celebración de los contratos y pactadas en este una vez suscrito e inscrito (perfeccionado).

De otro lado, el concesionario también está obligado en el ejercicio de su derecho, a dar cabal cumplimiento a las obligaciones de carácter legal, técnico, operativo y ambiental, sin excusas o retardos.108 Dice la norma:

“El concesionario está obligado a poner en práctica las reglas, métodos y procedimientos técnicos propios de la explotación minera, que eviten daños a los materiales explotados o removidos o que deterioren o esterilicen las reservas “in situ” susceptibles de eventual aprovechamiento. Las normas y medidas de conservación o manejo adecuado de los recursos se adoptarán por el Gobierno mediante reglamento teniendo en cuenta las clases de minería y se aplicarán previo concepto técnico en cada caso”.109

Así mismo, queda suficientemente claro que el derecho a explorar y explotar los minerales de propie-dad estatal, sólo se adquiere mediante el otorgamiento de los títulos enumerados en el artículo 14 del Código. Así mismo, que ninguna actividad de prospección, exploración o explotación o de posesión material de dichos recursos, sea cual fuere su antigüedad, duración o características, conferirá de-recho o prelación alguna para adquirir el título minero o para oponerse a propuestas de terceros, de acuerdo con este artículo.

Las relaciones con los terceros. Por razón o con ocasión de los trabajos de minería, pueden estable-cerse relaciones con terceros, que necesariamente se verán afectadas por la regulación minera. Bien lo dice la Ley de minas al determinar el ámbito de aplicación de la misma así: regula las relaciones jurídicas del Estado con los particulares y las de estos entre sí, por causa de los trabajos y obras de la industria minera en sus fases de prospección, exploración, construcción y montaje, explotación, beneficio, transformación, transporte y promoción de los minerales que se encuentren en el suelo o el subsuelo, ya sean de propiedad nacional o de propiedad privada.110 Esas relaciones pueden darse por: (i) La ocupación de los terrenos superficiales con los trabajos y obras. (ii) La contratación de bienes y servicios (iii) Para dar en garantía los derechos mineros o los bienes afectos a la minería. (iv) Por superposición de áreas para la explotación de minerales distintos. (v) Por la integración de áreas, de infraestructuras o de operaciones. (vi) Para la negociación de los derechos mineros.

108 Artículo 59 Ley 685 de 2001109 Artículo 99 Ley 685 de 2001110 Artículo 3 Ley 685 de 2001


En todos estos casos, el Código de Minas tiene algo que decir, para condicionar la autonomía de la voluntad y sujetarla a las reglas de la actividad.

SE REGULA UNA ACTIVIDAD

Ahora bien, además de contar con todo un sistema de contratación para el otorgamiento de la con-cesión como título habilitante para el uso y aprovechamiento de bienes estatales, se requiere regular la actividad. Así con fundamento en la propiedad de los minerales, la minería puede ser ejercida directamente por el Estado o éste puede solicitar la colaboración de los particulares para ello. En este segundo evento, los particulares además de contar con la concesión, son supervisados permanente-mente por las autoridades minera y ambiental, a fin de que se ejerza esa actividad de manera racional y obteniendo el mejor resultado posible. De otra parte, por ser la minería una actividad considerada como peligrosa, no puede ser ejercida libremente, ni aún por quienes detentan la propiedad privada del suelo. En virtud de lo anterior, la Ley faculta a la autoridad minera directamente, o por medio de los auditores que autorice, para ejercer la fiscalización y vigilancia de la actividad en relación con la forma y condiciones en que se ejecuta tanto en sus aspectos técnicos como en los operativos y ambientales. Esto último sin perjuicio de que la autoridad ambiental o sus auditores autorizados, “ejerzan igual vigilancia en cualquier tiempo, manera y oportunidad.”111Adicionalmente, la autoridad minera, que ha sido definida por la ley,

“como aquella que de conformidad con la organización de la administración pública y la distribución de funciones entre los entes que la integran, tenga a su cargo la administración de los recursos mineros, la promoción de los aspectos atinentes a la industria minera, la administración del recaudo y distribución de las contraprestaciones económicas señaladas en este Código, con el fin de desarrollar las funciones de titulación, registro, asistencia técnica, fomento, fiscalización y vigilancia de las obligaciones emanadas de los títulos y solicitudes de áreas mineras”112

Dicta las normas técnicas bajo las cuales se debe llevar a cabo la citada actividad, por las razones que he venido explicando. Esas normas técnicas son de obligatoria aplicación y las complementan “los principios, criterios y reglas técnicas propias de la ingeniería, geología y la topografía, aceptadas y divulgadas oficialmente”113. Como elemento indispensable para la compresión del contenido y alcance las obligaciones de carácter técnico emanadas de la regulación de estas materias, la ley de minas obligó igualmente a la expedición de un

“glosario o lista de definiciones y términos técnicos en materia minera que serán de obli-gatorio uso por los particulares y por las autoridades y funcionarios en la elaboración, presentación y expedición de documentos, solicitudes y providencias que se produzcan en las actuaciones reguladas”114(Negrilla fuera de texto).

Finalmente, la regulación cobra objetividad, a partir de otra medida que diseñó la Ley de minas y fue la adopción de términos de referencia y guías minero ambientales que serían utilizadas por las autoridades y los particulares para: (i) La elaboración de los estudios (ii) La evaluación de esos

111 Artículo 318 Ley 685 de 2001.112 Artículo 317 Ley 685 de 2001.113 Artículo 66 Ley 685 de 2001114 Artículo 68 ley 685 de 2001


estudios (iii) La ejecución de los trabajos y (iv) La fiscalización y seguimiento de esos trabajos. Con ello se pretendió como se dijo, contar con un sistema objetivo de evaluación y seguimiento, que garantice un adecuado manejo de los recursos y la transparencia necesaria, para el control de la actividad empresarial. Es obligatorio por tanto, para el concesionario

“poner en práctica las reglas, métodos y procedimientos técnicos propios de la explotación minera, que eviten daños a los materiales explotados o removidos o que deterioren o este-rilicen las reservas “in situ” susceptibles de eventual aprovechamiento.” Para ello se ordena que “las normas y medidas de conservación o manejo adecuado de los recursos se adoptarán por el Gobierno mediante reglamento teniendo en cuenta las clases de minería y se aplicarán previo concepto técnico en cada caso.”115

Todas estas normas existen aun cuando deberían ser revisadas periódicamente para ajustarlas a los avances de la ciencia y la tecnología. Se puede entonces distinguir una función pública clara en relación con el otorgamiento de derechos y otra orientada al control y seguimiento de la actividad resultante del ejercicio de esos derechos conferidos.

Referencias Álzate, C. (2009). Fundamentos del Contrato. En C. Álzate, Fundamentos del Contrato (pág. 374). Bogotá: Editorial Ibañez.

Álzate, C. (2009). Fundamentos del Contrato. En C. Álzate, Fundamentos del Contrato (pág. 264). Bogotá: Editorial Ibañez.

Solarte, A. (2011). La Buena Fe Contractual y los Deberes Secundarios de Conducta. Contratos –Teoría General, Principios y Tendencias. En A. Solarte, La Buena Fe Contractual y los Deberes Secundarios de Conducta. Contratos –Teoría General, Principios y Tendencias (pág. 108). Bogotá: Editorial Ibañez.

Soto, C. A., & Vattier, C. (2011). Libertad de Contratar y Libertad Contractual. En P. U. Javeriana, Libertad de Contratar y Libertad Contractual (pág. 174). Bogotá: Editorial Ibañez.

115 Artículo 99 Ley 685 de 2001


Marco Legal Ambiental de la Minería En Colombia

No cabe duda que el Estado Social de Derecho y la Democracia Participativa, dos de los referentes que estructuraron el marco político del actual régimen constitucional expedido en 1991, determinaron la valía y dimensión, que en los contenidos de la Carta, adquirieron los derechos e intereses colectivos, entendidos estos como los pertenecientes a toda la comunidad y no monopolizados por una persona individualmente considerada.

Uno de estos derechos encuentra su génesis en los postulados del artículo 79 constitucional y de-termina la prerrogativa ciudadana a gozar de un medio ambiente sano con la consecuente obligación para el sistema legal de garantizar a todas las personas, la posibilidad de incidir en las decisiones públicas, que de una u otra forma, pudieran afectar sus intereses colectivos.

Atendiendo lo anterior se puede determinar con facilidad la amplísima carga constitucional de pre-ceptos, que expresa o tácitamente abordan la gestión, protección y sostenibilidad de los recursos naturales renovables y que permiten concretar como en la Carta Política el medio ambiente es: a) Una responsabilidad del Estado, b) Un derecho colectivo, c) Una limitante a la propiedad privada, d) Un direccionador del modelo de desarrollo económico, e) Un elemento que integra la política internacional del país, y f) Una variable que permea toda la administración pública.

Las premisas antes planteadas indican que: a) Es el Estado a través de sus autoridades ambientales legalmente constituidas, a las que por demás se les ha investido de competencias, funciones, discre-cionalidades; las responsables de la administración, uso y preservación de la oferta ambiental, sin minimizar con ello, el deber de cuidado que le asiste a los particulares, b) Es un derecho grupal, aten-diendo precisamente la reconquista del interés general prevalente sobre el particular, que conlleva ese Estado Social de Derecho, c) Significa que los bienes públicos de naturaleza ambiental están fuera del dominio de particulares y en ese sentido son inalienables, inembargables e imprescriptibles. De igual manera, advierte el artículo 58 constitucional que a la propiedad privada le asiste una función social y ecológica, d) Que el ambiente direccione la variable económica pone de relieve la necesidad de alcanzar la sostenibilidad, entendida como la guarda del equilibrio entre el desarrollo y el gasto de la oferta ambiental en que este se sustenta, e) El carácter supranacional del ambiente determina el valor estratégico de los instrumentos internacionales determinados por los Estados para neutralizar las injerencias arbitrarias que afecten el ambiente, atendiendo una mirada global y no sectorizada, y f) La gestión ambiental es percibida como cuestión transversal para la administración, lo que se traduce en un escenario compartido y paralelo de competencias, funciones y poder regulador, desde el nivel nacional hasta el más local.

Determinada así la gobernanza y protección constitucional del ambiente como derecho colectivo, el ordenamiento legal en aras de esa salvaguarda, estableció una serie de condicionamientos y restricciones acerca de la operatividad y ejecución de proyectos, obras o actividades que puedan generar impactos nocivos al medio ambiente. En el anterior escenario esta por supuesto la minería, entendida y percibida como actividad de primer orden en el contexto de la economía nacional, pero que precisamente, dadas sus características y la utilización necesaria de los recursos naturales renovables para su materialización, puede generar serios impactos al entorno que si no son mitigables oportunamente, pueden trascender a daños complejos de reparar.


Puede entonces afirmarse que todo el régimen legal ambiental expedido y vigente antes de la Cons-titución Política de 1991, así como el promulgado con posterioridad, le es aplicable al sector minero a propósito de su interrelación con el gasto ambiental.

Es importante advertir que aquella minería que se releva de los controles estatales y opta por la clandestinidad, produce una serie de efectos gravísimos de diversa índole, entre los cuales se cuenta por supuesto el ambiental, pues al no someterse a la fiscalización institucional, la administración se priva de adelantar las evaluaciones técnicas y científicas que le permitan direccionar la actividad hacia escenarios de sostenibilidad116.

LA LICENCIA AMBIENTAL COMO PRINCIPAL MECANISMO DE CONTROL ESTATAL SOBRE LA ACTIVIDAD MINERA

La licencia ambiental como mecanismo de control público sobre el gasto de la oferta ambiental encuentra su génesis en el artículo 80 de la Constitución Política de 1991, al ser la herramienta admi-nistrativa creada por el Estado para materializar los elementos que integran el principio del desarrollo sostenible. Si lo anterior es así, la licencia se convierte en la balanza que permite poner en equilibrio el componente económico y el ambiental, buscando que cualquier efecto generado por una actividad tenga correlativamente sólidas medidas de mitigación, compensación y corrección sobre el entorno.

Desde la anterior perspectiva la licencia es la autorización, que mediante un acto administrativo, otorga la autoridad competente, para el desarrollo de un proyecto, obra o actividad, que pueda causar impactos al ambiente y a los recursos naturales renovables. Por tanto ese acto administrativo debe pre-cisar con suficiencia las medidas necesarias para neutralizar cualquier injerencia negativa al entorno.

El estatuto legal vigente sobre procedimiento y trámite de la licencia ambiental concretado en el Decreto 2041 de 2014, determina taxativamente aquellos proyectos que deben someterse, como condición previa a su ejecución, al otorgamiento de una licencia ambiental; encontrándose entre estos, aquellos relacionados con la minería.

Atendiendo el régimen de competencias establecido entre autoridades ambientales para el otorga-miento o negación del mecanismo ya mencionado, el Decreto 2041 de 2014, a propósito del sector minero ha determinado lo siguiente:

A. Competencia de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales-ANLA. (Art. 8, D. 2041/2014).

Explotación minera de:

“a) Carbón: Cuando la explotación proyectada sea mayor o igual a ochocientos mil (800.000) toneladas/año;

b) Materiales de construcción y arcillas o minerales industriales no metálicos: Cuando la producción proyectada sea mayor o igual a seiscientos mil (600.000) toneladas/año para las

116 Al respecto de la minería ilegal, la Procuraduría Delegada para Asuntos Ambientales y Agrarios en ejercicio de su control preventivo y de gestión, ha publicado dos informes: Minería Ilegal en Colombia (2010) y Minería Ilegal (2015), en ellos se hace un análisis integral de los graves efectos económicos, sociales, ambientales y de otra índole, que esa actividad genera.


arcillas o mayor o igual a doscientos cincuenta mil (250.000) metros cúbicos/año para otros materiales de construcción o para minerales industriales no metálicos;

c) Minerales metálicos y piedras preciosas y semipreciosas: Cuando la remoción total de ma-terial útil y estéril proyectada sea mayor o igual a dos millones (2.000.000) de toneladas/año;

d) Otros minerales y materiales: Cuando la explotación de mineral proyectada sea mayor o igual a un millón (1.000.000) toneladas/año.”

B. Competencia de las Corporaciones Autónomas Regionales, las de Desarrollo Sostenible, los Grandes Centros Urbanos y las autoridades ambientales creadas mediante la Ley 768 de 2002. (Art. 9, D. 2041 de 2015).

Explotación minera de:

“a) Carbón: Cuando la explotación proyectada sea menor a ochocientas mil (800.000) toneladas/año;

b) Materiales de construcción y arcillas o minerales industriales no metálicos: Cuando la producción proyectada de mineral sea menor a seiscientas mil (600.000) toneladas/año para arcillas o menor a doscientos cincuenta mil (250.000) metros cúbicos/año para otros materiales de construcción o para minerales industriales no metálicos;

c) Minerales metálicos, piedras preciosas y semipreciosas: Cuando la remoción total de material útil y estéril proyectada sea menor a dos millones (2.000.000) de toneladas/año;

d) Otros minerales y materiales: Cuando la explotación de mineral proyectada sea menor a un millón (1.000.000) toneladas/año.”

De la misma manera, la licencia ambiental que se otorga lleva implícito el uso de los permisos de uso y aprovechamiento de los recursos naturales renovables, que el proyecto correspondiente pueda necesitar durante su ejecución. Si por cualquier circunstancia la actividad minera no está sujeta a la obligatoriedad de la licencia, esta circunstancia no exonera a su responsable de obtener previo a su uso, los permisos mencionados.

Así mismo una vez otorgada la licencia ambiental y en fase de seguimiento del proyecto en ejecución, se ha determinado como una obligación legal (Art. 29, D. 2041/2014), la necesidad de modificar la licencia, cuando concurran las siguientes circunstancias:

“1. Cuando el titular de la licencia ambiental pretenda modificar el proyecto, obra o actividad de forma que se generen impactos ambientales adicionales a los ya identificados en la licencia ambiental.

2. Cuando al otorgarse la licencia ambiental no se contemple el uso, aprovechamiento o afecta-ción de los recursos naturales renovables, necesarios o suficientes para el buen desarrollo y operación del proyecto, obra o actividad.


3. Cuando se pretendan variar las condiciones de uso, aprovechamiento o afectación de un re-curso natural renovable, de forma que se genere un mayor impacto sobre los mismos respecto de lo consagrado en la licencia ambiental.

4. Cuando el titular del proyecto, obra o actividad solicite efectuar la reducción del área licen-ciada o la ampliación de la misma con áreas lindantes al proyecto. Subrayado fuera del texto.

5. Cuando el proyecto, obra o actividad cambie de autoridad ambiental competente por efecto de un ajuste en el volumen de explotación, el calado, la producción, el nivel de tensión y demás características del proyecto. Subrayado fuera del texto.

6. Cuando como resultado de las labores de seguimiento, la autoridad identifique impactos ambientales adicionales a los identificados en los estudios ambientales y requiera al licen-ciatario para que ajuste tales estudios.

7. Cuando las áreas objeto de licenciamiento ambiental no hayan sido intervenidas y estas áreas sean devueltas a la autoridad competente por parte de su titular. Subrayado fuera del texto.

8. Cuando se pretenda integrar la licencia ambiental con otras licencias ambientales. Subrayado fuera del texto.

9. Para el caso de proyectos existentes de exploración y/o explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales que pretendan también desarrollar actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales siempre y cuando se pre-tenda realizar el proyecto, obra o actividad en la misma área ya licenciada y el titular sea el mismo, de lo contrario requerirá adelantar el proceso de licenciamiento ambiental de que trata el artículo 25.”

Sin embargo, el mismo ordenamiento legal ha determinado que cuando las obras nuevas no autori-zadas con la licencia, pues le sobrevienen a esta, respondan a “modificaciones menores o de ajuste normal dentro del giro ordinario de la actividad licenciada y que no impliquen nuevos impactos ambientales adicionales…” necesitarán de la decisión de la autoridad ambiental en el sentido de determinar si estas requieren del proceso de modificación o simplemente se pueden ejecutar sin que medie el mismo.

EL PROCESO SANCIONATORIO AMBIENTAL FRENTE A LA MINERÍA

Descrita como está la carga normativa que en sede preventiva regula las actividades mineras respecto al cuidado y conservación del medio ambiente, es necesario consignar que la autoridad ambiental está investida de la suficiente discrecionalidad para hacer juicios de reproche a quien desconozca los manda-tos legales y en consecuencia arriesgue, ponga en peligro o dañe el ambiente. Se habla entonces de la potestad sancionadora de la administración y que en la actualidad está vertida en la Ley 1333 de 2009.

Todos los contenidos del sistema jurídico antes referido le son aplicables a las actividades mineras que se salgan de la legalidad; se advierte igualmente que este sistema administrativo sancionatorio presume la culpa del infractor, con lo cual la carga para desvirtuar la presunción, a través de los medios probatorios legalmente constituidos, la tiene aquel.


Básicamente el proceso tiene dispuestas etapas tan importantes como: a) Imposición de medidas preventivas, si a ello hubiere lugar, b) Indagación preliminar, si a ello hubiere lugar, c) Imposición de cargos, d) Descargos, e) Periodo probatorio, y f) Exoneración o imposición de la respectiva sanción.

La sanción que resulte de un proceso sancionatorio –muchas veces traducida en una multa de carácter pecuniario-, no es incompatible y no reemplaza a las medidas compensatorias que también le sean ordenadas al infractor.

LA PARTICIPACIÓN CIUDADANA EN LA GESTIÓN AMBIENTAL APLICADA A LAS ACTIVIDADES MINERAS

Finalmente es necesario referirse en este documento a un tema que reviste la mayor importancia, pero también la mayor controversia y es aquel atinente a la manera como la comunidad, materiali-zando los contenidos del artículo 79 constitucional, participan en la gestión ambiental. Al respecto debe consignarse que el sistema jurídico no determina un efecto vinculante de tipo sustancial que conmine a una autoridad ambiental a acatar obligatoriamente los insumos aportados por una comunidad en un espacio ciudadano.

Sin embargo, si se espera que la autoridad tenga la suficiente diligencia y convicción para ponderar la información, análisis e intervenciones comunitarias, y que estas puedan convertirse en un parámetro efectivo a tener en cuenta en la toma de decisiones más democráticas y sostenibles.

El espectro de la participación ciudadana es bastante amplio pues esta puede tener operatividad desde el ámbito político, administrativo o judicial; sin embargo la más frecuente es aquella que tiene operatividad en los trámites administrativos ambientales, siendo por tanto, responsabilidad en su concreción y realización, de la autoridad ambiental competente.

Esta participación administrativa está dispuesta en la Ley 99 de 1993, siendo este estatuto el que, como ya se advirtió, desarrollo la base ambiental de la Constitución Política.

Entre los mecanismos más importantes se pueden determinar: a) El derecho a intervenir en las actua-ciones administrativas ambientales, b) El derecho de petición, c) Las audiencias públicas, y d) Las consultas previas relacionadas con la ejecución de proyectos en territorios de comunidades étnicas.

Breve y concretamente de los mecanismos anteriores se podría consignar:

a) Prerrogativa que tiene toda persona natural o jurídica, sin demostrar un interés particular y concreto, de solicitarle a la autoridad competente que adelanta un trámite administrativo ambiental (otorgamiento o modificación de una licencia, etc.) que lo declare parte interesada para intervenir con esa calidad en dicho trámite, suceso que lo cualificaría para que le sean notificados los actos administrativos que se expidan y correlativamente poderlos controvertir mediante los recursos establecidos por la ley.

b) Derecho que tiene todo ciudadano de solicitarle a la administración el suministro de infor-mación y en general de todo lo relacionado con la cosa pública. En el ámbito de la gestión ambiental tiene la mayor significancia pues se ha convertido en un mecanismo preparatorio para acceder a otro de mayor complejidad.


c) Son espacios democráticos e informativos propiciados por la autoridad ambiental para que todo aquel que lo considere, se pronuncie sobre un asunto relacionado con la gestión ambien-tal, el cual esté siendo tramitado o ventilado a través de un trámite administrativo.

d) La consulta previa es un instrumento de salvaguarda a la identidad étnica y cultural de una comunidad a propósito de la posible ejecución de proyectos, obras o actividades a desarrollar en sus territorios. Este instrumento encuentra en el Convenio 169 de la OIT su sustento más importante, el cual ha sido consignado en el ordenamiento constitucional (arts. 7 y 330, par.) y también en el ordenamiento legal (art. 76, L. 99/1993).

SISTEMA REGULATORIO AMBIENTAL DEL SECTOR MINERO

A continuación, a manera de concreción de lo anteriormente relacionado, se consigna de manera es-quemática, algunos de los principales estatutos normativos expedidos para la gestión de los recursos naturales renovables, aplicables al sector de la minería, a saber:

Conclusiones

Establecida de forma concreta la relación, por demás estrecha, que guarda la conservación de la oferta ambiental con la explotación del recurso minero y cómo la potestad reguladora del Estado ha trazado y expedido diversos estatutos tendientes a que dicha relación sea sostenible y no perjudicial para el medio ambiente, como un derecho colectivo; a manera de breves conclusiones, se consigna:

1. El derecho colectivo a gozar de un medio ambiente sano proclamado por la Constitución Po-lítica de 1991, atendiendo su carácter superior y de interés general es protegido, entre otras muchas maneras, estableciendo algunas limitaciones y/o restricciones al sector económico.

2. La licencia ambiental se erige como la herramienta administrativa mediante la cual se concre-tan los postulados que estructuran el principio de desarrollo sostenible.

3. Es fundamental neutralizar el ejercicio de la minería ilegal, pues son costosos y graves los efectos que esta produce, entre otros, sobre el medio ambiente.

4. Los trámites administrativos ambientales relacionados con la actividad minera son suscepti-bles de ser permeados por procesos de participación ciudadana, situación que si se adelanta respetando los parámetros legales dispuestos para tal fin, derivan en la concreción eficaz del manejo descentralizado, democrático y participativo del medio ambiente.

5. La gestión ambiental está gobernada por un sistema preventivo que le advierte al usuario de los recursos naturales, la manera de usarlos de manera sostenible y conforme al marco legal establecido. Si este escenario de prevención falla, se dimensiona la discrecionalidad de la admi-nistración para hacer juicios de reproche a conductas atentatorias contra el ambiente, a través del procedimiento establecido en la Ley 1333 de 2009, el cual presume la culpa del infractor.


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III. VIGILANCIA, CONTROL E INTERVENCIÓN DE LA PROCURADURÍA GENERAL DE LA NACIÓN EN LA ACTIVIDAD MINERA

Grupo de Asesores en Minas, Hidrocarburos y Regalías

RECOMENDACIONES Y LLAMADOS DE LA PROCURADURÍA GENERAL DE LA NACIÓN EN TORNO A LA INDUSTRIA EXTRACTIVA

En un Estado social de derecho, el ejercicio de la actividad minero-petrolera se sujeta a un ordena-miento jurídico y a diferentes instrumentos de control, que en su conjunto buscan concretar y hacer eficaz el principio de desarrollo sostenible.

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Dentro de este contexto, a la Procuraduría General de la Nación le corresponde la permanente eje-cución de labores de prevención y de control de gestión a las entidades involucradas en la temática de dichas industrias, con el fin de velar por el cumplimiento de los preceptos superiores y legales pertinentes, y fundamentalmente para proteger los derechos de todos los actores involucrados.

Siendo ello así, en lo que atañe con la extracción ilícita de minerales, y en consideración a la problemática social, ambiental y minera ocasionada por este tipo de actividades, como organismo de control, y en el ejercicio de nuestra misión preventiva, en la que actuamos en defensa del orden jurídico, del patrimonio público y de los intereses de la sociedad, se ha venido reiterando el llamado para un trabajo conjunto entre las diferentes autoridades, tanto nacionales como territoriales, con el fin de aunar esfuerzos tendientes a la ejecución de estrategias destinadas a la prevención, control y sanción que posibiliten viabilizar la erradicación de tales acciones.

En esas condiciones, no obstante que las normas penales vigentes permiten judicializar dichas activi-dades, por los impactos ambientales que puedan causar, el Ministerio Público ha instado al Gobierno Nacional para que se lleve a cabo una revisión de la normativa minera, y se tipifique el concepto de lo que se considera “minería ilegal”; por ende se establezcan las correspondientes sanciones, a través de las cuales se castigue de manera efectiva y ejemplarizante a los directos responsables de la llamada “minería criminal”.

Conforme a lo anterior, en la actualidad, cursa en el Congreso de la República un proyecto de ley “Por medio de la cual se establecen disposiciones para la lucha contra la minería ilegal”, en el que se contemplan modificaciones a la Ley 599 de 2000 - Código Penal -, entre otras, las que conciernen con las definiciones de: “Lavado de activos”; “Exploración o explotación ilícita de minerales”, e igualmente adiciones de nuevos artículos e incisos al referido Estatuto Penal, como son los de: “Aprovechamiento ilícito de minerales”; “Financiación del terrorismo y de grupos de delincuencia organizada y administración de recursos relacionados con actividades terroristas y de la delincuencia organizada”; “Receptación”; “Inscripción y fiscalización de las Plantas de Beneficio en el Registro Único de Comercializadores de Minerales – RUCOM”, y “Trabajo y Explotación infantil”.

Por otra parte, se ha requerido a los diferentes actores estatales para que, se implemente una política de formalización minera que sea verdaderamente incluyente, respetando los cánones que regulan el sector minero de forma sostenible, de manera que se cumpla con adecuados estándares técnicos, económicos, laborales, sociales y ambientales, que redunden en desarrollo y bienestar para las comunidades, que ancestralmente tienen esta actividad como fuente principal de subsistencia, efectuándose además la reglamentación, que en lo pertinente establece la ley.

De igual forma, la PGN ha advertido la necesidad de implementar una verdadera reforma a la Ley 685 de 2001 - Código de Minas-, que contemple todas las adiciones, cambios y demás regulaciones que se consideren imprescindibles para atender la situación de este sector, respetando los derechos adqui-ridos y las expectativas legitimas de sus titulares, con la finalidad de brindar la suficiente seguridad jurídica para los proponentes o contratistas de concesiones mineras, y además se tengan en cuenta, criterios tales como el respeto de los derechos a la consulta previa de las comunidades indígenas, como instrumento indispensable para la salvaguarda de la identidad étnica y cultural de la Nación, y se incluyan reglas que armonicen la actividad extractiva con la sostenibilidad del medio ambiente, entre otros, toda vez que la política sectorial debe pugnar, en todo caso, hacía una minería responsable.


Con el propósito que la regulación de la actividad sectorial obedezca a decisiones de Estado, así como a políticas y acciones públicas coherentes e integrales, el Ministerio Público, en el ejercicio de sus funciones constitucionales y legales, ha insistido en el deber de alcanzar una efectiva y armónica coordinación interinstitucional, enmarcada dentro de un ambiente de equilibrio, prudencia y sensatez, con el objeto de asegurar los fines esenciales de las industrias extractivas, y el uso eficiente de los recursos naturales. También, ha exhortado a las instancias competentes, para que se establezcan medidas especiales que permitan su eficaz reactivación, ajustando las políticas públicas a la indiscutible realidad del sector, y en las que, entre otros aspectos, se planteen estrategias para atraer la inversión, y se provean las medidas necesarias tendientes a favorecer la competitividad de estas industrias, como pilares del desarrollo nacional.

RESPONSABILIDAD LEGAL DE LOS ALCALDES FRENTE A LA EXTRACCIÓN DE MINERALES

En la legislación minera colombiana, la autoridad minera está en cabeza del Ministerio de Minas y Energía, y con el fin de buscar una eficiencia en la administración de los recursos mineros, se creó la Agencia Nacional de Minería ANM117, adscrita a este, para administrar los recursos mineros, para la promoción de la industria minera, y el recaudo de las contraprestaciones económicas, además, para que se encargara de los procesos de titulación, registro y asistencia técnica, entre otros.

Sin embargo, la ley 685 de 2001, le asigna una serie de funciones específicas a los alcaldes como primera autoridad del municipio, en relación con la extracción de minerales, así:

- Suspender de oficio, por aviso o queja de cualquier persona, en cualquier tiempo, la explotación de minerales sin título inscrito en el Registro Minero Nacional.

- Suspender inmediatamente, a petición del titular minero, la ocupación, perturbación o despojo de terceros que se realice en el área del título.

- Inscribir los barequeros, así como resolver los conflictos que se presenten entre ellos y los de estos con los beneficiarios de títulos y con los propietarios y ocupantes de terrenos118.

- Decomisar los minerales que se transporten o comercialicen, que no se encuentren amparados por factura o que tengan certificado de origen de las minas de donde provengan estos119.

- Impedir que los menores de edad realicen trabajos y obras en toda actividad minera.

- Fijar cauciones en caso de servidumbres mineras120.

El incumplimiento de alguna de las precitadas funciones, por parte de la autoridad local, podrá hacerlo acreedor a sanción disciplinaria; razón por la cual, en desarrollo del acompañamiento preventivo y la intervención de este Grupo Asesor en Minas, Hidrocarburos, y Regalías de la Procuraduría General de la Nación, se han formulado recomendaciones y/o requerimientos, para que los alcaldes den estricta observancia a las actividades anteriormente mencionadas.

117 Decreto 4134 de 2011 “Por el cual se crea la Agencia Nacional de Minería, ANM, se determina su objetivo y su estructura orgánica”.118 Artículos 156 de la ley 685 de 2001119 Artículo 161 de la ley 685 de 2001, y decreto 0276 de 2015120 Artículo 285 de la ley685 de 2001


Adicionalmente, se han realizado mesas de trabajo con alcaldes, empresas contratistas y mineros tradicionales, con el fin de formular recomendaciones a efectos de promover una minería responsable y bien hecha, así como la formalización de los trabajadores tradicionales.

SERVIDUMBRES MINERAS

En el ordenamiento jurídico colombiano, la industria minera en todas sus ramas y fases ha sido declarada de utilidad pública e interés social, por lo tanto, podrá decretarse a su favor, los derechos constituidos sobre la propiedad de los bienes inmuebles, que sean necesarios para su ejercicio y eficaz desarrollo121.

Dicho lo anterior, el establecimiento de las servidumbres en la industria extractiva es una herramien-ta fundamental y necesaria para los trabajos de exploración, construcción y montaje, explotación, beneficio y transporte de minerales.

Como característica principal, se resalta que dicha imposición es legal o forzosa122.

Ahora bien, los alcaldes municipales juegan un papel muy importante en estas, toda vez, que como primera autoridad del municipio, le corresponde fijar la caución, y realizar los demás trámites para que esta quede ejecutoriada y se pueda realizar dicho pago por parte del titular minero, tal como lo preceptúa el código de minas123.

Este Grupo Asesor, ha realizado distintos acompañamientos preventivos relacionados con las imposi-ciones de servidumbres, formulando distintas recomendaciones o realizando mesas de trabajo.

En distintas ocasiones, hemos recibido quejas de los dueños de los predios, o poseedores de los mis-mos, que no están de acuerdo, con que las empresas mineras puedan utilizar esos predios para realizar actividades de minería en cualquiera de sus partes o etapas, en estos casos se ha llamado la atención del propietario, respecto de la obligatoriedad legal de las servidumbres y de las compensaciones a las que pueden acceder, así mismo, a la autoridad municipal, para que dé inicio a lo ordenado en el artículo 285 del código de minas.

Otra situación encontrada por esta asesoría, son los conflictos de competencias entre municipios, cuando un título minero abarca 2 o más jurisdicciones, ante lo cual se ha recomendado acudir a la gobernación, según corresponda para que desate el referido conflicto.

También hemos realizado acompañamientos preventivos, cuando concedida una servidumbre, fijada la caución, e incluso consignada ante la autoridad municipal, el propietario del predio sirviente es renuente a recibir el pago, y a realizar el correspondiente registro ante la oficina de instrumentos públicos. Ante estos hechos, la Procuraduría con base en lo dispuesto en el artículo 376 del Código General del Proceso, sugiere al usuario acudir a la oficina de Registro de Instrumentos Públicos, con la documentación soporte del pago de la caución y solicitar la inscripción de la servidumbre.

121 Artículo 13 de la ley 685 de 2001. 122 Artículo 168 de la ley 685 de 2001. 123 Artículos 184 y 285 de la ley 685 de 2001


De otra parte, hemos encontrado situaciones donde han surgido conflictos por la concurrencia de servidumbres mineras y petroleras, frente a lo cual, recordamos que se debe acudir al Ministerio de Minas y Energía, ya que es el competente para dirimir esta situación124.

LA CONSULTA POPULAR Y LA MINERÍA

Desde el año 2013, la industria minera nacional amparada en contratos de concesión, empezó a sentir los singulares efectos de algunas comunidades que contando con el apoyo de sus autoridades terri-toriales, así como, de algunas representaciones del orden nacional, acudiendo a una interpretación particular del mecanismo constitucional de la Consulta Popular, decidieron preguntar a sus habitantes si estaban de acuerdo con que en sus territorios se prohibieran las actividades extractivas de recursos naturales no renovables.

Tal situación, ha sido visible en municipios como Cajamarca, Piedras e Ibagué; lo que afectaría con-tratos mineros que se encontraban en etapa de exploración y/o explotación, o simplemente otorgados a la espera de iniciar actividades.

Ante tal situación, varios titulares preocupados por los efectos que podría acarrear la decisión de las consultas populares, solicitaron la acción preventiva del órgano de Control con la finalidad de que sus derechos se protejan, respeten y se ampare el debido proceso. En este contexto, la Procuraduría ha llamado la atención de las autoridades locales involucradas en los posibles conflictos, que originaría el llamado a urnas para consultas populares, las cuales, debido a su naturaleza constitucional y legal no serían procedentes.

Ha precisado el Ministerio Público que de surtirse el trámite de la Consulta, se podría contravenir el espíritu de preceptos superiores, tales como, los artículos 80, 115, 288, 314, 312, 332, 334 y 360, toda vez que siendo del Estado la propiedad de los recursos naturales no renovables y de su ámbito particular la planificación de su manejo, las autoridades locales carecerían de competencia para rea-lizarla, por cuanto la descentralización y la autonomía territorial sistemáticamente deben ejercerse dentro de los límites que la Constitución y la Ley impone. Además, que el artículo 105 Constitucional establece: “Previo cumplimiento de los requisitos y formalidades que señale el estatuto general de la organización territorial y en los casos que éste determine, los Gobernadores y Alcaldes según el caso, podrán realizar consultas populares para decidir sobre asuntos de competencia del respectivo departamento o municipio.”. Así las cosas, solamente sería competente para convocar una Consulta Popular que involucre el aprovechamiento de recursos naturales no renovables, el Presidente de la República como Jefe de Estado.

Además, el artículo 58 de la Carta Política prevé que: “Se garantiza la propiedad privada y los demás derechos adquiridos con arreglo a las leyes civiles, los cuales no pueden ser desconocidos ni vulnerados por leyes posteriores…”, amparando situaciones legalmente consolidadas y expectativas legítimas de titulares, brindando así, la suficiente seguridad jurídica a las concesiones mineras.

No obstante lo anterior, las autoridades locales pueden exigir al gobierno central que el mane-jo, aprovechamiento y fiscalización de actividades extractivas, se adelante de manera eficiente y

124 Art. 8 Ley 1274 de 2009


transparente, teniendo en consideración las particulares circunstancias sociales, económicas y am-bientales de sus territorios.

De allí, que se deba tener en cuenta lo normado en los artículos 51 y 52 de la Ley 134 de 1994, sobre el mecanismo de participación popular y su alcance a nivel departamental, distrital, municipal y local; en el artículo 13 de la ley 685/01, que erige la industria minera en un actividad de “utilidad pública e interés social … en todas sus ramas y faces”; así como, lo previsto en los artículos 105 y ss de la ley estatutaria 1757 de 2015, “Por la cual se dictan disposiciones en materia de promoción y protección del derecho a la participación democrática”, específicamente lo relacionado con las “alianzas para la prosperidad”.

Bajo el panorama descrito, ha insistido el Órgano de Control, para que las autoridades territoriales no usurpen competencias que desde la norma supra le han sido vedadas, sin contar, que los entes te-rritoriales cuentan con suficientes herramientas legales para que desde la órbita de sus atribuciones concierten con los diferentes actores, la manera más adecuada de desarrollar proyectos mineros en sus territorios que redunden en beneficio de las comunidades.

ACCIDENTES MINEROS

En Colombia hay un alto índice de accidentalidad minera, pues no todas las minas tienen la in-fraestructura, las instalaciones, ni cuentan con las medidas de seguridad industrial adecuadas, independientemente de que se trate del ejercicio legal o ilegal de esta actividad. Los accidentes mineros en muchas ocasiones se han convertido en la causa del fallecimiento de varias personas, razón por la cual este órgano de control, decidió realizar acompañamiento preventivo a algunos de los accidentes ocurridos entre abril de 2014 y julio de 2015, entre los que se destacan los acaecidos en los municipios de Buriticá, Amagá y Angelópolis (Antioquia), Riosucio (Caldas), Samacá (Boyacá) y Santander de Quilichao (Cauca), resultando este último de especial relevancia y sobre el cual se hará énfasis en este escrito.

El Grupo Asesor en Minas, Hidrocarburos y Regalías, recibió copia del documento denominado “PRONUN-CIAMIENTO UOAFRAC, ACIN Y ACONC125”, enviado por el representante legal de la Asociación de Cabildos Indígenas del Cauca - ACIN - mediante el cual, entre otros, se hace un recuento del accidente del 30 de abril de 2014, en una mina de la vereda San Antonio de Santander de Quilichao (Cauca), en el que perdieron la vida 13 personas como consecuencia del desprendimiento de un alud de tierra provocado por las máquinas retroexcavadoras utilizadas en las labores de explotación de oro, presuntamente en un área sin título inscrito en el Registro Minero Nacional.

Así las cosas, se inició de oficio la actuación preventiva, solicitándose información y documentación relacionada con las gestiones adelantadas por las autoridades competentes (Ministerio de Minas y Ener-gía - MME -, Agencia Nacional de Minería - ANM -, y Alcaldía de Santander de Quilichao) en este caso.

Ahora bien, dentro de la información remitida por dichas autoridades, cabe destacar los siguientes aspectos: i) el accidente ocurrió dentro del área del título GDK-09E, sin embargo, desde el 22 de abril de 2009 la sociedad beneficiaria de la concesión había solicitado la reducción del área, por lo que se suscribió el correspondiente otrosí el 09 de marzo de 2010, el cual fue inscrito en el Registro Minero

125 Unidad de Organizaciones Afrocaucanas – UOAFROC –. Asociación de Consejos comunitarios del Norte del Cauca – ACONC - .


Nacional el 19 de mayo 2014, esto es, días después de ocurrido el accidente minero, ii) la participación de menores de edad en el ejercicio de la minería y, iii) no se hizo referencia a actuaciones, que dieran cuenta de la aplicación de la normatividad que regula la actividad minera tradicional y/o informal, como tampoco se observaron gestiones administrativas y de policía para combatir la minería sin título.

Bajo este contexto, cabe preguntarse sí mientras se realizaba el trámite de inscripción del otrosí que aprobó la reducción del área del título en cuestión, le correspondía o no a la Agencia Nacional de Minería ejercer las funciones de fiscalización, sobre toda el área del título.

Adicionalmente, en el marco del acompañamiento preventivo se logró que la Corporación Autónoma Regional del Cauca –CRC- declarara la emergencia ambiental y que el Ministerio de Minas y Energía programara actividades para el año 2015 dirigidas a la caracterización minera, procesos de forma-lización y proyectos de seguridad e higiene minera en esa zona del país, que han incluido talleres, capacitaciones, mesas minero ambientales, revisión de expedientes, entre otras.

Finalmente, teniendo en cuenta que las autoridades nacionales y locales podrían haber incurrido en la configuración por acción u omisión de conductas con posible connotación disciplinaria, se consideró procedente remitir informe preventivo al operador disciplinario correspondiente.

Procuraduría Delegada para Asuntos Ambientales y Agrarios

En el marco de la función preventiva contenida en el artículo 277 de la Constitución Política de Colombia y el Decreto-Ley 262 de 2001, esta Delegada ha adelantado diferentes acompañamientos a actividades mineras, con el fin de velar por el efectivo cumplimiento de las normas ambientales y así salvaguardar el derecho colectivo a gozar de un medio ambiente sano.

La minería siempre ha sido estigmatizada por los impactos ambientales que genera, pero la pregunta correcta seria ¿qué actividad del hombre no genera efectos en el medio ambiente?, como lo ha expresado en sus fallos la Corte Constitucional, toda actividad humana genera impactos negativos al ambiente, por lo que el derecho del medio ambiente es el llamado a regular esas actividades con el fin compatibilizar y/o ponderar la protección del medio ambiente y las actividades de desarrollo. En ese orden de ideas, es que se estableció la licencia ambiental como el instrumento ambiental idóneo para regular las referidas actividades, y bajo ese marco de acción es que la Procuraduría General de Nación, a través de la Delegada para Asuntos Ambientales y Agrarios adelanta su función preventiva y de control de gestión con el fin de verificar el cumplimiento de la normativa ambiental.

Con base en lo anterior, en el presente documento se hará una corta descripción de las actividades adelantadas por éste órgano de control, frente a solicitudes y quejas que la comunidad presentó por presuntas afectaciones ambientales en razón a las actividades mineras y/o de oficio cuando los hechos así lo ameriten. Así las cosas, este documento se dividirá en razón a la ubicación geográfica de cada una de las minas visitadas y/o acompañadas por la Delegada, con el fin de presentarle al país la labor hecha en cada una de las regiones. Al respecto, vale la pena resaltar la colaboración que las


autoridades ambientales, mineras y territoriales prestaron a éste órgano de control, para ejercer su función preventiva y de control de gestión.

I. SABANA DE BOGOTÁ

Esta zona posee unas características particulares, dada su relación con el Distrito Capital como un gran consumidor de recursos naturales no renovables, que conlleva a la proliferación de actividades mineras destinadas a satisfacer dicha demanda. En razón de ello la Ley 99 de 1993 en su artículo 61 determinó:

“(…) Declárase la Sabana de Bogotá, sus páramos, aguas, valles aledaños, cerros circundan-tes y sistemas montañosos como de interés ecológico nacional, cuya destinación prioritaria será la agropecuaria y forestal.

El Ministerio del Medio Ambiente determinará las zonas en las cuales exista compatibilidad con las explotaciones mineras, con base en esta determinación, la Corporación Autónoma Re-gional de Cundinamarca (CAR), otorgará o negará las correspondientes licencias ambientales.”

En ese orden de ideas, el Ministerio del Medio Ambiente, hoy Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, expidió la Resolución No. 222 de 1994 “Por la cual se determinan zonas compatibles para las explotaciones mineras de materiales de construcción en la Sabana de Bogotá y se dictan otras disposiciones126“, reglamentando así el uso del suelo en esta zona.

Igualmente, en el año 1976 el INDERENA expide el acuerdo 076 por medio del cual se declara la Reserva Forestal Protectora Productora Cuenca Alta del Río Bogotá127 y la Reserva Forestal Protectora de la Zona denominada Bosque Oriental de Bogotá, lo que conlleva a restringir actividades como las mineras en estas áreas.

No obstante, antes de la expedición de las citadas normas y como parte del desarrollo de la ciu-dad se adelantaron actividades mineras en la sabana de Bogotá, especialmente de materiales de construcción. Para lo cual el Ministerio del Medio Ambiente, creó el Plan de Manejo, Recuperación y Restauración Ambiental con el fin de que dichas actividades tuvieran un cierre técnico adecuado y procedieran a dar cumplimiento a la resolución respecto a las zonas no compatibles con la minería.

Luego de veintidós años se ha verificado que aún existen actividades mineras amparadas bajo el referido PMRRA, sobra resaltar que dichas actividades son exclusivamente para la extracción de materiales de construcción.

En ese marco de acción esta Procuraduría Delegada visitó diferentes minas amparadas en esa figura donde se pudo concluir e informar a las autoridades lo siguiente:

Se verificó que la autoridad ambiental ha prorrogado el instrumento ambiental en diferentes ocasiones, permitiendo así las actividades mineras sin miras a que se lleve a cabo un adecuado cierre técnico.

126 Esta resolución fue derogada y modificada en diferentes oportunidades, sin embargo es la resolución vigente.127 Re-alinderada por el Ministerio de Ambiente a través de la Resolución 138 de 2014.


Se constató que se aprobaron PMRRA, que no eran necesarios debido a que no había intervención previa que ameritara la adopción del instrumento ambiental.

En las visitas hechas se observó que muchas minas contaban con el PMRRA, pero nunca fu ejecutado dejando el área como un pasivo ambiental, creando riesgos para la comunidad aledaña.

Este instrumento ambiental se adoptó en zonas que no eran cobijadas por la resolución 222 de 1994, y fue usado para aprobar actividades mineras en ecosistemas estratégicos como páramos y humedales, afectándolos de manera grave y en algunos cosas de forma casi irreversible, teniendo en cuenta las características de los mismos, en particular los páramos que poseen una capacidad de recuperación limitada debido a la lentitud de sus procesos ecológicos.

De otro lado, se constata que algunos mineros no tienen compromiso con el cumplimiento de la norma minera y ambiental, generando riesgos para la comunidad y el ambiente, con el fin de poder adelantar actividades extractivas con fundamento en un PMRRA. Estas acciones aisladas de algunos mineros ha conllevado a que la comunidad en general rechace de plano las actividades mineras en sus territorios, aun cuando existen minas que dando cumplimiento a las normas ambientales han contribuido con el progreso de las regiones y el país.

Es fundamental resaltar la necesidad de que exista una adecuada coordinación entre la autoridad minera, la autoridad ambiental y el minero, con el fin de dar estricto cumplimiento a las normas ambientales y proteger el medio ambiente y los recursos naturales.

De los diferentes informes técnico-jurídicos realizados por la Delegada, y que fueron remitidos a las autoridades competentes es necesario resaltar las siguientes recomendaciones dadas para minas ubicadas en la sabana de Bogotá:

1. Es necesario fortalecer el seguimiento y control que la autoridad ambiental adelanta a cada una de las minas.

2. Dar estricto cumplimiento a los términos dados la ley 1333 de 2009, respecto a los procesos sancionatorios.

3. Cumplir a cabalidad con los tiempos, acciones y cronogramas propuestos en el PMRRA, especial-mente buscar que estos no sean prorrogados.

Las actividades mineras del municipio de Soacha se desarrollan en torno a la extracción de materiales de construcción en la que se destacan la explotación de arenas, recebos y arcillas, a través de minas a cielo abierto en las veredas Fusungá, Alto del Cabra, Alto de la Cruz, Panamá, San Francisco, San Jorge, Romeral, El Vínculo y La Veredita.

Según el Catastro Minero de la Agencia Nacional de Minería-ANM existen 52 títulos para explotar materiales de construcción, los cuales abarcan casi 2.300 hectáreas del municipio.

No obstante, este territorio nacional ha sufrido graves impactos ambientales producidos por la mi-nería legal e ilegal, los cuales son altamente relevantes por la cercanía a los centros poblados, la importancia eco-sistémica y el valor antropológico del territorio.


Dentro de algunos casos, se puede mencionar el del barrio San Mateo, el cual se encuentra a menos de 200 metros de las actividades mineras, lo que podría generar problemas de salud en la comunidad y así mismo, se puede mencionar la posible pérdida patrimonial de uno de los sitios arqueológicos más interesantes de la Sabana de Bogotá.

Otro caso que vale la pena mencionar son los de la vereda San Jorge y Fusunga, en donde se pudo identificar en visitas realizadas por la Procuraduría General de la Nación, que en la parte alta de los títulos mineros existe vegetación nativa, característica del ecosistema de páramo, la cual ha sido explotada sin el debido permiso de la autoridad ambiental.

Imagen 1: Clasificación URPA 1995

Fuente: Cartografía en línea de la CAR

Cabe señalar que la Procuraduría General de la Nación en el informe No. 017-2015 sugiere a la autoridad ambiental y a la Secretaria de Salud de Soacha realizar un estudio de calidad de aire en la vereda Fusunga y San Jorge, para determinar las fuentes de emisión que afectan a la comunidad y en el caso de que las fuentes emisoras superen los niveles permisibles se establezcan las actuaciones correspondientes de parte de la autoridad ambiental.

Por otra parte, se recomendó al Instituto de Investigación de Recursos Biológicos Alexander von Humboldt Colombia, estudiar la importancia ecosistémica de la vereda San Jorge para que las auto-ridades correspondientes determinen si en ella se pueden realizar actividades mineras o establecerla como un área protegida.

Finalmente, hay que resaltar que se está a la espera de la nueva reglamentación que el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, debe expedir con el fin de reglamentar las áreas que permiten la actividad minera en la sabana de Bogotá.

II. REGIÓN ANDINA

Los materiales que se explotan en esta zona del país son: material de arrastre, oro, piedras preciosas, carbón, hierro, puzolana y arcillas. Las minas visitadas por este órgano de control se encontraban


en etapa de exploración y explotación y estas últimas cuentan con licencia ambiental, para lo cual se hizo revisión del expediente y se adelantó visita con el fin de corroborar el cumplimiento del instrumento ambiental.

Con base en lo anterior, se visitaron minas en los departamentos de Cauca, Cundinamarca, Antioquia, Nariño, Tolima, Santander y Boyacá.

En el departamento de Cundinamarca, desde la Delegada se hizo acompañamiento a minas en los mu-nicipios de Girardot, Caparrapí y Tocaima, así como las intervenciones que los Procuradores Judiciales adelantan en sus jurisdicciones. A nivel general se constata que las minas presentan incumplimientos a la licencia ambiental, lo que conlleva a afectaciones a cuerpos hídricos, flora y suelo.

La mina ubicada en el municipio de Girardot se encontraba iniciando la etapa de construcción y mon-taje, para lo cual requería la obtención de licencia ambiental, por lo cual no se verificaron actividades extractivas, dando cumplimiento a la normativa ambiental al respecto; razón por la cual se emitió concepto en el sentido de apoyar la actividad minera por cumplir con los requerimientos ambientales del caso, pero con observaciones sobre el método de extracción.

La mina del municipio de Caparrapí era operada por la empresa Trenaco, para la explotación de carbón durante la visita se verificó la disposición de material en un humedal desapareciendo el ecosistema, así mismo se constató un aprovechamiento forestal no autorizado por la licencia ambiental. Ante dicha situación se han hecho diferentes requerimientos a la autoridad ambiental, quien informa que actual-mente se encuentra abierto un proceso sancionatorio ambiental por los referidos incumplimientos.

En el departamento de Antioquia se ha adelantado acompañamiento a procesos extractivos de oro, tanto a cielo abierto como en socavón, evidenciando ciertas falencias en el seguimiento por parte de la autoridad ambiental, específicamente en el vertimiento de aguas con trazas de cianuro, mercurio y plomo, que generan fuertes afectación al recurso hídrico. No obstante, vale la pena destacar que en el proyecto revisado en el municipio de Buriticá operado por la empresa Continental Gold, la autoridad ambiental negó la ampliación de la licencia invocando el principio de precaución, en razón a las posibles afectaciones al recurso hídrico debido a las actividades subterráneas que se tenían presupuestadas en una zona con presencia de macizo rocoso altamente fracturado.

Por su parte en el departamento de Santander se acompañó el proceso minero del páramo de Santur-bán, conocido a nivel país por sus implicaciones ambientales, sociales y económicas, debido a que su desarrollo es en zona de páramo.

Con base en lo anterior, hay que resaltar que en primer lugar la conservación y preservación de los páramos es sin lugar a duda una prioridad nacional por su importancia ecológica, en donde se destaca la biodiversidad que alberga, con un alto nivel de endemismo, la capacidad del suelo para fijar carbono atmosférico, contribuyendo así a la mitigación del cambio climático y de otro lado especialmente la función que cumplen dentro de los ciclos hidrológicos; que en consecuencia de esto último, permite la disponibilidad de agua para los diferentes usos, en gran parte del territorio nacional, en el que se incluye los servicios de abastecimiento de agua potable para el 70% de la población de Colombia (Humboldt, 2011).


Es importante mencionar que Colombia tiene el 49% de los páramos del mundo, razón por la cual, el gobierno nacional contempló en el artículo 202 de la Ley 1450 de 2011 (Plan Nacional de Desarrollo-PND 2010-2014), modificado por el artículo 173 de la ley 1753 de 2015 (Plan Nacional de Desarrollo-PND 2014-2018), que los ecosistemas de páramos deberán ser delimitados a escala 1:100.000 o 1:25.000 con base en estudios técnicos, económicos, sociales y ambientales, y en donde no se podrán desarro-llar actividades de explotación de recursos renovables y no renovables para garantizar su protección.

De esta manera, luego de varios años en el proceso, se da como resultado la primera delimitación formal de un páramo mediante la Resolución 2090 de 2014 del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, la cual delimita el páramo de Santurbán-Berlín.

Por lo anteriormente mencionado y en atención a múltiples inconformidades presentadas ante este ente de control, la Procuraduría General de la Nación a través de la Delegada para Asuntos Ambienta-les y Agrarios realizó el informe preventivo No. 044- 2015 denominado: Consideraciones de la delimi-tación del páramo jurisdicciones – Santurbán – Berlín, el cual buscó establecer las problemáticas por las que atraviesa el Páramo de Santurbán especialmente en los municipios de Vetas, California y Toná, al ser estos los de mayor superficie dentro del área de páramo y por ende donde se ve más acentuada la crisis ambiental, social y económica.

De esta manera, en el informe se considera prioritario alcanzar el objetivo de preservación y con-servación de los recursos naturales buscando un equilibrio entre lo social y lo ambiental, para que no sean vulnerados los derechos de ninguno de los actores involucrados; para lo cual se requiere de un acompañamiento en el proceso de transformación del ecosistema delimitado, verificando que las comunidades que habitan este territorio por más de 400 años tengan nuevas alternativas de sustento, acordes a los usos del suelo establecidos para el área.

El mencionado documento identifica las falencias en la gestión de las entidades involucradas y a par-tir de este, se realiza una serie de recomendaciones a las instituciones públicas del orden territorial y nacional para que adopten las medidas preventivas y correctivas a que haya lugar, tendientes a garantizar la sostenibilidad del páramo.

Dentro de las conclusiones que se encuentran en el informe se descantan las siguientes:

La Procuraduría reconoce la importancia de delimitar los páramos por su importancia ecológica, y en particular la conservación del recurso hídrico, razón por la cual se deberá declarar esta área como de interés público de acuerdo con lo establecido en la Ley 99 de 1993 sustentando la prevalencia del bien general sobre el particular, sin desconocer los derechos de estos últimos.

Además, se debe tener en cuenta que al ser los ecosistemas de páramo una fuente innumerable de recursos, el asentamiento de comunidades en este ecosistema fue ineludible, por lo que el gobierno nacional requiere de planes y estrategias para armonizar la preservación y conservación de este ecosistema con la población ya asentada en él, mediante proyectos con recursos suficientes que garanticen los derechos de esta población.

Es importante reconocer que, la Resolución 2090 de 2014 no es lo suficientemente clara y precisa en algunas de sus disposiciones, es así, que en la reunión convocada por este Ministerio Público, llevada a cabo el 11 de mayo de 2015 en las instalaciones de la CDMB, algunas entidades requerimos precisión


sobre parte del articulado y la cartografía asociada; de igual forma la mayoría de los habitantes de los municipios con áreas dentro del Páramo de Santurbán, de acuerdo con lo manifestado, no entienden las disposiciones normativas que le son aplicables.

Es realmente preocupante la capacidad de las autoridades para ejercer control sobre el área delimi-tada, teniendo en cuenta la extensión y la complejidad para detectar y sancionar actividades que estén por fuera del marco de legalidad; lo que podría resultar ineficaz, para garantizar la restauración y protección del ecosistema.

Añadiendo, que las malas prácticas de la minería ilegal generaría un impacto ambiental irreversible del ecosistema, las fuentes hídricas y el recurso minero, dada la disposición inadecuada de estériles con sustancias toxicas y peligrosas, la remoción de la cobertura vegetal, la alteración de la red hídrica subterránea, el uso de explosivos, el vertimiento proveniente del procesamiento del oro, el cual contienen mercurio y cianuro.

Al respecto es importante concluir que la Procuraduría General de la Nación, continuara haciendo seguimiento al desarrollo de la problemática ambiental y socio-económica del territorio delimitado, teniendo en cuenta lo contemplado en marco normativo ambiental y la jurisprudencia relacionada, en donde se destaca la Sentencia de la Corte Constitucional C-035 de 2016, la cual prohíbe de manera tacita las actividades para la exploración y explotación de recursos no renovables al interior de un área delimitada como páramo por el Instituto de Investigación Alexander Von Humboldt.

Finalmente, en el departamento de Nariño se hizo seguimiento a la mina San Javier en el corregi-miento de Mapachico del municipio San Juan de Pasto, en ella se evidenciaron fuertes afectaciones ambientales como consecuencia a reiterados incumplimientos de la licencia ambiental, que fueron omitidos en su momento por Corponariño. Por lo tanto y ante las reiteradas quejas recibidas por este órgano de control, se hicieron diferentes requerimientos con el fin de que se tomaran los correctivos necesarios para corregir, prevenir y/o mitigar las respectivas afectaciones ambientales, actualmente se adelanta seguimiento al cumplimiento de las exigencias hechas por la autoridad ambiental.

III. LLANOS ORIENTALES

En esta zona del país se encuentra principalmente material de arrastre, el cual es utilizado para actividades de construcción. Razón por la cual las minas que se ubican en esta área pueden afectar de manera directa los ríos de la región. Por lo tanto el seguimiento y control ambiental debe hacerse de forma estricta y constante.

Las minas visitadas en esa zona se encuentran ubicadas en los municipios de Acacias y Villavicencio, sobre el río Guayuriba. En una de las minas se verificó incumplimiento en el manejo de hidrocarburos, así como afectación a un humedal aledaño a la zona de explotación, razón por la cual se solicitó a la autoridad ambiental la suspensión de actividades y un seguimiento estricto a las actividades extractivas.

En la otra mina operada por la empresa GEOMINERALES, se evidencia que en general el operador minero estaba cumpliendo con lo estipulado en la Licencia Ambiental, hay aspectos que se deben subsanar entre los que se encuentran el manejo de lodos y residuos sólidos y ante los cuales la Autoridad Ambiental debe ser más rigurosa.


Finalmente, no sobra resaltar que en esta zona del país, la minería que se está adelantando, actual-mente está alterando la hidrodinámica de los ríos, generando afectaciones no previstas tanto por el operador minero, sino por la autoridad ambiental competente, esta situación conlleva a que exista un riesgo de afectación a comunidades y recursos naturales.

IV. COSTA CARIBE

En esta región se desarrollan principalmente actividades de extracción de material de construcción proveniente de canteras, allí se evidencian afectaciones a ecosistemas sensibles como los humedales y el bosque seco tropical como consecuencia de un débil seguimiento de las autoridades ambientales competentes.

En la mina visitada en el municipio de Baranoa- Atlántico, se constatan actividades extractivas fuera del polígono minero, sin que la autoridad ambiental o territorial, tomara las medidas pertinentes. En lo demás, ésta mina debía ceñir sus actividades a lo estipulado en la licencia ambiental.

V. AMAZONIA

Ostentar un rol de trascendencia en la sociedad desde el punto de vista institucional, como lo tiene la Procuraduría General de la Nación, pasa por no tomar de principio postura absoluta por ninguno de los actores sociales, individuales y económicos implicados en una determinada situación, para así poder asumir un papel equilibrado o ajustado a la misión entregada constitucionalmente al Ministerio Público, revelada en el cometido de velar por los principios constitucionales y demás normas vigentes del ordenamiento jurídico, por la eficacia de los derechos humanos, y por la representación de la sociedad en sus valores e intereses más altos, así como la defensa del patrimonio colectivo realizado en derechos tan especiales como el ambiente y todos sus componentes.

Estas claridades dogmáticas y normativas no siempre son pacíficamente ejercidas, concretamente en el escenario de los derechos colectivos y del ambiente, donde existiendo figuras tan trascendentales para la gestión del territorio, como son el resguardo indígena y la figura de Parque Nacional Natural, han dado inicio a uno de los conflictos que mayor tensión viene generando entre comunidades étni-cas, autoridades mineras y ambientales y empresarios cuyos intereses económicos han exponenciado el conflicto ambiental-territorial.

El caso concreto, se encierra en los impactos generados en diversos niveles, por la declaratoria, casi en simultánea del Área Nacional protegida número 55, identificada como Parque Nacional Natural Yaigoje-Apaporis, bajo Resolución 2079 de 27 de octubre de 2009, el cual comprende un total de 1.055.740 Ha correspondiente a la zona geográfica del Resguardo Yaigojé-Apaporis creado mediante la Resolución No. 035, del 23 de abril de 1988, el cual se encuentra ubicado entre los departamentos del Amazonas y el Vaupés. Hecho que se sumó a la concomitante

suscripción del contrato minero IGH-15001X para yacimiento en la zona Taraira Sur, a nombre de la empresa Cosigo Resources donde se encuentra un yacimiento de oro traslapado en un 100% con la zona del Parque Nacional Natural.

Ya que la iniciativa para la creación del área protegida tuvo origen por petición de las Autoridades Tradicionales Indígenas, agrupadas en ACIYA (Asociación de Capitanes Indígenas Yaigoje Apaporis),


con fines de protección y conservación del territorio y de los valores culturales y materiales de las comunidades indígenas presentes en el territorio, y la misma coincidió en fecha, con la suscripción por parte de la autoridad minera nacional128 del mencionado contrato de concesión minera a nombre de una empresa multinacional canadiense, con lo cual se forjó uno de los eventos socio ambientales y económicos más imprevistos para las comunidades involucradas (Macuna, Tanimuca, Letuma, Cabiyari, Barazano, Yujup-Macu y Yauna.) las cuales debieron asumir, en algunos casos divididas, sus intereses de conservación del ambiente y valores culturales en estrecha pugna con las ventajas generadas por el estado colombiano a un modelo legitimo abierto a la exploración minera; en el marco de los prin-cipios constitucionales de libertad de empresa, multiculturalidad y la protección del ambiente sano.

Bajo este contexto, la Procuraduría General de la Nación, a través de su Delegada para Asuntos Ambientales y Agrarios actuando al amparo de sus funciones constitucionales, valoró la relevancia de adelantar gestión preventiva en torno a los siguientes objetivos concretos que rodearon la pro-blemática expuesta:

1. Comprobar los hechos manifestados tanto por los medios de comunicación como por las asociaciones indígenas en torno a saber de la presencia de actividad minera en el PNN.

2. Verificar las acciones adelantadas por las autoridades ambientales y mineras en el caso con-creto del traslape de figuras de ordenamiento ambiental y minero.

3. Prevenir, de ser cierto, el desmedro de las zonas de conservación del PNN Yaigoje-Apaporis y de los valores culturales expuestos a mayor riesgo por el proyecto de la empresa minera.

Con dicho antecedente, se desarrolló por parte de la Procuraduría Delegadade el año 2010 interven-ciones permanentes en el sentido de cubrir los objetivos propuestos dentro de la actuación preven-tiva; estas actividades de intervención se centraron en la investigación preventiva ante la autoridad minera, INGEOMINAS, recaudando información129 sobre la situación del título inscrito a nombre de la empresa Cosigo Resources Ltda. y el proceso de cancelación del mismo ante la inminente coincidencia con un área protegida excluida totalmente de actividad minera de acuerdo al artículo 34 del Código Minero vigente, ante lo cual la autoridad minera certificó la existencia registro del contrato de concesión minera; indagación que concluyó en solicitud formal por parte de la Procuraduría General para que se adelantaran todos los trámites legales tendientes a dar paso a la cancelación del título minero por ser manifiestamente contrario a la ley la continuidad y aprovechamiento del título minero por concesionario alguno.

En respuesta a la actuación del órgano de control, el día 12 de julio del 2011, el Instituto Colombiano de Geología y Minería, INGEOMINAS, informó a la Procuraduría General de la Nación en Oficio con radicado No. 20111000131521 que:

Mediante Resolución No. 0112 del 6 de julio de 2011, cuya copia anexo, la Dirección del Servicio Minero de INGEOMINAS ordenó en aplicación del artículo 36 de la Ley 682 de 2001, el retiro y desalojo inmediato de todas las obras y labores mineras, y de la ocupación que actualmente pueda estar adelantando el concesionario minero dentro del área objeto del

128 Ingeominas para la época de los hechos129 Actuación surtida mediante número de salida 155770 del 8 de noviembre de 2010,


contrato de concesión No. IGH.15001X, por superponerse totalmente el área de dicho título con el citado parque.

Como consecuencia de la actuación administrativa desplegada a partir de las actuaciones de la Uni-dad de Parques Nacionales Naturales y la Procuraduría General, así como el Ingeominas, se procedió por la autoridad competente a ordenar al concesionario aurífero la imposibilidad de continuar con la ejecución del objeto del contrato de concesión minera, y dispuso el inicio de los trámites de ley para la terminación del mismo; conllevando inicialmente a solicitar el consentimiento del titular minero para la terminación del contrato por mutuo acuerdo.

Bajo el criterio de la vigilancia permanente y el control de gestión, la Procuraduría Delegada, nuevamente intervino para conocer el estado de ejecutoría de la mencionada resolución, y ex-hortó a la Agencia Nacional Minera (antes Ingeominas), para que diera cumplimiento inmediato a lo consagrado en el artículo 36 del Código de Minas, relativo a la exclusión de pleno derecho y restricción de la actividad minera en áreas protegidas. Estas actuaciones, concluyeron en la conse-cuente intervención desde la Procuraduría General a través de sus diferentes despachos en diversas sedes y oportunidades, así: Intervención ante la Corte Constitucional, con ocasión del estudio de la Tutela T-2650067, mediante la cual se sostuvo la importancia de comprender al modelo de de-sarrollo sostenible, en sentido ambiental como un ordenador del acceso a la propiedad privada130 , con la capacidad para estructurar toda las actuaciones del estado, y sus relaciones con los particu-lares; Acción Popular No 2011-754-01 ante el Tribunal Contencioso Administrativo de Cundinamarca, y Acción de Nulidad Contractual a través de la cual, ante la imposibilidad de terminar de mutuo acuerdo el contrato de concesión en el PNN, el 22 de octubre de 2013, la Agencia Nacional de Minería solicitó la nulidad absoluta del contrato de concesión IGH-15001X, oportunidad en la cual la Procuraduría, a través de la agencia judicial intervino también solicitando la nulidad del mencionado contrato por contener objeto ilícito, reflejado en el área protegida.

Toda actuación procesal y administrativa adelantada por diversas autoridades implicadas, se sellaron mediando la intervención activa de la Procuraduría General de la Nación, y con las concluyentes decisiones de la Jurisdicción Constitucional declarando la legalidad de la figura del PNN por haberse adelantado salvaguardando el derecho a Consulta Previa y de la Jurisdicción Contenciosa Administra-tiva declarando la nulidad del contrato de concesión minera en cuestión.

A manera exhorto, se pondera la claridad de que la protección del ambiente involucra valores colecti-vos fundamentados por principios como el de la sostenibilidad y también de la conservación biológica y de valores culturales, los cuales cobran sentido en la conjunción de intereses que no pocas veces resultan confrontados, como el tipo de intervenciones resaltadas en el presente caso de estudio; sin embargo como principio rector de la gestión futura de las áreas protegidas y de las figuras de ordena-miento de territorios indígenas, no estarán exentos de ambigüedades y escenarios de conflicto, por lo que es justo imprimir todos los esfuerzos en fortalecer las instituciones que administran los recursos, diagnosticar satisfactoriamente los servicios ambientales que prestan las zonas de protección y sus réditos generacionales y globales, fortaleciendo este argumento con los acuerdos universales sobre la materia, tendientes a satisfacer las metas de los Objetivos Sostenibles del Milenio .

130 Intervención surtida por la Procuraduría Delegada para Asuntos Ambientales y Agrarios en Audiencia Pública el día C 31 de Enero de 2014 ante la H. Corte Constitucional


Lo anterior se hace más urgente y evidente ante la pretensión ante tribunal internacional que Co-lombia afronta hoy, a través de la cual Canadá (país origen de la empresa minera comprometida en el contrato mencionado) alega que la declaración y creación del Parque Nacional Natural Yaigojé-Apaporis constituiría una acción ilegitima fundamentada en fraude para los acuerdos comerciales internacionales suscritos por el país.

VI. CONCLUSIONES

En este corto documento se presentan una parte de las acciones adelantadas por la Delegada para Asuntos Ambientales y Agrarios, que nos permite presentar las siguientes consideraciones:

Es necesario resaltar que la industria minera ha sido motor de desarrollo para el país, y mientras dichas actividades se adelantan bajo el estricto cumplimiento de las normas ambientales seguirá siendo un sector promotor de la economía de Colombia.

Es fundamental que los procesos extractivos se adelanten en zonas compatibles con la actividad y que no afecten de forma irreparable ecosistemas sensibles o estratégicos, para lo cual la normativa ambiental debe ser sólida, clara y coherente en relación con la normativa minera, y para así garantizar la debida seguridad jurídica a las empresas mineras que quieran invertir en el país, así como para los medianos y pequeños mineros.

Se debe velar para que las autoridades mineras, ambientales y territoriales actúen de forma coordinada y armónica, que conlleve a la concreción de los fines estatales. Pues se han visto casos donde la autoridad minera otorga el respectivo título, en zonas donde ambientalmente es imposible otorgar la respectiva licencia ambiental, generando así un desgaste administrativo tanto para el gobierno como para la empresa o el pequeño minero.

Es necesario que se dé estricto cumplimiento a las normas relativas a las consultas previas, para que la ejecución de los proyectos mineros se inicien sin contratiempos y con apoyo de las mino-rías que se encuentran en la zona de influencia de las zonas donde se va a explotar. Así mismo, es primordial que exista una adecuada socialización de los proyectos con las comunidades que se encuentren ubicadas en las zonas de influencia directa e indirecta, con el fin de que estás apoyen las actividades de explotación.

Es claro que la inversión de los proyectos mineros en temas sociales y ambientales debe involucrar a las comunidades ubicadas en zona de influencia del proyecto, de tal forma que ellas sientan pertenencia con los mismos y sean promotores de desarrollo dentro de sus territorios.


IV. MARCO DE COMPETENCIAS DE LAS INSTITUCIONES EN EL SECTOR MINERO

Marco de Competencias de la Instituciones del Sector Minero

Ministerio de Minas y Energía El Ministerio de Minas y Energía es la entidad rectora de la política minero energética en el país desde el año de 1940, atravesando a partir de este momento, por diferentes etapas históricas que han moldeado su nombre, estructura y funciones.

Fue creada como el Ministerio de Minas y Petróleos bajo el mandato presidencial del Doctor Eduardo Santos Montejo el 18 de mayo de 1940, mediante Decreto 968, como una entidad pública de carácter nacional del nivel superior ejecutivo central, cuyo primer ministro fue el Doctor Juan Pablo Manotas.

Los primeros trabajos que estuvieron a cargo de esta cartera ministerial fueron petróleo y minería, bienes ocultos, salinas terrestres y marítimas, entre otros, como ya fu expuesto anteriormente.

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Posteriormente, y por Decreto 636 de 1974 se revisó la organización administrativa del Ministerio de Minas y Petróleos y se cambió la denominación por la de Ministerio de Minas y Energía.

En la actualidad el Ministerio de Minas y Energía tiene como objetivo formular, adoptar, dirigir y coordinar las políticas, planes y programas del Sector de Minas y Energía; y sus funciones, además de las definidas en la Constitución Política, en el artículo 59 de la Ley 489 de 1998 y en las demás disposiciones legales vigentes, se enmarcan según los Decretos 0381 de 2012 y 1617 de 2013, en la estructuración y seguimiento de las políticas públicas para la administración, promoción, control, seguimiento y adecuado aprovechamiento de los recursos naturales no renovables del país, orientando su uso y regulación al desarrollo sostenible del sector.

Adicionalmente, el Acto Legislativo No. 05 de 2011 “Por el cual se constituye el sistema general de regalías, se modifican los artículos 360 y 361 de la constitución política y se dictan otras disposicio-nes sobre el régimen de regalías y compensaciones.” establece que:

“…De los ingresos del Sistema General de Regalías, se destinará un porcentaje del 2% para fiscalización de la exploración y explotación de los yacimientos, y el conocimiento y car-tografía geológica del subsuelo. Este porcentaje se descontará en forma proporcional del total de los ingresos del Sistema General de Regalías distribuidos en el inciso anterior. Las funciones aquí establecidas serán realizadas por el Ministerio de Minas y Energía o por la entidad a quien este delegue.”

El anterior Acto Legislativo se desarrolló mediante la Ley 1530 de 2012, en la cual se estableció como función del Ministerio de Minas y Energía la de fiscalizar la exploración y explotación de los recursos naturales no renovables131.

Así las cosas, procedemos a señalar, las funciones del Ministerio de Minas y Energía, en el sector minero:

1. Articular la formulación, adopción e implementación de la política pública del sector adminis-trativo de minas y energía.

2. Formular, adoptar, dirigir y coordinar la política nacional en materia de exploración, explotación, transporte, refinación, procesamiento, beneficio, transformación y distribución de minerales, hidrocarburos y biocombustibles.

(…)

5. Formular, adoptar, dirigir y coordinar la política sobre las actividades relacionadas con el apro-vechamiento integral de los recursos naturales no renovables y de la totalidad de las fuentes energéticas del país.

6. Formular políticas orientadas a que las actividades que desarrollen las empresas del sector minero-energético garanticen el desarrollo sostenible de los recursos naturales no renovables.

131 Ley 1530 de 2012, Artículo 7º, numeral 3º


7. Adoptar los planes de desarrollo del sector minero-energético del país en concordancia con los planes nacionales de desarrollo y con la política del Gobierno Nacional.

8. Expedir los reglamentos del sector para la exploración, explotación, transporte, refinación, distribución, procesamiento, beneficio, comercialización y exportación de recursos naturales no renovables y biocombustibles.

(…)

15. Fiscalizar la exploración y explotación de los yacimientos, directamente o por la entidad a quien delegue.

16. Realizar las actividades relacionadas con el conocimiento y la cartografía del subsuelo direc-tamente o por la entidad a quien delegue.

17. Divulgar las políticas, planes y programas del sector.

(…)

28. Asistir al Gobierno Nacional y al Ministerio de Relaciones Exteriores en el establecimiento y fortalecimiento de las relaciones internacionales del país en lo referente a convenios acuerdos y tratados en materia minero energética.

29. Liderar la participación del Gobierno Colombiano en entidades, organizaciones y asociaciones internacionales dedicadas a la integración y cooperación en materia minero energética.

30. Las demás que se le asignen132.

31. Ejercer la función de autoridad competente encargada de la aplicación del marco legislativo y reglamentario, así como de los tratados, acuerdos y convenios internacionales relacionados con el sector minero-energético y sobre seguridad nuclear, protección física, protección radiológica y salvaguardias133.

Es importante establecer que a partir del año 2012, se reorganizo administrativamente el Ministerio de Minas y Energía, dividiéndose funcionalmente en dos viceministerios, energía y minas. Adicional-mente, se crearon como dependencias del Viceministerio de Minas, dos direcciones encargadas de los temas de formulación y seguimiento de las políticas mineras del sector: La Dirección de Minería Empresarial y la Dirección de Formalización Minera.

De acuerdo con esta nueva estructura institucional, las funciones asignadas al Viceministerio de Minas son:

1. Asesorar al Ministro en la formulación de las políticas y de los planes de acción en materia de minería, y asistirlo en las funciones de dirección, coordinación y control que le corresponden.

132 Decreto 0381 de 2012, Artículo 2º. 133 Decreto 1617 de 2013, Artículo 1º.


2. Revisar la evolución del sector minero y proponer políticas y acciones para su crecimiento.

3. Promover las gestiones que se deriven para la firma de tratados, acuerdos y convenios, permi-tiendo el desarrollo del subsector minas.

4. Asistir al Ministro en la coordinación de la ejecución de la política sectorial por parte de las entidades adscritas y vinculadas al sector minero.

5. Presentar al Ministro propuestas de políticas, planes y estrategias para el desarrollo de la pequeña minería y la formalización de la minería tradicional, artesanal e informal.

6. Asesorar al Ministro en el diseño de políticas y estrategias para la promoción y desarrollo de la mediana minería y la minería a gran escala.

7. Asistir al Ministro en sus relaciones con el Congreso de la República y vigilar el curso de los proyectos de Ley relacionados con el subsector de minas.

8. Revisar los informes periódicos u ocasionales relacionados con el subsector de minas que las distintas dependencias del Ministerio y las entidades adscritas o vinculadas deben rendir al Ministro y presentarle las observaciones pertinentes.

9. Asistir al Ministro en la coordinación de la ejecución de la política sectorial por parte de las entidades adscritas y vinculadas al sector energético.

10. Asistir al Ministro en las gestiones internacionales del Ministerio.

11. Las demás que le sean asignadas134.

La Dirección de Minería Empresarial, debe cumplir con las siguientes funciones:

1. Elaborar y proponer al Viceministro de Minas los lineamientos que apoyen la formulación y desarrollo de la política nacional sobre el aprovechamiento de los recursos mineros en relación con el desarrollo empresarial minero.

2. Proponer al Viceministro de Minas mecanismos para la coordinación e implementación del Plan Nacional de Desarrollo Minero en el componente de minería empresarial.

3. Proyectar los planes, programas y proyectos de desarrollo del sector de la minería empresarial, en concordancia con los planes nacionales de desarrollo y con la política del Gobierno Nacional.

4. Hacer seguimiento al Plan Estratégico Sectorial, Plan Operativo y a los indicadores sectoriales y evaluar los resultados.

5. Proyectar los reglamentos técnicos sobre la exploración, explotación, beneficio, transformación y transporte de minerales en relación con la minería empresarial. 6. Identificar con las entidades

134 Decreto 0381 de 2012. Artículo 11.


del gobierno del orden nacional y territorial la problemática de los proyectos asociados a la minería empresarial.

7. Coordinar con los diferentes Ministerios y entidades gubernamentales la solución a los problemas de la minería empresarial.

8. Coordinar acciones con las entidades de la rama ejecutiva del orden nacional y territorial, requeridas por el sector de la minería empresarial en cuanto a la logística e infraestructura de transporte de minerales y capacidad portuaria.

9. Asesorar al Ministro y al Viceministro de Minas en la formulación y desarrollo de la política de promoción asociada al desarrollo de la minería empresarial.

10. Formular, ejecutar y evaluar los proyectos de inversión necesarios para implementar la política correspondiente al crecimiento del subsector minero empresarial.

11. Elaborar y proponer insumos para la formulación y desarrollo de una política con el sector Defensa, para garantizar seguridad en las áreas de los proyectos mineros que adelanta el sector empresarial.

12. Diseñar y proponer al Viceministro de Minas mecanismos para la celebración de convenios con entidades públicas y privadas, nacionales o extranjeras, para el desarrollo de actividades relacionadas con la minería empresarial, así como su seguimiento.

13. Diseñar e impulsar lineamientos para la formulación de políticas sobre seguridad e higiene minera asociada a los desarrollos mineros empresariales.

14. Implementar programas y acciones para que la minería empresarial apoye el desarrollo de la formalización minera.

15. Delimitar y proponer la declaratoria de Zonas de Seguridad Nacional con base en lo establecido en el Código de Minas.


17. Realizar seguimiento al cumplimiento de las obligaciones derivadas de los procesos de fiscalización a los títulos mineros y conocimiento geológico del subsuelo, siempre y cuando éstas no se encuentren delegadas en otras entidades136.

Y a la Dirección de Formalización Minera le corresponde:

1. Elaborar y proponer al Viceministro de Minas los lineamientos que apoyen la formulación y desarrollo de la política nacional para la formalización minera.

135 Decreto 0381 de 2012, Artículo 12.136 Decreto 1617 de 2013, Artículo 4º.


2. Proyectar los planes, programas y proyectos de desarrollo para la formalización minera, en concordancia con los planes nacionales de desarrollo y con la política del Gobierno Nacional.

3. Asesorar al Ministro y al Viceministro de Minas en la coordinación e implementación del Plan Nacional de Desarrollo Minero en su componente de formalización minera.

4. Hacer seguimiento al Plan Estratégico Sectorial, Plan Operativo y a los indicadores sectoriales y evaluar los resultados.

5. Elaborar, proponer y presentar al Viceministro de Minas iniciativas que apoyen la formulación y desarrollo de la política de fomento, asociatividad, cooperativismo y formalización empresarial.

6. Proyectar los reglamentos técnicos sobre la exploración, explotación, beneficio, transformación y transporte de minerales relacionados con la formalización minera.

7. Identificar con las entidades del gobierno del orden nacional y territorial la problemática de los proyectos asociados a la formalización minera.

8. Coordinar con los diferentes Ministerios y entidades gubernamentales la solución a los problemas de los proyectos asociados a la formalización minera.

9. Coordinar las acciones requeridas para formalizar la actividad minera en cuanto a logística e infraestructura de transporte de minerales y capacidad portuaria con las entidades de la rama ejecutiva del orden nacional y regional.

10. Diseñar e impulsar lineamientos para la formulación y desarrollo de una política con el sector Defensa, para garantizar la seguridad en las áreas de los proyectos asociados a la minería formal.

11. Diseñar y proponer al Viceministro de Minas mecanismos para la celebración de convenios, con entidades públicas y privadas, nacionales o extranjeras, para el desarrollo de actividades relacionadas con la formalización minera, así como su seguimiento.

12. Diseñar e impulsar lineamientos para la formulación de programas y políticas para la legaliza-ción y desarrollo de la minería tradicional.

13. Asesorar al Ministro y al Viceministro de Minas en la formulación e implementación de políticas y estrategias para la diferenciación entre la minería informal y la minería ilegal.

14. Coordinar acciones con entidades de la rama ejecutiva para el control de la explotación ilícita de minerales.

15. Coordinar con el Ministerio de Educación Nacional, SENA y Universidades los programas de formación y capacitación laboral de pequeños mineros.

16. Elaborar y proponer al Viceministro de Minas insumos que apoyen la formulación de políticas y acciones sobre seguridad e higiene minera de los mineros formales.


17. Delimitar y proponer la declaratoria de las áreas de reserva especial para minería tradicional.


17. Proponer la declaratoria de las áreas de reserva especial para minería tradicional y las áreas de explotaciones tradicionales a que se refieren los artículos 31 y 257 de la Ley 685 de 2001 o las normas que los modifiquen o sustituyan138.

Así mismo, el Decreto 0381 de 2012, en su artículo 3º señaló que el Sector Administrativo de Minas y Energía estaría integrado por el Ministerio de Minas y Energía y por sus entidades adscritas y vinculadas, refiriéndonos de manera específica a las adscritas que desarrollan funciones relacionadas con el sector minero:

Agencia Nacional de Minería - ANM Servicio Geológico Colombiano - SGC Unidad de Planeación Minero Energética - UPME

En cuanto a la Agencia Nacional de Minería fue creada mediante Decreto Ley 4134 de 2011, como una agencia estatal de naturaleza especial, del sector descentralizado de la Rama Ejecutiva del Orden Nacional, con personería jurídica, patrimonio propio y autonomía administrativa, técnica y financiera, para administrar integralmente los recursos minerales de propiedad del Estado, pro-mover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos mineros de conformidad con las normas pertinentes y en coordinación con las autoridades ambientales en los temas que lo re-quieran, lo mismo que hacer seguimiento a los títulos de propiedad privada del subsuelo cuando le sea delegada esta función por el Ministerio de Minas y Energía de conformidad con la Ley139.

Cabe precisar que la Agencia Nacional de Minería es la autoridad minera o concedente en el territorio nacional, de acuerdo con lo dispuesto en el Decreto Ley 4134 de 2011, referido y el artículo 317 del Código de Minas, que establece que cuando en el Código se hace referencia a la autoridad minera o concedente, sin otra denominación adicional, se entenderá hecha al Ministerio de Minas y Energía o en su defecto a la autoridad nacional, que de conformidad con la organización de la administración públi-ca y la distribución de funciones entre los entes que la integran, tenga a su cargo la administración de los recursos mineros, la promoción de los aspectos atinentes a la industria minera, la administración del recaudo y distribución de las contraprestaciones económicas señaladas en el Código de Minas.Adicionalmente, la Agencia Nacional de Minería ejerce las funciones de fiscalización de las actividades de exploración y explotación minera, las cuales fueron delegadas por el Ministerio de Minas y Energía mediante las resoluciones 180876 del 7 de junio de 2016, 181016 del 28 de junio de 2012, 181492 del 30 de agosto de 2012 y 91818 del 13 de diciembre de 2012. Función que actualmente también se encuentra delegada en la Gobernación de Antioquía mediante Resolución 181492 del 30 de agosto de 2012 y 91818 del 13 de diciembre de 2012.

Así mismo, y de acuerdo con la normatividad vigente las funciones designadas a la Agencia Nacional de Minería son:

137 Decreto 0381 de 2012, Artículo 13º138 Decreto 1617 de 2013, Artículo 5º139 Decreto Ley 4134 de 2011, Artículo 1º y 3º


1. Ejercer las funciones de autoridad minera o concedente en el territorio nacional.

2. Administrar los recursos minerales del Estado y conceder derechos para su exploración y explotación.

3. Promover, celebrar, administrar y hacer seguimiento a los contratos de concesión y demás títulos mineros para la exploración y explotación de minerales de propiedad del Estado cuando le sea delegada esta función por el Ministerio de Minas y Energía de conformidad con la ley.

4. Diseñar, implementar y divulgar estrategias de promoción de la exploración y explotación de minerales.

5. Proponer y apoyar al Ministerio de Minas y Energía en la formulación de la política guberna-mental y en la elaboración de los planes sectoriales en materia de minería, dentro del marco de sostenibilidad económica, social y ambiental de la actividad minera.

6. Administrar el catastro minero y el registro minero nacional.

7. Mantener actualizada la información relacionada con la actividad minera.

8. Liquidar, recaudar, administrar y transferir las regalías y cualquier otra contraprestación derivada de la explotación de minerales, en los términos señalados en la ley.

9. Determinar la información geológica que los beneficiarios de títulos mineros deben entregar, recopilarla y suministrarla al Servicio Geológico Colombiano.

10. Desarrolla estrategias de acompañamiento, asistencia técnica y fomento a los titulares mineros con base en la política definida para el sector y en coordinación con las autoridades competentes.

11. Administrar y disponer de los bienes muebles e inmuebles que pasen al Estado por finalización de los contratos de concesión y demás títulos mineros en que aplique cláusula de reversión.

12. Promover la incorporación de la actividad minera en los planes de ordenamiento territorial.

13. Apoyar la realización de los procesos de consulta previa a los grupos étnicos en coordinación con las autoridades competentes.

14. Dar apoyo al Ministerio de Minas y Energía en la formulación y ejecución de la política para prevenir y controlar la explotación ilícita de minerales.

15. Fomentar la seguridad minera y coordinar y realizar actividades de salvamento minero sin perjuicio de la responsabilidad que tienen los particulares en relación con el mismo.

16. Reservar áreas con potencial minero, con el fin de otorgarlas en contrato de concesión.

17. Ejercer las demás actividades relacionadas con la administración de los recursos minerales de propiedad estatal.


18. Las demás que le sean asignadas y que le delegue el Ministerio de Minas y Energía, de con-formidad con las normas vigentes140.

Mediante el Decreto Ley 4131 de 2011 se cambió la Naturaleza Jurídica del Instituto Colombiano de Geología y Minería – INGEOMINAS, de establecimiento público a Instituto Científico y Técnico, con personería jurídica, autonomía administrativa, técnica, financiera y patrimonio independiente, que se denominará Servicio Geológico Colombiano.

Este instituto deberá realizar la investigación científica básica y aplicada del potencial de recursos del subsuelo; adelantar el seguimiento y monitoreo de amenazas de origen geológico; administrar la información del subsuelo; garantizar la gestión segura de los materiales nucleares y radiacti-vos en el país; coordinar proyectos de investigación nuclear, con las limitaciones del artícu-lo 81 de la Constitución Política, y el manejo y la utilización el reactor nuclear de la Nación.141 Al Servicio Geológico Colombiano le fueron asignadas las siguientes funciones:

1. Asesorar al Gobierno Nacional para la formulación de las políticas en materia de geo-ciencias, amenazas y riesgos geológicos, uso de aplicaciones nucleares y garantizar la gestión segura de los materiales nucleares y radiactivos en el país.

2. Adelantar la investigación científica básica y aplicada del potencial de recursos del subsuelo y administrar los datos e información del subsuelo del territorio nacional

3. Generar e integrar conocimientos y levantar, compilar, validar, almacenar y suministrar, en forma automatizada y estandarizada, información sobre geología, recursos del subsuelo y amenazas geológicas, de conformidad con las políticas del Gobierno Nacional.

4. Actualizar el mapa geológico colombiano de acuerdo al avance de la cartografía nacional.

5. Integrar y analizar la información geo-científica del subsuelo, para investigar la evaluación, la composición y los procesos que determinan la actual morfología, estructura y dinámica del subsuelo colombiano.

6. Administrar la Litoteca, Cintoteca, Mapoteca, Museo Geológico y demás fondos documentales del Servicio Geológico Colombiano.

7. Adelantar programas de reconocimiento, prospección y exploración del territorio nacional, de acuerdo con las políticas definidas por Ministerio de Minas o el Gobierno Nacional.

8. Realizar la identificación, el inventario y la caracterización de las zonas de mayor potencial de recursos naturales del subsuelo, tales como minerales, hidrocarburos, aguas subterráneas y recursos geotérmicos, entre otros.

9.Identificar, evaluar y establecer zonas de protección, que en razón de la presencia de patrimonio geológico o paleontológico del país, puedan considerarse áreas protegidas.

140 Decreto Ley 4134 de 2011, Artículo 4º141 Decreto Ley 4131 de 2011. Artículo 3º.


10. Investigar fenómenos geológicos generadores de amenazas y evaluar amenazas de origen geo-lógico con afectación regional y nacional en el territorio nacional.

11. Proponer, evaluar y difundir metodologías de evaluación de amenazas con afectaciones depar-tamentales y municipales.

12. Administrar y mantener las instalaciones nucleares y radiactivas a su cargo así como coordinar los proyectos de investigación nuclear

13. Fijar las tarifas de todos los servicios de licenciamiento y control para la gestión de materiales nucleares y radiactivos en el país.

14.Prestar servicios relacionados con el conocimiento geo-científico y del uso de las aplicaciones nucleares de acuerdo con las políticas definidas por el Consejo Directivo.

15. Suministrar a la Unidad de Planeación Minero Energética la información que se requiera para la elaboración de estudios e investigaciones de planeamiento sobre los recursos del subsuelo.

16. Las demás que se le asignen o reciba por delegación del Ministerio de Minas y Energía142.

Por otro lado, debemos precisar que el Decreto 2119 de 1992, convirtió a la Comisión Nacional de Energía en la Unidad de Planeación Minero Energética del Ministerio de Minas y energía, con carácter de unidad administrativa especial de carácter técnico, regida por la Ley 143 de 1994 y por el Decreto 1258 de 2013.

La Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, tiene por objeto planear en forma integral, indicativa, permanente y coordinada con los agentes del sector minero energético, el desarrollo y aprovechamiento de los recursos mineros y energéticos; producir y divulgar la información requerida para la formulación de po-lítica y toma de decisiones; y apoyar al Ministerio de Minas y Energía en el logro de sus objetivos y metas143.

Las funciones que debe ejecutar esta unidad son las siguientes:

1. Establecer los requerimientos mineros y energéticos de la población y los agentes económicos del país, con base en proyecciones de demanda que tomen en cuenta la evolución más probable de las variables explicativas en un contexto nacional e internacional.

2. Planear las alternativas para satisfacer los requerimientos mineros y energéticos, teniendo en cuenta los recursos convencionales y no convencionales, según criterios tecnológicos, econó-micos, sociales y ambientales.

3. Elaborar y actualizar los planes nacionales de: Desarrollo Minero, Energético Nacional, Expansión de los Sectores Eléctrico, Cobertura de zonas interconectadas y no interconectadas, y de los demás planes sub-sectoriales, en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo.

142 Decreto Ley 4131 de 2011. Artículo 4º.143 Decreto 1258 de 2013. Artículo 3º


4. Elaborar y actualizar los planes de Abastecimiento de Gas y de Ordenamiento Minero, de confor-midad con la delegación efectuada por el Ministerio de Minas y Energía.

5. Desarrollar análisis económicos de las principales variables sectoriales, evaluar el comporta-miento e incidencia del sector minero y energético en la economía del país y proponer indica-dores para hacer seguimiento al desempeño de estos sectores lo cual servirá de insumo para la formulación de la política y evaluación del sector.

6. Evaluar la conveniencia económica, social y ambiental del desarrollo de fuentes renovables y no convencionales de energía y de sus usos energéticos.

7. Evaluar la rentabilidad económica y social de las exportaciones e importaciones de los recursos mineros y energéticos y conceptuar sobre su conveniencia.

8. Realizar diagnósticos y estudios que permitan la formulación de planes y programas orientados a fortalecer el aporte del sector minero y energético a la economía y la sociedad en un marco de sostenibilidad.

9. Adelantar los estudios y apoyar en materia minero energética que requiera el Gobierno Nacional para la formulación de la política sectorial.

10. Fomentar, diseñar y establecer los planes, programas y. proyectos, relacionados con el uso eficiente, ahorro y conservación de la energía en todos los campos de la actividad económica y adelantar las labores de difusión necesarias.

11. Elaborar los planes de expansión del Sistema Interconectado Nacional en consulta con el cuerpo consultivo, de conformidad con la Ley 143 de 1994 y las normas que lo modifiquen o reglamenten y establecer los mecanismos que articulen la ejecución de los proyectos de infraestructura con los planes de expansión.

12. Estructurar los procesos para la ejecución de los proyectos de transmisión y distribución de electricidad definidos en el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional y hacerles seguimiento, de conformidad con la delegación efectuada por el Ministerio de Minas y Energía.

13. Desarrollar y mantener un sistema adecuado de información sectorial y sub-sectorial para apoyar la toma de decisiones de las autoridades, los agentes públicos y privados y el uso del público en general de conformidad con el decreto 4130 de 2011 y demás normas que modifiquen o sustituyan.

14. Administrar el Sistema de Información Minero Energético Colombiano, así como sus subsistemas, entre ellos el Sistema de Información Minero Colombiano - SIMCO, de que trata el Código de Minas, en los términos y para los efectos previstos en la delegación efectuada por el Ministerio de Minas y Energía.

15. Elaborar y divulgar el balance minero energético nacional, la información estadística, los indicadores del sector minero energético, y demás informes y estudios de interés.


16. Conceptuar sobre la viabilidad técnica y financiera de los proyectos para ser financiados a través de los fondos administrados por el Ministerio de Minas y Energía.

17. Revisar la formulación de los proyectos a ser financiados por el Gobierno en materia de minas y energía, de acuerdo con los requerimientos del Ministerio de Minas y Energía.

18. Emitir, concepto sobre el potencial energético para proyectos hidroeléctricos, de conformidad con el Decreto 2820 de 2010 Y las normas que lo modifiquen o adicionen.

19. Emitir, conceptos sobre las conexiones al Sistema Interconectado Nacional, en el marco de la expansión de generación y transmisión de energía, de conformidad con la delegación efectuada por el Ministerio de Minas y Energía.

20. Emitir concepto sobre la viabilidad de aplicar incentivos para eficiencia energética y fuentes no convencionales, de conformidad con la delegación efectuada por el Ministerio de Minas y Energía.

21. Establecer los volúmenes máximos de combustible líquidos derivados del petróleo con beneficio tributario.

22. Fijar los precios de los diferentes minerales para efectos de la liquidación de regalías, de conformidad con el Decreto 4130 de 2011 y demás normas que lo modifiquen o sustituyan.

23. Prestar servicios técnicos de planeación y asesoría y cobrar por ellos, de conformidad con lo señalado en el literal i) del artículo 16 de la Ley 143 de 1994.

24. Las demás que le señale la Ley o le sean asignadas y que por su naturaleza le correspondan.144

ANM Trabaja por una Minería Moderna, Eficiente y Responsable con Colombia

Agencia Nacional de Minería-ANM

Colombia ha sido por tradición un país con gran potencial minero, proyectos a gran escala, mediana y pequeña minería en carbón, níquel, materiales de construcción, una actividad aurífera significativa, pro-ducción de esmeraldas y explotación de minas de sal, entre otros, lo han demostrado. Es por esto que el Estado trabaja eficaz y decididamente para ofrecer oportunidades claras para el desarrollo de esta actividad. En noviembre de 2011, el Gobierno Nacional en el marco del fortalecimiento y tecnificación de diferentes sectores, creó la Agencia Nacional de Minería - ANM con el objetivo de introducir una administración especializada del recurso minero del país, que se caracterizara por su eficiencia, efectividad, transparencia y control en la actividad minera de Colombia, mediante los procesos de

144 Decreto 1258 de 2013. Artículo 4º


titulación, registro, asistencia técnica, fomento, promoción y vigilancia de las obligaciones emanadas de los títulos y solicitudes mineras.

La Agencia Nacional de Minería nació en un contexto complejo desde el punto de vista social y legal, pues para esa época se empezaba a afianzar de facto en el país, una realidad mundial frente a las comunidades beneficiaria de los impactos de esta actividad, en lo que hoy escuchamos comúnmente como “licencia social”, mientras que las altas cortes cuestionaban y expulsaban del ordenamiento jurídico reformas legales al código de minas, que a corto plazo, generaba incertidumbre en lo que a los trámites correspondía, pero que a largo plazo permitió avizorar un escenario de oportunidad para construir una nueva minería, que aún hoy se encuentra en proceso de evolución.

Es en este escenario que, con la creación de una entidad de carácter técnico, que administra el recurso minero en Colombia, desde el otorgamiento de títulos para explorar y explotar tales recursos, hasta su vigilancia, seguimiento y control, pasando por su promoción y fomento, que se estructura el actual eje de implementación de la política minera nacional. Para el desarrollo de estas funciones la Agencia Nacional de Minería cuenta con cuatro Vicepresidencia las siguientes áreas misionales y de Apoyo:

Vicepresidencia de Contratación y Titulación: Es la encargada de dirigir y controlar el proceso de titulación y de otorgamiento de concesiones mineras. Tiene además bajo su responsabilidad adelantar el Registro Minero Nacional y de administrar y mantener actualizado todo el catastro minero nacional. Otras de sus funciones principales es administrar y controlar los expedientes de solicitudes y títulos mineros y velar por la integridad de los mismos, en coordinación con las dependencias competentes dentro de la ANM.

Vicepresidencia de Seguimiento, Control y Seguridad Minera: Su función principal es hacer segui-miento y control a las obligaciones de los titulares mineros, función esta delegada por el Ministerio de Minas y Energía. Adicionalmente es la encargada de liquidar, recaudar, administrar y transferir las regalías y cualquier otra contraprestación derivada de la explotación de minerales, de acuerdo con la normatividad vigente sobre la materia. Entre otras de sus funciones se encuentra la de promover y coordinar las actividades de salvamento minero, promover el mejoramiento de las prácticas mineras en pro de una cultura de prevención de accidentes; la elaboración de los planes de emergencia de los titulares mineros y actividades de entrenamiento y capacitación en materia de seguridad y salvamento minero.

Vicepresidencia de Promoción y Fomento: Dentro de sus funciones se resalta la de fomentar y promover a nivel nacional e internacional el desarrollo de una minería en el país de forma tecnifi-cada, productiva y competitiva con altos estándares de seguridad. En coordinación con el Servicio Geológico Colombiano, le compete definir las áreas con potencial minero; al igual que adelantar los trámites reservar áreas con potencial minero y adelantar procesos de selección objetiva de adjudi-cación pública de dichas áreas. Otra función importante es dirigir los estudios técnicos y sociales requeridos para señalar y delimitar las zonas mineras indígenas, de comunidades negras y mixtas, así como la declaratoria de las mismas.

Vicepresidencia Administrativa y Financiera: Su función principal es la formulación de políticas, normas, planes, programas y procedimientos para la administración de los recursos humanos, los servicios gene-rales, físicos y financieros de la Agencia; la cual se cristaliza a través de la administración de del talento humano, mantenimiento adecuación de la infraestructura física de su sede central y descentralizadas.


Tiene bajo su responsabilidad la contratación institucional, las investigaciones de carácter disciplinario que se adelanten contra los servidores de la Agencia y el proceso de planeación estratégica.

El contexto en el que fue creada la Agencia Nacional de Minería, hace fundamental la presencia re-gional de esta entidad, la cual se ha convertido en uno de sus objetivos, dado que la implementación de una “minería sostenible” se hace necesariamente en las regiones, en las entidades territoriales, con inversión, diálogo, generación de confianza y crecimiento económico, política que por demás se encuentra articulada de acuerdo a los fallos de las altas cortes.

Desde su creación, la Agencia ha aumentado su la presencia regional en un 40% y hoy cuenta con 11 Puntos de Atención Regional distribuidos por todo el territorio: Cartagena, Valledupar, Cúcuta, Buca-ramanga, Cali, Nobsa, Manizales, Medellín, Pasto, Ibagué y Quibdó. Además una Oficina de Atención al Minero en Bogotá.

Así mismo, la modernización ha tocado funciones fundamentales como la de fiscalización, función delegada por el Ministerio de Minas y Energía desde la creación de la Agencia. Se puede decir que hoy la fiscalización se caracteriza fundamentalmente porque es la misma entidad la que recupera la autonomía al ejercer directamente esta labor, la cual estuvo a cargo de terceros durante sus dos primeros años de funcionamiento, haciendo la relación de la Autoridad Minera con sus titulares mineros más inmediata y oportuna, dado que se elimina la intermediación y los tiempos muertos que podían presentarse en el modelo inicial de fiscalización que le fue entregado a la ANM.

Conceptualmente esto también significa un avance para la Autoridad Minera, ya que visualiza la fiscalización a toda la cadena de valor: Recursos – titularidad – producción, garantizando con esto no sólo el tradicional seguimiento a las obligaciones contractuales, sino también un mayor control en los eslabones de la cadena, que le significan al Estado mayor certidumbre de sus riquezas intangibles (re-cursos y reservas) y mejor pronóstico de sus riquezas tangibles (regalías derivadas de la producción).

Es la primera vez en el país que se fiscaliza el 100% de los títulos mineros, evidenciando un gran avance en esta importante gestión para el sector, y garantizando el retorno que esta actividad tiene en las arcas de las entidades territoriales y nacionales, las cuales se traducen en el cumplimiento de los fines estatales que se propuso el constituyente en el artículo 334 de la Carta Política cuando refiere:

La dirección general de la economía estará a cargo del Estado. Este intervendrá, por mandato de la ley, en la explotación de los recursos naturales, en el uso del suelo, en la producción, distribución, utilización y consumo de los bienes, y en los servicios públicos y privados, para racionalizar la economía con el fin de conseguir en el plano nacional y territorial, en un marco de sostenibilidad fiscal, el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes, la distribución equitativa de las oportunidades y los beneficios del desarrollo y la preservación de un ambiente sano. Dicho marco de sostenibilidad fiscal deberá fungir como instrumento para alcanzar de manera progresiva los objetivos del Estado Social de Derecho. En cualquier caso el gasto público social será prioritario. (Negrilla y cursiva fuera de texto).

En materia de Salvamento Minero, la Agencia cumple sus actividades en dos vías: la primera en lo relativo a seguridad e higiene en las labores mineras, dentro de la cual se realizan labores encami-nadas a la difusión de las normas de seguridad minera, así como la realización de visitas técnicas de seguridad a las labores exploratorias y extractivas en las cuales se adoptan medidas preventivas y de


ejecución inmediata encaminadas a la controlar los riesgos y evitar los accidentes mineros. En este sentido también se realizan programas de capacitación y formación de los explotadores en materia de seguridad, así como la definición y ejecución de programas de mantenimientos de equipos de seguridad y salvamento existentes en las estaciones de salvamento minero.

En la segunda vía, se realizan labores de atención de emergencias, esto es las labores de salvamento, investigación de las causas que las produjeron y recolección de las evidencias existentes. Actualmente la Agencia coordina el Sistema Nacional de Salvamento Minero que congrega a más de 2600 socorre-dores en todo el país, quienes son los héroes nacionales en aquellos momentos en que se presentan imprevistos de seguridad que pueden llegar a afectar la vida humana y/o la salud de la comunidad.

La contribución de la minería al desarrollo del país va más allá de las divisas y las regalías, pasa por un ejercicio que se convierte en fuente de muchas oportunidades para familias, comunidades y regiones completas del país. Es por ello que la Agencia, ha logrado formalizar a mineros tradicionales en más de diez departamentos del país, quienes bajo la figura de las Áreas de Reserva Especial (ARE), desarrollan su actividad bajo altos estándares.

Un Área de Reserva Especial (ARE) es una zona donde existen explotaciones tradicionales y que por solicitud de una comunidad, se delimitan para que de manera temporal, no se admitan nuevas pro-puestas de contrato de concesión minera sobre todos o algunos de los minerales ubicados en dichas zonas. Además, son el mecanismo establecido por el Código de Minas para adelantar la formalización de comunidades mineras tradicionales, es decir aquellas que demuestran adelantar de manera conti-nua o discontinua trabajos mineros desde antes de agosto de 2001.

Para la Agencia estar en las regiones, trabajar con las autoridades locales, y escuchar a las comuni-dades es clave dentro de su agenda estratégica. En 2015 el equipo ANM hizo parte de 10 Juntas de Formalización Minera en igual número de departamentos, y en 2016 de 14. También participó de la Gira Regional del Sector Minero denominada “Hablando de Minería”, en la que participan el Ministerio de Minas y sus entidades adscritas, incentivando el trabajo conjunto por una minería moderna, eficiente y responsable en las regiones.

En relación con los avances en transparencia y eficiencia, la ANM ha trabajado activamente como parte del equipo que logró que Colombia fuera aceptada como país “candidato” al Estándar de Trans-parencia Mundial EITI (Extractive Industries Transparency Initiative). Al unirse a la EITI, el gobierno colombiano se compromete con la plena transparencia de los ingresos provenientes de las operaciones de petróleo, gas y minería en el país. También a trabajar junto con las organizaciones empresariales y la sociedad civil, para asegurar una discusión abierta e informada sobre cómo se están gestionando sus recursos naturales, lo que va a ser muy útil para fines sociales.

En 2016, la Agencia lanzó sus primeros trámites para pago en línea, facilitando los procesos para los titulares mineros y dando grandes pasos hacía la modernización de la entidad. Inicialmente los trámites habilitados son el Certificado de Estado de Expediente, el Certificado de Área Libre, el Certificado de Registro Minero y el Pago de Canon Superficiario. Ya se están ultimando detalles para que también este mismo año entre en funcionamiento el pago de regalías en línea, lo que garantizará su liquidación efectiva y agilizará su control en sede de fiscalización y seguimiento.


En otra faceta de su labor diaria, la ANM conjuntamente con el Ministerio de Minas, la Policía Nacio-nal, la Fiscalía General de la Nación y otras instituciones, participa en los procesos investigativos y operativos contra la minería ilegal-criminal. Por medio de sus áreas técnicas, y enmarcada en protocolos establecidos con la Policía Nacional, atiende la demanda permanente de información georreferenciada, la cual ha servido de soporte para los operativos que se han realizado contra este delito en el país, y que han terminado en capturas, incautaciones y destrucción de maquinaria. En esta materia, la Agencia atiende en promedio mensual 87 requerimientos.

Además en coordinación con el Ministerio de Defensa, se ha desarrollado el denominado “Plan Médu-la”, mediante el cual la Fuerza Pública y la autoridad minera, intercambian información que favorezca el desarrollo de las actividades mineras en las regiones y fortalezca la seguridad tanto de las opera-ciones y como de los titulares.

La lucha contra la extracción ilícita también se libra desde la comercialización. Por ello la Agencia Nacional de Minería puso en marcha el Registro Único de Comercializadores de Minerales –RUCOM, creado mediante el Artículo 112 de la Ley 1450 de 2011 y reglamentado por el Ministerio de Minas y Energía mediante Decreto Único 1073 del 26 de mayo de 2015. Su objetivo es mitigar la explotación y comercialización ilícita de minerales a través de la elaboración de un registro único de comerciali-zadores cuya actividad sea tanto para el consumo interno, como para la exportación de los mismos.

Para cumplir dicha labor se dispuso una plataforma tecnológica, permitiendo a los usuarios realizar la radicación y a los funcionarios efectuar la evaluación de las solicitudes en línea. Esta plataforma puede ser consultada de igual forma por las diferentes autoridades competentes, lo que permite identificar el estado de cada uno de los actores que intervienen en el RUCOM.

Finalmente, se debe ser consciente que Colombia aún no ha legitimado socialmente a la minería. Legitimar el sector, como una actividad económica que aporta al desarrollo y bienestar del país, es un camino que se debe recorrer de la mano con los gobiernos locales, las demás entidades nacionales y la comunidad. Para ello desde el sector industrial, gubernamental y social, deben saber que cuentan con un Ministerio comprometido con la política minera, y con una Agencia Minera técnica, incansable en la garantía del desarrollo minero, y guardián de los intereses de las comunidades destinatarias de los beneficios de esta actividad, económica y ambientalmente.

Después de cuatro años de ajuste y creación de procesos, la Agencia es hoy una entidad fortalecida en sus acciones, organizada en sus gestiones y transparente en sus resultados; que seguramente fruto de la evolución social, legal y de mercado, deberá estar a la vanguardia y evolucionar al mismo tiempo, pero en todo momento, ser una entidad que trabaja por un sector que aporte al desarrollo de Colombia y al bienestar de los colombianos; una minería moderna, eficiente y responsable.


La Planeacion y los Retos de Coordinación para el Desarrollo del Subsector Minero Colombiano

Unidad de Planeación Minero-Energética-UPME

Este artículo ofrece una breve ilustración sobre las competencias e instrumentos de planeación de la industria minera colombiana, así como de los retos de coordinación entre los diferentes niveles de gobierno que tienen que ver con el desarrollo de la actividad minera en el país. Los elementos aquí presentados recogen diversos planteamientos formulados por la UPME en el Plan Nacional de Orde-namiento Minero - PNOM y en otros documentos y guías técnicas desarrolladas por la entidad para orientar la incorporación de la dimensión minera en la planeación y el ordenamiento territorial.145

LA PLANIFICACIÓN DEL SUBSECTOR MINERO COLOMBIANO

De acuerdo con la Constitución Política de Colombia, el Estado es propietario del subsuelo y de los re-cursos naturales no renovables, sin perjuicio de los derechos adquiridos y perfeccionados con arreglo a las leyes preexistentes (Artículo 332); el ejercicio de dicha propiedad está regulado por el Código de Minas (Ley 681 de 2001), en el cual se establece el marco jurídico para el aprovechamiento de los minerales, dentro de un concepto integral de desarrollo sostenible y de fortalecimiento económico y social del país.

La competencia para la planificación de los recursos mineros es de la rama ejecutiva del poder públi-co, en cabeza del Presidente de la República y su Ministro de Minas y Energía, a quienes corresponde definir las orientaciones y metas de los diferentes asuntos del Estado, lo cual se concreta a través del Plan Nacional de Desarrollo – PND, instrumento que, para el caso del subsector minero, orienta el ajuste de los instrumentos de planeación de más largo aliento establecidos tales como el Plan Energético Nacional, la Política Minera de Colombia, el Plan Nacional de Desarrollo Minero y El Plan Nacional de Ordenamiento Minero.

El Ministerio de Minas y Energía, con la asistencia técnica de la UPME formula las políticas del subsector minero definiendo los pilares y las estrategias para la gestión minera. A partir de dichas políticas y teniendo presentes las disposiciones del Código de Minas, las orientaciones señaladas por los Planes Energético Nacional y de Desarrollo Minero, así como las metas definidas por el Plan Nacional de Desarrollo, se construyen los Planes de Acción para cada una de las entidades públicas del subsector, de acuerdo con sus competencias y funciones específicas.

Los instrumentos de planificación del nivel nacional para el subsector minero corresponden a la Política Minera de Colombia, al Plan Nacional de Ordenamiento Minero y al Plan Nacional de Desarrollo Minero los cuales se muestran acompañados del Código de Minas, instrumento normativo que estable-ce condiciones de alta incidencia para el ordenamiento, pues en él se definen categorías territoriales para la minería, entre otras decisiones importantes.

145 Documentos disponibles en http://www1.upme.gov.co/mineria


La Política Minera de Colombia: Define los lineamientos y el marco de actuación para alcanzar la visión de una Colombia con un subsector minero organizado, legitimo, incluyente y competitivo, generador de desarrollo tanto a nivel regional como nacional, y que sirva de apoyo para el apalan-camiento del post conflicto. Lo anterior a través del logro de estrategias y proyectos asociados a los siguientes seis pilares (Ministerio de Minas y Energía, 2015):

Seguridad jurídica. Condiciones competitivas. Confianza legítima. Infraestructura. Información. Institucionalidad minera fortalecida y eficiente.

Plan Energético Nacional – PEN: Establece propuestas de políticas con un horizonte de largo plazo, orientadas a garantizar el suministro confiable y la estabilidad del sistema energético colombiano a partir del análisis del comportamiento esperado de los sectores de consumo final (demanda energéti-ca) estableciendo para cada escenario las opciones eficientes de abastecimiento (oferta energética) con sus correspondiente análisis de impactos.

Este plan, que se actualiza periódicamente, incluye un diagnóstico sobre el panorama energético in-ternacional, entorno macro, mercados y economía colombiana, y análisis de coyuntura y perspectivas de largo plazo. La actividad minera nacional, específicamente el aprovechamiento de las reservas de carbón para generación térmica, resulta estratégica para maximizar la confiabilidad del sistema energético a un mínimo costo para el país.

El Plan Nacional de Ordenamiento Minero – PNOM: Su formulación y adopción correspondió a la UPME, atendiendo a la delegación realizada por la Agencia Nacional de Minería y el Ministerio de Mi-nas y Energía; es un instrumento indicativo, con lineamientos y acciones estratégicas para organizar la actividad del subsector con el propósito de lograr un aprovechamiento ordenado y responsable de los recursos mineros, y promover la conversión del capital minero en otras formas de capital que se traduzcan en mayor bienestar y desarrollo para las regiones productoras y para el país. Dicho plan fue adoptado mediante Resolución UPME 0256 de 2014.

Los lineamientos y acciones estratégicos que el PNOM define buscan, entre otros aspectos:

Resolver los problemas de coordinación a nivel territorial y de uso del suelo.

Optimizar la estructura de industria y efectuar una regulación integral y coherente del ciclo de vida de los proyectos.

Fortalecer los sistemas de información para la toma de decisiones.

El ordenamiento de la actividad minera en el territorio comprende las definiciones y disposiciones orientadas a la consolidación de un subsector minero “responsable”, entendido como aquel que tie-ne la capacidad de ejercer los derechos y asumir las obligaciones inherentes a la explotación de minerales de manera que se garantice su responsabilidad social y ecológica. Supone, por una parte, la caracterización de las actividades mineras según materia, magnitud y forma de explotación, y


por otra, la caracterización, organización y estructuración de la industria misma como base para la administración de la actividad minera en el territorio.

Desde la óptica de la industria, esto implicaría la posibilidad de tener más y mejor minería, disminu-yendo los riesgos de ilegalidad y deterioro del subsector e incrementando la confianza inversionista y la aceptación social de la actividad. Desde la perspectiva socio ecológica haría énfasis en la disminución de daños probables y el incremento de beneficios sociales.

El ordenamiento minero es un proceso que debe ser integrable a los esfuerzos de ordenamiento del territorio que lidera el DNP, expresados en las iniciativas de formulación de la Política General de Orde-namiento Territorial y de lineamientos para el Ordenamiento Territorial Departamental. En este contexto, la UPME, por delegación del Ministerio de Minas y Energía, participa activamente en las reuniones de la Comisión de Ordenamiento Territorial – COT y en su Comité Especial Interinstitucional – CEI

El Plan Nacional de Desarrollo Minero – PNDM: Establece orientaciones indicativas para la con-solidación de una industria minera acorde con las necesidades sociales, económicas y ambientales del país a mediano y largo plazo. La elaboración y formulación del Plan Nacional de Desarrollo Minero 2014-2019 es un compromiso de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), el cual se encuentra establecido en la norma que la creó (Ley 143 de 1994). Según ésta, corresponde a la UPME “planear en forma integral, indicativa, permanente y coordinada con las entidades del sector minero energético, tanto públicas como privadas, el desarrollo y aprovechamiento de los recursos energéticos y mineros, producir y divulgar la información minero energético requerida”.

Para el desarrollo de esta función la UPME debe analizar información de contexto en los temas econó-mico, técnico, ambiental y social, con el fin de contar con suficientes elementos para la formulación del Plan, el cual, también debe decirse, se socializa y discute con otras entidades del subsector, con productores y el nivel territorial, con el fin de que pueda recoger elementos considerados fundamen-tales para darle legitimidad y concreción a las propuestas que debe formular, en un horizonte de mediano y largo plazo.

El interés de la UPME es que los planes de desarrollo minero formulados en el futuro tengan un horizonte de largo plazo, y no, como es tradicional, tengan que reformularse cada vez que se produce un cambio de gobierno en el nivel central. Si bien el Plan de Desarrollo Minero debe seguir de alguna manera los principales lineamientos del Plan Nacional de Desarrollo, el subsector minero se propone una planeación de largo aliento, bajo la cual se presentarían ajustes a los planes de largo plazo sólo cuando sea necesario, y por circunstancias importantes, como cambios estructurales en los mercados, los precios o las condiciones internacionales o nacionales. Por esta razón este Plan se concibe con un horizonte al 2025, entendiendo que tendrá ajustes aproximadamente cada dos años.

La planeación en el ciclo del proyecto minero: Las decisiones tomadas en los instrumentos de planificación del orden nacional definen directrices para el ciclo del proyecto minero que inicia con la fase de prospección. Dicha fase consiste en la búsqueda de anomalías minerales para encontrar un yacimiento. Esta actividad es realizada, bien sea por parte del Estado a través de los estudios geológicos, geofísicos y geoquímicos que adelanta el Servicio Geológico Colombiano - SGC, o por parte de los particulares.


A partir de esta información, la Agencia Nacional de Minería – ANM, como autoridad adminis-tradora de los recursos mineros del país, está en posibilidad de dar trámite a las solicitudes de otorgamiento de títulos mineros.146

Luego de adjudicado el título, se inicia la fase de exploración para lo cual el titular minero debe tramitar y esperar la aprobación de los permisos ambientales menores que requiera, en aspectos como aprovechamiento forestal, concesión de aguas, vertimientos o sustracción de reservas para los casos en que parte o la totalidad del área a explorar se encuentre dentro de las zonas de reserva forestal; de igual forma se deben adelantar las consultas previas en los territorios donde se localicen las minorías étnicas (comunidades negras e indígenas). En caso de encontrarse un yacimiento viable bajo las consideraciones técnicas, sociales y am-bientales, el proceso minero continua con la presentación del Plan de Trabajos y Obras – PTO, en donde se expone de manera detallada, el plan de explotación del yacimiento, incluida la construcción y montaje (el PTO debe ser aprobado por la ANM). Luego de esto y como requisi-to para comenzar la fase de construcción, el particular debe solicitar la licencia ambiental147 a la autoridad competente, nacional o regional según la escala del proyecto.Una vez la autoridad otorga la licencia ambiental, el particular da inicio a la construcción y el montaje y luego a la explotación, transporte, comercialización y beneficio y, finalmente, la fase de cierre y abandono una vez se haya terminado el yacimiento o la vigencia del título haya caducado.

RETOS DE COORDINACIÓN ENTRE LOS DIFERENTES NIVELES DE GOBIERNO EN TORNO AL DESARROLLO MINERO

El Estado, en su condición de propietario de los recursos mineros del territorio nacional, le ha asignado al Ministerio de Minas y Energía y a la Agencia Nacional de Minería la condición de autoridad minera. No obstante, en el ámbito del negocio minero del Estado confluyen intereses y competencias de otras instituciones gubernamentales, tales como el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, el Ministerio del Interior, el Ministerio de Transporte, el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, el Ministerio de Defensa, el Departamento Nacional de Planeación, la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales - DIAN, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales – ANLA, y a nivel regional las autoridades ambientales regionales, las gobernaciones y las alcaldías. (Ponce 2013).

Específicamente, a nivel de trámites y gestiones, el grado de interrelaciones institucionales del sector de minas es amplio y determinante, pero los mecanismos de coordinación tienden a ser débi-les, posiblemente por la prevalencia de visiones de institución o entidad sobre la del Estado como conjunto, con el agravante de que esas visiones particulares obedecen más a esquemas normativo – funcionalistas que a la voluntad de viabilizar el desarrollo (UPME 2014).

La tensión que se presenta en relación con la toma de decisiones sobre desarrollos mineros a nivel local es una consecuencia de la descoordinación y la carencia de una agenda única en torno al desarrollo minero en el país; dicha tensión se refleja particularmente en los Planes de Ordenamiento Territorial. Desde el punto de vista sectorial, las decisiones sobre el uso del subsuelo son de compe-tencia exclusiva del gobierno nacional y las agencias que lo representan.

146 Un Título Minero es un contrato de concesión que celebran el Estado y un particular para efectuar, por cuenta y riesgo de este último, los estudios, trabajos y obras de exploración de minerales de propiedad estatal que puedan encontrarse dentro de una zona determinada. Dichos minerales se explotan en los términos y las condiciones establecidos en la ley (Código de Minas – Ley 685 de 2001).

147 La licencia define las obligaciones del particular o del beneficiario respecto a la prevención, mitigación y corrección, así como lo alusivo a la compensa-ción y manejo de los impactos ambientales generados por el proyecto, obra o actividad autorizada.


La descoordinación al interior del Estado colombiano se convierte, a corto plazo, en uno de los principales retos del subsector minero. Los intereses y las visiones confrontadas sobre el futuro de la industria se pueden convertir en el principal cuello de botella de la minería. Esta descoordinación es el reflejo de tensiones que hay entre los sucesivos gobiernos y agencias públicas que tienen jurisdic-ción sobre el tema. Como consecuencias críticas de dicha descoordinación se pueden mencionar: la proliferación de títulos mineros durante la pasada década, sin contemplar las dificultades de su ges-tión; el otorgamiento de títulos y/o licencias ambientales en áreas legalmente excluidas de la minería como parques nacionales o regionales y ecosistemas de páramo; las inconsistencias e irregularidades presentadas en el registro y administración de las regalías; la proliferación de minas abandonadas y la ausencia de una estrategia oficial en marcha para la atención de dichas áreas.

La descoordinación y debilidad institucional, junto con el descontento generado por la percepción de que los impactos negativos de la minería recaen en los más vulnerables, mientras que los beneficios llegan a las personas con más educación y a los migrantes, han generado un discurso negativo en torno a la minería que corre el riesgo de generalizarse a nivel nacional. Así mismo, la ilegalidad e informalidad proliferan como consecuencia de la falta de capacidad del Estado para hacer presencia y ejercer su rol como fiscalizador de la actividad minera y como garante del imperio de la ley y de la provisión de bienes públicos, aspectos que hacen más crítica la percepción de la industria a nivel nacional, llegando incluso a nivel internacional (OECD, 2014).

De acuerdo con lo señalado en el Plan Nacional de Ordenamiento Minero - PNOM (UPME 2014), el establecimiento de condiciones propicias para el desarrollo de minería responsable en el territorio nacional requiere que esta actividad se ordene considerando elementos estructuradores referentes a los objetivos de desarrollo deseables para el país, un territorio y su población. Para avanzar en dicha labor, atendiendo a la problemática antes señalada, el PNOM propone las siguientes acciones:

La descentralización debe llegar al subsector minero y al sistema ambiental. Resulta necesario reconocer que las autoridades territoriales, y en especial, las locales tienen un mandato sobre su territorio y que las decisiones de la minería, inclusive las ambientales, pueden ser contrarias a lo que buscan sus gobiernos y la comunidad. Hay que buscar espacios de diálogo permanente entre los diferentes niveles de gobierno y, tanto el subsector minero como la institucionalidad ambiental, deben construir espacios de concertación con las autoridades locales (Zapata 2013).

Se debe robustecer el sistema de supervisión y control minero (igualmente el ambiental y social) mediante la generación de capacidad técnica especializada y la asignación de recursos suficien-tes que permitan fortalecer su alcance regional.

Las autoridades locales deben percibir mayores beneficios por la actividad minera; las modifi-caciones introducidas al Sistema de Regalías por la Ley 1630 de 2012 que, con la idea de redis-tribuir estos recursos a todo el país, restó ingresos a los municipios y departamentos mineros, constituye un elemento adicional que contribuye al rechazo de la actividad minera por parte de los gobiernos y comunidades locales, en particular en los municipios productores de oro, pues las tesorerías de los territorios cuentan con menores recursos para combatir la ilegalidad y los efectos sociales y ambientales producto de los proyectos mineros.

El subsector minero, al igual que otros sectores productivos, debe integrarse a los procesos de ordenamiento de los usos del suelo; el propósito principal del ordenamiento territorial es la


compatibilización de políticas, planes y acciones en general, según su expresión espacial en el territorio, alrededor de objetivos de desarrollo comunes de interés nacional, regional y local, considerando al Estado como instancia reguladora, armonizadora y facilitadora del desarrollo. En consecuencia, puede ser un instrumento de articulación intersectorial, interterritorial e in-terinstitucional, que a través de políticas e instrumentos de planificación y gestión procure un desarrollo espacial, armónico e integrado, a través de acciones públicas, privadas y sociales, con perspectiva de largo plazo (DNP 2014).

Es necesario fomentar la participación temprana del Sistema Nacional Ambiental en la gestión de los proyectos mineros. Se debe promover el relacionamiento temprano entre los potenciales operadores mineros y las autoridades ambientales con el objeto de compartir información, tanto de las particularidades de los ecosistemas presentes en el territorio y las acciones en curso para su protección, como de las características tecnológicas de los proyectos mineros que se pretenden desarrollar.

Es necesario mejorar el seguimiento y control para garantizar mínimo impacto ambiental en socio - ecosistemas bajo influencia minera. Resulta indispensable fortalecer los mecanismos de cooperación técnica entre autoridades minera y ambiental con el ánimo de hacer posible la realización de accio-nes conjuntas o coordinadas para minimizar y monitorear la generación de impactos ambientales sobre los recursos naturales renovables, en especial en lo relacionado con el recurso hídrico y en los factores generadores de riesgos asociados al cambio climático. Para ello se requerirá mejorar los instrumentos y sistemas de planeación y seguimiento de proyectos, así como del equipo técnico encargado de tales actividades.

El PNOM también señala la importancia de reconocer que el relacionamiento con las comunidades y la gestión social empresarial son instrumentos cada vez más estratégicos para la viabilidad de los emprendimientos mineros; es por esto que resulta primordial impulsar aspectos como:

El fomento del diálogo social para proyectos mineros, atendiendo a la necesidad identificada de las empresas de poner en marcha programas sociales y canales estables de comunicación y coordinación con las autoridades municipales y en menor medida departamentales. El gobierno debe propiciar el diálogo social a lo largo de la vida útil de los proyectos, como un instrumento transparente que permite crear confianza, coordinar acciones público-privadas y mejorar la via-bilidad de proyectos que se aprueben.

El diseño e implementación de Planes de Gestión Social, para lo cual es necesario armonizar los programas sociales de las empresas y promover política de buenas prácticas, que garanticen la inversión en temas de Responsabilidad Social Empresarial, RSE en función de la inversión en cada una de las etapas del proyecto y del alcance de sus impactos sociales.

Garantizar la consulta previa con minorías étnicas y participación temprana de la comunidad, grupos vulnerables y autoridades locales en el proyecto minero. Es claro además que los procesos de negocia-ción de un proyecto minero, con todos los actores involucrados, se deben dar desde las fases iniciales del proyecto y no solamente cuando el mismo se encuentre en explotación.


Se deben reconocer los valores culturales de los territorios y entre otros temas evaluar posibles afectaciones por el desarrollo de la minería sobre otras actividades productivas realizadas en las regiones, por lo que el Gobierno Nacional deberá adelantar actividades de relacionamiento temprano con grupos identificados como vulnerables; por su parte, el operador minero debe preparar acciones de acercamiento temprano con la comunidad y las autoridades locales así como adelantar la consulta previa de ley con las minorías étnicas en los casos que proceda.

Resulta evidente que los problemas de desarticulación interinstitucional entre los diferentes niveles de gobierno en relación con el desarrollo de la actividad minera han afectado de manera grave la competitividad de la industria, por lo que se requiere de ingentes esfuerzos por establecer una agenda pública única para la minería, que cuente con instancias y mecanismos de coordinación claros y que permitan también la coordinación intra-sectorial en busca de potenciar las oportunidades de desarrollo que ofrece la riqueza minera, tanto para las regiones productoras como para el país. En este sentido los esfuerzos y las propuestas realizadas por la UPME desde sus instrumentos de planeación, constituyen un valioso aporte para avanzar hacia una industria minera más responsable y cohesionada, que constituya un verdadero motor para el desarrollo de las regiones en las cuales sus actividades tienen lugar.

ReferenciasDepartamento Nacional de Planeación DNP (2014). Bases Para la Formulación de la Politica General de Ordenamiento Territorial. Bogotá, ColombiaMariño, Juana (2014) Problemática de articulación institucional y normativa asociada al ordenamiento del territorio en los diferentes niveles- Insumos para el Desarrollo del Plan Nacional de Ordenamiento Minero. Bogotá, Colombia

Ministerio de Minas y Energía . (Julio de 2014). Política Nacional para la Formalización Minera. Bogotá , Colombia .

OECD (2014). Informe país de la OECD en materia ambiental – Colombia Environmental Performance Review – EPR. Bogotá , Colombia

Ponce, Álvaro. (2013). Instituciones, capacidades y competencia del sector minero. Insumos para el Desarrollo del Plan Nacional de Ordenamiento Minero. Bogotá, Colombia.

Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, (Junio de 2014). Plan Nacional de Ordenamiento Minero . Bogotá, Colombia .

Unidad de Planeación Minero Energética – UPME – Consorcio ECO 015, (Diciembre de 2015). Guia para Incorporar la Dimensión Minero Energética en los Planes de Ordenamiento Territorial Municipal. Bogotá, Colombia

Zapata, Juan G. (2013). Instituciones, capacidades y competencias de las autoridades departamentales y municipales.


Competencias del Sistema Nacional Ambiental en el Desarrollo de los Proyectos de Explotación

de Minerales

Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible

“Las crisis ambiental es, por igual, crisis de la civilización y replantea la manera de entender las relaciones entre los hombres. Las injusticias sociales se traducen en desajustes ambien-tales y éstos a su vez reproducen las condiciones de miseria” 7 (Sentencia T-254/93, M.P. Antonio Barrera Carbonell)”.

Con la expedición de la Constitución Política de 1991, la protección, conservación, recuperación y planificación del ambiente y de los recursos naturales renovables fue elevada a rango constitucional de interés general cuyo objetivo es el mejoramiento día a día la calidad de vida de los ciudadanos, proteger de manera especial las riquezas ecológicas y naturales del país, todo ello enmarcado en el principio del desarrollo sostenible y el bienestar general.

Al respecto la Corte Constitucional señalaría que:148

“Para esta Sala de Revisión, la protección al ambiente no es un “amor platónico hacia la madre naturaleza”, sino la respuesta a un problema que de seguirse agravando al ritmo pre-sente, acabaría planteando una auténtica cuestión de vida o muerte: la contaminación de los ríos y mares, la progresiva desaparición de la fauna y la flora, la conversión en irrespirable de la atmósfera de muchas grandes ciudades por la polución, la desaparición de la capa de ozono, el efecto invernadero, el ruido, la deforestación, el aumento de la erosión, el uso de productos químicos, los desechos industriales, la lluvia ácida, los melones nucleares, el empobrecimiento de los bancos genéticos del planeta, etc., son cuestiones tan vitales que merecen una decisión firme y unánime de la población mundial. Al fin y al cabo el patrimonio natural de un país, al igual que ocurre con el histórico - artístico, pertenece a las personas que en él viven, pero también a las generaciones venideras, puesto que estamos en la obligación y el desafío de entregar el legado que hemos recibido en condiciones óptimas a nuestros descendientes (...)

A la postre, la Carta Política sería desarrollada a través de diferentes leyes, una de ellas, sería la Ley 99 de 1993, el 22 de diciembre, marca un hito para la historia ambiental en Colombia, por cuanto reordenó el sector público que se venía encargando de la gestión y conservación del ambiente y los recursos naturales renovables con el fin primordial de atender los nuevos postulados consagrados en la constitución ecológica de 1991, en torno a participación, democracia, descentralización y desarrollo sostenible. Como resultado de dicha reorganización se crea el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, las Corporaciones Autónomas Regionales, las autoridades ambientales urbanas

148 Sentencia 411 del 17 de junio de 1999, de la Sala cuarta de Revisión de la Honorable Corte Constitucional, con ponencia del Magistrado Dr Alejandro Martínez Caballero.


y los institutos de investigación determinando sus roles y funciones en materia de exploración y explotación de los recursos naturales no renovables tal y como se abordará a continuación.

MINISTERIO DE AMBIENTE Y DESARROLLO SOSTENIBLE

Al hoy Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, La ley 99 en concordancia con el Decreto –Ley 3570 de 2011, la asignaría, entre otras funciones, las de dictar las políticas y las reglamentaciones nacionales de carácter ambiental que regularán tanto la recuperación, conservación, protección, or-denamiento, manejo, uso y aprovechamiento de los recursos naturales renovables y el medio ambiente de la Nación como las actividades mineras, industriales, de transporte y en general todo servicio o actividad que tengan la potencialidad de generar directa o indirectamente daños ambientales.

Las políticas y regulaciones que expide el Ministerio, conforme lo determina la ley, deben fundarse en los principios universales y del desarrollo sostenible contenidos en la Declaración de Río de Janeiro de junio de 1992 sobre Medio Ambiente y Desarrollo149, en especial los relacionados con el principio de precaución y el principio de la evaluación del impacto ambiental, este último en calidad de instru-mento nacional, respecto de cualquier actividad propuesta que probablemente haya de producir un impacto negativo considerable en el medio ambiente sujeta a la decisión de una autoridad nacional competente, evaluación y decisión que fue incorporada a través del instrumento de manejo y control ambiental denominado “licencia ambiental”.

Inicialmente, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible tendría igualmente la función de otorgar las licencias ambientales para los proyectos, obras o actividades de interés nacional, como es el caso de las grandes explotaciones mineras; sin embargo el gobierno nacional considero necesario contar con un organismo técnico con autonomía administrativa y financiera que se encargue del estudio, aprobación y expedición de licencias, permisos y trámites ambientales que contribuya con el mejoramiento, eficiencia, eficacia y efectividad de la gestión ambiental y al desarrollo sostenible.

Es así que de conformidad con las facultades extraordinarias otorgadas en los literales d), e) y f) del artículo 18 de la Ley 1444 de 2011, se expidió el Decreto Ley 3573 de 2011, publicado en el Diario Oficial N° 48.205 de la misma fecha, se creó la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales –ANLA–, entidad que de acuerdo con lo establecido en los artículos 1° y 2° es una Unidad Administrativa Especial del orden nacional, en los términos del artículo 67 de la Ley 489 de 1998, esto es, un ente con autonomía administrativa y financiera, sin personería jurídica, que hace parte del Sector Administrativo de Ambiente y Desarrollo Sostenible, teniendo por objeto el de encargarse de que los proyectos, obras o actividades sujetos a licencia, permiso o trámite ambiental y cumplan con lo previsto en las normas ambientales, de tal suerte que contribuyan al desarrollo sostenible del País.

Al tenor del Decreto Ley 3573 específicamente en su artículo 3° se determinó que la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales – ANLA, se encargaría de otorgar o negar las licencias, permisos y trámites ambientales de competencia del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, de confor-midad con la ley y los reglamentos.

149 Respecto de la fuerza vinculante de la Declaración de Río de Janeiro, es pertinente citar lo expuesto en el análisis constitucional que para la época efectuara nuestra Honorable Corte, en la sentencia C 528 de 1994.


CORPORACIONES AUTÓNOMAS REGIONALES

A las Corporaciones Autónomas Regionales la ley le asignaría, entre otras funciones, ser la máxima autoridad ambiental, administrar el medio ambiente y los recursos naturales renovables en el área de su jurisdicción con el fin de otorgar las licencias ambientales requeridas por la ley, para para el desa-rrollo de actividades que afecten o puedan afectar el medio ambiente; así como evaluar, controlar y hacer seguimiento ambiental a las actividades de exploración, explotación, beneficio, transporte, uso y depósito de los recursos naturales no renovables, funciones que deben ser desarrolladas de acuerdo a las disposiciones legales y las políticas trazadas por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo

Así mismo, la Ley 99, señalaría la naturaleza jurídica de las Corporaciones Autónomas Regionales indicando que son entes corporativos de carácter público, creados por la ley, integrados por las entidades territoriales que por sus características constituyen geográficamente un mismo ecosistema o conforman una unidad geopolítica, biogeográfica o hidro-geográfica, dotados de autonomía admi-nistrativa y financiera, patrimonio propio y personería jurídica. Por su parte, la Corte Constitucional, en la Sentencia 598 de 2010, se pronunció en cuanto a las funciones desempeñadas por las CAR indicando que:

“La Corte ha dicho que las Corporaciones Autónomas Regionales y de Desarrollo Sostenible responden al concepto de descentralización por servicios, y más específicamente a una forma de descentralización especializada por servicios dentro de una región determinada, en razón de su función de planificación y promoción del desarrollo aunada a una descentralización te-rritorial, más allá de los límites propios de la división político-administrativa. Sus competen-cias emanan de las potestades del Estado central y sus funciones armonizan las competencias concurrentes del Estado central y de las entidades territoriales, de tal manera que su gestión no vacíe de contenido las competencias constitucionales asignadas a los departamentos y municipios en materia ambiental, con observancia del principio de rigor subsidiario”.

En cuanto a la autonomía de las CAR y el deber de protección del medio ambiente, la Corte Constitu-cional en la sentencia C-593 de 1995, consideró:

“Las corporaciones autónomas regionales son entidades administrativas del orden nacional que pueden representar a la Nación dentro del régimen de autonomía que les garantiza el numeral 7o. de la Constitución, y están concebidas por el Constituyente para la atención y el cumplimiento autónomo de muy precisos fines asignados por la Constitución misma o por la ley, sin que estén adscritas ni vinculadas a ningún ministerio o departamento administrativo; además, y en la medida definida por el legislador, respetando su autonomía financiera, pa-trimonial, administrativa y política, pueden ser agentes del Gobierno Nacional, para cumplir determinadas funciones autónomas en los casos señalados por la ley. Aquellas entidades, son organismos administrativos intermedios entre la Nación y las entidades territoriales, y entre la administración central nacional y la descentralizada por servicios y territorialmente, que están encargados, principalmente, aun cuando no exclusivamente, de funciones policivas, de control, de fomento, reglamentarias y ejecutivas relacionadas con la preservación del ambiente y con el aprovechamiento de los recursos naturales renovables, lo cual, y dentro del marco de lo dispuesto por el inciso segundo del artículo 339 de la Carta Política, las autoriza


para participar, en los casos señalados en la ley, como agentes del Gobierno Nacional, en los procesos de elaboración y adopción concertada de los planes de desarrollo de las entidades territoriales, y en la armonización de políticas y de normas regulatorias que se dicten por las distintas autoridades competentes, como en el caso del numeral 7o. del artículo 313 de la Carta Política, con el objeto de asegurar el uso eficiente de sus recursos y el desempeño adecuado de las funciones que les hayan sido asignada”.

LAS AUTORIDADES AMBIENTALES URBANAS.

La ley 99 de 1993, en su artículo 66 señaló que aquellos centros poblados que los municipios, distritos o áreas metropolitanas cuya población urbana fuere igual o superior a un millón de habitantes (1.000.000) ejercerán dentro del perímetro urbano las mismas funciones atribuidas a las Corporaciones Autónomas Regionales, en lo que fuere aplicable al medio ambiente urbano. Además de las licencias ambientales, concesiones, permisos y autorizaciones que les corresponda otorgar para el ejercicio de actividades o la ejecución de obras dentro del territorio de su jurisdicción, las autoridades municipales, distritales o metropolitanas tendrán la responsabilidad de efectuar el control de vertimientos y emisiones con-taminantes, disposición de desechos sólidos y de residuos tóxicos y peligrosos, dictar las medidas de corrección o mitigación de daños ambientales y adelantar proyectos de saneamiento y descontaminación.

Posteriormente con la expedición de las leyes 768 de 2002 y 1617 de 2013, se crearían los Distritos de Cartagena, Santa Marta, Barranquilla y Buenaventura quienes ejercerán, dentro del perímetro urbano de la cabecera distrital, las mismas funciones atribuidas a las Corporaciones Autónomas Regionales en lo que fuere aplicable al medio ambiente urbano, en los mismos términos del artículo 66 de la Ley 99 de 1993, es decir, otorgar las licencias ambientales requeridas por la ley, para para el desarrollo de actividades que afecten o puedan afectar el medio ambiente; así como evaluar, controlar y hacer seguimiento ambiental a las actividades de exploración, explotación, beneficio, transporte, uso y depósito de los recursos naturales no renovables.

ENTIDADES CIENTÍFICAS ADSCRITAS Y VINCULADAS AL MINISTERIO DE AMBIENTE Y DESARROLLO SOSTENIBLE.

A los institutos de investigación les correspondió como entidades científicas adscritas y vinculadas al Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible servir de apoyo científico y técnico del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, de las autoridades ambientales regionales o urbanas con el fin de elaborar el análisis y la información, según se especialidad, en torno al ambiente y los recursos naturales así como fomentar el desarrollo y difusión de los conocimientos, valores y tecnologías sobre el manejo ambiental y de recursos naturales, de las culturas indígenas y demás recursos étnico, los institutos en comento son:

a) El Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales, IDEAM;b) El Instituto de Investigaciones Marinas y Costeras “José Benito Vives de Andreis” INVEMAR;c) El Instituto de Investigación de Recursos Biológicos “Alexander von Humboldt”;d) El Instituto Amazónico de Investigaciones Científicas “Sinchi”;e) El Instituto de Investigaciones Ambientales del Pacífico “John von Neumann”.


LA LICENCIA AMBIENTAL COMO INSTRUMENTO DE MANEJO Y CONTROL AMBIENTAL.

Como se había mencionado, los proyectos, obras o actividades que pudiesen generar daño al medio ambiente debían ser sometidos a la decisión de una autoridad nacional competente, evaluación y decisión que fue incorporada a través del instrumento de manejo y control ambiental denominado “licencia ambiental”. La licencia ambiental se constituye así en la autorización ambiental para el desarrollo de los proyectos que de acuerdo a la ley y los reglamentos estarán sometidos a esta.

La Ley define la licencia ambiental como “la autorización que otorga la autoridad ambiental com-petente para la ejecución de una obra o actividad, sujeta al cumplimiento por el beneficiario de la licencia de los requisitos que la misma establezca en relación con la prevención, mitigación, corrección, compensación y manejo de los efectos ambientales de la obra o actividad autorizada.”

La Corte Constitucional en la Sentencia C-746 de 2012, concluyó lo siguiente en cuanto a la licencia ambiental: “(i) es una autorización que otorga el Estado para la ejecución de obras o la realización de proyectos o actividades que puedan ocasionar un deterioro grave al ambiente o a los recursos naturales o introducir una alteración significativa al paisaje (Ley 99/93 art. 49); (ii) tiene como propósitos prevenir, mitigar, manejar, corregir y compensar los efectos ambientales que produzcan tales actividades; (iii) es de carácter obligatoria y previa, por lo que debe ser obtenida antes de la ejecución o realización de dichas obras, actividades o proyectos; (iv) opera como instrumento coor-dinador, planificador, preventivo, cautelar y de gestión, mediante el cual el Estado cumple diversos mandatos constitucionales, entre ellos proteger los recursos naturales y el medio ambiente, conservar áreas de especial importancia ecológica, prevenir y controlar el deterioro ambiental y realizar la función ecológica de la propiedad; (v) es el resultado de un proceso administrativo reglado y complejo que permite la participación ciudadana, la cual puede cualificarse con la aplicación del derecho a la consulta previa si en la zona de influencia de la obra, actividad o proyecto existen asentamientos indígenas o afrocolombianos; (vi) tiene simultáneamente un carácter técnico y otro participativo, en donde se evalúan varios aspectos relacionados con los estudios de impacto ambiental y, en ocasiones, con los diagnósticos ambientales de alternativas, en un escenario a su vez técnico científico y sensible a los intereses de las poblaciones afectadas (Ley 99/93 arts. 56 y ss); y, finalmente, (vii) se concreta en la expedición de un acto administrativo de carácter especial, el cual puede ser modificado unila-teralmente por la administración e incluso revocado sin el consentimiento previo, expreso y escrito de su titular, cuando se advierta el incumplimiento de los términos que condicionan la autorización (Ley 99/93 art. 62). En estos casos funciona como garantía de intereses constitucionales protegidos por el principio de prevención y demás normas con carácter de orden público.

En el mismo sentido la citada corte en la sentencia C-035 de 1999 indicó que la finalidad de la licencia ambiental es la de habilitar a “su titular para obrar con libertad, dentro de ciertos límites, en la eje-cución de la respectiva obra o actividad; pero el ámbito de las acciones u omisiones que aquél puede desarrollar aparece reglado por la autoridad ambiental, según las necesidades y conveniencias que ésta discrecional pero razonablemente aprecie, en relación con la prevención, mitigación, corrección, compensación y manejo de los efectos o impactos ambientales que la obra o actividad produzca o sea susceptible de producir. De este modo, la licencia ambiental tiene indudablemente un fin preventivo o precautorio en la medida en que busca eliminar o por lo menos prevenir, mitigar o reversar, en cuanto sea posible, con la ayuda de la ciencia y la técnica, los efectos nocivos de una actividad en los recursos naturales y el ambiente”.


Sin embargo dicha licencia ambiental, debe estar sustentada en un documento denominado estudio de impacto ambiental -EIA el cual se constituye en el instrumento básico para la toma de decisiones por parte de la autoridad ambiental al pronunciarse sobre la concesión de la licencia ambiental, en otras palabras, la articulación de las dimensiones económicas, ambientales y sociales para la ejecución de un proyecto, así como las medidas de prevención, control mitigación y/o corrección de los efectos ambientales ocasionados por el mismo, es a través del EIA que debe llevar a cabo el titular del proyecto; herramienta que se constituye en un elemento de juicio indispensable para la decisión que ha de adoptar la autoridad ambiental al pronunciarse sobre los impactos ambientales.

Ahora bien, el EIA debe incorporar por un lado, el análisis de los impactos que pueden sufrir los ecosistemas así como los impactos sobre las comunidades y por el otra, las medidas de prevención, mitigación, corrección y compensación que el proyecto pueda generar, medidas que comprenderán, en el evento en que a ello haya lugar, el reasentamiento de las comunidades que se afectarán con el proyecto. La Corte Constitucional en la sentencia 649 de 1997, indicó que este “es un requisito indispensable para obtener la licencia ambiental. Por las características que tiene y por los aspectos de su contenido, la función de evaluarlo está asignada a la autoridad ambiental, como se desprende de los artículos 51 y 57 de la misma Ley”.

Como lo menciona la Universidad del Rosario en su libro La Licencia Ambiental, en Colombia, la eva-luación ambiental se materializa especialmente a través del proceso de licenciamiento, orientado a la consolidación del desarrollo sostenible en el largo, mediano y corto plazo, con el objeto de reducir los efectos de los proyectos en los aspectos biofísicos -bióticos, abióticos-, económicos, sociales y culturales.

Competencias del Sistema Nacional Ambiental en la expedición de las autorizaciones ambientales para las actividades de explotación de minerales.

En relación con la competencia para expedir licencias ambientales, el artículo 51 de la Ley 99, establece que “Las licencias ambientales serán otorgadas por el Ministerio del Medio Ambiente, las Corporaciones Autónomas Regionales y algunos municipios y distritos, de conformidad con lo previsto en esta Ley”. De tal modo, conforme a las competencias que la ley establece, tanto el órgano medioambiental nacional, los órganos regionales, y las entidades territoriales tienen la facultad para expedir licencias ambientales”.

Así mismo, es la precitada ley, la que señaló de manera taxativa en su artículo 52 en concordancia con el Decreto-Ley 3573 de 2011, que los proyectos de gran minería deben ser licenciados por parte de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales

A la par, la ley 99 consagró que el gobierno nacional, por medio de reglamento, establecería otros casos, en los que de acuerdo al proyecto, obra o actividad les exigiría la obtención de la licencia am-biental pero su otorgamiento estaría delegado en cabeza de las Corporaciones Autónomas Regionales, de Desarrollo Sostenible y Autoridades Ambientales Urbanas, mandato que sería cumplido mediante la expedición de diferentes decretos reglamentario encontrándose vigente el decreto 1076 de 2015.

El decreto 1076, señala que según su volumen de explotación a la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales le corresponde licenciar los proyectos mineros con las siguientes características:


En la explotación minera de:

a) Carbón: Cuando la explotación proyectada sea mayor o igual a 800.000 ton/año;

b) Materiales de construcción y arcillas o minerales industriales no metálicos: Cuando la pro-ducción proyectada sea mayor o igual a 600.000 ton/año para las arcillas ó mayor o igual a 250.000 m3/año para otros materiales de construcción o para minerales industriales no metálicos;

c) Minerales metálicos y piedras preciosas y semipreciosas: Cuando la remoción total de mate-rial útil y estéril proyectada sea mayor o igual a 2.000.000 de ton/año;

d) Otros minerales y materiales: Cuando la explotación de mineral proyectada sea mayor o igual a 1.000.000 ton/año.”

En tanto a las Corporaciones Autónomas Regionales, las de Desarrollo Sostenible, los Grandes Centros urbanos y las autoridades ambientales creadas mediante la Ley 768 de 2002, les corresponde licenciar los proyectos mineros, que se desarrollen en su jurisdicción así:

La explotación minera de:

a) Carbón: Cuando la explotación proyectada sea menor a 800.000 ton/año;

b) Materiales de construcción y arcillas o minerales industriales no metálicos: Cuando la pro-ducción proyectada de mineral sea menor a 600.000 ton/año para arcillas ó menor a 250.000 m3/año para otros materiales de construcción o para minerales industriales no metálicos;

c) Minerales metálicos, piedras preciosas y semipreciosas: Cuando la remoción total de material útil y estéril proyectada sea menor a 2.000.000 de ton/año;

d) Otros minerales y materiales: Cuando la explotación de mineral proyectada sea menor a 1.000.000 ton/año.

Las Corporaciones Autónomas Regionales, las de Desarrollo Sostenible, los Grandes Centros urbanos y las autoridades ambientales creadas mediante la Ley 768 de 2002, otorgarán o negarán la licencia ambiental para los siguientes proyectos, obras o actividades, que se ejecuten en el área de su jurisdicción.

Ahora bien, con la expedición de la Ley 685 de 2001, se adoptó el Código de Minas, cuyo objetivos es el de fomentar la exploración técnica y la explotación de los recursos mineros de propiedad privada y estatal; estimular las actividades en orden a satisfacer los requerimientos de la demanda interna y externa de los mismos y a que su aprovechamiento se realice en forma armónica con los principios y normas de explotación racional de los recursos naturales no renovables y del ambiente, dentro de un concepto integral de desarrollo sostenible y del fortalecimiento económico y social del país.

El artículo 14 de la citada ley, señaló que únicamente se podrá constituir, declarar y probar el derecho a explorar y explotar minas de propiedad estatal, mediante el contrato de concesión minera,


debidamente otorgado e inscrito en el Registro Minero Nacional. Dicho contrato de concesión tendrá, de conformidad con lo establecido en el artículo 70, un término máximo de treinta (30) años150 y en ningún caso la autoridad ambiental podrá otorgar permisos, concesiones, autorizaciones o licencias de orden ambiental, para obras y trabajos no amparados por un título minero.

Así mismo, el artículo 195 de la Ley 685, señaló que para todas las obras y trabajos de minería adelantados por contrato de concesión o por un título de propiedad privada del subsuelo, se incluirán en su estudio, diseño, preparación y ejecución, la gestión ambiental y sus costos, como elementos imprescindibles para ser aprobados y autorizados.

A la vez, el artículo 198 de la Ley 685, señaló que “los medios e instrumentos para establecer y vigilar las labores mineras por el aspecto ambiental, son los establecidos por la normatividad ambiental vi-gente para cada etapa o fase de las mismas, a saber, entre otros: Planes de Manejo Ambiental, Estudio de Impacto Ambiental, Licencia Ambiental, permisos o concesiones para la utilización de recursos naturales renovables, Guías Ambientales y autorizaciones en los casos en que tales instrumentos sean exigibles”.

En conclusión, con la expedición de las Leyes 99 de 1993, 768 de 2002, 1617 de 2013, 685 de 2001, y los Decretos 3570 de 2011 y el Decreto 3573 de 2011, se definieron las funciones y competencias, de las autoridades ambientales integrantes del Sistema Nacional Ambiental en materia de minería y los ins-trumentos de manejo y control ambiental exigidos por la normatividad para la ejecución de las mismas.

Autoridad Nacional de Licencias Ambientales – ANLA

Autoridad Nacional de Licencias Ambientales-ANLA

La institucionalidad en Colombia, está dotada de una importancia fundamental, tratándose del logro de los fines del Estado Social de Derecho, y por sí mismo como fin primario para el desarrollo y ejecución de políticas y estrategias que permitan un desarrollo armónico entre recursos naturales, comunidades en general y crecimiento económico del País, siendo pilar fundamental, no solo en la toma de decisiones administrativas y/o jurisdiccionales, sino también para la solidez de la democracia y el respecto por las libertades, derechos y deberes de todos los asociados del territorio nacional.

Con relación al desarrollo de actividades, proyectos y obras tendientes a la explotación de recursos naturales no renovables, Colombia ha liderado durante años, escenarios jurídicos en los cuales las normas expedidas en materia ambiental y minera, permiten que dichas actividades se desarrollen dentro del marco y límites del desarrollo sostenible. Para ello la Autoridad Nacional de Licencias Am-bientales – ANLA, cumple una función esencial para el logro de los fines estatales, siendo la Entidad del Estado Colombiano que ejecuta, y da aplicabilidad a normas de control y gestión ambiental en aras de establecer, bajo rigurosos criterios técnicos y jurídicos, la viabilidad ambiental para la ejecución

150 Los artículos 71, 72 y 73 de la Ley 685 de 2001, establecen los términos de duración de los periodos de exploración, construcción y montaje y explotación.


de actividades de explotación minera en el territorio nacional, dentro del marco de competencias atribuidas a dicha entidad en el Decreto 3573 de 2011 y el Decreto 1076 de 2015.

Por su parte, considerando que Colombia cuenta con una tradicional práctica minera, tal como lo señala la Política Minera recientemente expedida por el Ministerio de Minas y Energía, esta actividad no solo ha permitido la subsistencia de grupos de comunidades en determinadas zonas del país durante años, sino que además ha logrado un posicionamiento estratégico, como un indicador “vital” que contribuye al crecimiento económico del país. Sin embargo, estos logros alcanzados por las acti-vidades mineras, propiciados además por el crecimiento en el interés de grandes empresas mineras en la inversión en el País para la explotación de recursos naturales no renovables, trae consigo retos de gran importancia para las autoridades públicas, en especial aquellas con competencias asignadas a la garantía y protección del ambiente y el adecuado manejo de los recursos naturales, y la garantía de derechos sociales, económicos y culturales de la nación, por cuanto la correcta y estricta aplicación de normas ambientales debe encontrar objetivos claros y concretos en donde prevalezca la protección efectiva de los recursos naturales.

El análisis del marco normativo que regula la gestión administrativa de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales – ANLA, implica no solamente la revisión y aplicabilidad de normas técnicas o conceptos jurídicos bajo los cuales se pretende garantizar el adecuado y racional aprovechamiento de recursos naturales, sino también garantizar el cumplimiento de normas superiores que encarnan derechos fundamentales y colectivos de los cuales solo son titulares las personas, individualmente consideradas y grupos de comunidades que deben ser objeto de protección desde al ámbito estricta-mente ambiental.

Desde el punto de vista de la conflictividad social en las regiones frente a las actividades de ex-plotación minera, esta situación ha generado gran interés en los diversos sectores, tanto sociales como gubernamentales, generando escenarios en los cuales se busca garantizar la aplicabilidad de principios y normas que buscan no solamente garantizar la protección de recursos naturales físicos o bióticos, sino también sociales mediante instrumentos de participación de comunidades en las decisiones que se adopten en materia ambiental frente al otorgamiento de Licencias Ambientales para proyectos mineros en el país.

Sin embargo, a pesar de grandes esfuerzos en esta materia, en el marco de competencias de las autoridades ambientales, se requiere de instrumentos de coordinación entre las mismas, a fin de definir funciones claras y mecanismos que permitan estructurar políticas eficaces que redunden en la correcta y armónica aplicabilidad de normas jurídicas en beneficio de grupos sociales que se ven afectados, por el ejercicio de actividades mineras.

PARTICIPACIÓN SOCIAL, IMPACTOS AMBIENTALES Y ACTIVIDAD MINERA.

Desde la expedición de la Constitución Nacional de 1991, se insertaron como principios y normas de nivel superior, la protección del ambiente sano y el correcto y adecuado manejo y utilización racional de los recursos naturales, por consiguiente, se le atribuyó responsabilidad, no sólo a diversos entes del Estado, sino también a la sociedad (grupos sociales o personas individualmente consideradas), cons-tituyendo un pilar fundamental sobre el cual se desarrollan los fines del estado en cuanto a desarrollo social y económico de la nación, enmarcándolo siempre en el principio de sostenibilidad ambiental.


Actualmente, con el desarrollo normativo del Estado colombiano, para efectos de garantizar derechos sociales en las comunidades, se han reconocido mecanismos e instrumentos a través de los cuales, se permite la participación activa de las personas y autoridades en las decisiones ambientales que afectan sus derechos y los derechos de grupos sociales sin distinción alguna.

Mecanismos tales como el Derecho a Intervenir en los Procedimientos Administrativos Ambientales, las Peticiones de Intervención, Publicidad de las Decisiones sobre el Medio Ambiente, Audiencias Públicas Administrativas sobre decisiones Ambientales, y la Consulta Previa, garantizan la partici-pación en los trámites ambientales que se adelanten por las autoridades competentes, dirigidos al otorgamiento, modificación o cancelación de licencias ambientales y demás instrumentos de control y manejo ambiental, para el desarrollo de proyectos, obras o actividades que pueden tener una afec-tación positiva o negativa en las comunidades del área de influencia. Estos mecanismos han tenido un desarrollo jurisprudencial y normativo en nuestro país, a fin de dar cumplimiento a los mandatos constitucionales en la materia, siendo el principal objetivo el reconocimiento de la comunidad, como un aspecto esencial para el desarrollo económico del país.

Por su parte, los mecanismos referidos constituyen instrumentos que deben ser tenidos en cuenta dentro de los procedimientos establecidos para el otorgamiento de Licencias, Permisos, Concesiones y/o Autorizaciones Ambientales en materia minera por las autoridades que conocen de las solicitudes formuladas por quienes están interesados en el desarrollo de proyectos mineros, sean de pequeña, mediana o gran minería, y cuyas reglamentaciones, hacen parte de las normas que la ANLA hoy en día aplica en sus procedimientos de licenciamiento ambiental.

Ahora bien, identificadas las necesidades, la importancia de las comunidades, y sus derechos, es necesario referirse a la eficacia de los mecanismos de participación, y el grado de efectividad de las normas ambientales que involucran a las comunidades en los trámites de Licenciamiento Ambiental y seguimiento y control a proyectos mineros. Para ello es necesario reconocer que desde las autoridades ambientales, y en particular en cuanto a las competencias para conocer de los distintos trámites am-bientales, debe existir necesariamente coordinación entre autoridades, de autoridades con las comu-nidades, y de las comunidades con las empresas mineras responsables de sus proyectos, lo que implica de manera general, un reconocimiento de la importancia de la existencia de núcleos poblacionales que requieren ser tenidos en cuenta en todas las fases de las actividades mineras a desarrollar.

Sobre esta base, es necesario contar con suficiente información regional y nacional sobre aspectos demográficos, sociales, económicos, culturales y otros aspectos a fin de permitir al Estado, a través de sus institucionales adoptar decisiones coherentes con los principios constitucionales a los que ya se ha hecho referencia.

Por lo general, teniendo en cuenta que las competencias en materias sociales y comunitarias, se encuentran en cabeza de distintas autoridades, tanto del nivel nacional, como departamental y municipal. Desde el punto de vista ambiental, la ANLA y las Corporaciones Autónomas Regionales cumplen un papel fundamental en la definición de estrategias para la consolidación de información objetiva y consistente, principalmente en relación con los servicios ambientales de los que se bene-fician las comunidades de una determinada región, pues así como existen proyectos y programas que buscan un conocimiento de la oferta de recursos naturales en una determinada región, es igualmente necesario encausar esfuerzos para conocer el tipo de servicios ambientales de los que se sirve una comunidad determinada a fin de establecer mecanismos que garanticen sus sostenibilidad ambiental


y se minimicen posibles afectaciones sociales por cuenta de impactos irreversibles a los recursos naturales, lo que puede denominarse una adecuada y equitativa distribución de intereses en el consumo de recursos naturales.

Hechas estas precisiones, en cuanto a la información sobre comunidades en las áreas de ejecución de proyectos mineros, las normas ambientales aplicables en el licenciamiento ambiental para explotación minera, establecen obligaciones concretas en cuanto a la información y el nivel de detalle que las empresas mineras interesadas en obtener una Licencia Ambiental, deben presentar a las autoridades ambientales. Dicha información, implica la identificación de comunidades o población que pueda verse afectada positiva o negativamente con la ejecución del proyecto minero, el tipo de comuni-dades, su caracterización, la existencia o no de grupos étnicos, y la identificación de impactos o afectaciones ambientales que se pueden presentar en la región, así como la indicación de medidas de manejo ambiental ajustadas a la naturaleza de los impactos derivados de las actividades a desarrollar.

De ahí se desprenden necesariamente una serie de consecuencias jurídicas dentro del trámite de Licen-ciamiento Ambiental, el cual permite a la autoridad ambiental, identificar impactos sociales, evaluarlos técnica y jurídicamente y establecer las correspondientes medidas de manejo ambiental, a fin de garan-tizar la participación de dichas comunidades, y proteger sus derechos fundamentales y colectivos.

Sobre este particular, se ha identificado una problemática sobre la cual las normas ambientales tales como la Lay 21 de 1991, Ley 99 de 1993, Ley 70 de 1993, Decreto 2613 de 2013, incorporado al Decreto 1066 de 2015 y Decreto 330 de 2007 compilado en el Decreto 1076 de 2015, entre otras, pretenden solventar de manera efectiva. Las normas referidas de manera general, buscan un reconocimiento de las comunidades como parte integral de los componentes ambientales que se protegen por el Estado colombiano, al ser ellas quienes se benefician de la oferta de recursos en su región y en muchos casos quienes reclaman de protección especial por parte de las instituciones, para preservar dichos recursos a fin de garantizar el beneficio común de futuras generaciones.

Así las cosas, las normas ambientales en materia ambiental y minera, tienen en cuenta a las co-munidades y a la población en general, de una parte como sujetos que buscan beneficio con el aprovechamiento de recursos para su subsistencia, y de otra, como entidades sociales que tienen a su cargo la responsabilidad de conservar y proteger los recursos naturales, lo que desarrolla los mandatos constitucionales en esta materia.

Desde el punto de vista procedimental, dentro de los requisitos necesarios para el otorgamiento de la Licencia Ambiental, se tienen instancias de reconocimiento a la participación de las comunidades en general, a través de la representación por parte de las autoridades municipales y/o departamen-tales, incluso de autoridades ambientales regionales, logrando un conocimiento global de aspectos ambientales regionales, que deben ser tenidos en cuenta por la autoridad ambiental nacional a fin de adoptar decisiones coherentes y objetivas en beneficio del ambiente y las comunidades.


Conclusiones Así las cosas, considerando la importancia y la responsabilidad que reviste la función de la ANLA, en el desarrollo sostenible del país, en la ejecución de políticas ambientales y mineras de las que depende gran parte del crecimiento económico, y en desarrollo del principio de coordinación entre las distintas autoridades ambientales, se tienen como principales acciones de ejecución permanente por parte de la ANLA, las que a continuación se señalan, las cuales definen los derroteros fundamentales dentro de un proceso de licenciamiento ambiental objetivo y responsable, incorporando el concepto de soste-nibilidad ambiental, entendiendo el mismo de manera incluyente, hacia las comunidades en general:

- Información Objetiva: Implica el conocimiento del territorio colombiano desde el punto de vista socioeconómico, demográfico y poblacional mediante el trabajo conjunto con otras autoridades del orden nacional, autoridades locales y Corporaciones Autónomas Regionales.

- Identificación de comunidades étnicas asentadas en zonas específicas y que requieren especial protección del Estado, para ello se adelantan gestiones interinstitucionales a fin de contar con información clara que permita tomar decisiones ajustadas al marco normativo vigente.

- Evaluación jurídica de aspectos sociales que puedan tener relevancia en el trámite administra-tivo de licenciamiento ambiental, con el objeto de cumplir las normas vigentes y garantizar derechos fundamentales de las comunidades.

- El ejercicio de actividades de evaluación por parte de la ANLA, bajo estándares de calidad profesional y rigurosidad técnica y jurídica, que permita la definición de factores cualitativos y cuantitativos en materia de impactos sociales que permitan la imposición de mejores compen-saciones y/o medidas de prevención de los mismos.

- Adopción de medidas, establecimiento de obligaciones, y toma de decisiones legales técnicas que se ajusten a la realidad del proyecto minero, involucrando la valoración económica de impactos, como herramienta para la toma de decisiones coherentes con la protección del medio ambiente y los recursos naturales.

- Garantizar la participación efectiva y en todo momento de la comunidad, en las decisiones que puedan afectarla. Lo que garantiza decisiones administrativas que responden a los valores y principios constitucionales del Estado colombiano.

- Mantenimiento de estrategias de coordinación administrativa con autoridades locales y regiona-les, que permitan decisiones y acciones integrales de garantía de derechos de las comunidades.

- Decisiones administrativas en las cuales se reflejen acciones que provengan del sector privado (Empresas Mineras), para el desarrollo continuo de relaciones y cooperación con autoridades municipales y departamentales, relacionados con la participación coordinada en proyectos o programas que beneficien a las comunidades del área de influencia de un determinado proyecto minero, dando cabida a la equitativa distribución de los recursos naturales.


Las CAR de Frente con la Minería

Ramón Leal Leal

Es de conocimiento general el cuestionamiento que se hace a las Corporaciones Autónomas Regionales y de Desarrollo Sostenible frente a las acciones para identificar y evitar la minería ilegal y las razones para que esta actividad tan nociva para el medio ambiente, se siga realizando en el territorio colombiano.

Para resolver esta controversia debemos partir de la premisa legal de las competencias y de la realidad regional. Este es un tema en el que confluyen competencias y deben concurrir acciones interinstitucionales. Debe intervenir el sector minero en cabeza del Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional Minera, como principales responsables de esta actividad productiva; en la que la ilegalidad impacta el ejercicio legal, imponiendo condiciones que desmejoran la competencia comercial, y adicionalmente no generan rentas como las regalías.Así mismo y prioritariamente, deben desarrollarse acciones contundentes desde el sector defensa, con las fuerzas armadas como se ha hecho con cultivos ilegales, en toda la cadena productiva, desde la explotación ilegal, hasta la comercialización.

Las Corporaciones no tienen a su servicio fuerzas armadas para el control de actividades ilícitas, más aún cuando estas se realizan en lugares de gran peligro donde se presentan altos índices de inseguridad por presencia de grupos armados al margen de la Ley. Los funcionarios de las máximas autoridades ambientales regionales arriesgan sus vidas con el control y la vigilancia, pero deben primar los derechos humanos y en tal sentido, someter a los técnicos de las CAR a estas condiciones de peligro, atentan contra su derecho a la vida.

Adicionalmente deben concurrir acciones de autoridades encargadas del componente social, educati-vo, de menores, etc. Este es un tema de país y mucho más ad portas de iniciar el proceso de paz, es un riesgo previsible que los reinsertados y víctimas necesitan proyectos productivos para mantener sus condiciones mínimas vitales y deben ser suministradas y acompañadas por el Estado.

COMPETENCIAS AMBIENTALES FRENTE A LA MINERÍA

En desarrollo de la principal función como administradoras de los recursos naturales renovables se pueden identificar las siguientes, que de manera directa están relacionadas con el aprovechamiento de los recursos naturales no renovables:

Ejercer las funciones de evaluación, control y seguimiento ambiental de las actividades de exploración, explotación, beneficio, transporte, uso y depósito de los recursos naturales no renovables, así como de otras actividades, proyectos o factores que generen o puedan generar deterioro ambiental. Esta función comprende la expedición de la respectiva licencia ambiental.

Otorgar concesiones, permisos, autorizaciones y licencias ambientales requeridas por la Ley para el desarrollo de actividades que afecten o puedan afectar el medio ambiente.


Imponer y ejecutar a prevención y sin perjuicio de las competencias atribuidas por la ley a otras autoridades, las medidas de policía y las sanciones previstas en la ley, en caso de violación a las normas de protección ambiental y de manejo de recursos naturales renovables y exigir, con sujeción a las regulaciones pertinentes, la reparación de los daños causados.

Estas acciones se pueden ejecutar frente a la minería legal que se desarrolla contando con un título minero inscrito en el Registro Minero Nacional expedido por la Agencia Nacional Minera.

En primera instancia las Corporaciones otorgan las licencias ambientales y/o permisos ambientales, relacionados con el aprovechamiento de los recursos naturales renovables reque-ridos para la explotación minera. Su control y seguimiento se realiza según el instrumento que es determinado desde el gobierno central a través del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible -MADS como ente rector del Sistema Nacional Ambiental -SINA, que establece el manejo y control ambiental de acuerdo con la fase en la que se encuentra.

Fase del Proyecto Instrumento Ambiental Exploración Guía Minero Ambiental y permisos ambientales

Construcción y Montaje Licencia Ambiental Explotación Licencia Ambiental o PMA + permisos ambientales

Ahora bien, la minería ilegal consiste en la explotación, exploración o extracción de yacimiento minero, o explotación de arena, material pétreo o de arrastre de los cauces y orillas de los ríos por medios capaces de causar graves daños a los recursos naturales o al medio ambiente, sin permiso de autoridad competente o incumpliendo la normatividad existente (Código Penal Art. 338). También se da cuando el beneficio, comercio o adquisición a cualquier título, de minerales extraídos de áreas no amparadas por un título minero – Aprovechamiento Ilícito. (Código de Minas Art. 160)

Resulta imposible para la autoridad ambiental identificar el inicio de la actividad ilegal y en tal sentido aplicar las normas ambientales que se han diseñado para el ejercicio legal de la actividad extractiva, por esta razón la Ley 99 de 1993 estableció el Sistema Nacional Ambiental –SINA donde diferentes instituciones concurren a partir de su actuar misional para la protección y conservación del medio ambiente.

Frente a la minería ilegal, la tarea es de todos a través un trabajo interinstitucional articulado y en muchas regiones ya se han implementado comités interinstitucionales de control y vigilancia; mesas minero-ambientales, convenios interadministrativos y operativos conjuntos con entidades como Mi-nisterio de Ambiente, Procuraduría General, Policía Nacional, Fuerzas Militares, entes territoriales, Servicio Geológico Nacional, DIAN, IDEAM, Personerías, gremios mineros, entre otros.

Las Corporaciones Autónomas Regionales han venido adelantando, de acuerdo con las condiciones y capacidades regionales, las acciones necesarias para el seguimiento a los proyectos mineros legales y

Destacado: No todas las licencias y permisos son competencia de las CAR, algunas se otorgan desde el nivel central en atención al tamaño del proyecto extractivo, entre otras condiciones.

Las CAR otorgan: Carbón Otorgamiento de la Licencia Ambiental y/o permisos ambienta-les: Carbón (menor a 800 mil ton/año); Arcilla (menor a 600 mil ton/año); Otros materiales de construcción o minerales industriales no metálicos (menor a 250 mil m3/año); Mine-rales metálicos, piedras preciosas y semipre-ciosas (menor a 2 millones ton/año), otros minerales y materiales (menor a 1 millón ton/año) (Decreto 2820 de 2010).


han gestionado la articulación interinstitucional en sus territorios, cuando a través de denuncias se han identificado proyectos extractivos ilegales.

Es necesario reconocer que la capacidad institucional de las Corporaciones se ha visto afectada por disposiciones legales que minimizan sus recursos propios, como la reforma al régimen de regalías que redujo significativamente los recursos que directamente se transferían a las CAR. Los recursos que se recaudan por el proceso de control y seguimiento no son suficientes para cubrir esta actividad. En un estimativo realizado por ASOCARS, los recaudos reales de las CAR por este concepto representan un 10% del valor real de esta actividad.

Por ser la actividad minera una actividad extractiva que genera impac-tos ambientales significativos, lo que más le convendría al sector minero legal, que quiere hacer minería responsable, sería tener unas autoridades ambientales con suficiente capacidad de vigilancia y control, para lo cual se debería garantizar la transferencia directa de recursos, desde el sector minero (regalías) a las CAR, que son las que cumplen esta función misional en el territorio.

En los casos donde la articulación interinstitucional ha sido efectiva y se han identificado incumpli-mientos a las normas ambientales o un daño sobre recursos naturales, las Corporaciones han impuesto las multas y sanciones a que haya lugar, desincentivando su continuación.

Las multas y sanciones que imponen las CAR se fundamentan en el debido proceso, y por eso la ley ha diseñado e implementado uno que culmina con sanciones cuando se comprueba el daño ambiental o el incumplimiento de las normas ambientales.

Pero en esta función que es primordialmente de las autoridades ambientales, la ley ha evidenciado la importancia de la concurrencia de otras entidades como el MADS, la Unidad de Parques, las CAR, las Autoridades Ambientales Urbanas, la Armada Nacional, los departamentos, municipios y distritos están investidos de la facultad de actuar a prevención de la respectiva autoridad en materia sancionatoria ambiental y en consecuencia, están habilitados para imponer y ejecutar las medidas preventivas y sancionatorias consagradas en la ley y que sean aplicables, sin perjuicio de las competencias legales de otras autoridades.

La autoridad que imponga la medida preventiva deberá dar traslado de las actuaciones a la compe-tente, dentro de los 5 días hábiles siguientes a la imposición de la misma.

OTRAS ACCIONES ADMINISTRATIVAS DE LAS CAR

Conformación de equipos interdisciplinarios en aquellas CAR con mayor problemática. Fortalecimiento de actividades de control y vigilancia en las áreas más vulnerables. (Planes de

Acción) Apoyo al seguimiento ambiental de proyectos de competencia del MADS-Autoridad Nacional de

Licencias Ambientales, y atención primaria de peticiones o quejas sobre estos proyectos. Asistencia técnica y apoyo logístico para el desarrollo de los operativos.

Procedimiento Sancionatorio Ambiental (Ley 1333 de 2019)

Procedimiento para la Imposición de Medidas Preventivas: como resultado de una visita de seguimiento o de un operativo (Artículo 12 y ss).


Capacitaciones sobre infracciones ambientales y procedimiento sancionatorio ambiental y cam-pañas de sensibilización sobre la importancia de la explotación legal de los minerales.

Participación activa en la Mesa Nacional de Control y Vigilancia Ambiental liderada por el MADS, entes de control, Policía y Fuerzas Armadas.

Gráfica No. 2 Proceso Sancionatorio Ambiental Ley 1333 de 2009

Fuente ASOCARS

SANCIONES

Multas diarias hasta por cinco mil (5000) SMMLV (Resolución 2086 de 2010 del MAVDT. Metodo-logía para la tasación de la multa).

Cierre temporal o definitivo del establecimiento, Edificación o servicio.

Revocatoria o caducidad de licencia ambiental, autorización concesión, permiso o registro.

Demolición de obra a costa del infractor.

Decomiso definitivo de especímenes, especies silvestres exóticas, productos y subproductos, elementos, medios o implementos utilizados para cometer la infracción.

Restitución de especímenes de especies de fauna y flora silvestres.

Trabajo comunitario según condiciones establecidas por la autoridad ambiental.

PROBLEMÁTICA NORMATIVA

La problemática ambiental relacionada con la pequeña y mediana minería que comúnmente se conoce como minería tradicional, radica en la existencia de una inapropiada regulación normativa, que de forma permisiva ha legitimado que actividades tan nocivas para los recursos naturales como aquellas


desarrolladas en la etapa de exploración, se puedan adelantar si necesidad de licencia ambiental o autorización alguna proveniente de las autoridades ambientales competentes y sujetándola simple-mente al seguimiento de las guías (voluntarias) y términos de referencia que para tal propósito esta-blezca la autoridad minera. Lo anterior, bajo el falso argumento según el cual, el impacto ambiental relevante se produce únicamente en la etapa de explotación, mientras que en la etapa de exploración dicho impacto es mínimo, motivo por el cual no requiere y se hace imposible solicitar conforme al artículo 4° del Código de Minas151 cualquier otro tipo de permiso, autorización o licencia por parte de la autoridad ambiental. La exploración genera expectativas de empleo, por lo que generalmente se producen nuevos asenta-mientos de población que ha migrado hacia la zona minera.

De manera que conforme a la regulación vigente, la licencia ambiental solo se otorga posteriormente, para iniciar la explotación, una vez ya se han realizado las actividades de exploración, que no se encuentran reguladas por un mecanismo ambiental idóneo, y la única actuación inicial a la que están sujetos los interesados es a la obtención del título minero, figura sujeta a pocos o ningún control o requisito, que asegure que dichas actividades se están desarrollando de manera adecuada.

Otro factor determinante de la problemática se presenta toda vez que la regulación minera vigente solo incluye como áreas de exclusión de las actividades mineras aquellas zonas de protección y desarrollo de los recursos naturales renovables declaradas conforme a la normatividad vigente, y que de forma expresa excluyan la posibilidad de adelantar actividades de minería152. De esta forma, amparados por la ley, se han venido interviniendo humedales y ecosistemas tan primordiales como páramos, afectaciones al recurso hídrico que generan cambios en su dinámica y produce sedimenta-ción, así como procesos erosivos y desestabilización de taludes.

Por último, el desarrollo continuo de minería ilegal que se ha propagado en el país es otra varia-ble que afecta la conservación de los recursos naturales renovables y del medio ambiente. Aunque actualmente existen procesos de legalización de minería de hecho, los mecanismos consagrados en la normatividad vigente no son suficientes para identificar dichas actividades, la implementación del título minero no ha obtenido el resultado esperado, y la falta de competencia de la autoridad ambiental para formalizar o regular tales actividades, causa una evidente obstrucción en el sistema.

151 Artículo 4°. Regulación general. Los requisitos, formalidades, documentos y pruebas que señala expresamente este Código para la presentación, el trámite y resolución de los negocios mineros en su trámite administrativo hasta obtener su perfeccionamiento, serán los únicos exigibles a los interesados. Igual prin-cipio se aplicará en relación con los términos y condiciones establecidas en este Código para el ejercicio del derecho a explorar y explotar minerales y de las correspondientes servidumbres.

De conformidad con el artículo 84 de la Constitución Política, ninguna autoridad podrá establecer ni exigir, permisos, licencias o requisitos adicionales para la procedencia de las propuestas o para la expedición, perfeccionamiento y ejercicio del título minero, sin perjuicio de la competencia de la autoridad ambiental.

152 Artículo 34. Zonas excluibles de la minería. No podrán ejecutarse trabajos y obras de exploración y explotación mineras en zonas declaradas y delimitadas confor-me a la normatividad vigente como de protección y desarrollo de los recursos naturales renovables o del ambiente y que, de acuerdo con las disposiciones legales sobre la materia, expresamente excluyan dichos trabajos y obras.

Las zonas de exclusión mencionadas serán las que se constituyan conforme a las disposiciones vigentes, como áreas que integran el sistema de parques nacionales naturales, parques naturales de carácter regional y zonas de reserva forestales. Estas zonas para producir estos efectos, deberán ser delimitadas geográficamente por la autoridad ambiental con base en estudios técnicos, sociales y ambientales con la colaboración de la autoridad minera, en aquellas áreas de interés minero.

Para que puedan excluirse o restringirse trabajos y obras de exploración y explotación mineras en las zonas de protección y desarrollo de los recursos naturales renovables o del ambiente, el acto que las declare deberá estar expresamente motivado en estudios que determinen la incompatibilidad o restricción en relación con las actividades mineras.

No obstante, la autoridad minera previo acto administrativo fundamentado de la autoridad ambiental que decrete la sustracción del área requerida, podrá autorizar que en las zonas mencionadas en el presente artículo, con excepción de los parques, puedan adelantarse actividades mineras en forma restringida o sólo por determinados métodos y sistemas de extracción que no afecten los objetivos de la zona de exclusión. Para tal efecto, el interesado en el Contrato de Concesión deberá presentar los estudios que demuestren la compatibilidad de las actividades mineras con tales objetivos.


DAÑOS AMBIENTALES DE LA MINERÍA ILEGAL

Cambio en las propiedades físicas y usos del suelo. Activación de procesos erosivos y riesgo de desestabilización de terrenos. Alteración de las geo-formas predominantes. Alteración de la calidad visual del paisaje. Alteración de zonas y áreas de drenaje natural conectadas con cuerpos de agua superficiales. Cambio en el flujo y la dinámica de corrientes superficiales. Disminución de la disponibilidad del recurso hídrico para su uso. Generación y disposición inadecuada de residuos líquidos y sólidos. Disminución de la cobertura vegetal Pérdida de biodiversidad y del hábitat apropiado para la fauna. Pasivos ambientales

GESTIÓN AMBIENTAL FRENTE A LA MINERÍA LEGAL, ILEGAL O TRADICIONAL

Las CAR están convencidas que después de 20 años de expedida la Ley 99, hay unas realidades, como los fenómenos de variabilidad climática, gestión del riesgo y el ejercicio de la autoridad ambiental, que ameritan una revisión seria y responsable de la institucionalidad ambiental, que permita formular una propuesta que fortalezca técnica y económicamente la institucionalidad ambiental, y en particu-lar a las CAR, en su principal función misional de autoridad ambiental.

La minería legal, tradicional o ilegal, son una constante en gran parte del país, por lo que se le debe dar un adecuado orden de prelación, en el que no pueda realizarse ninguna actividad de exploración ni explotación sin que previamente se haya obtenido la autorización, permiso o licencia ambiental que regule, de forma íntegra toda la vida del proyecto minero, incluso el cierre y desmonte de las obras realizadas.

Desde la Corporaciones se debe continuar liderando gestiones con las demás entidades con compe-tencias y responsabilidades en minería, para materializar la coordinación interinstitucional a través de la organización y desarrollo de acciones conjuntas que permitan atacar y contrarrestar la minería ilegal y los nefastos efectos que genera sobre los recursos naturales renovables y el medio ambiente.

Se requiere iniciar con un correcto ordenamiento ambiental del territorio, que entre otras, determine dentro de las zonas excluibles de minería, los páramos y humedales y otros ecosistemas, dejando en manos expertas de la autoridad ambiental la decisión del desarrollo, tal y como lo previó la Corte Constitucional que su sentencia C035 de 2016 devolvió a las CAR lo que se había quitado: la potestad de la toma de las decisiones del territorio con principios de sostenibilidad ambiental y desarrollo sos-tenible, entendiendo que los recursos naturales no renovables son una fuente de riqueza fundamental para la consecución de los fines constitucionales y su aprovechamiento es un importante motor para el desarrollo económico del país.

Las actividades de aprovechamiento de los recursos naturales deben enmarcarse en el respeto de la Constitución y la ley, particularmente en el respeto del derecho a gozar un medio ambiente sano y


en cumplimento de la obligación que al Estado le asiste en cuanto a la protección de la diversidad, la promoción de su aprovechamiento racional y las garantías para un desarrollo sostenible.

Ante el fortalecimiento de procesos que hoy ya se desarrollan como la continuidad de operativos y otras para controlar la minería ilegal, resulta necesaria la vinculación de todas las autoridades del Estado como un todo, desde los alcaldes y gobernadores como primera autoridad de policía dentro de sus respectivos municipios y departamentos, con el apoyo de la fuerza pública, con miras al control y la vigilancia.

Hay otro frente de acción en el que el Estado debe continuar avanzando y es la formalización minera. Esta estrategia que desde el sector minero se ha venido desarrollando en los últimos años, ha encontrado en las CAR el aliado regional estratégico para llegar a todos los rincones del país. Acom-pañar, asistir, capacitar y volver realmente sostenible una actividad que genera impactos sociales, económicos y ambientales.

LA MINERÍA EN LA REGIÓN

Las realidades regionales en cuanto a la minería se presentan en todo el territorio colombiano, para demostrar la complejidad se han ejemplificado dos ejercicios, de los muchos que se podrían ilustrar.

Minería y gestión ambiental en la jurisdicción de la CDA

La gestión de la Corporación para el Desarrollo Sostenible del Norte y el Oriente Amazónico CDA en los departamentos de Guainía, Guaviare y Vaupés, bajo la dirección del Dr César Meléndez, está enfocada en consolidar su reconocimiento en un ámbito local y regional, en coordinación con otras autoridades, y especialmente las indígenas, con miras al establecimiento de un régimen especial de manejo para áreas protegidas.

La minería se viene presentando como un factor determinante en la destrucción de los ecosistemas, motivo por el cual en su jurisdicción existe cero tolerancia a prácticas mineras ilegales, sin que para proyectos de minería de metales, piedras preciosas, semipreciosas o minerales estratégicos a la fecha se haya dado licencia ambiental alguna.

Para la Corporación CDA cualquier actividad minera que se realice es considerada como ilegal, de acuerdo a la Resolución No.135 de 02 mayo de 2007 emitida por la Dirección General por medio de la cual se ordenó la suspensión de la exploración y explotación minera en el departamento del Guainía. El Decreto 933 de 2013, establece en el parágrafo del artículo 27 que en áreas de reserva forestal diferentes a las protectoras, no podrán adelantar actividades mineras hasta tanto no se obtenga la correspondiente sustracción del área, por parte de la autoridad ambiental competente y que tratán-dose de reservas forestales protectoras no se podrán adelantar procesos de formalización de minería tradicional; de acuerdo con la Resolución No. 0045 del 20 de junio de 2012 de la Agencia Nacional Minera, por la cual se declaran y se delimitan unas Áreas Estratégicas Mineras y se adoptan otras determinaciones, siendo el departamento del Guainía parte de las áreas específicas en diferentes bloques. Así mismo el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible emitió la Resolución No. 1582 de 31 de agosto de 2012, por la cual se suspenden los trámites de sustracción de la reserva forestal de la Amazonía para actividades mineras con base en el principio de precaución. El Ministerio de la Defensa, a su vez, el 30 de Octubre de 2012 profirió la Resolución 2235 la cual reglamenta el artículo


6 de la Decisión No. 774 del 30 de julio de 2011 en relación con el uso de maquinaria pesada y sus partes en actividades mineras sin las autorizaciones y exigencias previstas por la Ley, decretando la destrucción de maquinaria pesada y sus partes utilizada en actividades de exploración y explotación de minerales, sin las autorizaciones correspondientes.

A pesar de las figuras de protección normativa, existen dificultades para todos los actores institucio-nales pues la extensión del territorio, la dificultad del acceso a muchos sitios, la presencia de fuerzas al margen de la ley ya sea narcoguerrilla o bacrim, hacen peligroso y arduo el trabajo de prevenir, evitar y sancionar tales conductas. En especial, la labor de monitoreo y control en los departamentos del Guainía y Vaupés tiene que ver el acceso a las zonas de presunta explotación, viajando durante varios días por río, y sortear raudales (rápidos) donde se debe pasar la embarcación por tierra lo que en época de verano se dificulta aún más.

La minería ha provocado un incremento en la población flotante, la modificación de los sistemas regulatorios ambientales tradicionales y está influyendo en el estado de algunos recursos y dinámicas naturales principalmente por el efecto de economías extractivas pasadas y presentes. Ante estas dificultades, es imposible que la Corporación CDA pueda hacer cumplir a cabalidad sus funciones, sumado a que su planta de personal es de solo 34 funcionarios, la mayoría de la parte administrativa, para vigilar y controlar la jurisdicción Guainía, Guaviare y Vaupés.

Pese a estos inconvenientes, la Dirección Seccional Guainía ha efectuado visitas técnicas a posibles sitios de explotación minera; se resaltan las visitas con acompañamiento de la Procuraduría 14 Judicial y Agraria, Procuraduría Regional Guainía, Defensoría del Pueblo Regional Guainía, Líderes Indígenas y Reserva Natural Puinawai de Parques Naturales. Se han realizado operativos de control y monitoreo y principalmente con acciones de la Policía Nacional, con asiento en el departamento del Guainía y las Fuerzas Militares, lo que ha llevado al decomiso de minerales en el río Inírida y en el río Guainía. Estas incautaciones han llevado a la apertura de procesos sancionatorios contra particulares, más los iniciados en contra de entidades públicas por la utilización de materiales de cantera en obras públicas sin licenciamiento ambiental, para el sitio de extracción de minerales.

Finalmente se espera el acierto de los alcaldes de la jurisdicción para que tomen la decisión hacia una economía sostenible apoyados en el pronunciamiento de la Corte Constitucional que lleva a que alcaldes y concejos municipales puedan prohibir la minería en sus regiones.

Estrategias para el mejoramiento ambiental en la pequeña minería aurífera en jurisdicción de la CDMB

En jurisdicción de la Corporación Autónoma Regional para la Defensa de la Meseta de Bucaramanga –CDMB dirigida por el Dr Martín Camilo Carvajal Camaro, se ubican los municipios de Vetas y California, cuyas condiciones sociales y económicas están asociadas a actividades ancestrales de explotación aurífera correspondiente a pequeña minería y minería artesanal (MAAPE).

Estas actividades mineras resultan de especial atención ambiental, toda vez que la región alberga ecosistemas como el “Páramo de Santurbán”, de especialísima importancia ambiental y para la pre-servación de recursos hídricos. Los valores y servicios ambientales, que se encuentran en esta región, requieren, más allá de las declaratorias de categorías de protección como Parque Natural Regional Santurbán y recientemente, la delimitación de la Zona de Páramo, el desarrollo efectivo de políticas públicas y acciones idóneas, eficaces y permanentes, que garanticen, la defensa de los bienes y


servicios ambientales y los derechos de las comunidades, lo que implica un adecuado modelo de desarrollo económico y un modelo de conservación incluyente, desafíos que desde hace más de una década han llevado a la CDMB al desarrollo de estrategias para la intervención de actividades mineras de pequeña escala, en aras de la protección de los recursos naturales impactados.

Las estrategias y programas implementados por la CDMB, están enmarcadas en la articulación interinstitucional como elemento clave para el logro de sus objetivos, destacándose la reducción progresiva de impactos ambientales generados por el uso de mercurio y cianuro en actividades de beneficio minero de pequeña escala y la vinculación de unidades de producción de pequeña minería a programas de mejoramiento integral, dentro del programa de formalización minera.

El Proyecto Río Suratá adelantado por la CDMB con apoyo del Acueducto Metropolitano de Bucaraman-ga, la Gobernación de Santander y el Gobierno Alemán a través del Instituto Federal de Geociencias y Recursos Naturales –BGR- (1989-2006), sentó las bases para los primeros trabajos a nivel nacional de eliminación del uso de mercurio en actividades mineras de pequeña escala, siendo replicada su metodología y tecnología en diferentes regiones del país.

La articulación con el Ministerio de Minas y Energía ha permitido trabajar en pro de pasar de procesos antitécnicos, peligrosos y altamente impactantes sobre los recursos naturales, a procesos que incor-poran métodos y tecnologías para el cumplimiento de normas ambientales, mineras y de seguridad e higiene minera. Esto a través de acompañamiento y apoyo interinstitucional hacia una “minería bien hecha”, que incluye la eliminación del uso del mercurio en el marco de la Ley 1658 de 2013 de elimi-nación del mercurio. La articulación entre el Ministerio de Minas y la CDMB ha puesto a disposición de pequeños mineros un equipo interdisciplinario que a través de herramientas teóricas y prácticas, han capacitado y acompañado a estas comunidades en la implementación de métodos productivos de cero mercurio, demostrándoles las bondades ambientales y económicas de estos modelos y per-mitiendo posicionar algunas de las unidades de beneficio intervenidas, como pilotos demostrativos. Igualmente, con los mineros de subsistencia se trabajó el mejoramiento de sus condiciones de vida y principios como separación del oro por concentración gravimétrica, permitiendo disminuir los im-pactos ambientales asociados.

La estrategia de mejoramiento tecnológico, iniciada en el proyecto Río Suratá y continuada por convenios de formalización minera, ha generado avances en la gestión ambiental asociada a la pe-queña minería. Demostrar las bondades económicas y la recuperación de metales preciosos, permitió que los pequeños mineros apostaran por este modelo productivo al punto de efectuar por su cuenta inversiones económicas para el mejoramiento de la actividad, bajo la orientación y acompañamiento institucional. De otra parte, esta clase de procesos, ha permitido concientizar a las comunidades mineras sobre la importancia del cuidado de los recursos naturales y el cumplimiento de la normativi-dad ambiental. Estos procesos de formalización minera también han aportado conocimiento sobre la actividad en especial los niveles de cumplimiento ambiental y conflictos ambientales asociados. Esto ha permitido la toma de decisiones encaminadas a cumplir los objetivos de protección y conservación de zonas como páramos y parques naturales a través de su incorporación, tanto en instrumentos de planificación como en instrumentos de mando y control ambiental.

Finalmente figuran los procesos de reconversión productiva que deben realizar las unidades mineras localizadas en zonas incompatibles con la actividad, así como los procesos de recuperación de pasivos ambientales mineros y los asociados a las actividades de cierre y abandono minero. La formalización ha


permitido caracterizar las unidades de producción que poseen esta condición y aportar elementos para la formulación de acciones de corto y mediano plazo que las lleven hacía la reconversión económica, siendo prioritario sumar esfuerzos institucionales para asegurar recursos técnicos y financieros necesarios.

Minería, Institucionalidad y Territorio en Colombia

Alfredo Ramos Maya

América Latina ha sido considerada como una región privilegiada para la exploración minera mundial como consecuencia de su potencial geológico y el crecimiento mundial en la demanda de estos. Sin embargo, su potencial minero – energético contrasta con la ausencia de políticas públicas reales y efectivas de los Estados respecto del subsuelo (CEPAL, 2006).

El proceso de extracción de minerales en Colombia hace parte de la historia del país. Desde la época de la colonia, la búsqueda de oro constituyó la frontera de la conquista. (Poveda, 2005). La “política minera en Colombia se ha definido en función de una apuesta de desarrollo minero sustentada en la participación de la industria privada y en una legislación adecuada para dicha apuesta”. (Morales, 2012. Pág.43).

Desde finales de la década de los 80, se comenzó a repensar la institucionalidad minera con el propósito de reducir la participación directa del Estado en el desarrollo de la actividad, y este hecho dio paso al Decreto 2655 de 1988. Este Código de Minas no se había terminado de decantar, cuando las condiciones externas e internas pusieron de presente las falencias del mismo. La globalización y el Consenso de Washington153 marcaron el periodo inmediatamente anterior a la promulgación de la Ley 685 de 2001 (Actual Código Minero).

Este nuevo Código “tiene como objetivos de interés público fomentar la exploración técnica y la explotación de los recursos mineros de propiedad estatal y privada; estimular estas actividades en orden a satisfacer los requerimientos de la demanda interna y externa de los mismos y a que su aprovechamiento se realice en forma armónica con los principios y normas de explotación racional de los recursos naturales no renovables y del ambiente, dentro de un concepto integral de desarrollo sostenible y del fortalecimiento económico y social del país”. (Artículo 1 Ley 685 de 2001).

La coincidencia entre el momento en que se expidió esta norma y el crecimiento récord de los precios de los minerales en el mercado internacional aumentó la participación de la industria en la producción nacional dramáticamente.

153 Política de liberación económica promovida por organismos multilaterales, (Banco Mundial y Fondo Monetario Internacional), que buscaba implantar en Amé-rica Latina reformas económicas estructurales en los países en desarrollo o en transición a economía de mercado.


Gráfica No. 2 PIB sector minas y energía (m&e) -crecimiento y participación en el total-(%)

Fuente: Planeación Nacional – MFMP 2010.

En la segunda administración del presidente Uribe, y en medio del boom minero energético, el Congreso aprobó la Ley 1382 de 2010, norma que pretendía extender el plazo de la legalización minera, la protección de páramos y humedales y prórrogas condicionadas, que no superó el control de constitucionalidad. Así las cosas, a partir de ese momento, las reformas jurídicas al sector minero se han dado a través de los planes nacionales de desarrollo, resoluciones y algunos decretos reglamen-tarios. (Pardo, 2013).

A pesar del desarrollo normativo y los constantes esfuerzos en aras de unificar, aclarar y consolidar un sector minero competitivo e industrializado, el logro de esto parece lejano. Como dijo Claudia Jiménez, “el que Colombia sea un país minero es una decisión de Estado”, situación que aún no se ha logrado consolidar por cuanto los intereses económicos, ambientales y sociales se mantienen en pugna.

Determinar la causa exacta de lo que ha pasado, o más bien de lo que ha dejado de pasar, requiere un análisis profundo y extenso. Sin embargo, lo que es claro, y en lo que parece existir consenso, es que si Colombia quiere ser un país minero de talla mundial, tiene que debatir y definir cuál es la mejor manera para aprovechar los recursos naturales. Esto implica analizar todas las implicaciones económicas, ambientales, sociales, políticas y demás consecuencias de ser un país minero.

A pesar de esto, el panorama nacional es el de la confrontación y de ausencia de claridad absoluta entre la política del Gobierno Nacional y la perspectiva de las entidades territoriales respecto de la minería. En un Estado Social de Derecho, como lo es Colombia, se debe buscar lograr la compatibilidad entre el desarrollo y progreso económico de la Nación con el ejercicio de las actividades económicas. Y éstas, a su turno, deben realizarse en el marco del desarrollo sostenible. Estamos llamados a conciliar los propósitos y políticas de la Nación con los intereses y competencias de las entidades territoriales.

Las autoridades nacionales y locales están llamadas a dar cumplimiento hasta las que hasta ahora han sido delineadas como sus competencias y funciones en el sector minero; a revisar con detenimiento casos como el del departamento de Antioquia y su delegación minera; y, a partir de estas experien-cias, en el marco de lo dispuesto por la Constitución y la Ley, aportar al desarrollo del sector minero de la Nación y de los ciudadanos en general.


A la luz de esta realidad, este documento examina y enuncia las funciones y competencias dadas por la normatividad vigente a los entes territoriales en materia minera; seguidamente, expone algunas consideraciones en lo que tiene que ver con la delegación minera de Antioquia y los aspectos positivos que ésta ha aportado desde lo local a lo nacional; y, finalmente, en la tercera parte, presentar algunas recomendaciones y posibles medidas que, en caso de ser adoptadas, permitan resolver este tensión entre lo nacional y lo local para lograr lo que como Nación estamos llamados a hacer: lograr acuerdos, bajo los principios de cooperación y colaboración armónica, para lograr juntos lo que pretendemos: una Colombia incluyente y próspera.

FUNCIONES Y COMPETENCIAS DE LOS ENTES TERRITORIALES EN LA MINERÍA

La Ley 685 de 2001 establece las competencias en materia minera para las autoridades territoriales, no sin antes consagrar en su artículo 5º que

“Los minerales de cualquier clase y ubicación, yacentes en el suelo o el subsuelo, en cual-quier estado físico natural, son de exclusiva propiedad del Estado, sin consideración a que la propiedad, posesión o tenencia de los correspondientes terrenos, sean de otras entidades públicas, de particulares o de comunidades o grupos”.

En el mismo sentido, el artículo 13 de este cuerpo normativo, en desarrollo del artículo 58 Constitu-cional, declara todas las ramas y fases de la industria minera como una actividad de utilidad pública, con las implicaciones que esto tiene, y a partir de estas consideraciones se delinea con claridad el marco de competencias de las alcaldías y gobernaciones en el sector minero, las cuales pueden ser delegadas con fundamento en el artículo 209 Constitucional, el cual establece que, “la función administrativa está al servicio de los intereses generales y se desarrolla con fundamento en los principios de igualdad, moralidad, eficacia, economía, celeridad, imparcialidad y publicidad, mediante la descentralización, la delegación y la desconcentración de funciones”.

El artículo 9 de la Ley 489 de 1998 permite, a su turno, a las autoridades administrativas, en virtud de lo dispuesto en la Constitución Política y de conformidad con la presente Ley, mediante acto de delegación, la transferencia del ejercicio de funciones a sus colaboradores o a otras autoridades, con funciones afines o complementarias.

Y de manera particular, lo dispuesto en el artículo 320 del Código Minero, el cual señala que la auto-ridad minera, previa reglamentación, podrá delegar en forma, temporal u ocasional, sus funciones de tramitación y celebración de los contratos de concesión, así como la vigilancia y control de su ejecu-ción, en los gobernadores de departamento y en los alcaldes de ciudades capitales de departamento.

Así las cosas, de conformidad con la organización de la administración pública y la distribución de funciones entre los entes que la integran, son funciones de los entes territoriales en la minería, las que se exponen a continuación:

1. Sobre la minería sin título: Los alcaldes, en virtud del artículo 306 de la Ley 685 de 2001, deben proceder a suspender, en cualquier tiempo, de oficio o por aviso o queja de cualquier persona, la explotación de minerales sin título inscrito en el Registro Minero Nacional.


2. Sobre los resarcimientos por daños y perjuicios: dando cumplimiento al mandato legal conte-nido en el artículo 44 del Código Minero, los alcaldes deberán comprobar los daños y perjuicios que se causen con ocasión de trabajos y estudios de prospección minera, y ordenar su inmediato resarcimiento, mediante los procedimientos establecidos en el Capítulo XXV del Código Minero.

3. Sobre las zonas excluibles de la minería: siguiendo lo dispuesto en el artículo 34 del citado código, los alcaldes deberán velar porque no se ejecuten trabajos y obras de exploración y explotación mineras en zonas de parques naturales y zonas de reserva forestal.

4. Sobre la procedencia lícita de los minerales extraídos: corresponde a los alcaldes en concor-dancia con lo establecido por el artículo 30 del Código Minero, la verificación respecto de la procedencia lícita de los minerales extraídos en el territorio de su jurisdicción mediante certi-ficación de origen expedida por el beneficiario del título minero. Hechos que deberán además ser puestos en conocimiento de la Fiscalía General de la Nación, para los fines pertinentes. 154 Es necesario indicar que la normativa vigente contempla que en el ejercicio de esta función, pueden los alcaldes realizar un decomiso provisional de los minerales cuyo origen sea ilícito. (Artículo 161).

5. Sobre el amparo administrativo para garantizar los derechos del titular minero: El Código de Minas establece en el artículo 307 que el beneficiario de un título minero puede solicitarle al alcalde o a la autoridad minera nacional155, a través de la imposición de una querella, la suspensión inmediata de la ocupación, despojo de terceros o perturbación que se realice en áreas objeto de su título minero, quien a su turno en desarrollo de la normativa vigente y garan-tizando los lineamientos del debido proceso constitucional y legal, determinará la procedencia de la medida, en procura de garantizar los derechos del titular minero.156

6. Sobre la caución y conflictos sobre servidumbres legales mineras: corresponde a los alcaldes, por motivo del ejercicio de las servidumbres legales, necesarias para el uso y beneficio de las obras y trabajos mineros, fijar la caución correspondiente en los términos del artículo 184 del Código Minero157. Asimismo, y de acuerdo con lo dicho en la Sentencia 4770 del 24 de noviembre de 1988 de la Corte Suprema de Justicia, “el conocimiento de los conflictos relacionados con servidumbres mineras está atribuido por ley a los alcaldes municipales del sitio en que se encuentra la mina y a la jurisdicción civil ordinaria conforme lo dispone el estatuto minero”.

154 Exceptuando aquí lo correspondiente a la minería de barequeo, entendida esta como aquella actividad popular de los habitantes de terrenos aluviales, la cual consiste en el lavado de arenas por medios manuales sin ninguna ayuda de maquinaria o medios mecánicos y con el objeto de separar y recoger metales pre-ciosos contenidos en dichas arenas. (Art. 155).

Para ejercitar el barequeo será necesario inscribirse ante el alcalde, como vecino del lugar en que se realice y si se efectuare en terrenos de propiedad privada, deberá obtenerse la autorización del propietario. (Art. 156).

En los terrenos aluviales declarados como zonas mineras de comunidades negras de acuerdo al artículo 131, sólo podrán practicar el barequeo los vecinos del lugar autorizados por el alcalde, que pertenezcan a la comunidad en cuyo beneficio se hubiere constituido dicha zona. (Art. 158).

El solicitante de amparo administrativo remitirá, en copia refrendada por la alcaldía, a la autoridad nacional minera la cual está obligada al seguimiento y vigi-lancia del procedimiento adelantado por el alcalde. Si advirtiere demoras injustificadas en el trámite y resolución del negocio, pondrá el hecho en conocimiento de la correspondiente autoridad disciplinaria para la imposición de las sanciones correspondientes. (Art. 312).

155 El solicitante de amparo administrativo debe remitir, copia refrendada por la alcaldía, de la actuación a la autoridad nacional minera la cual está obligada al seguimiento y vigilancia del procedimiento adelantado por el alcalde. Si advirtiere demoras injustificadas en el trámite y resolución del negocio, pondrá el hecho en conocimiento de la correspondiente autoridad disciplinaria para la imposición de las sanciones correspondientes. (Art. 312).

156 Corte Constitucional. Sentencia T-187 de 2013. 157 Decisión que será apelable ante el Gobernador en el efecto devolutivo y solo se concederá si el interesado constituye garantía provisional en la cuantía fijada

por el alcalde.


Es menester indicar en este punto que la Ley 685 de 2001, “no contempla el procedimiento que debe surtir el alcalde para garantizar el ejercicio del derecho de servidumbre minera, ante falta de acuerdo entre las partes”158, hecho que sí se encontraba contemplado en la Ley 1382 de 2010, expedida en la segunda administración del presidente Uribe, y en medio del boom minero-energético, que desafortunadamente no superó el control de constitucionalidad. En lo que se denominó inexequibilidad suspensiva por un término de dos años contados a partir de la ejecutoria de la sentencia C-336/2011, por lo expuesto en su parte motiva y que fuera el mandato al gobierno nacional para que procediera a expedir una norma que reglamentara lo que por vicios de constitucionalidad dejaría de existir estar reglado en la Ley 1382.

7. Sobre la autorización para vías públicas: en virtud de lo dispuesto por el artículo 116 de la Ley 685 de 2001, la autorización temporal e intransferible, a las entidades territoriales o a los contratistas, para la construcción, reparación, mantenimiento y mejoras de las vías públicas nacionales, departamentales o municipales mientras dure su ejecución, está en cabeza de la autoridad nacional minera o su delegataria.

8. Sobre el desarrollo de comunidades organizadas: en aras de desarrollar tareas y actividades tendientes a contribuir al desarrollo de comunidades organizadas, el Gobierno Nacional ha dispuesto que las tareas consagradas en los artículos 248 a 257 del Código de Minas, todas rela-cionadas con proyectos mineros especiales; desarrollos comunitarios; recurso humano nacional; utilización de bienes nacionales, entre otras, pueden ejecutarse a través de los departamentos y municipios si así lo dispone el Gobierno, con la provisión de los correspondientes recursos.159

9. Sobre las propuestas para contratos de concesión: en virtud de lo dispuesto en el artículo 270 de la Ley 685 de 2001, modificado por el artículo 1 de la Ley 926 de 2004, los interesados direc-tamente o a través de apoderado podrán presentar la propuesta de contrato ante la autoridad competente o delegada. Esto incluye los despachos de los alcaldes municipales, quienes, una vez la reciban y radiquen, deberán enviarla a la autoridad minera delegada que corresponda.

10. Sobre el recaudo de regalías: La normatividad establece el procedimiento para realizar la declaración de la producción minera y la liquidación, recaudo y transferencia de regalías; así como las obligaciones de los explotadores y la facultad de la alcaldías para adoptar las medidas necesarias para garantizar el recaudo.

Cabe resaltar que el proceso de liquidación, recaudo, distribución y giro de las regalías y demás contraprestaciones económicas se encuentra centralizado en el Grupo de Recaudo y Distribución de la Subdirección de Fiscalización y Ordenamiento Minero.

Es necesario señalar que en lo que tiene que ver con Materiales de Construcción, el Decreto 145 de 1995, designó a las Alcaldías Municipales en las cuales se realiza la explotación para efectuar el recaudo de las regalías a que están obligados a pagar los explotadores de materia-les de construcción, gravas, arenas, agregados pétreos, recebo, arcillas, calizas, arena silícea, feldespato, grafito, asbesto, barita, talco, asfaltita, fluorita, mica, diatomita, calcita, dolomita, mármol, rocas ornamentales y minerales de aluminio, manganeso y magnesio. Adicionalmente, mediante el artículo 2° de la resolución 8-0053 de enero 25 de 1996, se designó a las Alcaldías

158 De Bejarano, M. R. (2014). Código de Minas Comentado, 3. U. Externado de Colombia. 159 http://www.simco.gov.co/Portals/0/archivos/preguntas%20mas%20frecuentes%20en%20tramites%20mineros.pdf


Municipales en cuya jurisdicción se adelante la explotación, para efectuar la distribución y transferencia de las regalías de la explotación de caliza y puzolanas recaudadas por la industria cementera. Y cabe mencionar que la exigencia de las regalías de parte de los alcaldes munici-pales no es únicamente sobre aquellas personas que posean títulos de minería, si no a todas aquellas personas naturales o jurídicas que en la jurisdicción del territorio municipal haga aprovechamiento económico de recursos minerales que son de propiedad estatal, verbigracia cuando en la construcción de túneles de conducción en una represa se aprovecha la roca de esa actividad para construir instalaciones o como agregado para vías.

11. Sobre la prohibición de establecer zonas excluibles de minería: “Con excepción de las facultades de las autoridades nacionales y regionales que se señalan en los artículos 34 y 35 anteriores, ninguna autoridad regional, seccional o local podrá establecer zonas del territorio que queden permanente o transitoriamente excluidas de la minería.

Esta prohibición comprende los planes de ordenamiento territorial de que trata el siguiente artículo”.

Dicho esto, y atendiendo a los preceptos legales en los que queda claro que los recursos provenientes del subsuelo pertenecen a la Nación, y que la actividad minera ha sido calificada como de utilidad pública, la conclusión en este punto parecía obvia. Sin embargo, el tema ha ocasionado un debate sin precedentes en la historia minera del país, y en la discusión han tomado parte las altas cortes, los entes de control, y por supuesto, los entes territoriales.

Toda vez que el objeto principal de estas líneas no es otro que revisar las competencias y funciones de los municipios y departamentos en el sector minero, resulta inaplazable revisar este debate.

En primer lugar, la Corte Constitucional, mediante la Sentencia C-123 de 2014, resolvió la acción interpuesta en contra del artículo 37 de la Ley 685 de 2001 –Código de Minas-, norma que según el actor vulneraba la competencia de los concejos para regular los usos del suelo en el territorio del mu-nicipio o distrito –artículo 313 numeral 7 de la Constitución- y por desconocimiento de la protección que la Constitución obliga a brindar al derecho a un Ambiente Sano a los ciudadanos –artículo 79 de la Constitución-.

La Sala Plena de la Corte, al estudiar el contenido normativo que se deriva de la prohibición consa-grada en el artículo 37 de la Ley 685 de 2001, indicó que “si bien la interpretación del artículo 37 del Código de Minas puede sustentarse en el principio constitucional de organización unitaria del Estado –artículo 1 de la Constitución- y los contenidos específicos de los artículos 332 y 334 de la Constitución, que privilegian la posición de la Nación en la determinación de las políticas relativas a la explotación de recursos naturales.

También deben tenerse en cuenta otros contenidos constitucionales de igual valía dentro de la organización del Estado, como son los principios de autonomía y descentralización de que gozan las entidades territoriales para la gestión de sus intereses –artículo 287 de la Constitución-, y de coordi-nación y concurrencia –artículo 288 ibídem -, que se deben acatar al hacer el reparto de competencias entre la Nación y, en este caso, los municipios y distritos.

Por esta razón, y en procura de una solución que permita aplicar de forma armónica el contenido de los principios que se encuentran en tensión en este caso concreto, se concluyó que el artículo 37 de la


ley 685 de 2001 –Código de Minas- estaría acorde con la Constitución, siempre y cuando en el proceso de autorización para la realización de actividades de exploración y explotación minera –cualquiera sea el nombre que se dé al procedimiento para expedir dicha autorización por parte del Estado- se tengan en cuenta los aspectos de coordinación y concurrencia, los cuales se fundan en el principio constitucional de autonomía territorial”160.

En este sentido, la Corte Constitucional, declaró exequible el artículo 37 del Código de Minas, instan-do al Gobierno Nacional a que dentro del proceso de autorización de las actividades de exploración y explotación minera, se diera la oportunidad a las entidades municipales o distritales involucradas de participar activa y eficazmente en dicho proceso, mediante acuerdos sobre la protección de cuencas hídricas y la salubridad de la población, así como, del desarrollo económico, social y cultural de sus comunidades, en aplicación de los principios de coordinación, concurrencia y subsidiariedad. (Subrayado fuera del texto).

En cumplimiento de lo dispuesto en la Sentencia C-123 de 2014, el Ministerio de Minas y Energía, expidió el Decreto 2691 de 23 de diciembre de 2014, mediante el cual “se reglamenta el artículo 37 de la Ley 685 de 2001 y se definen los mecanismos para acordar con las autoridades territoriales las medidas necesarias para la protección del ambiente sano, y en especial, de sus cuencas hídricas, el desarrollo económico, social, cultural de sus comunidades y la salubridad de la población, en desarrollo del proceso de autorización de actividades de exploración y explotación minera”.

Dicho decreto estableció el procedimiento que permite a las entidades municipales o distritales participar activa y eficazmente en el proceso de desarrollo de la actividad minera, y dejó en cabeza de los concejos municipales o distritales la posibilidad de solicitar ante el Ministerio de Minas y Energía, previo acuerdo municipal o distrital, medidas de protección del ambiente sano.

Así las cosas, el asunto parecía zanjado, y la tensión entre lo local y lo nacional en materia minera superado. No obstante lo anterior, el miércoles 01 de julio de 2015, el Consejo de Estado le dio un revés a esta situación y suspendió el Decreto 2691 de 2014 mediante un auto, mientras se decide si será anulado o no. A pesar de la multiplicidad de normas y pronunciamientos, la discusión continuó entre quienes consideraban que la consulta popular sí era un mecanismo idóneo para que los pueblos decidieran si querían o no minería en sus territorios.

Como consecuencia de lo anterior, y sin que el Consejo de Estado se hubiese pronunciado frente a la legalidad de la reglamentación del artículo en comento, fue planteada una nueva acción constitu-cional frente al artículo 37 del Código de Minas y, esta vez, la Corte mediante Sentencia C- 273 de 2016, providencia que aún no conocemos íntegramente, declaró inexequible el artículo 37 de la Ley 685 de 2001.

De acuerdo con el comunicado de prensa No 22 de 25 de mayo de 2016, y una vez establecida la inexistencia de cosa juzgada constitucional frente a la Sentencia C-123 de 2014, la Corte determinó que por tratarse de una restricción a una competencia de las entidades territoriales, esta norma debió haber surtido el trámite de una Ley orgánica (artículo 288 CP), y no el de una Ley ordinaria, lo cual tiene como consecuencia que la misma deba ser excluida del ordenamiento jurídico colombiano por cuenta de un vicio de forma en su proceso de formación.

160 Corte Constitucional. Sentencia C-123 de 2014.


En este punto, es necesario tener en cuenta que los mandatarios locales elegidos por voto popular están llamados a cumplir un mandato legal entregado por la ciudadanía a través de los planes de desarrollo, los diferentes instrumentos de planeación, y las funciones y competencias consagradas en el artículo 29 de la Ley Orgánica 1454 de 2011, la cual asigna a los municipios competencia para:

a) Formular y adoptar los planes de ordenamiento del territorio; b) reglamentar de manera específica los usos del suelo, en las áreas urbanas, de expansión y rurales, de acuerdo con las leyes y c) optimi-zar los usos de las tierras disponibles y coordinar los planes sectoriales, en armonía con las políticas nacionales y los planes departamentales y metropolitanos, las cuales les atribuye directamente la Constitución en los artículos 311 y 313, numerales 7 y 9.

Consideraciones que llevaron a la Corte a encontrar que se debió respetar la facultad de configuración reservada al legislador para distribuir las competencias entre las entidades territoriales mediante una ley orgánica161.

No obstante lo anterior, esta sentencia fue proferida con una votación de 5 a 4, y se esperan varios salvamentos de voto, en los que entre líneas podemos ver que en concepto de los 4 magistrados disidentes “el examen de la Corte ha debido tener en cuenta además del texto original del artículo 37 demandado, el contenido normativo que le fue adicionado por medio de la sentencia C-123 de 2014 y los principios constitucionales de coordinación, concurrencia y subsidiariedad que gobiernan la ordenación territorial desarrollados en la ley orgánica de ordenamiento territorial”.

Y es que, si bien es necesario respetar la autonomía territorial y armonizar los usos del suelo en los municipios, distritos y departamentos, no se puede perder de vista el interés general de la Nación en el desarrollo de los proyectos, de las obras o las actividades declaradas de utilidad pública o de interés social162, y lo que el desarrollo sostenible de la industria minera significa para la Nación.

ANTIOQUIA Y SU DESEMPEÑO COMO DELEGADA MINERA, UN CASO DE ÉXITO

En el caso del departamento de Antioquia, donde la minería es una actividad tradicional, la riqueza de su subsuelo es enorme y la minería ha sido fuente de empleo y polo de desarrollo para muchas regiones, la Secretaría de Minas del Departamento se conformó el 14 de Octubre de 2008, mediante ordenanza 12 del mismo año, y desde allí se formulan, promueven y gestionan la ejecución de políti-cas, planes, programas y proyectos de desarrollo económico y social del sector minero.

La Secretaría es actualmente la única en el país que ejecuta labores delegadas por el Gobierno Nacional respecto al control y legalización de la minería, en los procesos de titulación y seguimiento de títulos mineros, de conformidad con lo previsto en la legislación sobre la materia, labor que puede ser considerada un caso de éxito y ejemplo a seguir por otros entes territoriales.

A manera de ejemplo, al revisar lo ocurrido en el periodo comprendido entre los años 2008 – 2011, encontramos, que, con recursos propios fruto de la actividad minera de Antioquia:

161 Corte Constitucional. Comunicado de Prensa No 22 de 25 de mayo de 2016. 162 Corte Constitucional. Sentencia C-123 de 2014. M.P Alberto Rojas Ríos.


1. Se invirtieron 64.408 millones de pesos en los diferentes programas de fomento y desarrollo minero, sin antecedentes en la historia del Departamento.

2. Se redujo el uso del mercurio en la actividad minera, en 11,6 toneladas.

3. Se formalizaron y fortalecieron 634 unidades mineras.

4. Un total de 7.000 personas fueron capacitadas en el tema de la minería, y 10.677 en seguridad minera.

5. En proyectos de joyería, generadores de valor agregado al negocio tradicional de materias primas, se invirtieron 2.345 millones de pesos.

Son unos de los muchos ejemplos de diversos objetivos económicos y sociales que logró la creación de la Secretaría de Minas en Antioquia. Adicionados a mayores recaudos en canon superficiario, se logra-ron importantes inversiones en materia de vivienda e infraestructura vial en las zonas de influencia minera en el Departamento, convirtiéndose en hito y referente de buen manejo de delegación minera en Colombia. Infortunadamente, una vez comenzó la administración departamental 2012-2015, redu-jeron tanto los recaudos como la obtención de objetivos sociales y económicos asociados a la minería.

Y es que un Departamento que tiene en sus cimientos históricos la actividad minera como elemento esencial y fundador, no puede desdeñar su pasado, ni mucho menos un sector que tiene gran inciden-cia en el presente económico del país.

El futuro económico minero de Antioquia debe tener las condiciones que todos deseamos: respeto por el medio ambiente, condiciones de seguridad física para los mineros, propugnar y trabajar por la formalización minera con las garantías de seguridad social para todos los involucrados, el pago y recaudo puntual y eficiente de regalías, y tecnología adecuada para nuestros minerales.

Los minerales estarán siempre presentes en nuestro subsuelo. Los criminales han estado a la espera de que se pongan todas las cortapisas a la legalidad para comenzar ellos una explotación que acabe con el medio ambiente, obvie el pago de regalías y jamás se adecúe al ordenamiento en materia de seguridad social y de condiciones laborales para quienes trabajen informalmente en el sector minero.

Así que el sueño que muchos han tenido de regiones con cero minería, corre un riesgo enorme por la llegada de ilegales y criminales que ponen en jaque la estabilidad económica y social de sus habitantes. Razón por la cual está el Estado en la obligación permanente de mantener ese equilibrio.

Conclusiones

La minería afronta una crisis multidimensional; exacerbada por cuenta de la violencia, la ilegalidad, la criminalidad, la informalidad, y el enfrentamiento que la explotación de recursos genera entre quienes participan de ella, a esto se suma la ausencia de definiciones y decisiones para priorizar su desarrollo al enfrentarse con otras prioridades como la agricultura, la forestación, la ganadería y la preservación ambiental.


Le corresponde entonces a

“la sociedad, representada por sectores del Congreso de la República, organizaciones de mineros, organizaciones no gubernamentales, la academia, centros de estudios y ciudadanos con sentido de pertenencia por sus recursos, proponer una reforma radical al modelo y un replanteamiento a fondo de la política sectorial para que la minería se pueda desarrollar sin generar conflictos insuperables y haciendo de los RNNR una riqueza en beneficio de todos: La tarea empieza por recuperar la gobernanza del sector”. (Pardo, 2014)

Lo anterior, toda vez que hechos como la excesiva rotación ministerial, el aumento del fenómeno de la minería ilegal y criminal, la falta de avances en la formalización minera, la ausencia de herra-mientas para combatir los delitos ambientales y mineros, y la ausencia o débil presencia del Estado en el territorio, no permiten que se observe en la “política” minera el interés del gobierno actual por modificar el modelo de desarrollo minero prevaleciente y empezar a construir uno que resulte sostenible, incluyente y responsable.

La CEPAL, en 2012, instó a los gobiernos de la región a introducir reformas estructurales que per-mitieran diversificar sus economías. Señaló que: “Debe darse un salto cualitativo en términos de capacidad productiva, capital físico y humano e inducir cambios tecnológicos que se conviertan en una ventana de oportunidad”.

En el caso colombiano, expertos como Garay, recomiendan que la minería debe ser abordada como un macro – sistema y no como un sector individual, que supere un modelo extractivista, carente de rigor técnico y jurídico, frente al otorgamiento de licencias mineras, el uso del suelo y el manejo ambiental, dado que cuenta con la existencia de un rico marco constitucional, legal y reglamentario.

Es importante que se haga una ponderación de los intereses nacionales así como una ponderación de normas y competencias de los entes territoriales, pues no puede desconocerse su facultad y derecho para reglamentar el uso de su territorio, pero sin dejar de tener en consideración cuales son las acti-vidades estratégicas y de interés público que ha determinado la Nación y nuestra Constitución para el futuro del país. No puede olvidarse tampoco que es riesgoso dejar el destino de los recursos naturales no renovables en manos de los entes territoriales, muchas de las veces de una gran debilidad institu-cional que podría traer consecuencias nefastas para el país y las regiones desde todo punto de vista. Por último, podría reflexionarse en torno al modelo económico si es que las regiones desean eliminar la actividad minera de sus territorios, hacer la ponderación, y calculando los costos para el país, decidir acabar con la actividad minera sabiendo cuanto nos costará social y económicamente, y estableciendo de antemano la actividad con la que reemplazaríamos ese renglón de la economía nacional.

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V. OTRAS OPINIONES SOBRE LA MINERÍA EN COLOMBIA

Perspectivas de la Industria Minera

Santiago Ángel Urdinola Dada la coyuntura actual de precios, producto de la incertidumbre sobre el crecimiento de China y de la volatilidad de los mercados financieros, consideramos necesario la adopción de medidas que coadyuven al mejoramiento de los índices de competitividad del país, que permitan un mayor desarrollo del sector y mantengan y/o aumenten la producción de minerales en el país, generando un mayor recaudo al fisco nacional e impacten positivamente los indicadores macroeconómicos del país.

Un análisis comparativo del comportamiento de los precios indica una caída más pronunciada en el 2015. Mientras el precio del oro revirtió su tendencia en los primeros meses de 2016, cobre, carbón y níquel se mantienen en niveles similares a los observados al cierre del año anterior

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Gráfico No. 1 Índice de predios minerales

Fuente: Cálculos ACM. Carbón (ICE Rotterdam Coal Futures Prices http://www.barchart.com), Oro (http://www.gold.org), Cobre y

Níquel (LME Official Prices)

La dinámica de los precios, sumada a los menores recursos de inversión, se tradujo en un decrecimien-to de1,7% del sector minero al finalizar 2015 (Gráfico 2).

Gráfica No. 2 Crecimiento real del PIB minero Variación anual %

Fuente: DANE. Cálculos ACM Nota: minería incluye extracción de carbón mineral, minerales metalíferos y minerales no metálicos.

La Inversión Extranjera Directa (IED), en el sector minero – energético pasó de niveles de USD 1.513 millones a USD 299 millones entre el primer trimestre de 2015 y el mismo periodo de 2016, lo que representa una variación anual de -80.2%. De hecho, la IED en minería pasó de USD 477 millones a USD 38 millones, siendo el sector con menor inversión durante el período, tras una variación anual negativa de 92% en los primeros tres meses del año. (Gráfico 3).


Gráfica No. 3 Inversión Extranjera Directa en Minería USD Millones

Fuente: Banco de la República.

Otro indicador que refleja el deterioro de las condiciones del sector minero es el nivel de ventas ex-ternas. A pesar del aumento de las exportaciones de esmeraldas y oro en el primer trimestre de 2016, las ventas en dólares de minerales cayeron 32,1% jalonadas por ferroníquel y carbón que mantienen variaciones negativas superiores al 30% (Gráfico 4).

Gráfica No. 4 Exportaciones de Minerales1/

Millones de dólares (vaolación %)

Fuente: DANE. * Corresponde a información año corrido a marzo.

En promedio entre 2005 y 2014, el sector pagó $1.3 billones por regalías, tras alcanzar su punto máximo en 2012, al ascender a $1.9 billones. Al respecto, vale la pena mencionar que las regalías


mineras son producto principalmente de la producción de carbón que genera el 80% de los recursos por este concepto, seguido por níquel y oro que participan con el 8% y 6%, respectivamente.

Aparte de lo anterior, es importante destacar el papel que ha desempeñado la minería en el desa-rrollo de la estructura productiva de las regiones, no sólo a través de los recursos de regalías, que permitieron importantes inversiones, sino también vía el empleo generado, los ingresos provenientes de la tributación de las compañías a nivel territorial, y los encadenamientos productivos. De hecho, excluyendo la extracción de petróleo, en Departamentos como La Guajira, Cesar y Córdoba la partici-pación de la minería alcanzó el 53.6%, 41% y 10.9% del PIB de 2014, en su orden (Gráfica 5).

Gráfica No. 5 Minería1/ en el PIB Departamental - 2014 % del PIB Departamental

Fuente: Cuentas departamentales 2014. DANE

1/ Corresponde a la actividad explotación de minas y canteras

Entre 2002 y 2014, el número de ocupados en actividades asociadas a extracción de minas y canteras pasó de 183.000 a 214.000 personas, según cifras del DANE. No obstante, de acuerdo con datos publicados por la Agencia Nacional de Minería, con base en el ejercicio de fiscalización a títulos mineros, el sector genera 350 mil empleos.

Por otra parte, a partir de un estudio elaborado por Fedesarrollo (2013) sobre los impactos socioeco-nómicos del sector minero en Colombia, un aumento de un peso de la producción minera genera un incremento de 2,44 pesos en la producción bruta nacional; de 1,3 pesos en el valor agregado nacional; y de 0,30 pesos en la remuneración del trabajo.

El buen momento que atravesó el país, resultado de los aportes del sector, se explicó en parte por el nivel de precios de los minerales, que aunque registraron dinámicas diferentes, en todos los casos se observaron aumentos significativos en el periodo 2005-2012. Sin embargo, hoy el panorama es totalmente distinto, y el sector minero enfrenta una desaceleración que se ha traducido en un deterioro de los resultados desde hace algunos años. Por ejemplo, la Superintendencia de Sociedades en su informe de Desempeño del sector de minería 2012-2014, publicado en el mes de junio de 2015,


muestra que los subsectores de carbón y minerales metalíferos vienen deteriorando sus principales indicadores financieros desde 2013 (Gráfico 6).

Gráfica No. 6 Indicadores financieros por Subsector

Carbón Minerales metalíferos

Fuente: Superintendencia de Sociedades.

Por ello, y por el bien de nuestro país debemos buscar la adopción de medidas en pro de la compe-titividad de la industria que redundarán en el relanzamiento del sector minero, vía nueva inversión para mantener y/o aumentar la producción de minerales.

COMPETITIVIDAD INTERNACIONAL

En su análisis de competitividad del sector minero, E&Y concluyó que Colombia superaba la carga fiscal promedio y se ubicaba entre los países con la carga fiscal más alta para la explotación de carbón y oro, tanto en minas con explotación a cielo abierto, como subterránea en 2012 (Tabla 1).

Tabla No. 1. Carga fiscal total – Resultados en precios de largo plazo

Fuente: Análisis comparativo de la participación estatal para las minas de oro y Carbón en Colombia. Ernst & Young. 2012


Concluye así que frente a países competidores en la producción de carbón y oro, Colombia ya ocupaba, antes de las nuevas reforma tributarias163, el primer lugar cuando se calcula la carga fiscal para proyectos de oro en explotación subterránea, y el segundo en proyectos de oro y carbón para minas a cielo abierto, y de carbón subterráneas (Tabla 2).

Tabla No. 2. Carga fiscal total – Ranking de países

Fuente: Análisis comparativo de la participación estatal para las minas de oro y Carbón en Colombia. Ernst & Young. 2012

Los más reconocidos informes internacionales de competitividad minera como el elaborado por el Fraser Institute 2015, evidencian una tendencia decreciente en la calificación de la región, donde Chile (11), Perú (36) y México (37) ocuparon los puestos más sobresalientes en el ranking de países con mayor atractivo para la inversión, mientras Colombia ocupó el puesto 55 entre los 109 países que hacen parte del estudio. Algunas de las conclusiones del informe sobre nuestro país resal-tan la demora en los trámites, los cambios en los requerimientos para permisos ambientales y la cancelación o derogación de los proyectos por causas ajenas al operador, entre otros. (Gráfico 7).

Gráfica No. 7

Fuente: Fraser Institute

163 Con posterioridad al estudio de la consultora se han aprobado dos reformas tributarias: Ley 1607 de 2012 y Ley 1739 de 2014


CONTEXTO SOCIO-AMBIENTAL

La industria minera ha tenido que defender su legitimidad, como ningún otro sector económico del país, por cuenta de discusiones ideológicas, a pesar de que la propia Constitución de 1991 le asignó al Estado la propiedad del subsuelo y la administración de su explotación. La misma carta magna nos reconoce como un país de tradición minera, es decir, reconoce la actividad y sus recursos como fuente de desarrollo.

Es cierto que la comunicación de la industria presenta falencias y también que el desconocimiento sobre la actividad genera resistencia, pero no podemos olvidar que es lamentable que la incursión de la minería ilegal y criminal esté presente en los territorios e incluso en vez de rechazarla con vehemencia, algunos sectores guarden silencio.

Es urgente cambiar el discurso y enfocar conversaciones sobre el binomio minería – ambiente, debemos lograr una mayor integración enmarcada en el concepto de las buenas prácticas, donde se generen aportes a la sustentabilidad como propósito corporativo. Esta industria trabaja bajo altos estándares en sus operaciones y previene, minimiza, controla o restaura. La trazabilidad ambiental forma parte de la cadena de valor de la operación minera.

En ese sentido, se requiere generar decisiones y acciones públicas que contribuyan a alcanzar niveles de competitividad adecuados donde la industria minera forme parte del modelo económico, social y ambiental del país. El principal reto para el sector público colombiano es superar la gran barrera institucional que no le ha permitido potenciar, de manera competitiva y responsable, los recursos naturales del territorio nacional.

Además, es conveniente reflexionar sobre la reforma al Sistema General de Regalías, donde los muni-cipios mineros perdieron interés en la industria porque vieron disminuidos los recursos provenientes de las regalías.

CERTEZA JURÍDICA

Uno de los temas que hoy más inquietan al sector son las decisiones judiciales que cambian de manera súbita las reglas del juego. En especial los fallos proferidos entre el 2010 y el 2016 dejan en evidencia que se ha generado un alto grado de incertidumbre jurídica.

En ese período cerca de 3 de cada 4 fallos han representado decisiones adversas a la industria, incluidas decisiones sobre reglamentaciones necesarias que brindarían seguridad a las instituciones y a los titulares mineros como fueron las Leyes 1382 de 2010, Código de Minas, y las que aprobaron los Planes Nacionales de Desarrollo 2010-2014 y 2014-2018 fueron demandadas y declaradas inexe-quibles, la primera, totalmente, las segundas en aspectos mineros.

Asimismo, sentencias como la C-035 de 2016 y C-273 de 2016 han generado grandes dificultades para determinar las competencias de las autoridades nacionales y compatibilizarlas con las de las autoridades regionales, seccionales o locales. Creándose un ambiente enrarecido en los territorios y promoviendo acciones que solo polarizan más a la opinión pública.


No dejan de ser preocupantes las decisiones de algunos municipios de expedir acuerdos excluyendo la minería de sus jurisdicciones, donde a la vez se deberían preguntar de dónde saldrán los minerales para la construcción de vivienda de interés social, para las vías, qué harán los transportadores que llevan el mineral desde los depósitos a las obras públicas y privadas. No se puede desconocer que estas decisiones generan desempleo e impactan otros sectores de la economía local que coexisten con la industria. No sería más importante ¿excluir la minería ilegal y criminal de los territorios?, esa que destruye el medio ambiente y roba recursos al fisco.

Para atender estas dificultades debe existir mejor coordinación entre autoridades competentes y que las entidades territoriales, en las que existen operaciones mineras, accedan directamente a mayores recursos de renta minera (impuestos y regalías), en aras de que tengan presupuestos de inversión acordes a sus necesidades sociales y económicas.

También se han suspendido y declarado nulos varios actos administrativos importantes para el de-sarrollo del sector, entre ellos: i.) Resolución 180241 de 2012, sobre zonas estratégicas mineras; ii.) Decreto 934 de 2013, prohibición de entidades territoriales de restringir actividades mineras, iii.) Decreto 934 de 2013, formalización de minería tradicional y, iv.) Decreto 2041 de 2014, acuerdos con entidades territoriales según sentencia C-123/2014.

Debemos buscar un gran acuerdo nacional por la minería, aquel donde se busque dar certezas y garantías en las reglas de juego y sobre todo cerrar la puerta a la ilegalidad. Un reciente estudio de la Universidad Externado de Colombia reveló que 233 municipios tienen presencia de minería ilegal y en otro, elaborado por el Gobierno Nacional y las Oficinas de las Naciones Unidas se afirma que el 60% de la explotación de oro de aluvión en el país se realiza sin ninguna figura autorizada.

No se puede desconocer que esta problemática esta permeada por grupos al margen de la ley y son los principales actores directos de los irreparables daños al medio ambiente, la explotación de la población y pérdida de recursos fiscales.

En ese sentido, se requiere un control a la extracción ilícita de minerales, mediante una política que aborde integralmente la problemática con sanciones ejemplarizantes, no excarcelables y mayores entidades competentes en el trámite de amparos administrativos.

La labor del gobierno ha sido firme pero se requieren más políticas y normas con sanciones implaca-bles que permitan controlar en el territorio este flagelo.

Nuestro llamado es a que el sector minero sea abordado en integralidad: el fiscal, el ambiental, el político, el social y el económico. La integralidad es una premisa fundamental que permite analizar con soporte técnico y objetivo la realidad de la industria. La falta de integralidad nos está llevando a discusiones polarizadas sin posibilidad de construir acuerdos. Por esto, de la mano de las empresas trabajamos en posicionar y visibilizar la importancia del sector minero, el aporte que ha recibido el país y las oportunidades que tenemos frente a otros países mineros.

Datos de la ANM revelan que existen cerca de 312 tipos de minerales en el territorio nacional. De los títulos mineros el 57% corresponde a materiales de construcción, seguido en un 17% de carbón, 11% metales preciosos, 5% calizas, 4% minerales industriales y piedras preciosas, respectivamente.


Como país tenemos un potencial incalculable de minerales y también una responsabilidad en la manera de utilizarlos y aprovecharlos para el desarrollo de las regiones y el país. Conversar con las comunidades sobre ese potencial implica no sólo dotarlos de información sino contar con unas pautas claras de cómo será ese relacionamiento.

Sin lugar a dudas, le hace falta al sector una visión clara y coherente de mediano y largo plazo que impulse su crecimiento ordenado. Los expertos recomiendan que para crecer y superar la pobreza se debe construir sobre las fortalezas, es así como los recursos naturales (renovables y no renovables) son una oportunidad para todos los colombianos y representan una oportunidad.

Por ello, el potencial del país para desarrollar la industria minera sigue vigente, el acompañamiento institucional, con especial énfasis en la coordinación de las autoridades nacionales y locales, los organismos de control y el congreso, entre otros, serán determinantes para su futuro inmediato.

Chile, Perú, Brasil, Australia y Canadá, entre otros, lograron hacer de la industria minera su apalanca-miento para transformar la riqueza del subsuelo en inversión para el desarrollo de sus países.

Una normatividad minera moderna, estable, abierta a la inversión y que garantice la seguridad jurídica, es prioridad para el sector. Establecer mecanismos para hacer más eficaz la lucha contra la extracción ilícita de minerales es un imperativo.

El Estado no puede renunciar a desarrollar una industria extractiva responsable, en un país que tiene pobreza monetaria del 27,8%, que tiene una tasa de desempleo del 9% y una de subempleo subjetivo 29,3%, no puede desechar una actividad que genera 350 mil empleos directos y 900 mil indirectos.

En tiempos donde las finanzas del país están tan ajustadas y las necesidades apremian, no debemos perder de vista que la minería formal es uno de los pilares de crecimiento y desarrollo económico de las regiones.

Algunas Apreciaciones en los Procesos de Restitución de Tierras Frente a la Minería

Héctor E Guzmán Luján

El proceso de restitución de tierras, consagrado en la Ley 1448 de 2011, es uno de los instrumentos creados dentro del marco de la justicia transicional para hacer frente a la problemática de despojo y desplazamiento vividos en Colombia en las últimas décadas e identificada como una crisis humanita-ria por la Honorable Corte Constitucional en sentencia T- 025 de 2004.

INTRODUCCIÓN

Este proceso con sus aciertos y críticas se ha constituido en un cambio de paradigma respecto al ordenamiento jurídico tradicional, que no fue capaz de solucionar los problemas agrarios en nuestro país y que se utilizó en reiteradas oportunidades en connivencia por el mismo Estado, para despojar


a la población más vulnerable e incentivar la desigualdad en el acceso y propiedad de la tierra. Adicionalmente, el derecho civil no ha sido un instrumento eficaz para solucionar la problemática de informalidad en el acceso a la tierra en Colombia, en tal sentido el doctrinante (NEIRA NÚÑEZ, 2012), en el artículo denominado “Derecho Civil, Restitución de Tierras y Justicia Transicional164” manifiesta que existe una problemática respecto de las formas de tenencia de los predios en especial los rurales, pues si bien la legislación civil contempla las figuras del título y el modo, y éste en particular, para inmuebles, requiere del registro, lo cierto es que según datos del Instituto Geográfico Agustín Codazzi recogidos por la comisión de Seguimiento a la Política Sobre Desplazamiento Forzado, el 28% de éstos predios están ocupados sin título. La explicación de tal situación es la siguiente:

El fenómeno de la informalidad de la propiedad privada en Colombia tiene origen en múltiples facto-res, como los costos asociados al registro de propiedades y transacciones, el marco tributario predial y los procesos de sucesión, las dificultades de acceso físico y económico a notarías y ORIP165, un desconocimiento de los procesos e instancias y, por las mismas razones, una marcada cultura de la oralidad, que hace prevalecer el carácter privado de los documentos y transacciones sobre el proceso público que demandan para formalizarse166. Es precisamente este último elemento, el que, en la prác-tica, lleva a que los titulares de diferentes derechos de tenencia sobre bienes raíces (especialmente en el ámbito rural) considere suficientes, para acreditar y defender la propiedad, sobre dichos bienes, asumir un presupuesto natural de posesión a través de acuerdos verbales o de documentos escritos que no han nacido a la vida pública, en tanto que por su no formalización han quedado circunscritos al ámbito de las partes contratantes.

Ahora bien, para hacer frente a esta problemática este cambio de paradigma ha estructurado toda una serie de instrumentos jurídicos, entre las cuales se destacan: inversión de la carga de la prueba, la no aplicación del principio de legalidad del acto administrativo, pruebas sumarias, fidedignas de las pruebas para acreditar la calidad de víctimas y las presunciones en relación con los predios inscritos en el registro de tierras despojadas mediante las cuales el legislador, teniendo en cuenta la magnitud de los fenómenos de desplazamiento en Colombia, buscó proteger a las víctimas dentro del proceso de restitución. Adicionalmente, se consagraron una serie de presunciones de derecho y de hecho en el artículo 77 de la ley 1448 de 2011 y el opositor dentro del proceso de restitución debe probar una buena fe calificada o exenta de culpa.

En este escenario, uno de los obstáculos, que ha encontrado el proceso de restitución, son los títulos mineros otorgados por el Estado en tierras donde se presentaron fenómenos de violencia y que hoy en día están siendo reclamados por sus propietarios poseedores u ocupantes. Dentro de este contexto se pretende en el presente escrito identificar, algunos aspectos relevantes que tienen incidencia en el proceso de restitución frente a la minería.

164 NEIRA NUÑEZ. LUIS MANUEL Derecho Civil, Restitución de Tierras y Justicia Transicional. Revista Indexada Visión Jurídica. Editorial Ibáñez. Club de Abogados 2012 páginas 114 - 115

165 Oficina de Registro de Instrumentos Públicos. La sigla aparece en el texto original.166 Cita a LUIS JORGE GARAY (dir). El reto ante la tragedia humanitaria del desplazamiento forzado: reparar de manera integral el despojo de tierras y bienes, v

5, Bogotá, Comisión de Seguimiento a la Política Pública Sobre desplazamiento Forzado, 2009, pp 53 y 54. La nota número 50 que se introdujo es del texto original y dice “Estos otros elementos se han reseñado en distintos documentos de trabajo del Proyecto de Protección de Tierras y Patrimonio de la población desplazada. Medidas de protección y propuestas y desafíos en restitución. Seminario preparatorio a la primera consulta social sobre la restitución de bienes. Bogotá, Comisión Nacional de Reparación y Conciliación. Agosto de 2008.


- En primer lugar, se espera dilucidar si el desarrollo de la industria extractiva, con todas las im-plicaciones desde los ámbitos sociales económicos o ambientales pugna con el espíritu de la Ley de víctimas y restitución de tierras o puede existir una coexistencia entre estos dos derechos.

- En segundo lugar identificar si el otorgamiento de un título minero en una zona donde se en-cuentre documentado un contexto de violencia implica necesariamente la suspensión o nulidad del acto administrativo.

- Por último determinar algunos criterios relevantes para la adopción de medidas cautelares de suspensión de un título minero. dentro del proceso de restitución de tierras.

COEXISTENCIA ENTRE EL DERECHO A LA RESTITUCIÓN DE TIERRAS Y LA ACTIVIDAD MINERA

La propiedad de los recursos mineros, son de propiedad exclusiva del Estado167. Derecho a la pro-piedad que ha sido avalado por la jurisprudencia de la Corte Constitucional en sentencia C-006 de 1993. M.P. Eduardo Cifuentes Muñoz168. Por lo que, en principio se puede afirmar que los procesos de restitución de tierras no afectan el desarrollo del proceso extractivo, porque este es un problema de titularidad en la superficie e independientemente quien posea el derecho real, ésta es viable por sus características de interés nacional y utilidad pública.

El hecho de que en un predio existan títulos mineros vigentes, no obstaculiza el proceso de restitución de tierras, en primer lugar, porque el contrato de concesión no implica un derecho de propiedad, ya que no puede predicarse que exista derecho a la restitución sobre el subsuelo o sobre los recursos mi-nerales; en segundo lugar, porque este procedimiento se predica respecto de la propiedad o posesión del predio y no a la propiedad de los recursos mineros, los cuales son del Estado y solo pueden ser explotados cuando medie una autorización sin consideración a que la propiedad, posesión o tenencia de los correspondientes terrenos, sean de otras entidades públicas, de particulares o de comunidades o grupos, y en tercer lugar la intervención siempre será temporal.

En tal sentido la Corte Suprema de Justicia desde los inicios del siglo pasado estableció en Sentencia de Casación del 21 de julio de 1915,

“El dueño del terreno donde está situada mina ajena, no pierde su derecho de dominio porque en él se haya descubierto y titulado y por tanto puede en su carácter de dueño, construir edificios, plantar, sembrar, sin perjuicio del laboreo de la mina, ya que el descubrimiento de ella en su terreno no lo priva de su derecho de dominio, sino que se lo limita con las servidumbres que a favor de las minas establece la ley en los terrenos donde ellas están ubicadas, y en los terrenos inmediatos” (subrayado fuera de texto)

167 Ley 685 de 2001 “Artículo 5°. Propiedad de los Recursos Mineros. Los minerales de cualquier clase y ubicación, yacentes en el suelo o el subsuelo, en cualquier estado físico natural, son de la exclusiva propiedad del Estado, sin consideración a que la propiedad, posesión o tenencia de los correspondientes terrenos, sean de otras entidades públicas, de particulares o de comunidades o grupos. - Quedan a salvo las situaciones jurídicas individuales, subjetivas y concretas provenientes de títulos de propiedad privada de minas perfeccionadas con arreglo a las leyes preexistentes..

168 Dado que el Estado es propietario del subsuelo y de los recursos naturales no renovables, sin perjuicio de los derechos adquiridos y perfeccionados con arreglo a las leyes preexistentes (C.P art 332), corresponde a los titulares de estos últimos la carga de probar el presupuesto que el derecho objetivo indica como necesario para reconocer una situación jurídica de propiedad. La afirmación de la propiedad que hace la constitución en favor del Estado convierte a la carta en título de esta reserva minera.


No obstante lo anterior y en contraposición a esta hipótesis, se podría argumentar que uno de los fines de la Ley de restitución de tierras es lograr que las victimas que han sufrido los rigores de la violencia y han sido despojadas o desplazadas puedan regresar a sus predios. Esta finalidad tiene varias connotaciones, en primer lugar, con los procesos de retorno se reconstruye el tejido social, deteriorado por décadas de abusos por parte de los actores armados, en segundo lugar, el aspecto simbólico de retorno implica recuperar la memoria, cultura y raíces de las comunidades, que en muchas ocasiones fueron objeto de crímenes de lesa humanidad, como masacres o desapariciones forzadas, y en tercer lugar, desde el punto de vista de las comunidades indígenas o afrocolombianas que tienen un derecho de prelación para explotar los recursos naturales no renovables en su territorio.

Es decir, el desarrollo de un proceso extractivo puede dar lugar a una re-victimización de aquella pobla-ción vulnerable que pretende regresar a un territorio del cual fue desplazado. Adicionalmente, en predios donde se presenten alteraciones significativas de la tierra como los procesos de extracción minera se aplica la presunción legal consagrada en el artículo 77 numeral 2 literal b de la Ley 1448 de 2011.169

Discusión que parece ser zanjada por la Honorable Corte Constitucional cuando examinó mediante sentencia de constitucionalidad C-035 del 8 de febrero de 2016. M.P Gloría Stella Ortiz Delgado, las Leyes mediante las cuales se expidieron los Planes Nacionales de Desarrollo 2010-2014 y 2014-2018 y específicamente la figura de las Áreas de Reserva Estratégicas Mineras (AEM), el Sistema de Proyectos de Interés Nacional y Estratégico (PINE) y las actividades extractivas en ecosistemas de páramo, donde se argumentó que sí es viable la extracción minera en predios que se encuentren solicitados en restitución, considerando que las posibles víctimas solicitantes cuentan con todas las garantías procesales y debido proceso para actuar en un eventual procedimiento de expropiación.

“Con todo, pese a que la Corte demostró que el procedimiento de expropiación reviste de mayores garantías a las víctimas del conflicto armado que la compensación directa, podría alegarse en gracia de discusión que dicho procedimiento implicaría someter a las víctimas a la carga de un proceso de expropiación, lo cual resultaría en una doble victimización. No obstante, para la Sala Plena esta postura no es de recibo, por dos razones principalmente. En primer lugar, porque si bien el proceso de expropiación impone una carga procesal a las víctimas, ésta es razonable, teniendo en cuenta las garantías resultantes de adelantarlo. En particular, porque este proceso garantiza que las víctimas reciban, no sólo una compensación, sino una indemnización justa por la limitación a su derecho de propiedad. En segundo lugar, porque el hecho de que se les permita a las víctimas acceder al procedimiento de expropiación en condiciones de igualdad con el resto de los ciudadanos no significa que se les obligue a someterse a este procedimiento. Las víctimas bien pueden decidir vender voluntariamente al Estado sus bienes, sin necesidad de acudir al proceso de expropiación. El deber de acudir a la expropiación sólo obliga al Estado a adelantar dicho proceso cuando requiera dichos bienes para adelantar proyectos de utilidad pública y no se haya podido llegar a un acuerdo con el propietario. En esa medida, garantizar la aplicabilidad del proceso expropiatorio permite que las víctimas decidan voluntariamente si venden o se someten al proceso de expropiación una vez el bien les ha sido restituido; pero si no están de acuerdo con los términos de la

169 Artículo 77 numeral 2 literal b de la Ley 1448 de 2011 Presunciones legales en relación con ciertos contratos b. Sobre inmuebles colindantes de aquellos en los que, con posterioridad o en forma concomitante a las amenazas, se cometieron los hechos de violencia o el despojo se hubiera producido un fenómeno de concentración de la propiedad de la tierra en una o más personas, directa o indirectamente; sobre inmuebles vecinos de aquellos donde se hubieran producido alteraciones significativas de los usos de la tierra como la sustitución de agricultura de consumo y sostenimiento por monocultivos, ganadería extensiva o minería industrial, con posterioridad a la época en que ocurrieron las amenazas, los hechos de violencia o el despojo.


expropiación, se les garantiza que tengan la posibilidad de adelantar un proceso judicial en igualdad de condiciones con los demás ciudadanos. Esto permite que las víctimas desarrollen su autonomía, tomen decisión libremente y de manera consciente sobre sus propios intereses. De esta manera se las pone en un plano de igualdad con el resto de ciudadanos, garantizando así el desarrollo de un escenario de normalidad. (Negrillas fuera del texto)”

EL OTORGAMIENTO DE UN TÍTULO MINERO EN UNA ZONA DONDE SE ENCUENTRE DOCUMENTADO UN CONTEXTO DE VIOLENCIA IMPLICA NECESARIAMENTE LA SUSPENSIÓN O NULIDAD DEL ACTO ADMINISTRATIVO

Se ha tratado de identificar la posible relación que existe entre la violación a los derechos humanos y la industria minera asentada en el país. En el documento realizado por la Contraloría General de la República sobre Minería en Colombia, derechos, políticas y gobernanza, se presenta en el capítulo segundo170

“…que pueden identificarse las violaciones a derechos humanos que se encuentran asociadas a la presencia minera en los territorios en conflicto. Según cifras de Funtraenergética (2011), “el 80% de las violaciones a los derechos humanos que ocurren en Colombia, se presentan en los municipios mineros-petroleros (el 35% del total nacional); el 87% del desplazamiento for-zado sale de estos municipios y quienes reciben regalías por producción minero-energética; el 78% de los crímenes contra sindicalistas, 89% contra indígenas y 90% contra afrodescen-dientes, se cometen en áreas minero-energéticas” (Ramírez Cuéllar, 2011)”

Datos e informes que sirven de base para armar los contextos de violencia vividos en las últimas décadas, los cuales en muchas oportunidades son inobjetables y ciertos como los realizados por el Centro de Memoria Histórica sobre los Montes de María o sobre el sur de Cesar en donde se narran situaciones de violencia de carácter general que afectaron en mayor o menor medida a todos los estamentos sociales de esas regiones. No obstante lo anterior, resulta pertinente cuestionarse si este contexto de violencia, es razón suficiente para solicitar un predio en restitución y la suspensión o nulidad de un título minero, con las consecuencias económicas que esto implica, teniendo en cuenta que el titular minero de manera general, no accede al proceso de restitución como un opositor sino como un tercero afectado por la suspensión, de un procedimiento administrativo en virtud de la consagrado en el literal e) del artículo 86 de la ley 1448 de 2011.

Al respecto se considera que para acreditar la calidad de víctima de la violencia y el posterior despojo debe existir un nexo causal entre esta violencia generalizada y las condiciones especiales del solicitante, por lo que se debe analizar en detalle cada caso en particular.

De manera general y en reiteradas oportunidades se presenta en las solicitudes de restitución la narración de unos hechos generales de violencia y presentados como pruebas fidedignas, las cuales deben ser analizadas de acuerdo con los principios de la sana crítica171 y unidad de la prueba, y como

170 VARGAS VALENCIA FERNANDO Minería, conflicto armado y despojo de tierras: impactos, desafíos y posibles soluciones jurídicas pág. 64 Minería y derechos humanos.

171 Según Eduardo Couture, las reglas de la sana crítica, son reglas del correcto entendimiento humano, contingentes y variables con relación a la experiencia del tiempo y del lugar; pero estables y permanentes en cuanto a los principios lógicos en que debe apoyarse la sentencia Para Jaime Guasp, son los criterios normativos ( reglas, pero no jurídicas) que sirven al hombre normal, en una actitud prudente y objetiva (sana) para emitir juicios de valor ( estimar apreciar) acerca de una cierta realidad. Para Jairo Parra Quijano las reglas de la sana crítica son: Pautas que elaboramos (para juzgar), utilizando como materiales el ambiente creado por el proceso en cuestión (“pequeña historia del proceso”) las máximas de la experiencia y si es del caso las reglas técnicas, científicas o artísticas (prueba pericial). Sana ( objetiva, sincera) Crítica: Juzgar de conformidad con las reglas de la lógica, para lo cual se debe narrar, y hacer discurso (es decir informar) El Doctrinante Antonio Dellepiane en su libro “ Nueva Teoría de la Prueba” cuando describe el tema de la verdad judicial y verdad legal, realiza unas reflexiones relacionadas con la posibilidad de otorgarle al juez una completa libertad para ir a la verdad y que es conveniente que la Ley no imponga a


consecuencia de ello otorgarle su real valor probatorio, ya que no basta para acreditar la calidad de víctima unos hechos generales e indeterminados sino que esos hechos deben guardar relación con el hecho victimizante a que fue sometido el solicitante.

En relación con el nexo causal que debe existir entre la calidad de víctima y el hecho generador del desplazamiento, se ha venido decantando la jurisprudencia en materia de restitución de tierras de modo que, no necesariamente la calidad de víctima genera el derecho a la restitución consagrada en la Ley 1448 de 2011.

A manera de ejemplo se presentan una serie de pronunciamientos en fallos de restitución de tierras, del Honorable Tribunal Superior del Distrito Judicial de Bogotá- Sala Especializada en Restitución de Tierras en los cuales se analiza la relación causal del contexto de violencia con los hechos victimizantes.

- Tribunal Superior del Distrito Judicial de Bogotá D.C.- Sala Civil Especializada en Restitución de Tierras. Fecha: Seis (06) de febrero de dos mil catorce (2014) referencia: restitución de tierras. Radicación: 50001312100220130008501

(…)

“ Se encuentra acreditada la situación de violencia la cual se determinó con base en las decla-raciones del solicitante y su esposa, tal y como se expuso en el punto “4.1” de estas conside-raciones, circunstancia fundamental para predicar su calidad de víctimas del conflicto armado. Sin embargo, está desvirtuada una relación de causalidad entre los hechos de violencia que determinaron el desplazamiento del solicitante y su esposa, y la permuta voluntaria, libre y espontánea que aquellos realizaron del predio que abandonaron en San Isidro.”

(…)

“En consecuencia, no encuentra la Sala motivos fundados para predicar que si bien el señor Juan Bautista Ángel Ipuz es víctima del conflicto armado, no lo es también con ocasión de haber sufrido un despojo, por el contrario, hay argumentos suficientes para concluir que a pesar de que el solicitante tiene la calidad de víctima (por desplazamiento), no por ello es titular del derecho de restitución en los términos de la L. 1448/2011 en relación con el inmueble aquí solicitado, del cual se desprendió voluntariamente sin desventaja aparente provocada por circunstancias de necesidad.”

- Tribunal Superior de Bogotá – Sala Civil Especializada en Restitución de Tierras. Fecha: veinti-siete (27) de febrero de dos mil catorce (2014) Radicación N°:73001-31-21-002-201200124-00.

¿Pero el hecho victimizante que tuvo ocurrencia el 24 de abril de 2001, en la vereda El Neme y que provocó el desplazamiento de la solicitante y su núcleo familiar, fue determinante en el

la conciencia de los magistrados reglas imperativas que los fuercen a tener por verdadero aquello que no sienten y creen como tal argumenta también que la tendencia actual en todas las legislaciones, es en el sentido de la libertad dejada al juez para la apreciación del valor o fuerza de la prueba. Hay quien opina que la libertad debe ser absoluta. En esto como en todas las cosas, lo prudente y sabio es, sin duda colocarse en un término medio razonable. Entre sofocar la conciencia del juez bajo una multitud de reglas, muchas de ellas de dudoso resultado y dejarlo en absoluto librado a su propia inspiración y criterio, hay eviden-temente, un término medio racional: el que consiste en preceptuar ciertos principios, universalmente aceptados por su carácter de fijeza y por la posibilidad de su demostración científica, dejando sin embargo, en definitiva al magistrado el derecho para formarse su propia convicción. “


negocio jurídico que ella fraguó con el señor Gregorio Bonilla Marín, en mayo de 2004? Aplica para el caso sub lite, la presunción legal contemplada en el ‘literal 33 a) del numeral 2 0 del artículo 77 de la Ley 1448 de 2011?

“No hay duda frente a la ocurrencia del hecho victimizante el 24 de abril de 2001 en la Vereda El Nene del Municipio del Valle de San Juan (Tolima), que conllevó para un sin número de familias el desplazamiento de esa vereda, incluyendo entre ellas a las aquí solicitantes. Tampoco hay duda en que el hecho victimizante se presentó en un sector colindante con el predio “El Cerrito” objeto de reclamación. Ese hecho constituyó, en efecto, un acto de violencia’ generalizada en la medida en que se ejecutó indiscriminadamente contra los pobladores de la aludida vereda, a quienes aquél día, los paramilitares reunieron en un solo sitio y procedieron contra ellos, no solo a quemar algunas viviendas sino a asesinar .a varias personas, entre estas, a la señora ‘Cecilia Guarnizo presidenta de la Junta de Acción Comunal de Ia vereda. Ello por supuesto constituyó un fenómeno que implicó desplazamiento colectivo y violación grave a los derechos humanos”.

“Sin embargo, hay que anotar que tales hechos no fueron la causa eficiente en la celebración del negocio jurídico de compraventa entre Martha Cecilia Guarnizo y Gregorio Bonilla Marín, porque tales hechos en parte alguna se muestran corno determinantes en la consumación de la reiterada negociación, pues como se ha sustentado en estas consideraciones, al momento de realizarse la negociación, la influencia de los actos de violencia acaecidos en el año 2001 había cesado, menos aún, si se tiene en cuenta que dicho acto jurídico se materializó: en el mes de mayo del año 2004, es decir, tres años después de la ocurrencia de los mismos”

(…)

- Tribunal Superior del Distrito Judicial de Bogotá, Sala Civil Especializada en Restitución de Tie-rras- Fecha: Enero veintitrés (23) de dos mil catorce (2014) Ref. 50001-31- 21-001-2013-0005-01.

“Hechas las anteriores consideraciones, hace notar esta colegiatura que si bien el reclamante ha podido ser víctima de desplazamiento forzado y, por ende, de abandono o despojo forzado de tierras, en el presente asunto tal condición no se aprecia clara en relación con el terreno que se reclama en restitución, pues, de los medios probatorios a los que se acaba de hacer mención, lo que se extrae con claridad meridiana es que el desplazamiento de TRUJILLO SANCHEZ, de haber ocurrido, pudo serlo de la Vereda La Cristalina del municipio de Mesetas, y no de la Inspección de Alto Tillavá del municipio de Puerto Gaitán (Met).

Dado el grado de fidedignidad del que vienen revestidas las pruebas que al proceso de resti-tución allega la UAEGRTD (L. 1448/11, art. 89 inc. final), resulta ineludible despachar desfa-vorablemente al señor FABIO TRUJILLO SANCHEZ la reclamación en su favor promovida en este asunto, pues, no es posible salvar las inconsistencias reseñadas en precedencia, ni aún con el interrogatorio que absolviera en diligencia realizada el pasado veinticuatro (24) de abril del año inmediatamente anterior ante el Juzgado Primero Civil del Circuito Especializado en Restitución de Tierras de Villavicencio (Met.), pues de tal pieza procesal tampoco es posible extraer la claridad suficiente para desvirtuar las deficiencias ya reseñadas en precedencia.


Cierto es que tal interrogatorio el absolvente afirmó haber sido desplazado tanto del municipio de Mesetas como del municipio de Puerto Gaitán, no obstante su manifestación en tal sentido no obtuvo respaldo en ninguno de los elementos probatorios arrimados al plenario.

No es posible brindar plena credibilidad a lo afirmado por el reclamante en relación con el presunto desplazamiento del municipio de Puerto Gaitán del que aduce haber sido víctima, bajo el único y explosivo presupuesto del principio de la buena fe, en razón, precisamente, a que las pruebas que aportara para demostrar sus afirmaciones en el sentido que se dejó consignado en la demanda, son las que derivan de su propia declaración jurada y en esta probanza en donde surge una de las mayores dudas.

En este escenario, se considera que el contexto de violencia, que es inobjetable y cierto en varias zonas de país, por sí sólo, no es causal para solicitar un predio en restitución de tierras o para declarar la suspensión o nulidad de un título minero

CRITERIOS PARA LA SOLICITUD DE MEDIDAS CAUTELARES DE SUSPENSIÓN O NULIDAD DE UN TÍTULO MINERO DENTRO DEL PROCESO DE RESTITUCIÓN DE TIERRAS

La Ley 1448 de 2011, mediante la cual se dictan medidas de atención, asistencia y reparación integral a las víctimas del conflicto armado interno y se dictan otras disposiciones, consagra en su artículo 86 la posibilidad del decreto de medidas cautelares en el proceso de restitución, en la admisión de la solicitud o en cualquier tiempo, con el fin de prevenir un daño inminente o hacer cesar cualquiera que se estuviese causando. En materia de restitución de grupos étnicos o afrodescendientes se encuentran consagradas en el Decreto 4633 de 2011 y 4635 de 2011 respectivamente, con unas connotaciones adicionales que pueden ser solicitadas antes de la presentación de la solicitud de restitución.172

Ahora bien, estas medidas encuentran su soporte dentro del marco de la justicia transicional los convenios internacionales y orientaciones de los derechos humanos, y el derecho internacional hu-manitario que hacen parte del bloque de constitucionalidad, y están encaminadas a la necesaria protección de las víctimas como eslabón frágil dentro del proceso de restitución, no obstante estas consideraciones, deben estar soportadas en criterios de razonabilidad y proporcionalidad teniendo en cuenta lo consagrado en el artículo 590 del Código General del Proceso que al tenor literal establece,

“Para decretar la medida cautelar, el juez apreciara la legitimación o el interés para actuar de las partes y la existencia de amenaza o la vulneración del derecho. Así mismo el juez tendrá en cuenta la apariencia de buen derecho como también la necesidad, efectividad y propor-cionalidad de la medida, y si lo estimaré procedente podrá decretar una menos gravosa”

172 Tribunal Superior del Distrito Judicial, Sala Especializada en Restitución de Tierras de Antioquia, en sentencia del 23 de septiembre de 2014. Radicado 27001 31 21 001 2014 00005. Solicitante: Resguardo Indígena Embera Katio del Alto Andágueda El Juez instructor encntró viable esta solicitud teniendo en cuenta la lesión grave y urgente de los derechos fundamentales de los solicitantes y procedió mediante providencia de fecha 4 de febrero de 2013, aportunamente, a ordenar todas las medidas que conforme a la norma en refrencia consideró necesarias y pertinente acordes con los objetivos señalados para dicha figura, de la siguiente manera. Primera Decretar: en favor del resguardo indígena del Río Andágueda, de manera provisional hasta tanto se presente la demanda de RESTITUCIÓN JUDICIAL DE DERECHOS TERRTORIALES INDIGENAS, lo cual no podrá ser superior a los seís (6) meses a la fecha de esta providencia, las siguientes medidas.- 1. Suspender el estudio y trámite de solictudes de terceros ajenos a la comunidad indígena de títulos míneros que se traslapen con el resguardo indígena del río Andagueda. 2. Suspnder el estudio y trámite de solicitudes de terceros ajenos a la comunidad indígena del Resguardo del río Andagueda


Son claros y justificados los poderes que la Ley de Restitución le otorga al Juez de Restitución de Tierras173 y la discrecionalidad que le confiere en el marco de justicia transicional, lo cual implica por parte de los falladores una mayor rigurosidad, con el fin de evitar que el marco se desborde, un claro ejemplo de esto es la posibilidad del decreto de medidas cautelares de suspensión de títulos a empresa mineras, en el cual a pesar que en principio estas medidas gozarían de la apariencia de buen derecho174 se debe determinar dentro de la complejidad propia del proyecto minero, el grado de afectación del predio y la etapa en que se encuentra, para decretar la medida cautelar de suspensión o solicitar la nulidad del título, porque no es lo mismo una fase exploratoria que una de explotación, teniendo en cuenta las afectaciones tanto de índole social como ambiental175.

Los Honorables Jueces y Magistrados de Restitución de Tierras vienen creando una incipiente juris-prudencia sobre el tema, y se encuentra más que justificado que la misma no sea homogénea, consi-derando entre otros, la ausencia de antecedentes no sólo en el ámbito Nacional sino Internacional, sin olvidar lo sui generis de este proceso que se desarrolla dentro de un conflicto armado vigente.

En la incipiente jurisprudencia, en algunos casos no se han decretado las medidas, argumentando la titularidad del Estado del subsuelo y la competencia de las autoridades mineras y ambientales en la materia, como el fallo del Juzgado Civil Especializado en Restitución de Tierras de Caucasia (Antioquia) de junio veintiséis (26) de dos mil quince (2015) radicado 05154-31-21-001-2014-00056-00, a saber:

“Ahora bien, la ANM ha certificado que el predio “El Tesoro” presenta superposición en un 100% de su área, contrato de concesión minera LEL-14301, pero las pruebas practicadas e incluso la inspección judicial da cuenta de que en el citado predio aún no hay exploración

173 GUZMAN LUJAN HECTOR ENRIQUE Autorizaciones Ambientales en la Ley de Restitución de Tierras. Boletín Informativo del Instituto de Estudios del Ministerio Público. Procuraduría General de la Nación Bogotá diciembre de 2014 Es decir el juez de restitución, dentro del marco de la justicia transicional y con el fin de lograr la efectividad del derecho fundamental a la restitución de tierras, goza de unos poderes que le permite poner en movimiento a los diversos estamentos estatales, entre ellos, a las autoridades ambientales para que actúen en consonancia con la finalidad del proceso de consagrado en la Ley . En tal sentido se pro-nunció el Tribunal Superior del Distrito Judicial, Sala Especializada en Restitución de Tierras de Antioquia, en sentencia del 23 de septiembre de 2014. Radicado 27001 31 21 001 2014 00005. Solicitante: Resguardo Indígena Embera Katio del Alto Andágueda “De ahí las facultades otorgadas a los jueces transicionales de restitución de índole procesal, probatoria, de inmediación, etc.. que los diferencia sustancialmente de los jueces civiles ordinarios por la amplitud de las competencias que se le otorgan y que se sintetizan en el contenido del fallo (art 166 D.L 4366/2011) en donde además de la orden principal de la restitución de los derechos territoriales puede poner en movimiento obligatorio a todas las instituciones públicas que de una u otra manera tengan que ver con dicho tema, reubicar a la comunidad en otros territorios, declarar nulidades de actos administrativos, suspensión de obras, proyectos y actividades legales e ilegales, ordenar compensaciones, en fin, todo lo que considere necesario para garantizar la efectividad de la restitución jurídica y material del territorio, y la estabilidad en el ejercicio y goce efectivo de los derechos de las víctimas pertenecientes a la comunidades

174 ÁLVAREZ GÓMEZ MARCO ANTONIO.- Las Medidas Cautelares en el Código General del Proceso. Consejo Superior de la Judicatura, Sala Administrativa, Plan de Formación de la Rama Judicial, Módulo de Aprendizaje Autodirigido Escuela Judicial Rodrigo Lara Bonilla. 2014. “Por regla general toda medida cautelar tiene como fundamento la plausibilidad del derecho objeto de la pretensión (fumus boni iuris), merecimiento que, es lo usual, despunta de las pruebas aportadas con la demanda. Si el derecho cuya protección o satisfacción se reclama luce factible o probable; si el juez encuentra que el soporte probatorio da pie para considerar –prima facie- que la pretensión eventualmente podría ser concedida; si, en fin, la reclamación ofrece una apariencia racional de buen derecho, es viable decretar una medida cautelar, con apego a la autorización legal. La apariencia de buen derecho es, pues, el principio cardinal de las medidas cautelares, porque de una u otra manera legítima institucionalmente la decisión. Una cautela adoptada para respaldar o asegurar un derecho que se ofrece débil resulta arbitraria y, desde luego, constituye una notoria injusticia”.

175 Cartilla Minera - Unidad Administrativa Especial de Gestión de Tierras Despojadas y la Agencia Nacional de Minería. Bogotá Noviembre de 2015. Editorial. Imprenta de Colombia En el contrato de concesión de la Ley 685 de 2001 - Código de Minas, se estableció de forma clara que para la ejecución de este título minero, se deben tener en cuenta las siguientes etapas

Exploración Construcción y Montaje Explotación

Duración Tres (3) anos Tres (3) anos 24 años o el resultante una vez descontadas las prorrogas

Prorrogable Si, hasta por un término total de once (11) anos Si, por un (1) ano Si. Hasta por treinta (30) anos34

Actividades a desarrollar

Exploración técnica Búsqueda de depósitos mineralesIncluye métodos geológicos, geoquímicos y geofísicos

Construcción e instalación de infraestructura Montaje necesario para las Labores de explotación.

Extracción y procesamiento de Minerales.- También actividades orientadas a la preparación y desarrollo de las áreasQue abarca el depósito mineral.


ni explotación minera alguna, que el predio se ha aprovechado en la agricultura y ganadería, que es la actividad a la que se ha dedicado ELIAS VENTURA TREJO SANTOS y su núcleo familiar, lo que significa que al predio reclamado se le ha dado una vocación agrícola que es a la postre lo que manda la Ley 1448 de 2011. Sin embargo, no puede esta Agencia Judicial desconocer los mandamientos del art. 332 de la Constitución Política y demás normas que la desarrollan y que enseñan que es EL Estado el propietario del subsuelo y de los recur-sos naturales no renovables, sin perjuicio de los derechos adquiridos y perfeccionados con arreglo a las leyes pre-existentes, por ende, no podría esta Agencia Judicial cancelar la licencia minera otorgada por la ANM, por cuanto se repite, es al estado a quien le compete el otorgamiento y cancelación de licencias de exploración y explotación de minerales que se encuentren en todo el territorio nacional, así lo ha dejado claro la H. Corte Constitucional mediante sentencia en la que ha dicho sobre el tema: “De conformidad con el citado texto legal, la decisión de establecer zonas excluidas de la minería compete exclusivamente a las autoridades ambiental y minera (artículos 34 y 35, en concordancia con el artículo 122 de la Ley 685 de 2001) labor esta que se enmarca en el ámbito de sus funciones constitucionales y legales..8, y no en vano el decreto 0934 de 2013, expedido por el Presidente de la República, por medio del cual se reglamenta el artículo 37 de la Ley 685 de 2001, en su artículo 1º otorga la potestad de decidir sobre las zonas que deben ser excluidas y restringidas de la minería le compete exclusivamente, y dentro de los límites fijados en los artículos 34 y 35 de la Ley 685 de 2001, a las autoridades minera y ambiental, quienes actuarán con base en estudios técnicos, económicos, sociales y ambientales y dando aplicación al principio del desarrollo sostenible. En este orden de ideas, la licencia o concesión minera que se trae a colación se dejará vigente, además de que la misma, actualmente no reporta ningún perjuicio al propietario del inmueble a restituir.”

En otras oportunidades se han levantado las medidas cautelares teniendo en cuenta el grado de afectación del proyecto minero, a manera de ejemplo, está el proferido por la Sala Especializada en Restitución de Tierras de Cartagena Sentencia No 04, Proceso – Restitución de Tierras Despojadas – Radicado 05000 2221 002 2013 00021 01 donde se argumentó:

“En cuanto a la suspensión del título minero que reposa sobre el predio, decretado por el Juez Especializado, como quiera que no existe reporte de afectación del fundo con tal título o solicitud de concesión, según reporte de la Agencia Nacional Minera, (ANM) es necesario levantar la medida de suspensión de dicho convenio en su defecto se ordenará a la Agencia Nacional Minera, revisar los contratos de concesión minera que recaen sobre el inmueble.”

Así mismo, se encuentran casos en los cuales se solicitó por la Unidad Administrativa Especial de Restitución de Tierras la medida cautelar y la posterior nulidad del título y fue concedida por el fallador en sentencia proferida por el Juzgado Segundo Civil de Circuito Especializado en Resti-tución de Tierras de Apartadó – Antioquia en sentencia del 16 de diciembre de 2015 Radicado: 050453121002201400032 Sentencia No. RT02

“Se decretará, la nulidad del título y la solicitud vigente minera para explotar carbón térmico otorgado por la ANM por la modalidad de contrato de concesión (L685) a la Gobernación de Antioquia, identificado con Registro Minero No. ICQ- 0800176X y en caso de que se encuentre en curso alguna aprobación, no se concedan los permisos, concesiones y autorizaciones


para el aprovechamiento de los recursos naturales que se hubieren otorgado o se llegaren a otorgar con posterioridad al despojo u abandono del predio objeto de reclamación.”

En materia de afrodescendientes mediante auto interlocutorio No 0086 del primero (1) de julio de dos mil catorce (2014 proferido por el Juzgado Primero Civil del Circuito Especializado en Restitución de Tierras de Quibdó ( Chocó) sobre el Consejo Comunitario Mayor de la Organización Popular y Campesina del Alto Atrato- COCOMOPOCA, se decidió no conceder las medidas, sobre la base que la jurisdicción administrativa es la competente para decidir sobre el tema y que los títulos mineros pueden afectar de manera grave los territorios, pero ello no quiere decir que éstos sean un incentivo al despojo.

“No desconoce este Despacho que la adopción de tales instrumentos pueda afectar de manera grave derechos territoriales de la comunidad, en la medida en que dichas resoluciones se traslapen al territorio, pero ello no quiere decir, que sea un incentivo al despojo en aprovecha-miento a la situación de violencia. Es por tanto viable para las autoridades de la comunidad de COCOMOPOCA activar la jurisdicción contenciosa administrativa o la constitucional como mecanismo transitorio para deshacer los efectos nocivos de dichos instrumentos legales.

No existe prueba en el plenario, que lleven al convencimiento a este Despacho que dichos instrumen-tos legales fueron expedidos en aprovechamiento de la situación de violencia de los 9 bloques en los que dichos instrumentos legales coinciden con el territorio de COCOMOPOCA. Por tales razones, este estrado negará dichas pretensiones.”

En materia de grupos étnicos está la emblemática sentencia del Alto Andagueda proferida por el Tribunal Superior del Distrito Judicial, Sala Especializada en Restitución de Tierras de Antioquia, en sentencia del 23 de septiembre de 2014. Radicado 27001 31 21 001 2014 00005. Solicitante: Resguardo Indígena Embera Katio la cual tanto el Juzgado Primero Civil del Circuito Especializado en Restitución de Tierras de Quibdó como la Sala del Tribunal decretaron la medida cautelar de suspensión de varios títulos mineros, con el argumento de la falta de consulta previa.

Decisión del Juez Civil de Circuito Especializado de Restitución de Tierras

Aspecto importante que se debe tener en cuenta es la falta de realización de consulta previa a las comunidades ubicadas dentro del resguardo indígena del río Andágueda, antes de expedir tanto los títulos mineros como las concesiones, ello por cuanto resultaría violatoria de un dere-cho constitucional, el expedir actos administrativo los cuales afectan un derecho fundamental de una colectividad de especial protección como lo es el RESGUARDO DEL ALTO ANDÁGUEDA.

Así las cosas la consulta previa se considera como el derecho fundamental que tienen las co-munidades indígenas y demás grupos étnicos cuando se piensen tomar medidas de cualquier clase, o cuando se vayan a realizar proyectos, obras o cualesquier actividad dentro de sus territorios, buscando con ello proteger su integridad tanto social como cultural y económica y garantizar el derecho a la participación.


Conclusiones

- No se configura una revictimización de un solicitante de un predio dentro de un proceso de restitución cuando en él se desarrolla un proyecto minero, considerando que el subsuelo es del Estado, y en el evento de una eventual expropiación se cuenta con todas las garantías procesales.

- Para acreditar la calidad de víctima de la violencia y el posterior despojo debe existir un nexo causal entre esta violencia generalizada y las condiciones especiales del solicitante, teniendo en cuenta que se debe analizar cada caso en particular.

- El grado de afectación del predio y la etapa en que se encuentre ya sea de exploración o explotación minera, se constituyen en criterios relevantes tanto en la etapa administrativa, como en la judicial, del proceso de restitución de tierras para solicitar o decretar las medidas cautelares de suspensión de un título minero. Específicamente, en el tema de la industria minera estas consideraciones adquieren gran relevancia teniendo en cuenta que se busca, por parte de los grupos de presión maximizar sus riesgos tornándose prácticamente en inviables el desarrollo de proyectos extractivos.

- El tema minero en Colombia puede constituirse en un claro ejemplo de lo que (SUNSTEIN y KURAM) denominan como cascadas de disponibilidad (Kuran, 1999),

“…entendidas como una cadena auto sostenida de acontecimientos que puede comenzar por reportajes de los medios sobre un acontecimiento relativamente menor y llegar hasta el pánico colectivo y la intervención del gobierno a gran escala. En ocasiones, los reportajes de los medios sobre un riesgo captan la atención de un segmento de la opinión pública, a la que deja alarmada y preocupada. Esta reacción emocional se convierte en un acontecimiento en sí mismo que da lugar a una cobertura adicional en los medios que a su vez produce una mayor preocupación y repercusión. El círculo es a veces acelerado deliberadamente por “empresarios de la disponibilidad” individuos u organizaciones que trabajan para asegurar un flujo continuo de noticias preocupantes. El peligro va exagerándose cuando los medios compiten con titulares que llaman la atención. Los científicos y otros grupos que intentan hacer perder el miedo y el horror crecientes atraen poco la atención de la sociedad, que casi siempre se muestra hostil: quien diga que el peligro ha sido exagerado será sospechoso de estar vinculado con abyectas maniobras.”

ReferenciasÁLVAREZ GÓMEZ MARCO ANTONIO.- Las Medidas Cautelares en el Código General del Proceso. Consejo Superior de la Judicatura, Sala Administrativa, Plan de Formación de la Rama Judicial, Módulo de Aprendizaje Autodirigido Escuela Judicial Rodrigo Lara Bonilla. 2014.

GUZMAN LUJAN HECTOR ENRIQUE Autorizaciones Ambientales en la Ley de Restitución de Tierras. Boletín Informativo del Instituto de Estudios del Ministerio Público. Procuraduría General de la Nación Bogotá diciembre de 2014


NEIRA NUÑEZ. LUIS MANUEL Derecho Civil, Restitución de Tierras y Justicia Transicional. Revista Indexada Visión Jurídica. Editorial Ibáñez. Club de Abogados 2012 páginas 114 – 115

LUIS JORGE GARAY El reto ante la tragedia humanitaria del desplazamiento forzado: reparar de mane-ra integral el despojo de tierras y bienes, v 5, Bogotá, Comisión de Seguimiento a la Política Pública Sobre desplazamiento Forzado, 2009, pp 53 y 54.

TIMUR KURAN Y CASS R. SUSNTEIN “Availability Cascades and Risk Regulation, Stanfor Law Review 51 (1999), pp 683-768

VARGAS VALENCIA FERNANDO Minería, conflicto armado y despojo de tierras: impactos, desafíos y posibles soluciones jurídicas pág. 64 Minería y derechos humanos Contraloría General de la República Minería en Colombia, derechos, políticas y gobernanza 2013

Biodiversidad y Minería en Colombia: un Enfoque Ecosistémico

Brigitte LG Baptiste

La minería en Colombia no es igual a la que se hace en Chile o en las zonas secas del Perú o México, pues es la biodiversidad la que plantea una condición especial para la intervención del territorio. Muy pocos parámetros de la gestión ambiental de otras latitudes pueden importarse para nuestro país, así las lecciones aprendidas y la tecnología parezca la más conveniente; la diferencia, marcada en abundancia de especies vivas y de interacciones entre ellas que apenas comprendemos, nos hace excepcionalmente vulnerable y de paso, responsables ante el planeta entero. Por tanto, se hace mandatorio una minería colombiana con un contexto ecosistémico colombiano, el cual aún está por construirse en la mayoría de los casos: cuesta dinero, y solo hasta hace poco algunas empresas e inversionistas han dado muestras de querer invertir en ello.

Malacostumbrados, como estamos a la perspectiva del enriquecimiento rápido, al sueño de El Dorado, a las historias del “enguaque” y el milagro de las esmeraldas o el oro, Colombia apuesta, en el sentido más completo de la palabra, a una riqueza llena de avatares y rehúsa por ello gastar anticipadamente la ganancia en hacer bien las cosas. La prueba, el desorden institucional, la contaminación acumulada y sus efectos en la salud, a menudo ocultos o desprestigiados, la violencia y pobreza en las zonas aparentemente afortunadas. Incluso, la respuesta ambientalista y el debate en medios dan prueba de las dificultades de acceder a información de calidad acerca de la minería, con lo cual se llega al extremo de proponer moratorias a toda la actividad, sin perspectivas de una transición hacia mejores prácticas de manejo.

La necesidad de desarrollar minería no siempre ha estado acompañada de la construcción de legiti-midad social y ambiental, al menos no en todas las escalas. Las comunidades locales, sin recursos de capital para participar en proyectos mineros que promuevan su bienestar, frecuentemente resultan


desplazadas, desarticuladas o destruidas por los proyectos que vienen con requerimientos de com-petitividad internacionales y con promesas institucionales de un Estado que requiere divisas para su fortalecimiento. Por supuesto, en una nación con la inequidad y asimetrías que posee Colombia, no es fácil de salirse del sendero trazado por la dependencia y la presión de integración al mercado global, lo que hace de las actividades extractivas, centro de contradicción y conflicto.

Este trabajo no es en absoluto una reflexión exhaustiva acerca de la relación de la minería colom-biana con los temas ambientales del país, ni siquiera con la megabiodiversidad que nos caracteriza, algo que está aún por hacerse. Se trata más bien de un ensayo general acerca de los aspectos que podrían tenerse en cuenta para una discusión de mayor profundidad al respecto, menos vociferante, con parámetros y perspectivas que, si bien provienen de la ecología, se adaptan a las perspectivas contemporáneas del debate acerca de la interdependencia entre los sistemas vivientes del planeta y la sociedad, en su expresión de diversidad amenazada drásticamente por el cambio global.

MINERÍA Y COMPLEJIDAD

Hacia una biotipología de las actividades mineras

La minería es por definición una actividad que transforma la superficie y las profundidades de la Tierra, por tanto es imposible pensarla como inocua y sin impacto. El debate sectorial, por tanto, se concentra en los criterios y parámetros de evaluación de la conveniencia de esas transformaciones, con una perspectiva distributiva de los beneficios, el riesgo y los perjuicios a la sociedad, presente y por venir. Sus efectos por lo general son irreversibles, en la medida que modifica la morfología de los paisajes y con ello, su funcionalidad, los modos de vida de las personas y de todos los seres vivos que comparten el territorio con la actividad.

Sabemos que existen numerosos tipos de minería, con diversos tipos de efectos en los ecosistemas: una perspectiva de complejidad que permite inferir algunos de los retos de gestión más evidentes para la actividad en nuestro país, de acuerdo con una clasificación que entienda el contexto social y ecológico interdependiente en el cual se adelanta la actividad.

Paisajes mineros sostenibles

De las escenas invocadas por W Gibbson en su novela del Neuromante retengo una imagen de icebergs de polipropileno flotando en las marismas anóxicas de una bahía con aguas siempre pestilentes, siempre espesas y llenas de algas tóxicas, o de inmensos edificios como montañas estériles de cristal y concreto. En la película “Matrix” (Wachowkis, 199...) la ciudad de las máquinas solo retiene la vida orgánica como fuente de energía eléctrica; la inteligencia y la diversidad del mundo provienen del silicio, no del carbono. Al tiempo, en el “Ciclo de Trantor”, Asimov construyó un mundo cuya capital imperial había recubierto de infraestructura hasta el último centímetro de una superficie que al cabo de los tiempos e innumerables generaciones comenzaba a romperse, dejando entrever pequeños campos cultivados por los sobrevivientes del colapso. Como las pirámides maya, montañas de roca calcárea que en 200 o 300 años se cubrieron de olvido y selva, son innumerables las visiones y los ejemplos de una geoingeniería planetaria que va y viene, creando y destruyendo paisajes, y en la cual la minería obviamente juega un papel preponderante.


En esta perspectiva, es importante discriminar los efectos morfológicos de la actividad, es decir, aque-llos visibles porque afectan la composición y distribución de los elementos de la superficie de la tierra y que tienden a ser juzgados estéticamente por los seres humanos, de aquellos funcionales, mucho más difíciles de percibir porque se manifiestan de manera heterogénea en el tiempo y la distancia.

Efectos topológicos.

La minería es una actividad humana que existe desde que somos capaces de construir cultura: fue el acceso al cobre, el hierro y otros minerales lo que nos permitió construir armas y herramientas cada vez más sofisticadas, fueron el oro y las gemas las que transformaron nuestro mundo onírico en uno de deseos inalcanzables, pero cuyo poder se puede tasar en quilates, fue el polvo de las rocas el que nos permitió construir puentes y autopistas, antes de que el petróleo nos diera la capacidad de recorrerlas.

En cada caso, el mineral requirió una mina y esta unos esclavos hasta hace poco tiempo, y aún uno más corto para considerar la destrucción que acompañaba su trabajo. Porque la deforestación y la contaminación de aguas y tierra producida por la búsqueda de minerales, carbón, piedras preciosas o materiales de construcción fue una constante en la historia de la Tierra, y lo que hoy en día llamamos pasivos ambientales durante centurias fueron ruinas y material de interés arqueológico.

Hemos aprendido que los efectos acumulados de la minería son perceptibles desde los satélites, pues tienen la capacidad de modificar la geomorfología, el relieve de la Tierra y el curso de los ríos, a veces incluso nivelar montañas o construir otras a partir de escombros. Nada de ello es necesariamente negativo, pues el mundo se sacude constantemente, se sedimenta o se fractura con su dinámica tectónica e hidromórfica, aun cuando algunos de estos cambios vienen acompañados de profundas modificaciones de las cualidades químicas y biológicas del suelo: no es lo mismo una montaña de pizarras que una de escombros de mineral de hierro.

Las modificaciones del paisaje debidas a la minería pueden ser manejadas con relativa facilidad si se entiende la escala y cualidad de la modificación topológica, es decir, el tipo, magnitud y efectos del cambio en la fisionomía del territorio. El gigantesco cráter que queda tras la minería a cielo abierto no tiene por qué ser más o menos aterrador que el causado hace millones de años por un meteorito o una erupción volcánica, puede contarse, odiarse o admirarse en su propia condición, sin por ello requerir una acción posterior. De hecho, la construcción de montañas artificiales podría conducir a un mejoramiento de la oferta de hábitat para muchas especies vivientes, tal como lo representa la existencia de ciudades de cemento y acero, esculturas de piedra que por su escala desaparecen de nuestra mirada como fenómenos geomorfológicos emergentes.

Lo cierto es que, dado que no hay modificación de la forma sin modificación de la función, es indispensable considerar caso por caso los cambios en el paisaje y entender los ritmos en los que se produce. La minería también funciona en ciclos muy largos, alcanzando a emular en algunos casos dinámicas geoquímicas que permiten establecer puentes de conexión con el ciclo de vida de muchas comunidades de plantas o animales, por no mencionar los microorganismos que operan en el orden de horas o de días. Las alteraciones de los paisajes mineros han sido estudiadas a profundidad por autores como Bridges (2004) o Bruechnera et al, (2013) y en muchos casos, lo que significa un deterioro de las condiciones estéticas o de vida para los seres humanos, deja de serlo considerando periodos de tiempo más extensos o prácticas completas de gestión del ciclo de vida. Porque no hay


que engañarse, las minas deben cerrarse, deben morir y en la mejor manera de hacer que cumplan su destino descansa uno de los triunfos de la actividad civilizatoria intergeneracional: de allí la concepción de la sostenibilidad, no en la actividad, sino en el territorio.

La construcción de una represa donde antes había bosques o cultivos permite la aparición de un gigan-tesco lago cuya vida media puede ser equivalente a la de lagos considerados “naturales”, pues su lógica corresponde a la de cataclismos absolutamente normales en la Tierra, solo que en la escala de los miles a los cientos de miles de años: la mayor parte de cuerpos de agua en zonas de montaña proviene de ellos, así como la constitución de planicies diluviales resulta de la acumulación de sedimentos post-glaciales y la posterior desecación derivada de la sismicidad. La sabana de Bogotá era un gran lago hace apenas 15 mil años, y en la memoria mítica Bachué rompió las rocas del Tequendama para crear áreas de cultivo propicias a la civilización muisca, obviamente sin consideraciones ambientales.

Preocupa entonces la coincidencia de momentos de destrucción o modificación geológica, hidrológica o química de la superficie del planeta con sus efectos en la sociedad, que terminan generalmente distribuidos de manera inequitativa. Las canteras pueden reforestarse tras su explotación, y la fauna que las haya de ocupar no se preocupa mucho por su similitud con los ambientes previos a la explo-tación minera. Chernobyl con sus horrores ha demostrado una capacidad poco comprendida en los seres vivos de repoblar áreas inadecuadas para la vida humana y lo que hace 40 años fue un campo de muerte, se convierte poco a poco en un experimento involuntario de la evolución.

Cada caso será diferente entonces, pues construir una montaña a partir de la basura humana suena a despropósito, en especial si sus lixiviados tóxicos emergen en la bocatoma de acueductos ubicados a decenas de kilómetros. Pero la montaña en si no es mejor ni peor que otras montañas, sólo representa un reto de ingeniería planetaria que podría resultar mejor si la mezquindad humana no la diseñara con unos mínimos márgenes de riesgo para llevar pingües ganancias a los bolsillos de sus gestores. Estamos realmente ante un reto de ecología distributiva (Martinez-Alier,2004), más que de gestión tecnológica de una actividad de alto impacto.

Efectos sinecológicos

La presencia de islas de residuos plásticos en el Océano Pacífico (…), también tiene su lógica química y cristalográfica, por decirlo de alguna manera: la basura que las compone se apelmaza, consolida y erosiona bajo las mismas reglas de la física que constituyeron los yacimientos de carbonato de calcio hace millones de años, y su descomposición es estudiada por la ciencia con los mismos instrumentos y capacidades de la geología clásica. Lo grave, es que sus efectos resultan letales para un gran conjunto de organismos marinos que no conocían este nuevo ingrediente de la morfología marina, y que deberán adaptarse o desaparecer ante la presión de selección que implica la incorporación de mi-cropartículas de plástico en las cadenas tróficas, ya debilitadas por la acidificación y la imposibilidad de cristalización del carbonato de calcio.

La presencia eventual de playas de polvillo de carbón o de residuos de hidrocarburos derivados de derrames oceánicos, no solo las tizna de negro y cambia su textura, sino que conlleva con ello un cambio drástico de la oferta de hábitat para moluscos y crustáceos propios de estos ambientes, lle-vando por igual a decenas de especies a la extinción, tal vez favoreciendo a unas pocas oportunistas


que harán de ello su fiesta particular: al fin y al cabo, así se constituyó la atmósfera oxidativa planetaria al principio de los tiempos.

Si la preocupación más grande no es por los efectos topológicos de la actividad minera y su impacto en las cualidades del paisaje, indudablemente si lo debe ser el cambio geoquímico que les acompaña. No hay ecosistema que persista ante la concentración de contaminación acumulada, sea de mercurio como en el bajo río Cauca, o de simple polvillo de cal o de carbón, como en Tasco, Río Paila o la Jagua de Ibirico: pueda que la lluvia y el tiempo sedimentario les inmovilicen, pero para cuando ello sucede será tarde para la historia humana. Así sucede cuando los ciclos de vida de las especies se comparan con los de la química planetaria.

En esta descripción, sin embargo, falta el ingrediente central bajo el cual se construye la decisión contemporánea de hacer o no hacer minería: los umbrales de riesgo, la percepción pública de las trans-formaciones del paisaje y la disposición social a aceptarlas. Las evaluaciones de impacto ambiental son el elemento central mediante el cual el Estado determina estos parámetros y concede o no, en aras del bien colectivo, una licencia minera. Pero la distancia con la cual juzga el Estado el bienestar de sus ciudadanos a menudo excede la posibilidad de estos mismos de comprenderla, sobre todo si el pasado ha demostrado que otros son los intereses y los eventuales sacrificios de la transformación ambiental no son distribuidos y asumidos de manera equitativa y democrática por la población.

Conclusiones

Minería responsable en un contexto de sostenibilidad, implica aceptar algunas irreversibilidades en la estructura del paisaje, modificaciones a la geoforma cuyos efectos no necesariamente son negativos. Otras consideraciones se derivan de las acumulaciones químicas o riesgos imprevisibles que deben ser confrontados y donde el principio de precaución debe ser invocado estrictamente.

La superficie de una región, de un país o del planeta entero seguirá cambiando y nuestra ciencia es capaz de dar razón parcial de lo que ello conlleva. Pero serán las decisiones políticas de sus dirigentes las que definirán cómo se distribuirán los riesgos, los daños y los beneficios de ello. Entretanto, conviene a todos entender mejor los cambios en la dinámica de nuestros paisajes, pues será el cambio climático con sus eventos extremos, la sequía con sus vientos renovados y su capacidad de contraer y expandir las rocas y los cursos de agua, la que definirá un nuevo escenario de ocupación de la superficie planetaria, con o sin minería.

Al final, sin embargo, las decisiones técnicas serán políticas, y estas a su vez se alimentarán no de ciencia o de otros sistemas de conocimiento, pero sí de los valores colectivos y la percepción de los riesgos y las pérdidas o ganancias que exprese cada grupo social consultado o en capacidad de hacerse escuchar. Por supuesto, esto depende de la estructura de participación que subyace a las decisiones, qué tanto del conocimiento independiente e interesado se ha construido de manera colectiva y se considera legítimo, y qué tanto poder posean las aristocracias ilustradas en ellas. En un plazo de tiempo menos corto, sin embargo, habría que esperar que las lecciones aprendidas de la minería muestren que sus efectos irreversibles, la escasa distribución de sus beneficios y si más bien de sus impactos negativos, y los riesgos evidentes de colapso generen un cambio de política hacia


una minería extremadamente cuidadosa y responsable ya que no hay otro país como este, mucho menos otro planeta para reemplazarlos.

Referencias

Harthey-Ballestero, R 2006

Maldonado FC & LF Trujillo-Paredes 2014 Posibilidades de gobernabilidad y gobernanza en distintos tipos de minería. Revista Opera U Externado de Colombia, 14

Martinez-Alier, J. 2004 Los conflictos ecológico-distributivos y los indicadores de sustentabilidad. Revista de la Sociedad Iberoamericana de Economía Ecológica. Vol. 1:21-30

Bridge G. 2004 Contested Terrain: Mining and the Environment. Annual Review of Environment and Resources. Vol. 29: 205-259

Bruecknera M, A Dureyb, R Mayesb & C Pforr, 2013 The mining boom and Western Australia’s changing landscape: Towards sustainability or business as usual? Rural Society Volume 22, Issue 2, pages 111-124

Puntos de Discusión y Tensión en el Derecho Minero-Energético

Carlos Gustavo Arrieta

Recientes fallos judiciales, principalmente de la Corte Constitucional, y algunas decisiones adminis-trativas en materia ambiental han generado un amplio debate en el sector minero-energético. Varias empresas e inversionistas consideran que las medidas tomadas tienen la potencialidad de afectar derechos adquiridos, de minar la seguridad jurídica y de erigirse en escollo para el desarrollo de la política minero-energética nacional en momentos en que la industria atraviesa por una crisis aguda, originada en los bajos precios de los minerales e hidrocarburos.

De igual forma, esos fallos judiciales y decisiones administrativas han creado la percepción en al-gunas entidades territoriales –debido a una interpretación inexacta- que sus competencias se han expandido y amplificado en el sector de minas y energía, y que por ello el ordenamiento jurídico ahora les permite jugar un rol preponderante en la exclusión de áreas de la minería, desplazando a las autoridades nacionales; que es ajustado a la Constitución que los alcaldes y gobernadores convoquen consultas populares para oponerse a la realización de proyectos mineros y de hidrocarburos en sus respectivos territorios; y que no obstante estar una licencia ambiental en firme vale la pena presionar y lanzar embates públicos hasta forzar su revocatoria, pues los derechos adquiridos en materia am-biental se tornan relativos y parece no operar el principio de confianza legítima.


Es claro que esas interpretaciones jurídicas que parecieran estar haciendo carrera en varias regiones del país y en algunos sectores de la administración pública son erróneas, pues la Corte mantuvo la competencia de las autoridades nacionales para excluir áreas de la minería, tan sólo creó jurispruden-cialmente un nuevo nivel de participación para que las entidades territoriales expresen su opinión sobre las zonas que han de ser excluidas de esa actividad.

De igual forma, la Constitución Política no admite que las consultas populares que se adelanten en los municipios y departamentos interfieran en asuntos de competencia nacional, y menos aún que modifiquen disposiciones del texto constitucional.

Además, si bien la jurisprudencia constitucional ha establecido que la licencia ambiental es un acto revocable, es claro que en una actuación administrativa en la que se efectúan estudios ambientales y se expide un acto administrativo definitivo debe operar el principio de confianza legítima, esto es, la expectativa fundada del beneficiario de la licencia ambiental de que podrá desarrollar el proyecto en las condiciones previstas en la licencia, sin reparar en las presiones que ex post facto se originan en el territorio en el que se adelantará la actividad minera o de hidrocarburos.

En este trabajo examinaré los puntos de derecho mencionados teniendo en cuenta la normatividad vigente y las recientes decisiones judiciales proferidas por la Corte Constitucional, en el orden que expongo a continuación:

Primero, analizaré cuál es la repartición de competencias entre el gobierno central y las entidades territoriales cuando se trata de excluir áreas de la minería, presentando una lectura sistemática de la jurisprudencia que se ha ocupado de la materia.

Segundo, examinaré como deben armonizarse los principios de Estado unitario, del cual se deriva la función a cargo del gobierno nacional de definir la política minero-energética en todo el país, con el principio de autonomía territorial que le otorga a los municipios y distritos un margen de discreción para regular los usos del suelo y ordenar el desarrollo de su territorio; mencionando los escenarios previstos en la ley para que las entidades territoriales puedan participar activamente para manifestar inquietudes y formular propuestas.

Tercero, explicaré por qué la consulta popular no constituye una alternativa jurídica idónea para que los municipios y departamentos se opongan al desarrollo de actividades económicas reguladas y au-torizadas por entidades del orden nacional, ni tampoco un mecanismo que pueda alterar o reemplazar las competencias regladas para excluir zonas de la actividad minera, y menos aún puede erigirse en un dispositivo que pueda activarse por las entidades territoriales en el orden departamental o municipal, para modificar ex post los términos y condiciones en que un proyecto minero-energético fue autorizado por las autoridades nacionales.

Cuatro, sugeriré que es importante que las entidades territoriales ejerzan su derecho de participación en el trámite ambiental para que presenten sus observaciones a los estudios ambientales antes de que se expida el acto definitivo de licencia ambiental y no presionar con posterioridad para su revocatoria, pues aun cuando los derechos adquiridos en materia ambiental son relativos (porque son susceptibles de ser revocados en ciertas circunstancias), las actuaciones administrativas que finalizan con la expedición de un permiso ambiental deben estar amparadas por el principio de confianza


legítima, única forma de armonizar la seguridad jurídica, los derechos de propiedad y la protección del medio ambiente.

Stare decisis: análisis sistemático de la jurisprudencia sobre competencias nacionales y territoriales en la exclusión de áreas de la minería

La Corte Constitucional, en Sentencia C-273 de 2016, declaró inexequible el artículo 37 del Código de Minas que establecía una prohibición legal en los siguientes términos: “Con excepción de las facultades de las autoridades nacionales o regionales que se señalan en los artículos 34 y 35 ante-riores, ninguna autoridad regional, seccional o local podrá establecer zonas del territorio que queden permanente o transitoriamente excluidas de la minería”.

Sin embargo, surge la siguiente pregunta: ¿cuál es la ratio decidendi de la Sentencia C-273 de 2016, esto es, cuáles son las razones de derecho expuestas en la parte considerativa de esa decisión que guardan una relación inescindible con la parte resolutiva del fallo? O mejor, ¿cuáles son los motivos por los cuales la Corte Constitucional declaró inexequible el artículo 37 del Código Minas?

La Corte sostuvo que esa disposición prohibía a las entidades del orden “regional, seccional o local” excluir temporal o permanentemente zonas de la actividad minera, prohibición que se extendía a los planes de ordenamiento territorial, por lo que afectaba de manera directa y definitiva la competencia de las entidades territoriales para ordenar sus territorios. De la anterior consideración la Corte derivó su conclusión jurídica: “Por lo tanto, es una decisión que afecta bienes jurídicos de especial importancia constitucional, y en esa medida, está sujeta a reserva de ley orgánica”.

Así, es importante precisar que la Corte declaró inexequible el artículo 37 del Código de Minas no porque la prohibición legal fuera per se inconstitucional, sino porque su contenido normativo al restringir las competencias de las entidades territoriales debió dársele un trámite legislativo de ley orgánica (especial y cualificado), tal como lo señala el artículo 151 de la Constitución Política.

De igual forma, debe aclararse que la Sentencia C-273 de 2016 declaró inexequible el artículo 37 del Código de Minas, pero dicha decisión en nada afecta los artículos 34, 35 y 36 de esa misma codificación que regulan los tipos de zona excluibles de la minería, así como los requisitos que deben cumplirse para adelantar la exclusión de esas áreas. La Sentencia C-273 de 2016 tampoco modificó las competencias de las autoridades ambientales nacionales para declarar ciertas áreas protegidas, y como consecuencia de ello excluirlas de la minería.

La circunstancia de que la Corte Constitucional haya declarado inexequible el artículo 37 del Código de Minas por no habérsele otorgado el trámite legislativo que exige el artículo 151 de la Constitución Política y no precisamente por su contenido normativo, exige examinar las sub-reglas jurisprudencia-les que la Corte Constitucional desarrolló a partir del artículo 37 del Código de Minas (antes de que se produjera su declaratoria de inexequibilidad), para identificar la doctrina constitucional vigente que pueda ser útil para armonizar las competencias del gobierno nacional y las entidades territoriales en relación con la función de excluir áreas de la minería.

La Corte Constitucional había establecido en sentencia C-395 de 2012, en la que analizó la constitu-cionalidad del artículo 37 del Código de Minas, que la explotación racional de los recursos naturales no renovables y del ambiente debe adelantarse dentro de un concepto de uniformidad regulatoria en


la totalidad del territorio nacional, con miras a lograr el desarrollo sostenible y el fortalecimiento económico del país.

Así, la Corte, en sentencia C-395 de 2012, identificó una tensión entre los principios unitario y auto-nómico, pues el problema jurídico que debía resolver esa Corporación estaba orientado a determinar qué autoridad debía tener prelación en la regulación de las áreas de exclusión minera, esto es, si el gobierno nacional debía mantener el control sobre la regulación de las zonas aptas para la minería o si las entidades territoriales, como receptoras de los impactos ambientales que causa la actividad, debían jugar un rol en la reglamentación de la minería en su territorio.

El tribunal constitucional resolvió la tensión en los siguientes términos: “(…) dentro del margen de configuración que la Constitución le otorga al legislador se disponga en esta materia la prevalencia del principio unitario, orientado a establecer un régimen único para la explotación de los recursos mineros, y a evitar las decisiones aisladas que limiten o excluyan la explotación de unos recursos que son del Estado y que proveen de medios para la financiación de los fines que le son propios”.

La Corte decidió en esa oportunidad que el artículo 37 del Código de Minas estaba ajustado a la Constitución, pues el Congreso en uso de su poder de configuración legislativo había tomado partido por el principio unitario, y en consecuencia estableció que las entidades territoriales no tenían competencia para excluir áreas de la minería, y que dicha función estaría reservada para el gobierno nacional con miras a consolidar una regulación uniforme en la materia.

Más tarde, la Corte Constitucional en sentencia C-143 de 2014 volvió a examinar la exequibilidad del artículo 37 del Código de Minas. En esa oportunidad, la Corte debió determinar (i) si la prohibición absoluta de que los concejos municipales y distritales excluyan zonas de su territorio de la minería, resultaba en una limitación desproporcionada de la competencia para la regulación de los usos del suelo dentro del municipio (violatoria de la autonomía territorial), y a su vez (ii) impedía que los municipios y distritos protegieran adecuadamente el medio ambiente.

La Corte señaló nuevamente que el principio de Estado unitario justifica la existencia de una re-glamentación –uniforme- para todo el territorio nacional que permita unificar el régimen jurídico aplicable a la exploración y explotación minera, y por eso ab initio, dicha reglamentación podía imponer “límites a la facultad de reglamentar los usos del suelo por parte de los municipios no implica per se vulneración del principio de autonomía territorial.”

Sin embargo, la Corte determinó que una lectura exegética del artículo 37 de la ley 685 de 2001 anulaba la posibilidad de reglamentación que los concejos municipales y distritales ostentan para determinar los usos del suelo en lo relacionado con la exclusión de zonas de la minería, lo cual afecta la autonomía te-rritorial de los municipios de gobernarse por autoridades propias (art. 287 núm. 1 C.P), y la competencia de reglamentación que tienen en materia de usos del suelo (arts. 311 y 313 núm. 7 C.P).

El tribunal constitucional estableció que una regulación uniforme –de carácter nacional- para definir los parámetros de la actividad minera es ajustada a la Constitución, pues encuentra fundamento constitucional en los artículos 1, 332 y 334 de la Carta, pero a su vez determinó que el artículo 37 del Código de Minas generaba una limitación excesiva del principio de la autonomía territorial porque restringía las competencias de los municipios y distritos para regular los usos del suelo, máxime con los impactos que la actividad minera puede llegar a tener en la calidad de vida de sus habitantes.


La Corte para evitar la declaratoria de inexequibilidad del artículo 37 del Código de Minas aplicó el principio de conservación del derecho y mantuvo dentro del ordenamiento jurídico el precepto demandado, siempre y cuando el contenido del artículo 37 se interprete en adelante como una dispo-sición que “garantice un grado de participación razonable de los municipios y distritos en el proceso de decisión sobre si se permite o no se permite la actividad minera en su territorio”.

Así las cosas, a pesar de que la sentencia C-273 de 2016 declaró inexequible el artículo 37 del Código de Minas porque su contenido normativo restringía las competencias de las entidades territoriales y por ello debía tramitarse como ley orgánica, es claro que las sentencias C-395 de 2012 y C-143 de 2014 que fijaron el alcance interpretativo del artículo 37 del Código de Minas –antes de su declaratoria de inexequibilidad- desarrollaron una doctrina constitucional vigente para dilucidar como el gobierno nacional y las entidades territoriales deben coadyuvar en la regulación de la actividad minero-energética, y más concretamente, en la exclusión de zonas de la actividad minera.

La doctrina constitucional que emana de las sentencias C-395 de 2012 y C-143 de 2014 puede sinte-tizarse en dos sub-reglas jurisprudenciales:

1. El principio de Estado unitario justifica que exista un régimen jurídico nacional y uniforme que fije los parámetros para la exploración y explotación minera y de hidrocarburos, lo que faculta al legislador en uso de su poder de configuración legislativa a señalar al gobierno nacional como competente para decidir sobre la exclusión de áreas de la minería (y cualquier otro asunto relacionado con la actividad minero-energética); y,

2. El gobierno nacional debe ejercer su competencia en el sector de minas y energía, y particular-mente adelantar la función de excluir áreas de la minería, garantizando un grado de participa-ción razonable de los municipios y distritos en el proceso de decisión sobre si se permite o no la minería en determinado territorio, con miras a salvaguardar la autonomía de las entidades territoriales y sacrificar lo menos posible su competencia para regular los usos del suelo.

La Corte ratificó está doctrina constitucional en sentencia C-035 de 2016 mediante la cual revisó la constitucionalidad del artículo 20 de la Ley 1753 de 2015, el cual tiene como finalidad básica que ciertas áreas del territorio nacional se califiquen como áreas de reserva estratégica minera para definir en ellas un régimen legal y contractual específicos.

El tribunal declaró la norma acusada ajustada a la Constitución en el entendido de que “i) la autoridad competente para definir las áreas de reserva minera deberá concertar previamente con las autoridades locales de los municipios donde van a estar ubicadas, para garantizar que no se afecte su facultad constitucional para reglamentar los usos del suelo (…)”

A renglón seguido, la Corte dejó claro que la Autoridad Nacional Minera seguirá jugando un rol en el proceso de declaratoria de áreas de reserva estratégica, pero de igual forma determinó que debe activarse un nuevo nivel competencial que garantice que los municipios y distritos tengan una participación razonable en el proceso de selección y otorgamiento de áreas que presenten un alto potencial minero.


De este modo, la Corte al examinar la constitucionalidad del artículo 20 de la Ley 1753 de 2015 reiteró la doctrina constitucional y las sub-reglas jurisprudenciales que había desarrollado antes de la declaratoria de inexequibilidad del artículo 37 del Código de Minas.

Alternativa jurídica para cumplir con la doctrina constitucional de armonizar las competencias del Go-bierno nacional y las entidades territoriales en la exclusión de áreas de la actividad minero-energética

Teniendo claro la doctrina constitucional y las sub-reglas jurisprudenciales establecidas por la Cor-te Constitucional, pasaré a proponer una alternativa jurídica para cumplir adecuadamente con los mandatos de la Corte de (i) mantener autoridades nacionales –robustas y expertas- en el sector de minas y energía, que garanticen una regulación nacional uniforme para la exploración y explotación minera y de hidrocarburos (como expresión del principio de Estado unitario), lo que justifica su competencia prioritaria para la exclusión de áreas de la minería, y (ii) la necesidad de activar un nuevo nivel competencial que garantice la participación efectiva de las entidades territoriales en el procedimiento de decisión de si una zona ubicada en su territorio debe ser apta para el desarrollo de actividades mineras.

¿Cómo concretar está doctrina constitucional que busca equilibrar y armonizar los principios de Esta-do unitario y autonomía territorial de los municipios y distritos con la dinámica diaria de la actuación administrativa y la ejecución concreta de los proyectos minero-energéticos? ¿Cómo pasar de las sub-reglas jurisprudenciales abstractas al plano de la acción con miras a materializar la participación de las entidades territoriales en la decisión, que en principio le corresponde tomar a las autoridades nacionales del sector, de excluir áreas de la exploración y explotación minera y de hidrocarburos?

Pareciera que el marco jurídico en materia ambiental nos proporciona una respuesta, pues dicha regulación brinda espacios de participación en los que pueden confluir las autoridades nacionales del sector de minas y energía y los representantes de las entidades territoriales, una vez los interesados en desarrollar un proyecto minero-energético inicien el procedimiento de solicitud y trámite de las licencias ambientales.

El artículo 72 de la Ley 99 de 1993 establece que los gobernadores y alcaldes podrán solicitar una audiencia pública especial “cuando se desarrolle o pretenda desarrollarse una obra o actividad que pueda causar impacto al medio ambiente o a los recursos naturales renovables, y para lo cual se exija permiso o licencia conforme a la ley o a los reglamentos”.

El objetivo de esta audiencia pública, que puede ser convocada por los alcaldes y gobernadores en desarrollo del trámite de licenciamiento ambiental, es dar a conocer a los interesados los impactos que un eventual proyecto minero-energético pueda generar “y las medidas de manejo propuestas e implementadas para prevenir, mitigar, corregir y/o compensar dichos impactos, así como recibir opi-niones, informaciones y documentos que aporte la comunidad y demás entidades públicas y privadas”.

Las autoridades ambientales deben jugar un rol protagónico en estas audiencias, explicando en detalle los impactos que pueden generar el proyecto y la mejor forma de controlarlos con base en el estudio de impacto ambiental que se haya elaborado en el trámite administrativo. Por su parte, las entidades territoriales tendrán que fortalecer su personal técnico en materia ambiental, pues de sus representantes se esperan comentarios técnicos y constructivos en relación con el proyecto


minero-energético, y no frases altisonantes -cargadas de epítetos y lugares comunes- en contra del sector de minas y energía.

Dicho de otra forma, se trata de una audiencia técnica para entender los impactos que un proyecto puede generar en el medio ambiente y definir la mejor forma de mitigarlos y prevenirlos, y no de un foro político para vetar proyectos por razones caprichosas o de mera conveniencia.

Es importante señalar que esta audiencia pública que puede constituirse en un escenario de interrela-ción entre las autoridades minero-energéticas nacionales y las entidades territoriales, debe realizarse con anticipación a la decisión administrativa de otorgar la licencia ambiental para el desarrollo del proyecto minero o de hidrocarburos.

La audiencia es el espacio definido por el legislador para que los alcaldes y gobernadores se pronun-cien sobre los estudios ambientales (incluido, por supuesto, el estudio de impacto ambiental), y ma-nifiesten su acuerdo o desacuerdo con los términos y condiciones en los cuales se planea desarrollar el proyecto.

Los gobernadores y alcaldes, como legítimos representantes de sus entidades territoriales, podrán sugerirle a la autoridad ambiental ante la que se solicite el permiso ambiental y a la autoridad minero-energética competente, que la totalidad o parte de la zona en la que se planea adelantar el proyecto minero o de hidrocarburos cumple las características para ser un área protegida desde el punto de vista ambiental.

Las autoridades nacionales deberán analizar en forma cuidadosa la solicitud de exclusión, y una vez realizados los estudios técnicos, económicos, sociales y ambientales que exige la ley, podrán proceder a la exclusión del área de las actividades minero-energéticas mediante la expedición de un acto ad-ministrativo que explique con suficiencia las bases científicas y los motivos jurídicos de su decisión.

Este punto es de gran relevancia, pues en el pasado autoridades ambientales han pretendido excluir áreas de la minería, sin que se hubieran surtido a cabalidad todos los estudios que ordena la ley, como ocurrió en ocasiones con varios ecosistemas de páramo, cuando algunas autoridades ambien-tales quisieron declararlos sin que dichos ecosistemas se hubieran delimitado a escala 1:25.000 con base en estudios técnicos, económicos, sociales y ambientales como lo ordenaba en su momento el artículo 202 de la Ley 1450 de 2011. Así las cosas, la exclusión de áreas de la minería presupone el agotamiento de los requisitos legales previstos para adelantar ese trámite administrativo.

Es por eso que la convocatoria a la audiencia pública durante el trámite ambiental por parte de alcal-des y gobernadores -cuando lo juzguen necesario- para discutir las condiciones en que se adelantará determinado proyecto minero o de hidrocarburos, es una manera adecuada e idónea de cumplir con el mandato trazado por la Corte Constitucional, pues las autoridades nacionales del sector de minas y energía mantendrían la competencia para expedir una regulación unificada en la materia para todo el país, incluyendo la decisión sobre las áreas que deben ser excluidas de la actividad minera y de hidrocarburos, con el cumplimiento de los requisitos exigidos por la ley. Por su parte, los municipios y distritos tendrían garantizada una participación razonable en la selección de zonas que por sus ca-racterísticas ambientales deben ser excluidas de las actividades minero-energéticas, salvaguardando así las competencias de esas entidades para regular los usos del suelo, sin que se afecte el principio de autonomía territorial.


La Consulta Popular no es un mecanismo idóneo para modificar la política minero-energético, ni para ampliar las competencias que la Constitución y la Ley le asigna a los gobernadores y alcaldes

El artículo 103 de la Constitución Política erige a la consulta popular como un mecanismo de par-ticipación ciudadana mediante el cual el pueblo puede ejercer su soberanía, expresando su opinión sobre un tema de transcendencia pública. El artículo 8 de la Ley Estatutaria 134 de 1994 establece que a través de la consulta popular se somete una pregunta de carácter general –de alto interés público- a consideración de la ciudadanía, para que ésta se pronuncie sobre el rumbo o dirección que las autoridades nacionales, departamentales, distritales o locales deben tomar en un determinado asunto público.

De igual forma, el artículo 105 del Estatuto Superior contempla la posibilidad de que los gobernadores y alcaldes realicen consultas para decidir sobre cuestiones de competencia departamental o munici-pal. De este precepto constitucional se deriva el debate jurídico de si a los mandatarios seccionales les está permitido elevar consultas populares a la ciudadanía de su respectivo ente territorial, con el objetivo de excluir zonas de la minería o de vetar el desarrollo de un determinado proyecto minero-energético, arguyendo el riesgo de que se concreten en su territorio impactos ambientales y consecuencias socioeconómicas negativas atribuibles al desarrollo de la actividad minero-energética.

La jurisprudencia constitucional ha señalado que el derecho a la participación ciudadana (y los efectos jurídicos que se desprenden del pronunciamiento del pueblo) no tienen un carácter absoluto e incondicionado, y por tanto, puede ser limitado y restringido como cualquiera de los otros derechos previstos en la Carta Política.

De esta forma, la Corte Constitucional, en sentencia T-123 de 2009 estableció que el factor de competencia es el primer límite de la consulta popular, pues el artículo 105 de la Constitución Política tan sólo autoriza a los gobernadores y alcaldes a implementar ese mecanismo de participación ciuda-dana para asuntos departamentales y municipales, esto es, los mandatarios seccionales sólo pueden convocar a sus gobernados para pronunciarse sobre asuntos de orden regional o local.

Contrario sensu, un alcalde no podría convocar a sus gobernados para que éstos se pronuncien sobre la conveniencia de la política exterior del país (definida y orientada por el Presidente de la República), ni consultar a la comunidad sobre la forma como se ha de dirigir la fuerza pública, y menos aún preguntar a sus gobernados su opinión en relación con la estructura de los ministerios, departamentos administrativos y demás entidades u organismos administrativos nacionales.

Así, a los mandatarios seccionales no les está permitido someter a consulta cuestiones que exceden su órbita de competencia primigenia, pues de lo contrario bastaría con que los gobernadores y alcaldes implementaran una consulta popular para abrogarse funciones o usurpar competencias que la Constitución y la ley no les ha concedido, so pretexto de la puesta en marcha de un mecanismo que promueve la democracia participativa. La consulta popular que se adelanta en el ámbito local o regional, por iniciativa de gobernadores y alcaldes, no tiene la potencialidad de alterar o trastocar las competencias definidas en el texto constitucional.

Debe aclararse que la audiencia pública ambiental que se propuso en el numeral 2 de este trabajo es un escenario –consultivo y no vinculante- en el que pueden confluir las autoridades ambientales, minero-energéticas y las entidades territoriales para discutir los impactos que pueda causar un


proyecto y la forma de mitigarlos (incluso pudiendo los municipios y departamentos sugerir la exclu-sión de un área de la actividad minero-energética), pero no constituye en ningún caso un mecanismo de participación ciudadana (asimilable a la consulta popular) en el que la población de una entidad territorial pueda por voto popular obligar a las autoridades ambientales y minero-energéticas nacio-nales a modificar las reglamentaciones en el sector de minas y energía.

Es claro que la definición de la política minero-energética del país está a cargo del Ministerio de Minas y Energía, y que la Agencia Nacional de Minería y la Agencia Nacional de Hidrocarburos deben ejercer las funciones de autoridad minera y de hidrocarburos en la totalidad del territorio nacional. De lo anterior se desprende que cada una de esas entidades -en su ámbito de competencia- debe administrar los recursos naturales no renovables del Estado y conceder derechos para su exploración y explotación en el territorio colombiano.

Por tanto, el artículo 105 de la Constitución Política, tal como lo ha interpretado la jurispruden-cia constitucional, prohíbe que los mandatarios seccionales promuevan consultas populares con la pretensión de modificar la política minero-energética del país, de excluir zonas de su territorio de la minería o de vetar un determinado proyecto minero o de hidrocarburos que cuente con títulos perfeccionados para la exploración o explotación de recursos naturales no renovables.

Es por eso que los alcaldes y gobernadores no pueden, con el pretexto de poner en marcha un mecanismo de participación ciudadana, ampliar y rebasar las funciones que el ordenamiento legal les asigna, e interferir y socavar el legítimo ejercicio de las competencias que las autoridades nacionales adelantan con miras a tener una política y regulación unificada del sector minero-energético acorde con el principio de desarrollo sostenible.

La confianza legítima en el derecho ambiental como principio garante de la seguridad jurídica y la protección del medio ambiente.

La participación oportuna de las autoridades nacionales del sector de minas y energía, de las au-toridades ambientales nacionales, de los alcaldes y gobernadores de la zona en la que se han de desarrollar las actividades minero-energéticas y de miembros de la comunidad en el procedimiento administrativo de licenciamiento ambiental, podría contribuir a que se realice un examen minucioso de los estudios ambientales, se analice cuáles son los potenciales impactos del proyecto a realizar y la mejor forma de prevenir, mitigar, corregir o compensar dichos impactos.

En concreto, el estudio de impacto ambiental evalúa los impactos y riesgos que puede generar un de-terminado proyecto minero o de hidrocarburos con antelación a la expedición de la licencia ambiental con miras a mitigarlos y controlarlos, y a su vez la ley ambiental –como he explicado- contempla instancias de participación para que las entidades territoriales, la comunidad y terceros interesados manifiesten sus observaciones a los estudios ambientales.

Es de gran relevancia que los municipios, departamentos y terceros interesados ejerzan a plenitud el derecho de participación antes de la expedición del acto definitivo de licencia ambiental, y no estar pasivos y ausentes en la etapa prevista en el procedimiento administrativo para realizar observacio-nes a los estudios ambientales, y menos aún presionar con posterioridad a la autoridad ambiental para que proceda a revocar la licencia ambiental expedida.


Debe existir claridad que una vez la autoridad ambiental nacional toma la decisión administrativa de expedir una licencia ambiental para el desarrollo de un proyecto se genera la expectativa fundada por parte del beneficiario de ese acto administrativo de que podrá desarrollar su proyecto conforme a los términos y condiciones previstos en la licencia.

Es cierto que la doctrina de los derechos adquiridos se atenúa y flexibiliza en materia ambiental, abriéndose la posibilidad de que la entidad estatal que expidió el permiso ambiental proceda a revocarlo por las causales previstas en el artículo 62 de la ley 99 de 1993 y cuando “advierta que el proyecto, obra o actividad puede causar daños no previstos inicialmente en la licencia” pero que es obligatorio evitar debido al valor excepcional de las áreas y su importancia ecológica, tal como lo ha establecido la jurisprudencia constitucional.

La premisa incontrovertible de que el medio ambiente es un bien jurídico que debe primar frente a los intereses particulares no puede erosionar por completo el principio de confianza legítima, que se traduce en la imposibilidad de que las entidades estatales actúen de buena fe, evitando actuar en contra de sus propios actos y decisiones; instituto jurídico que en estos casos es de cardinal impor-tancia para lograr un equilibrio entre la seguridad jurídica y el derecho de propiedad del beneficiario de una licencia, y la protección del medio ambiente que tanto interesa a la comunidad.

ConclusionesA pesar de la declaratoria de inexequibilidad del artículo 37 del Código de Minas, las autoridades na-cionales del sector minero-energético conservan la competencia para excluir áreas de la minería. En el desarrollo de esa función deberán garantizar un grado de participación razonable a los municipios y distritos en el proceso de decisión de que áreas estarán aptas o excluidas de la minería.

El grado de participación de los municipios, distritos y departamentos puede darse en desarrollo del procedimiento administrativo para la obtención de la licencia ambiental, en el cual se deben realizar estudios ambientales que detallan los impactos de un proyecto minero o de hidrocarburos y la mejor forma mitigarlos y controlarlos. Dicho procedimiento administrativo contempla audiencias en las cuales las entidades territoriales pueden manifestar sus observaciones y proponer que ciertas áreas sean excluidas de la minería.

Las entidades territoriales deben tener presente que la consulta popular no constituye un mecanismo para excluir áreas de la minería, ni tampoco una vía para oponerse a proyectos minero-energéticos que cuentan con los permisos exigidos por la ley, teniendo en cuenta que los mandatarios seccionales no pueden convocar al pueblo para que se pronuncie sobre asuntos que exceden su competencia.

Si bien la licencia ambiental es un acto revocable en su esencia, una vez dicho acto administrativo se expide se genera la expectativa -por el principio de confianza legítima- de que el beneficiario podrá desarrollar el proyecto minero-energético en los términos previstos en el permiso ambiental. Por tanto, para no defraudar la confianza legítima del titular de la licencia y lograr un equilibrio entre los principios de seguridad jurídica y protección del medio ambiente, es recomendable que las entidades territoriales manifiesten todas sus observaciones durante el procedimiento administrativo, con el objetivo de minimizar al máximo el riesgo de una eventual revocatoria de la licencia.


Referencias Constitución Política de Colombia (julio 20 de 1991). Gaceta Constitucional de la República de Colom-bia, No. 116, 1991, 20 de julio.

Ley 99 de 1993 (diciembre 22 de 1993). Diario Oficial de la República de Colombia, No. 41.146, 1993, 22 de diciembre.

Ley 134 de 1994 (mayo 31 de 1994). Diario Oficial de la República de Colombia, No. 41373, 1994, 31 de mayo.

Código de Minas (Ley 685 de 2001) (15 de agosto de 2001). Diario Oficial de la República de Colombia, No. 44.545, 2001, 8 de septiembre.

Plan Nacional de Desarrollo 2010-2014 “Prosperidad para todos” (Ley 1450 de 2011) (junio 16 de 2011). Diario Oficial de la República de Colombia, No. 48.102, 2011, 16 de junio.

Plan Nacional de Desarrollo 2014-2018 “Todos por un nuevo país” (Ley 1753 de 2015) (junio 9 de 2015). Diario Oficial de la República de Colombia, No. 49.538, 2015, 9 de junio.

Decreto 330 de 2007 (febrero 8 de 2007). Diario Oficial de la República de Colombia, No. 46.536, 2007, 8 de febrero.

Decreto 4134 de 2011 (noviembre 3 de 2011). Diario Oficial de la República de Colombia, No. 48.242, 2011, 3 de noviembre.

Decreto 381 de 2012 (febrero 16 de 2012). Diario Oficial de la República de Colombia, No. 48.345, 2012, 16 de febrero.

Decreto 714 de 2012 (abril 10 de 2012). Diario Oficial de la República de Colombia, No. 48.397, 2012, 10 de abril.

Corte Constitucional, sentencia T 295 de 4 de mayo de 1999, expediente T-190164. M. P.: Alejandro Martínez Caballero.

Corte Constitucional, sentencia SU 1300 de 6 de diciembre de 2001, expediente T-463299. M. P.: Marco Gerardo Monroy Cabra.

Corte Constitucional, sentencia T-123 de 24 de febrero de 2009, expediente T-2081246. M. P.: Clara Inés Vargas Hernández.

Corte Constitucional, sentencia C 395 de 30 de mayo de 2012, expediente D-8821. M. P.: Gabriel Eduardo Mendoza Martelo.

Corte Constitucional, sentencia C 746 de 26 de septiembre de 2012, expediente D 8960. M. P.: Luis Guillermo Guerrero Pérez.

Corte Constitucional, sentencia C 143 de 5 de marzo de 2014, expediente D-9700. M. P.: Alberto Rojas Ríos.

Corte Constitucional, sentencia T 122 de 26 de marzo de 2015, expediente T-4587080. M. P.: Luis Guillermo Guerrero Pérez

Corte Constitucional, sentencia C 035 de 8 de febrero de 2016, expediente D-10864. M. P.: Gloria Stella Ortiz Delgado.

Corte Constitucional, sentencia C 273 de 25 de mayo de 2016, expediente D-11075. M. P. Gloria Stella Ortiz Delgado.


El Rol del Estado hacia una Minería Sostenible en Colombia

Carlos Costa Posada En las últimas décadas el rechazo a la minería en Colombia ha venido creciendo. Considerada como una actividad depredadora, con balance ambiental y social negativo y que no es posible desarrollarla de manera sostenible, se han hecho toda clase de consignas en contra de la minería, refiriéndose a ella en términos excluyentes como “oro o agua” en el caso de La Colosa y San Turbán (El Espectador, 2014; Semana Sostenible, 2014), o el Cerrejón (El Espectador, 2015).

Lo que no es claro detrás de esta situación es si este escepticismo acerca del concepto de minería sostenible se debe a la convicción de que no es tecnológicamente posible hacerla, ó a que es la complejidad socio ambiental del país lo que no permite hacer minería sostenible en Colombia, ó si es la desconfianza en las instituciones ambientales, mineras y el Estado en general que no ofrece las garantías suficientes.

Probablemente se trata de una combinación de todas las razones anteriores, lo cual genera una incon-formidad generalizada ante una actividad que no se puede evitar, bien sea porque es indispensable para el desarrollo de infraestructura, porque es una fuente de divisas, o simplemente porque su desarrollo de manera ilegal hasta el momento ha probado ser de difícil control.

Ante el gran interés que la industria minera tiene en Colombia, una minería sostenible en este sector tiene un gran potencial para acelerar el desarrollo de la nación. Por esta razón ha sido incluido en las Políticas y Planes Nacionales de Desarrollo de por lo menos los últimos tres períodos presidenciales. La pregunta sin embargo es si es realmente posible una minería sostenible en nuestro país y cuál debería ser el rol del Estado para garantizarla. Pregunta que cobra aún más vigencia ante la eventual firma del acuerdo de paz con las FARC, acuerdo que va a hacer accesible un gran porcentaje del territorio que hasta ahora se considera de alto riesgo para la industria legal, y que al mismo tiempo alberga buena parte de la minería ilegal del país.

EL POTENCIAL MINERO VERSUS LOS RIESGOS SOCIO AMBIENTALES DE LA MINERÍA EN COLOMBIA

Colombia es un país con amplias reservas mineras, distribuidas en todo el territorio nacional, en el cual, “según el Registro Nacional Minero y con corte al 28 de septiembre del 2013, hay 10.158 títulos mineros vigentes en el país” (Escobar & Martínez Beltrán, 2014). Esta oferta incluye las arenas, gravas, arcillas y otros materiales de construcción, indispensables para el desarrollo y la economía local. También incluye el carbón, producto de calidad de exportación y materia prima clave para la generación de la energía que sustenta la economía mundial actual. Así mismo, Incluye productos suntuarios como el oro que tiene un rol fundamental en la estabilidad de los mercados financieros internacionales, las esmeraldas y otros materiales promisorios como el coltan, demandado por la industria tecnológica a nivel mundial.


Sin saber qué nuevos materiales se descubran o qué nuevos mercados se generen, solo a partir de lo hoy conocido, siempre habrá una gran presión por la explotación minera de los recursos nacionales. Esto podría ser una buena noticia, si se considera que países como Inglaterra, Canadá y Chile, han construido exitosamente su desarrollo respaldados de manera importante en la explotación de sus recursos mineros, pero igual puede retroceder nuestro nivel de desarrollo por el riesgo de generar daños ambientales e impactos sociales.

Colombia tiene mayor riesgo de impactos ambientales y sociales por la minería que la mayoría de los países mineros del planeta. Esto se debe a la alta biodiversidad del país, su oferta de agua y complejidad hidrológica, junto a una ocupación de todo el territorio, con excepción de algunas zonas de la Amazonía, generando una alta fragilidad ambiental y social.

La condición de ser uno de los países megadiversos del planeta es una de esas restricciones; es imposible encontrar un lugar en el país que no tenga altos niveles de biodiversidad, a diferencia de los desiertos chilenos o de las grandes extensiones de praderas homogéneas en Canadá, donde las actividades mineras tienen un bajo riesgo de afectar la biodiversidad.

Colombia en cambio cuenta con alrededor de 1.200 tipos diferentes de selvas, matorrales, pastizales, rosetales, lo que le confieren características singulares que lo categorizan como uno de los países con mayor variedad en hábitats a nivel mundial, siendo catalogado como uno de los dos países con mayor expresión de capital natural renovable o biodiverso (Rangel-Ch, 2015). Colombia es el más pequeño de los 5 países con mayor número de especies endémicas (Brasil, Colombia, Indonesia, Sudáfrica y Australia); a pesar de ser diez veces más pequeño que Brasil, ambos tienen prácticamente los mismos niveles de biodiversidad mientras que en algunos casos como en el de aves y anfibios, Colombia cuenta con más especies. Esto se debe a la heterogeneidad del país, lo que se evidencia en que a pocos kilómetros de distancia de cualquier ubicación, las condiciones climáticas, la vegetación y la diversidad pueden variar drásticamente, generando que cada sitio de Colombia sea particular y así mismo con un alto riesgo de pérdida de biodiversidad.

Por otra parte, aunque con cinco (5) áreas hidrográficas de características diferentes, Colombia ha sido reconocida por su abundante oferta hídrica (Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales -IDEAM , 2015). Esto hace que cualquier intervención del subsuelo altere de alguna manera el ciclo del agua, impactando a ecosistemas y usuarios aguas abajo.

Al respecto es importante recalcar que, a excepción de China y Méjico, Colombia tiene mayor den-sidad poblacional que grandes países mineros como Estados Unidos, Australia, Rusia, Chile y Perú. Adicionalmente Colombia no tiene grandes zonas desérticas que impidan la ocupación humana; por esta razón es casi imposible que exista un proyecto minero que no esté en contacto con más de una comunidad local.

La relación entre los proyectos mineros y las comunidades locales siempre es compleja, razón por la cual los proyectos mineros en Colombia implican un riesgo en cuanto a la generación de impactos sociales, tanto positivos como negativos; en la mayoría de los casos la minería altera las condiciones socioeconómicas locales, el PIB local se incrementa, altera las aspiraciones económicas de la comuni-dad, desincentiva las actividades productivas tradicionales, genera un desplazamiento forzado de las comunidades que habitan en las áreas declaradas de interés minero y al mismo tiempo atrae población foránea, generalmente población joven, en busca de oportunidades. En conclusión, es difícil que un


proyecto minero no tenga impactos socioeconómicos, y en Colombia este riesgo es mucho mayor considerando que de acuerdo con datos del DANE, para el 2015 se contaba con una población de 48.202.617 habitantes, con presencia de comunidades en prácticamente todo el territorio nacional.

Ante esta situación, para algunos sería deseable suspender toda actividad minera en el país, sin embargo, esto impactaría nuestro desarrollo. Nos veríamos obligados a importar todos los materiales de construcción, lo cual elevaría de manera importante, aunque aún no cuantificada, los costos de la infraestructura pública, así como la construcción de nueva industria y de nueva vivienda. Además, la balanza comercial del país y los ingresos de la nación dependen hoy en gran medida de la minería, de manera que la suspensión de la minería no sería posible, al menos en el corto ni el mediano plazo.

Existen muchos ejemplos documentados de prácticas responsables de minería en el mundo con ele-mentos que pueden ser adaptados al país. Localmente hay también ejemplos de buenas prácticas como el caso del Cerrejón. Desde mi punto de vista hay muchos ejemplos de buenas prácticas en diferentes temas como manejo de agua, reforestación, relación con las comunidades, sin embargo no es posible tener un proyecto minero con mínimo impacto.

Surge entonces la pregunta de cómo hacer sostenible la minería en Colombia. Conscientes de que existen tecnologías y buenas prácticas sociales y ambientales mineras en el mundo, es necesario asegurarse de que sean las tecnologías y buenas prácticas de altos estándares las que se usen en Colombia. Una manera efectiva de lograrlo es que el Estado pueda tener el mayor control posible en la administración de sus recursos mineros. Un nivel de control que le permita decidir donde se hace y donde no se hace minería, cuándo se explota determinado recurso minero y con qué tecnologías y prácticas sociales.

Esto que parece utópico se hace hoy en Colombia con la extracción del petróleo. Mientras que la pla-neación de la extracción del petróleo está totalmente en manos del Estado Colombiano, la planeación de la explotación minera en Colombia está totalmente en manos de los privados.

LA CONVENIENCIA DE ORDENAMIENTO TERRITORIAL MINERO

Una primera medida para darle mayor control del Estado en la administración de los recursos mineros es el ordenamiento territorial minero. Partiendo de criterios ambientales y sociales transparentes se podría construir un primer filtro que permita determinar dónde no es posible realizar minería bajo ninguna circunstancia, y donde sí es una alternativa viable, manejando los estándares apropiados, y como resultado de un proceso de licenciamiento ambiental exigente.

Además de contribuir a la sostenibilidad del sector minero, un ordenamiento de este estilo reduciría en gran medida los conflictos Sociedad-Empresa-Estado por varias razones: i. La empresa privada sabría dónde invertir en exploración con bajo riesgo de rechazo posterior por parte de las autoridades ambientales y de la comunidad; ii. La comunidad estaría más tranquila sabiendo que los territorios más sensibles estarían excluidos de la minería; y iii. Las autoridades ambientales no estarían expues-tas a solicitudes de licencias en zonas ambientalmente inconvenientes, evitando el conflicto derivado de rechazos de licenciamiento ambiental a proyectos que han hecho grandes inversiones en fases previas. Todo esto a su vez incrementaría la competitividad del país.


Esta aproximación es mucho más eficaz que la estrategia actual basada en la declaratoria de Reservas Mineras Estratégicas176 , porque permite ordenar todo el territorio y no solo las áreas declaradas como Reserva. De esta manera se pueden tomar decisiones inclusive sobre predios que tengan títulos mineros, porque el mismo no es garantía de que se va a otorgar licencia ambiental.

El reto de este proceso de ordenamiento es la metodología y el proceso a seguir para garantizar dos cosas: i. que el producto sea técnicamente sólido de manera que excluya las áreas de alto riesgo ambiental y social, sin excesos, para que haya también áreas donde sea factible la minería, y ii. Que sea respaldado por los actores públicos y sociales, de manera que sirva como una regla de juego aceptada por todos, genere tranquilidad y confianza por parte de los actores sociales y se reduzca el conflicto público sobre el tema.

El país tiene la capacidad para construir un producto técnicamente sólido a escala regional. En parti-cular, tenemos sistemas de información sobre biodiversidad y agua aceptablemente detallados para la tarea (Instituto Von Humboldt, IavH, IDEAM) así como información socioeconómica de la ocupación del territorio y sobre comunidades étnicas (Dane, Mininterior, INCODER). Estarían por construirse los criterios para determinar las áreas excluidas de la minería.

Estos criterios deberían ser construidos para cada tipo de mineral y tipo de explotación minera, ya que las actividades asociadas a cada uno de ellos puede generar impactos diferentes. Es decir, las áreas consideradas como posiblemente compatibles con minería de carbón podrían ser diferentes de las de oro, etc. Además, las áreas posiblemente compatibles con explotación de carbón en socavón serían diferentes de las de carbón explotado a cielo abierto.

Un ordenamiento de este estilo podría adoptar criterios como distancia mínima de centros poblados, de ecosistemas valiosos y de cuerpos de agua. La distancia mínima dependería, por ejemplo, del tipo de mineral y del tipo de explotación.

En cuanto al necesario respaldo de los actores institucionales y sociales para que el producto del ordenamiento sea acogido, esto solo puede lograrse con un proceso participativo. Esto es un reto más complejo que el reto técnico, dado que a nivel institucional en el ámbito nacional se requiere al menos de la participación de los ministerios de Ambiente, Interior y Minas y Energía. A nivel regional y local es necesaria la participación de gobernaciones y municipios, máxime luego de la sentencia C-035/16 de la Corte Constitucional. Sin embargo, en una primera instancia, el ordenamiento debe hacerse solo a escala nacional y regional. Aunque es deseable el respaldo total de todos los entes territoriales, este no es indispensable porque a diferencia de la declaratoria de Reservas Mineras Estratégicas, este ordenamiento presenta la decisión de dónde el Estado decide no explotar los recursos del subsuelo (lo cual es potestad del Gobierno Nacional), mientras que el resto del territorio seguiría bajo la normatividad vigente.

176 Las Zonas de Reserva Minera Estratégica impiden la posibilidad de que los privados soliciten títulos mineros en su interior permitiendo que el Estado racionalice el uso de los recursos mineros de la zona. Sobre ellas, la Corte Constitucional concluye en sentencia que se requiere concertación con los municipios (SENTENCIA C-035/16 Corte Constitucional)


EL CONTROL DE LA PLANEACIÓN DE LA EXPLOTACION MINERA

La planeación de la explotación minera en Colombia está totalmente en manos de los privados. Sorprendentemente, a diferencia de lo que ocurre con la extracción de petróleo, el Estado no puede decidir dónde, cuándo ni cómo explota sus recursos mineros.

En materia de hidrocarburos, el Estado a través de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, estructura el país por bloques y decide cuáles bloques va a explotar y cuáles no va a explotar por sus valores am-bientales. Además decide cuándo, cómo y con quién hacerlo; para ello abre concursos internacionales que le permiten seleccionar el mejor socio para la exploración y explotación de sus recursos, un socio confiable, con experiencia y respaldo económico. El proceso le permite también escoger la tecnología que se va a usar, y comprometer al socio seleccionado con estándares de manejo ambiental y social a través de la firma de contratos.

En el caso de los recursos mineros, en Colombia aplica el principio de “primero en el tiempo, primero en el derecho”, que le otorga el derecho a cualquier interesado de solicitar un título minero con el único requisito de que no haya sido solicitado antes. Es el mismo principio del lejano oeste aplicando todavía en Colombia. Esto hace que el único momento en el que el Estado puede ejercer control es en el momento de solicitar licencia ambiental. Es decir, prácticamente al final del proceso.

Bajo estas reglas, el Estado sólo puede impedir la explotación del recurso, cuando hay argumentos socio ambiental en contra del proyecto propuesto. El Estado no puede impedir la explotación por razones de conveniencia económica por ejemplo, tampoco puede decidir cuándo es el momento opor-tuno para hacer la explotación ya que eso está en manos del propietario del título minero. Tampoco puede escoger la tecnología a utilizar, y aunque ella debe pasar el filtro del licenciamiento ambiental, el País se expone a que, por ejemplo, la tecnología utilizada desperdicie un porcentaje importante del mineral del yacimiento, reduciendo las regalías generadas.

Considero que es necesario modificar el Código Minero de Colombia para eliminar el principio de “primero en el tiempo, primero en el derecho”, consciente de que no es una tarea simple. Una vez logrado esto, el Estado se puede dedicar a recuperar los títulos mineros que no han sido utilizados y poder así planificar la extracción de los recursos mineros.

Con esto el Estado tendría un control real de los recursos mineros en Colombia y le permitiría decidir dónde y cuándo se hace minería, escoger las empresas más responsables y la tecnología a utilizar, además de simplificar la implementación del ordenamiento territorial minero presentado en la sección anterior.

Esta medida seguramente tomará un tiempo considerable en caso de adopatarse, mientras tanto, con-sidero conveniente volver a instaurar la necesidad de licencia ambiental para la etapa de exploración minera, con la intención de que funcione como un control previo. Además de controlar el impacto ambiental de la exploración como tal, que generalmente es mínimo, este trámite evaluaría si el sitio es apto para una futura actividad minera, entre otros elementos, considerando el ordenamiento minero antes mencionado. De esta manera se evitaría que privados realizaran grandes inversiones en exploración, en sitios que posteriormente no contarán con licencia ambiental.

LA INSTITUCIONALIDAD Y EL LICENCIAMIENTO AMBIENTAL


Una de las principales quejas de la industria en el sector minero es la heterogeneidad de criterios entre las Corporaciones Autónomas Regionales en el proceso de licenciamiento ambiental y un alto grado de discrecionalidad, todo lo cual se presta para la corrupción.

Esta queja se fundamenta en que, a pesar de que todas las CAR siguen el mismo macroproceso de licenciamiento ambiental177, los procesos y procedimientos no siempre están reglamentados y la autonomía de las CAR les permite adoptar procedimientos autónomos. Inclusive la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales -ANLA- tiene procedimientos propios, y aunque algunas CAR siguen sus directrices, esto no es mandatorio.

Esta situación se extiende también al seguimiento de las licencias ambientales, tarea que es más importante que la evaluación misma de la licencia. La evaluación y aprobación o negación de las licencias se hace principalmente a partir de herramientas de modelación para predecir los impactos que generará el proyecto. Durante la construcción y operación del proyecto es indispensable hacer un seguimiento minucioso para verificar si los impactos del proyecto se están comportando de la manera como fueron modelados. En caso que los impactos sean mayores a lo esperado, bien sea por incum-plimiento de la licencia o por falla de los modelos de predicción, la autoridad ambiental respectiva tiene la responsabilidad de intervenir, suspendiendo el proyecto y ordenando la toma de medidas de corrección. Con respecto a esta función, tampoco hay uniformidad en la actuación de las CAR’s.

Y aunque es la industria quien, con cierta discreción, se queja sistemáticamente del tema, es la sostenibilidad ambiental y social del País la que sufre las consecuencias. No es posible asegurar la sostenibilidad en el país si no hay homogeneidad en la manera como se aplica la normatividad ambiental por parte de las autoridades.

El espíritu de la Ley 99 de 1993 con el que fueron creados el Ministerio de Ambiente y las Corpo-raciones Autónomas Ambientales, era el de establecer un sistema en el que el Ministerio fuera la cabeza, fuera el formulador de la política y rector del sistema, mientras que las CAR fueran los brazos ejecutores del sistema, sin embargo sentencias y fallos de las cortes profundizan cada vez más el nivel de autonomía de estas últimas. Se hace indispensable tramitar una reforma de la Ley del Sistema Nacional Ambiental que le dé al Ministerio mayor injerencia y control en la toma de decisiones y la actuación de las CAR, para poder asegurar la uniformidad en la aplicación de las normas ambientales.

Este propósito no es simple, en los últimos diez años han sido radicados tres proyectos en el Congreso con este objetivo que no han culminado con éxito, entre otras razones por conflictos con intereses políticos de congresistas que no están de acuerdo en la reducción de la autonomía de las CAR, sumado a que hay otros elementos del Sistema Nacional Ambiental que deben ser modificados, lo que incrementa la complejidad del proceso.

LA MINERIA Y LA FIRMA DEL ACUERDO CON LAS FARC EL CONTROL DEL TERRITORIO Y LA MINERIA ILEGAL

En materia de minería sostenible, el acuerdo con las FARC trae oportunidades y riesgos. Por ello es determinante estar preparado para aprovechar las oportunidades y enfrentar los riesgos.

177 Decreto 1076 del 26 de mayo de 2015 del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible


Son dos las áreas en materia de minería que son alteradas por el acuerdo con las FARC. El primero es la apertura de territorios que hasta ahora eran considerados inseguros para la minería legal; y el segundo es la eliminación de la protección/participación de las FARC en la minería ilegal desarrollada en su área de influencia. En ambos casos hay oportunidades y riesgos.

En cuanto a la apertura de nuevos territorios seguros y en paz para el desarrollo de minería, hay dos grandes retos. Primero la fragilidad ambiental de estos territorios que requiere de tecnologías extractivas de altos estándares. Segundo, la vinculación y el acompañamiento al desarrollo de la comunidad local.

En realidad estos son los mismos retos de la minería en cualquier parte del país, pero en el caso de territorios abiertos por el proceso de paz con la guerrilla existe la complejidad adicional de contribuir a la institucionalización y al desarrollo de estas zonas donde hasta ahora prácticamente no ha habido presencia del estado. Social y ambientalmente estos nuevos proyectos deben tener los más altos estándares porque de lo contrario, la inercia de la cultura de la ilegalidad y/o nuevos grupos ilegales podrían retomar la zona.

Asegurarse del uso de tecnologías extractivas de altos estándares ambientales, es principalmente un rol de las autoridades mineras durante el proceso de aprobación de los PTO178 en conjunto con las autoridades ambientales durante el proceso de licenciamiento ambiental. Sin embargo el compromiso de la industria en esta materia facilitaría el proceso y probablemente llevaría a mejores resultados.

Es de esperarse que haya programas estatales para el acompañamiento al desarrollo de la comunidad local durante el llamado “posconflicto”, pero también es necesario que la industria minera asuma un compromiso fuerte con el desarrollo de estas comunidades. Tradicionalmente la mayor parte de la industria minera en Colombia considera que su responsabilidad de contribuir con el desarrollo local se cumple a través del pago de las regalías las cuales, de acuerdo con lo establecido en el artículo 360 de la Constitución política de Colombia se entienden como una contraprestación económica de propiedad del Estado que se causa por la explotación de un recurso natural no renovable, y que, con ellas, el Estado es el único responsable de invertir en el desarrollo local. En este sentido, la estabi-lidad social local es indispensable para la sostenibilidad misma del proyecto y esto debe ser asumido por los inversionistas que entran, si no están dispuestos a hacerlo, es mejor no correr el riesgo.

En cuanto a la eliminación de la protección/participación de las FARC en la minería ilegal , enten-dida ésta como “la que se aparta de la regulación jurídica establecida por el Estado para imponer condiciones sobre cómo, en donde y de qué manera se puede extraer el recurso natural no renovable” (Procuraduría General de la Nación, (s.f.), pág. 6), como resultado de la firma del acuerdo, el reto es asegurarse de que esta actividad no es retomada por un nuevo actor ilegal. Para ello es necesario una estrategia de control y ejercicio de la autoridad del Estado. La experiencia nos ha demostrado que para esto se requiere una fuerza combinada entre el la Autoridad Ambiental, la Fiscalía y el Ejercito. El Ejercito prestaría el respaldo policivo para proveer la seguridad en los operativos; la Autoridad Ambiental es quien tiene la competencia para desarrollar los operativos por delitos ambientales, iniciar las respectivas investigaciones y recoger las pruebas; y por último la Fiscalía quien tiene

178 Programa de Trabajo y Obras que debe ser presentado por el concesionario minero para adelantar las actividades de construcción, montaje y explotación, el cual se anexa al contrato como parte de las obligaciones técnicas: (http://siminero.minminas.gov.co/siminero/documentacion/category/evaluacion-de-programa-de-trabajo-y-obras-pto/)


la competencia para confiscar bienes como maquinaria, de manera que más que la apertura de una investigación, los operativos culminen con la suspensión de la operación.

Esta fuerza combinada debe prepararse con anticipación de manera que apenas sea posible, pueda intervenir y suspender la operación de todos los puntos de minería ilegal en los territorios de acción de las FARC.

Sin embargo, además de la intervención y suspensión de las actividades de minería ilegal, es ne-cesario hacer un diagnóstico e iniciar un proceso de rehabilitación ambiental. En muchos casos no es suficiente con suspender la actividad de minería ilegal para detener el impacto ambiental, las alteraciones al ecosistema pueden generar procesos de deterioro que continúan luego de suspender la actividad minera. Esto ocurre, por ejemplo, en el caso del desvío de ríos de su cauce para extracción de oro, en la acumulación de los desechos de la actividad minera en taludes inestables y la contami-nación de fuentes hídricas subterráneas, así como la acumulación de elementos nocivos y altamente tóxicos y el daño de la superficie terrestre (Procuraduría General de la Nación, (s.f.)).

Al Igual que la rehabilitación ambiental, es necesaria una estrategia de control policivo del territorio posterior a la suspensión de la operación. La tentación de apoderarse de la operación por parte de nuevos actores ilegales debe ser controlada.

ConclusionesEn prácticamente todos los casos, la actividad minera en Colombia genera rechazo de buena parte de la población. Comunidades y ambientalistas consideran que esta actividad tiene un balance ambiental y social negativo, en otras palabras, es considerada como una actividad que no es posible desarrollar de manera sostenible.

La realidad es que la gran diversidad biológica de Colombia y su heterogeneidad ecosistémica ha-cen que prácticamente en todo su territorio sea de alto valor ambiental, y además, la distribución poblacional que prácticamente ocupa todo el país hace que los proyectos mineros siempre tengan comunidades locales cerca. Esto hace que la actividad minera en Colombia tenga un mayor riesgo de generar impactos ambientales y sociales que en la mayoría de los países mineros.

Ante esta situación, para algunos sería deseable suspender toda actividad minera en el país, sin embargo, esto impactaría nuestro desarrollo. Nos veríamos obligados a importar todos los materiales de construcción, lo cual elevaría de manera importante, aunque aún no cuantificada, los costos de la infraestructura pública, así como la construcción de nueva industria y de nueva vivienda. Además, la balanza comercial del país y los ingresos de la nación dependen hoy en gran medida de la minería, de manera que la suspensión de la minería no sería posible al menos en el corto ni el mediano plazo.

La pregunta es cómo hacer sostenible la minería en Colombia. Conscientes de que existen tecnologías y buenas prácticas sociales y ambientales mineras en el mundo, es necesario asegurarse de que sean las tecnologías y buenas prácticas de altos estándares las que se usen en Colombia. La manera más efectiva de lograrlo es el Estado pueda tener el mayor control posible en la planeación y la toma de decisiones de extracción de sus recursos mineros. Un nivel de control que le permita decidir


donde se hace y donde no se hace minería, cuándo se explota determinado recurso minero y con qué tecnologías y prácticas sociales.

Esto que parece utópico se hace hoy en Colombia con la extracción del petróleo. Mientras que la pla-neación de la extracción del petróleo está totalmente en manos del Estado Colombiano, la planeación de la explotación minera en Colombia está totalmente en manos de los privados.

Una primera medida en esta dirección sería la construcción de manera participativa del ordenamiento minero del país. Cartografía definiendo donde se puede y donde no se puede hacer minería, para cada tipo de mineral. Esto, además de proteger las áreas con mayor riesgo de impactos ambientales y socia-les, reduciría en gran medida los conflictos Sociedad-Empresa-Estado, ya que habría más información sobre que atenerse. La empresa privada sabría dónde invertir en exploración con menor riesgo de rechazo posterior por parte de las autoridades ambientales y de la comunidad. La comunidad estaría más tranquila sabiendo que los territorios más sensibles estarían excluidos de la minería. Y por último, las autoridades ambientales no estarías expuestas a solicitudes de licencias en zonas ambientalmente inconvenientes, evitando conflictos entre la industria minera y la autoridad ambiental.

Además del ordenamiento minero, considero que es necesario modificar el Código Minero de Colombia para suspender la solicitud de títulos mineros. Una vez logrado esto, el Estado se puede dedicar a recuperar los títulos mineros que no han sido utilizados y poder entonces tener el control de la extracción de los recursos mineros al igual que en el sector de hidrocarburos. Esto permitiría decidir donde y cuando se considera una posible extracción minera, así como elegir las empresas más responsables y la tecnología a utilizar. Esto además simplificaría la implementación del ordenamiento territorial minero anteriormente mencionado.

En el corto plazo, sería conveniente adoptar de nuevo la licencia ambiental para la etapa de explora-ción minera. Además de controlar el impacto ambiental de la exploración como tal, que generalmente es mínimo, este trámite evaluaría si el sitio es apto para una futura actividad minera, a la luz del ordenamiento minero antes mencionado entre otros elementos. De esta manera se evitaría que privados realizaran grandes inversiones en exploración, en sitios que posteriormente no contarán con licencia ambiental.

El ordenamiento minero y el control de la extracción por parte del Estado deben complementarse con una actuación de control y ejercicio de autoridad ambiental rigurosa y estándar en todo el territorio nacional. El nivel de autonomía de las Corporaciones Autónomas Regionales dificulta la unidad de criterio, de procedimientos y de actuaciones, lo cual no permite asegurar la sostenibilidad en el país. Se propone tramitar una reforma de la Ley del Sistema Nacional Ambiental que le dé al Ministerio de Ambiente mayor injerencia y control en la toma de decisiones y la actuación de las CAR, para poder asegurar la uniformidad en la aplicación de las normas ambientales.

Por otra parte, la firma del acuerdo con las FARC trae retos y oportunidades que también requieren de una atención oportuna. Primero, la apertura de territorios que hasta ahora han sido considerados inseguros para la minería legal, y segundo, la eliminación de la protección/participación de las FARC en la minería ilegal desarrollada en sus áreas de influencia.


En cuanto a la apertura de nuevos territorios seguros y en paz para el desarrollo de minería, se requerirán tecnologías extractivas de altos estándares considerando la fragilidad ambiental de estos territorios, así como una vinculación efectiva de la comunidad local y apoyo a su desarrollo.

En cuanto a la eliminación de la protección/participación de las FARC en la minería ilegal como resultado de la firma del acuerdo, el reto es asegurarse de que esta actividad no es retomada por un nuevo actor ilegal. Para ello se propone la consolidación de una fuerza conjunta entre el Ejército, las Autoridades Ambientales y la Fiscalía. Esto permitiría intervenciones oportunas que no puedan ser impedidas por reacciones violentas, así como actuaciones legales apropiadas para investigaciones, sanciones e inclusive la confiscación y destrucción inmediata de bienes utilizados en el delito.

Es mucho lo que el Estado puede hacer para incrementar la sostenibilidad de la minería en Colombia, inclusive incrementando simultáneamente la competitividad del sector, pero esto requiere de deci-sión, liderazgo y concertación.

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PARTE II

LOS HIDROCARBUROS EN COLOMBIA:

UNA MIRADA DESDE EL MINISTERIO PÚBLICO


I. HISTORIA DE LOS HIDROCARBUROS EN COLOMBIA

Alejandro Martínez Villegas

LOS ORÍGENES

A mediados del siglo XIX cambió sustancialmente la relación del hombre con el petróleo. Desde la antigüedad fue utilizado pero en forma restringida para la construcción, calafatear barcos, hacer vías o como medicina.

En Roma, en el siglo primero D.C., el petróleo

“…servía para tratar hemorragias -explicaba Plinio- así como para cicatrizar heridas, para las cataratas, como linimento para la gota, para calmar dolor de dientes, tos crónica, aliviar la falta de aliento, parar la diarrea, curar lesiones musculares, y aliviar tanto el reumatismo como la fiebre. También era ‘útil para enderezar las pestañas hacia fuera, para que no per-turbaran los ojos’. Hubo otro uso para el aceite; al prenderle fuego tuvo un papel amplio y determinante en la guerra… Desde el siglo VII en adelante, los bizantinos habían usado el oleum incendiarum – fuego griego. Era una mezcla de petróleo y de cal que, al humedecerse, se prendía en llamas; la receta era un secreto de Estado muy bien guardado… Durante siglos, se consideró como un arma más terrible que la pólvora”90.

90 “The Prize – The Epic quest for oil, money &power”, Daniel Yergin, Touchstone – Simon & Schuster Inc., edición de 1993, página 24, traducción libre.

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En los Estados Unidos de América el petróleo surgió como industria a partir de unos inversionistas de Nueva York. El grupo estuvo liderado por un abogado de nombre George Bissell, profesor de latín y griego quien además hablaba fluido en francés, español y portugués. A juicio de Yergin (1993), nadie mejor que él podría llamarse el responsable de la creación de la industria petrolera moderna.

El grupo contrató a Benjamin Silliman Jr., profesor de química de Yale, para determinar si era posible procesar el petróleo para utilizarlo como combustible para iluminación de calles y casas, así como para lubricar máquinas.

Silliman encontró que el ‘aceite de roca’ podía destilarse en diferentes fracciones “… todas compues-tas de carbono e hidrogeno. Una de ellas un iluminante de muy alta calidad…” (Yergin, p.20).

Se fundó la Pennsylvania Rock Oil Company y el Coronel Edwin L.Drake tuvo la misión de perforar la tierra para encontrar petróleo suficiente para la comercialización masiva de sus productos derivados. En agosto de 1859, en Titusville (Pensilvania), la perforación tuvo éxito, a 21 mts de profundidad, con una producción de 25 bopd.

Con la masificación del uso del queroseno para iluminación, la producción petrolera se incrementó significativamente. En el oeste de Pensilvania pasó de 450.000 bopd en 1860 a 3 millones en 1862. Con ella se fortalecieron otros negocios asociados como la refinación, el transporte, etc.. De hecho, en 1871 se creó la Titusville Oil Exchange, perfilando al petróleo como una gran industria que había llegado para quedarse.

Las virtudes del queroseno eran indiscutibles en cuanto a luminosidad y bajo costo, frente a las limitaciones tecnológicas y mayor costo de los combustibles derivados del carbón o de los otros aceites combustibles de la época. Se inició entonces en los Estados Unidos de América una carrera por descubrir yacimientos de petróleo. Grandes capitales se invirtieron en adquirir “leases” y fincas en Pensilvania, situación que rápidamente se extendió a otros Estados (Vgr. Ohio, Indiana).

Surgió el magnate John D. Rockefeller, quién se inició en los negocios de refinación y transporte, hasta llegar a conformar una de las más grandes multinacionales petroleras que existen hoy día (ExxonMobil).

El queroseno llegó a Europa, a Asia Occidental (Bakú en Azerbiyán), y con ello se fundan nuevas y exitosas empresas. Surgen las 7 hermanas, así bautizadas por Enrico Mattei (ENI). Poderosas multi-nacionales que dominaron el mercado petrolero la primera mitad del siglo XX: i. Esso (Standard Oil of New Jersey), ii. Royal Dutch Shell, iii. British Petroleum (antes Anglo-Iranian Oil Company), iv. Mobil Oil, v. Gulf, vi. Standard Oil de California (después Chevron) y vii. la Texas Petroleum Company (Texaco).

Pero a finales del siglo XIX llegó el bombillo eléctrico incandescente. Fue una amenaza para la existencia de la industria petrolera, pero, a la par que Thomas Alva Edison revolucionó el mundo con sus inventos, Henry Ford le aportó el automóvil impulsado por el motor de combustión interna.


LA PRIMERA MITAD DEL SIGLO XX – LA ETAPA DE LOS CONTRATOS DE CONCESIÓN

La revolución industrial implicó para el norte del planeta, pasar de los bosques y el agua, a utilizar el carbón mineral y el hierro. Pero en nuestro país estábamos en los albores de la República, saliendo de un sistema económico rentista que no incentivó la creación de industrias.

Estábamos lejos de las tendencias en materia de fuentes y usos energéticos de la época91. “El caso del carbón mineral es muy revelador: mientras que Inglaterra no tuvo otra alternativa que mejorar la minería y el transporte del carbón, emprendiendo para este último grandes obras de infraestructura como canales y después ferrocarriles, en Colombia la demanda de carbón mineral, aunque creciente, no alcanzaba para promover la creación de una red de transporte…” (Pedraja, p.59) y sin red de transporte para llevar al carbón hasta los puertos de exportación, no había forma de aumentar la demanda, con lo cual estábamos (¿estamos?) en un círculo vicioso.

Pero Colombia tenía otra alternativa: importar combustibles líquidos. El déficit de energía se dio en la segunda mitad del siglo XIX y empeoró en las dos primeras décadas del siguiente. Para las ciudades en la costa no era compleja la importación de combustibles del petróleo para el alumbrado público y privado, en reemplazo de las antorchas de cebo y las velas. Para las ciudades del interior era distinto: “… su abastecimiento resultaba costoso e irregular… las guerras civiles causaban serias interrupcio-nes en el comercio con el interior… depender de una fuente externa para el petróleo era una gran desventaja y se hacía necesario el desarrollo de una fuente local de energía para el alumbrado de las ciudades del interior” (Pedraja, p.65).

Solo en la segunda década del siglo XX el país contó con parque automotor. Se generó una demanda de combustibles líquidos suficiente para impulsar el crecimiento de la industria petrolera. Pasamos del lomo de mula a “una precaria red de ferrocarril que, en no pocas ocasiones, conectaba centros de no producción con puntos de no consumo, pues su objetivo era el de servir de medio para desarrollar regiones… La situación montañosa del país dificultó la construcción de un sistema de caminos para el tránsito de los carruajes tirados por caballos. En casi todas la naciones, estos carreteables fueron precursores de la red vial, y los coches los antecesores de los automóviles movidos con motor de explosión”92.

Había que atender esta creciente demanda. En 1886 se había otorgado la primera concesión, a don Jorge Isaacs, autor de “María”. Pero en la denominada “Concesión Isaacs”93, no se encontró ni produjo petróleo.

Posteriormente se otorgaron otras dos en 1905 por el Ministro de Obras Públicas, don Modesto Garcés: en el Catatumbo (16 de octubre) al General Virgilio Barco y, unos días más tarde (28 de noviembre), en la región de Barrancabermeja, a don Roberto De Mares. Así se inició la epopeya de la industria del petróleo en Colombia:

91 “Historia de la energía en Colombia. 1537-1930”, René de la Pedraja Tomán, El Áncora Editores, 1985, página 58.92 “Sucedió en la costa atlántica – Los albores de la industria petrolera en Colombia”, José Fernando Isaza y Luis Eduardo Salcedo, El Áncora Editores, Bogotá,

1991, página 16193 “Ecopetrol, historia de una gran empresa”, Jorge Bendeck Olivella, Primera Edición, Ediciones Punto Llano Ltda, Bogotá, agosto de 1993, página 13.


“En un barco por el Caribe, De Mares notó el interés en invertir en exploraciones en Sur-américa de un norteamericano John Leonard y le contó de su concesión. De regreso a su país, Leonard interesó a tres de sus compatriotas: George Crawford, Joseph Trees y Michael Benedum. Juntos fundaron en 1916 una compañía con sede en Wilmington, en el Estado de Delaware, que bautizaron Tropical Oil Company. La Tropical o “Troco” como se le empezaría a conocer, se estableció en Colombia en 1917… Para el siguiente año, las operaciones de la Tropical en Colombia convirtieron al país en el tercer más grande productor de petróleo de Latinoamérica después de México y Venezuela”94.

De Mares delegó a la Tropical Oil Company (Troco), que pasó a ser propiedad de la Standard Oil de Nueva Jersey, la realización de los trabajos de exploración y producción. En el Campo Infantas se perforaron dos pozos en 1918, que dieron inicio a la producción industrial petrolera en el país. Habiéndose traspasado en 1919 el contrato a la Troco, esta construyó la refinería en Barrancabermeja en 1922 (Bendeck, p.24).

Pero el país ya había contado con capital destinado a la refinación. En 1908 se constituyó la Carta-gena Oil Refining Co. que tenía como accionistas a las familias Martínez Camargo, del Castillo, Vélez y Pombo. Esta refinería, que posteriormente fue adquirida mayoritariamente por la Standard, operó donde hoy está el Hospital Naval de Cartagena y tuvo gran éxito comercial. Esto le permitió a sus socios aventurarse, aunque infructuosamente, en materia exploratoria.

La refinería operó hasta 1923… “el mismo año que la Standard puso en operación la refinería de Barrancabermeja. Por consiguiente, se desmantelaron las operaciones de refinación en Cartagena, la refinería fue demolida y la actividad de la Standard se concentró en la construcción del terminal petrolero de Mamonal y del oleoducto de la Andian. Más adelante, cuando el mercado lo justitificó, la Standard, utilizando su nuevo nombre de Esso, luego bautizada como Exxon, inició el montaje de una nueva refinería en Cartagena, ubicada en el área de Mamonal, que se inauguró en 1957… Cuando se estudia en detalle la historia moderna de la ciudad, se encuentra la influencia del petróleo casi en todas partes. Por eso podemos decir hoy que Cartagena, antes que ciudad turítica, es una ciudad petrolera e industrial…” (Isaza y Salcedo, p.171). Esta refinería tuvo una capacidad inicial de 33,2 kbpd y fue comprada por ECOPETROL en 1974. La empresa estatal empezó a operar en 1961 la de Barrancabermeja.

Habiendo invertido la Standard Oil en la exploración, producción y refinación, aumentó su apuesta en el país a través de la Andian National Corporation, filial suya. Esta terminó en 1926 la construcción del oleoducto hasta Cartagena: “El 1º de julio se da oficialmente el servicio y dos días más tarde zarpa de Mamonal el tanquero T.J. Williams con el primer embarque de 88.172 barriles de petróleo de la Concesión De Mares” (Bendeck, p.24).

El impacto económico positivo no se hizo esperar: “La gran crisis de fines de los años veinte de este siglo llegó a Colombia en un momento en el cual la economía del país experimentaba una de las más importantes bonanzas externas del siglo XX… por la expansión de las ventas de café y de petróleo –en razón de mayores volúmenes y de altos precios-, por una muy favorable relación de precios de intercambio y porque el país atrajo capitales en cuantías desconocidas hasta entonces”95.

94 https://www.essoymobil.com.co/es-co/tropical-oil-company.95 “50 Años de Economía: de la crisis del Treinta a la del Ochenta”, Edición Sociedad de Asesoría Industrial Clacec Ltda., Carlos Caballero Argáez, Asociación

Bancaria de Colombia, Bogotá, 1987, página 24.


La concesión Barco en el Catatumbo, fue cedida a dos filiales de la Gulf Oil Company, también estadounidense (Pensilvania). Inició producción en 1934 y se construyó el oleoducto hasta Coveñas (423 kms) en el Golfo de Morrosquillo. Esta concesión fue cedida a la Standard Oil Company of New York - Socony, que después de ser objeto de fusiones y adquisiciones, en 1966 vendría a conocerse como “Mobil” a nivel mundial.

En 1975 ECOPETROL compró el 100% de la Concesión Barco y empezó a operarla directamente.

INICIOS DE LA LEGISLACIÓN

Esta evolución industrial se vio acompañada de avances en la legislación. Uno de los primeros ante-cedentes normativos en las colonias españolas se dio en las ordenanzas de minería de Nueva España (1783). En ellas el Rey estableció el régimen de propiedad pública de minerales e hidrocarburos en cabeza de la Corona.

Posteriormente, durante la etapa del federalismo en la República, se dio la posibilidad de la propiedad privada, retomando la tradición jurídica que la Corona española había dado a los minerales (previa a las ordenanzas de Nueva España) que no habían sido objeto de reserva general o especial.

Llegado el siglo XX y restablecida constitucionalmente la propiedad pública96 sobre los recursos mineros e hidrocarburíferos, se otorgaron las primeras concesiones al amparo del Decreto Legislativo No.34 de 1905, en virtud del cual “… el Presidente Reyes se facultó para ‘otorgar privilegios en la construcción de canales, explotación del lecho de los ríos y canteras, depósitos de asfalto y aceites minerales’...”97.

Años más tarde se expediría un marco legislativo petrolero a través de la Ley 60 de 193698. Coinci-dencialmente, en noviembre de ese año se constituyó la Compañía de Petróleo Shell de Colombia. El Presidente López Pumarejo, como la haría décadas después el Presidente Álvaro Uribe Vélez con las norteamericanas, viajó a Londres a invitar a invertir a las empresas británicas.

Habiendo iniciado sus operaciones en ese año, fue dos años después que Shell se hizo cargo de la administración y operación de la Concesión Yondó, que dio lugar al descubrimiento años más tarde del Campo Casabe, en el Magdalena Medio antioqueño, al frente del municipio de Barrancabermeja. El 6 de junio de 1945 se bombeó el primer barril por el oleoducto a los mercados internacionales.

“Además de esta primera operación exitosa, Shell completaría sus hallazgos con los campos de El Difícil en el departamento del Magdalena, San Pablo entre Bolívar y Santander, y la Cristalina y Cantagallo, también en Santander…”99. En 1954 el Campo Casabe llegaría a producir 46.000 bopd (26% de la producción nacional).

Pero con la caída del precio del petróleo y la declinación natural de los campos en producción, a finales de los 60’s la Compañía tomó la decisión de retirarse del país. Esta decisión se materializó

96 El artículo 202 de la Constitución de 1886 declaró la propiedad de la Nación. En la Constitución de 1991 (art.332) se mantuvo dicha declaración.97 “Derecho de Minas (Régimen jurídico del subsuelo)”, Eustorgio Sarria y Mauricio Sarria Barragán, Universidad de Caldas, 4ª. Edición, 1985, página 103.98 Mediante la Ley 37 de 1931 se habían regulado las concesiones petroleras. Después se expidió el Decreto-Ley 1056 de 1953 que codificó las diferentes normas

existentes.99 “60 años de Shell en Colombia”, Compañías Shell en Colombia, Dirección editorial de Francisco Fernando López, Bogotá, 1996, página 24


en 1974, con la cesión de las acciones de la Shell Condor (titular de las concesiones petroleras) a Ecopetrol. La negociación implicó que Ecopetrol tuviese el 44 por ciento de la producción nacional.

En los ochenta la empresa reiniciaría sus labores exploratorias en el país. En 1985, compró, la totali-dad de las acciones de Colombia Cities Service Co.Inc., subsidiaria de Occidental Petroleum. Adquirió así derechos sobre la producción de uno de los tres más grandes descubrimientos petroleros en el país: Caño Limón. Actualmente la empresa, que se había ido de nuevo vendiendo su participación en Caño Limón, está tratando de retomar su puesto en el upstream colombiano.

En esta primera mitad del siglo XX, también llamada la “etapa de los contratos de concesión”, la industria petrolera era totalmente privada, el país dejó de ser importador y pasó a ser exportador neto. Se construyeron las dos principales refinerías e importantes oleoductos.

EL CONTEXTO INTERNACIONAL

En el plano internacional, esta industria se consolidó como multinacional, inicialmente dominada por empresas europeas en el medio oriente100, el norte de África y en Azerbaiyán (Bakú, a orillas del Mar Caspio). Ello se materializó a través de la obtención de las llamadas “concesiones antiguas”, mediante las cuales las compañías obtenían derechos exclusivos a explorar, producir, refinar, transportar y exportar el petróleo y sus derivados, sobre buena parte o la totalidad del territorio de los países anfitriones, por un término que podía superar los 90 años de vigencia. Todo ello a cambio de regalías y algunos impuestos.

Eventualmente, en las dos primeras décadas del siglo pasado, las empresas entraron en una guerra de precios fruto de la competencia entre ellas por la titularidad de las concesiones. Tenían problemas de sobreproducción que hacían colapsar los precios. Los Presidentes de algunas de las empresas europeas y norteamericanas se reunieron en 1928 en las highlands escocesas, en el castillo de Achnacarry: llegaron a un acuerdo de cuotas de producción. “Más allá de buscar una tregua en las guerras del pe-tróleo, estaban detrás de un tratado formal para Europa y Asia – uno que brindara orden, segmentara el mercado, estabilizara la industria, y preservara la rentabilidad. Achnacarry era una conferencia de paz” (Yergin, p.261).

En ese mismo año, se llegó al famoso “Acuerdo de la Línea Roja” entre empresas británicas, francesas y norteamericanas. Se repartieron geográficamente las operaciones petroleras en el Oriente Medio, mapa en mano y con un lápiz rojo.

Frente a estas y otras prácticas igualmente censurables, los gobiernos de los países productores reaccionaron. Una de las primeras expresiones de insatisfacción surgió en Venezuela en 1948: se expidió un impuesto sobre la renta que aseguraba una repartición 50/50 sobre la renta petrolera. Esto fue el disparador que generó una ola en el medio oriente y el norte de África.

Pero la lucha no fue solo por controlar la renta: los países también aspiraban a hacerlo con las operaciones. Estaban preparados para ello: habían adquirido conocimientos técnicos, gerenciales y científicos suficientes. Además tenían una excelente posición para exigirlo: ya los descubrimientos estaban hechos. Era muy distinto a décadas atrás cuando se otorgaron las concesiones; en ese

100 Una de las primeras concesiones fue la D’Arcy en Irán (1901), que en 1909 sería traspasada a la Anglo-Persian Oil Company (hoy BP).


momento las empresas ofrecieron arriesgar enormes capitales para asumir el riesgo exploratorio. En 1960 se fundó la OPEP, porque también hubo interés en definir el precio del crudo.

Surgió la política de nacionalizaciones101, la creación de empresas petroleras estatales y de las independientes privadas, que ofrecían mejores condiciones. Se dieron los contratos de servicios y los de producción compartida (PSA, por sus siglas en inglés), mediante los cuales las multinacionales de-jaron de detentar derechos amplios y exclusivos sobre grandes extensiones territoriales, para volverse contratistas de las estatales con derecho únicamente el pago de honorarios en dinero o en especie.

“Está marcada hostilidad hacia el sistema de la concesión, entre otras razones, no sólo generó cambio en las relaciones contractuales entre los gobiernos y las compañías, sino que desembocó en la formulación de doctrinas a nivel internacional, como la de la ‘soberanía permanente sobre los recursos naturales’, reconocida por la Naciones Unidas en las resolu-ciones 1 803 y 2 518 de 1966”102.

Pero no todos los países se cerraron a las empresas privadas: entendieron que el objetivo final era el control de la renta y las operaciones, no una lucha ideológica en contra del capital multinacional. Esto abrió la posibilidad de otra modalidad contractual: las “joint ventures”. Las empresas privadas pudieron ser socias o asociadas de las estatales, participando del derecho a explorar y producir los recursos nacionales. Y es aquí donde Colombia se situaría finalizando los años 60’s.

De hecho, el mundo también ha visto la evolución de las antiguas concesiones, hacia una versión moderna, en la que los gobiernos no arriesgan su capital pero sí aseguran control de las operaciones y una participación en la renta idéntica a la que se obtendría mediante los contratos de servicio o los PSA. Estas son las concesiones modernas que la ANH estableció desde el 2004.

ECOPETROL Y LA ASOCIACIÓN CON EL CAPITAL PRIVADO

Explica el ex Ministro Carlos Caballero Argáez (1987) que la economía de los cincuenta se caracterizó por fluctuaciones del precio del café que generaron un crecimiento económico desigual que incidió en la evolución de otras actividades económicas, generando la necesidad de restringir el gasto público. Al mismo tiempo se experimentaba una masiva migración rural-urbana.

“El desarrollo, pues, de los llamados sectores urbanos entró en receso desde mediados de los cincuenta, en especial la construcción pública y privada... la minería, representada fun-damentalmente en la producción petrolera presentó un ritmo de alto crecimiento a finales de la década; las exportaciones de petróleo, a su vez, contribuyeron en un 12% al valor de las exportaciones totales en este periodo. Pero, ya desde esa época se planteaban interro-gantes serios sobre la perspectiva del petróleo como renglón de generación de divisas ante los cambios en la estructura del comercio mundial del producto, por el descubrimiento de yacimientos en el medio oriente de producción a costos muy bajos, y por el aumento en la demanda interna de combustibles que originaba el crecimiento de la economía”103.

101 En 1938 el Presidente mejicano Lázaro Cárdenas había nacionalizado la industria petrolera.102 “Contratos de exploración y explotación en la industria petrolera”, Alejandro Martínez Villegas, artículo publicado en el libro Petróleo – Presente y Futuro,

Universidad Javeriana, 1991, página 109.103 “50 Años de Economía: de la crisis del Treinta a la del Ochenta”, Edición Sociedad de Asesoría Industrial Clacec Ltda., Carlos Caballero Argáez, bajo el auspicio

de la Asociación Bancaria de Colombia, Bogotá, 1987, página 73.


En Barrancabermeja la situación laboral era compleja: se concentraban más de 4.500 trabajadores. Relata el ex Ministro Jorge Bendeck Olivella que “el trato dado a los obreros y las condiciones de vida condujeron a las huelgas de 1924 y 1927, que aglutinaron a la masa proletaria. Desde 1922 el movimiento obrero empezó a manifestarse hasta que al amparo de la Ley 83 de 1931 se organizó en sindicato…” (Bendeck, p.65), obteniendo la personería jurídica en 1939.

En ese marco económico, laboral y de tendencias internacionales, el Gobierno Colombiano debía recibir los activos petroleros de las viejas concesiones que vencían y entraba a operar la reversión a favor de la Nación. El término de la Concesión de Mares vencía en agosto de 1951 y el Gobierno debía recibir los activos allí presentes.

Para recibir la Concesión de Mares se estudiaron tres opciones:

“1. La creación de una empresa nacional 100 por ciento autónoma y de naturaleza eminentemente comercial.

2. La creación de una empresa mixta con participación mayoritaria de capital privado nacional o internacional, bajo la modalidad de sociedad anónima.

3. Conceder la explotación en administración delegado bajo la responsabilidad y orientación del gobierno” (Bendeck, p.77).

El Ministro de Minas y Petróleos104, doctor Alonso Aragón Quintero, en 1948 presentó el Proyecto de Ley que terminaría convirtiéndose en la Ley 165 de ese mismo año, por medio de la cual se autorizó al Gobierno Nacional (artículo 1º) para “…promover la organización de una empresa colombiana de petróleos con participación de la Nación y del capital privado nacional y extranjero. En caso de no obtenerse la cooperación del capital extranjero, la empresa podrá constituirse solamente con aportes de la Nación y del capital privado colombiano…”.

Narra el ex Ministro Bendeck que “…el gobierno nacional inició toda suerte de gestiones tendientes a interesar a inversionistas privados para conformar una Sociedad Anónima Mixta… pero sin éxito alguno” (p.79). Así que, mediante el Decreto 0030 de enero 9 de 1951, se creó la Empresa Colombiana de Petróleos para la administración y manejo de los activos que revirtieran a favor de la Nación. El Ministerio del ramo seguiría adjudicando las concesiones al capital privado.

La estatal recibió la concesión de Mares, con el personal colombiano (2.010 personas) y “…celebró un contrato de asistencia técnica con la Troco, en cumplimiento del cual permanecieron en las instala-ciones de producción 21 expertos extranjeros que en el término de seis años habrían de retirarse en su totalidad” (Bendeck, p.81).

Pero sería en 1969, mediante la Ley 20 de ese año, cuando se tomaría la decisión de asignarle a la estatal petrolera la administración de áreas petrolíferas del país, mediante el régimen del aporte105, sobre extensiones superficiarias previamente declaradas de reserva nacional. En dichas zonas reser-vadas la estatal quedó facultada para realizar las labores directamente o en asociación con el capital

104 En 1940 se había creado el Ministerio de Minas y Petróleos, siendo Presidente el doctor Eduardo Santos Montejo. 105 Los sistemas para adjudicar las minas eran: concesiones, aportes y permisos. El aporte aplicó para empresas o sociedades públicas. No daba derecho sobre las

reservas in situ.


público o privado nacional o extranjero (art.12). La estatal iría más allá de recibir campos petroleros revertidos.

El doctor Carlos Gustavo Arrieta Alandete, Ministro de Minas y Petróleos, en la exposición de motivos de la Ley 20 de 1969, sustentó esta iniciativa así: “El Gobierno ha venido desarrollando, con el mayor empeño, una política de hidrocarburos encaminada a la protección de los intereses nacionales… considera que los objetivos fundamentales de toda su política de hidrocarburos no pueden ser otros que los de fortalecer más y más la posición de le Empresa Colombiana de Petróleos…”106.

Esta política de Asociación con el capital privado fue claramente exitosa107. Bajo la misma se hicieron descubrimientos tan importantes como Caño Limón y Chuchupa/Ballenas. Caño Limón, que tuvo reser-vas probadas cercanas a los 1.200 millones de barriles, se constituyó en su momento en el segundo descubrimiento superior a los 500 millones en la historia el país: el primero fue La Cira-Infantas (De Mares), 66 años antes.

Chuchupa/Ballenas son campos descubiertos en 1972 en virtud de un Contrato de Asociación entre Ecopetrol y la Texas. Este gran descubrimiento inicialmente permitió al país utilizar este combustible como sustituto del fuel oil en las plantas de generación eléctrica en la Costa Atlántica, permitiendo así la exportación del fuel oil108. Posteriormente, junto con los descubrimientos en el piedemonte llanero, se dio la masificación del gas natural a nivel nacional.

Pero todo ello no sucedió exclusivamente por la política de Asociación. Fue determinante la decisión tomada en 1976 (Resolución 50), siendo Ministro el doctor Jaime García Parra, mediante la cual “...para el petróleo crudo que corresponda al asociado particular dentro de los contratos de asociación celebrados o que en el futuro celebre la Empresa Colombiana de Petróleos, que se destine a la refinación interna y que provenga de yacimientos descubiertos con posterioridad a la vigencia de esta resolución, se pagará, puesto en las refinerías donde deba procesarse, el precio internacional CIF Cartagena de petróleos crudos semejantes” (artículo 1º). Esto con el fin de estimular la exploración dado que estaba en situación deficitaria la producción.

En efecto, hasta ese momento el Gobierno fijaba un precio interno, por debajo del 53% de los precios internacionales109, que desestimuló la inversión privada. Se dio una fuerte declinación de la relación reservas/producción: pasó de 74 años (1942) a solo 10 (1974). El precio Brent había estado alrededor de los US$2/bl desde hacía 3 décadas110.

Para infortunio del país, cuando perdimos la autosuficiencia petrolera el precio internacional se dis-paró como resultado de la crisis de 1973 (Guerra de Yom Kippur), que ocasionó el embargo decretado por la entonces poderosa OPEP.

Deben ser motivo de preocupación las semejanzas con lo que está pasando en 2016: están declinan-do las reservas y la producción, en un escenario internacional de precios bajos, con preocupantes

106 “Memoria del Ministro de Minas y Petróleos 1969-1970”, Tomo II, Bogotá, Imprenta Nacional, 1971, página 47.107 Mediante el Decreto-Ley 2310 de 1974, se abolió el sistema de las concesiones y se le asignó a Ecopetrol la administración de los recursos hidrocarburíferos

de la Nación.108 http://www.naturgas.com.co/libro/sources/index.htm?pop=1109 “Breve historia de la contratación petrolera en Colombia”, Edgar Francisco Paris, impresión Papel Market, Bogotá, 2004, página 12.110 A precios de 2014 (BP Statistical Report), equivale a un promedio de US$15/bl entre 1944 y 1974.


proyecciones de mediano plazo de pérdida del autoabastecimiento y de incremento del precio del petróleo.

En fin, la pérdida de autoabastecimiento inició en 1974 y terminó en 1985, con Caño Limón. El ex Ministro Guillermo Perry Rubio calculó que la suma de las importaciones entre 1975 y 1985, unido a la compra de crudos nacionales, ascendió a US$6.409 millones. Las importaciones representaron el 44,4% de la deuda externa pública colombiana de finales de 1985. “De no haber tenido el país que incurrir en ellas, y céteris paribus, el país habría terminado en 1985 con una deuda externa inferior en un 71,9% (o en 94,7%, si se consideran también los pagos en moneda extranjera de crudos nacionales”111. El ex Ministro comenta que el impacto sobre el sector externo del país se vio mitigado por (i) la bonanza cafetera de 1976 a 1980, (ii) la nueva política petrolera que permitió reducir las importaciones petroleras desde 1981 y (iii) el importante incremento en la inversión en exploración y desarrollo de campos petroleros.

Afortunadamente el Contrato de Asociación Cravo Norte, operado por la Occidental, le dio al país en 1983 el descubrimiento de Caño Limón. Se vería superado en 1991 con el descubrimiento de Cusiana realizado por la Triton Energy Limited, que alcanzó una “…producción total de 651 millones de barriles, 80 pozos perforados, uno de los cuales produjo 30 millones de barriles; pozos de 18 mil pies de profundidad (más de 5.500 metros, como el nevado del Tolima… pero de para abajo). El campo Cusiana, en sus buenos años, alcanzó a producir 320 mil barriles diarios”112.

El entonces presidente de Ecopetrol, doctor Andrés Restrepo L. manifestó a la Revista Dinero (21 de agosto 2013), que “’para esa época no sabíamos cuánto petróleo había allí. Algunos se aventuraron con cifras locas solo comparables con países como Arabia Saudita. Nosotros, en Ecopetrol, éramos más cautos y estimamos el tamaño de Cusiana en unos 1.500 millones de barriles sumando todos los pozos’ dijo Restrepo… con el crudo de Cusiana se transformó el país. Andrés Restrepo cree que sin este hallazgo habría sido muy difícil financiar los derechos civiles incluidos en la Constitución de 1991”.

LAS CONCESIONES MODERNAS

Pero todos estos éxitos asociados a operadores privados como Exxon, BP, Triton, Gulf, Shell, Elf, Texaco, Chevron, Repsol, Occidental y varias decenas más de empresas extranjeras y algunas orgu-llosamente colombianas, a finales de los ochenta generaron la sensación equivocada de que el país tenía un enorme potencial geológico, que era el momento de aumentar el nivel de gravámenes a los inversionistas privados.

Percepción equivocada porque la relación de éxito de la perforación exploratoria era solo del 15%. Aun así, desde 1989 se inició una seguidilla de cambios en las condiciones para invertir en el país: (i) se estableció la cláusula de la producción escalonada, (ii) el llamado impuesto de guerra discrimina-torio a las exportaciones de petróleo crudo, carbón, gas libre y ferroníquel, (iii) se aumentó la tarifa del impuesto de remesas, (iv) se aumentó la tarifa del impuesto de renta.

Todo ello se dio en un contexto de inseguridad por actos de terroristas en el país que ha durado décadas: “…el sector extractivo es afectado por los actores armados ilegales en dos dimensiones, la directa y la indirecta. La directa se refiere a las acciones de los grupos armados ilegales para

111 “El petróleo en la economía colombiana”, Guillermo Perry Rubio, Revista Coyuntura Económica, Volúmen XIX, No.1, marzo de 1989, página 98.112 “Cusiana”, columna de opinión escrita por Poly Martínez, semana.com, 2016/07/02


afectar la operación y funcionamiento de las empresas del sector. En este caso, se observan, en primer lugar, atentados o ataques contra los empleados, contratistas y terceros asociados, y/o contra la infraestructura petrolera. Y en segundo lugar, la extorsión directa a las empresas o a empleados, contratistas y terceros asociados”113.

Así que durante la década de los noventa se marchitaron las operaciones petroleras en el país que anualmente registraba: 1.200 kms de sísmica, 14 pozos exploratorios, apenas un centenar de pozos de desarrollo. Pero la producción llegaba a más de los 840.000 bopd, gracias a la inercia de los descubrimientos en el piedemonte llanero (Cusiana/Cupiagua).

En 1989 las proyecciones mostraban que, de no aparecer nuevos descubrimientos, el país se vería abocado a perder la autosuficiencia en 2004. Debían tomarse medidas efectivas, para no repetir la mala experiencia de 1975-1985.

El Gobierno del Presidente Andrés Pastrana empezó a tomarlas para mejorar la competitividad de Colombia, las cuales fueron complementadas y ejecutadas por el Presidente Álvaro Uribe Vélez. Se destacan: (i) la flexibilización de la tarifa de la regalía, en función de los niveles de producción, (ii) el descuento por inversión en activos fijos no productivos, (iii) los contratos de exploración y producción (concesión moderna), previo cambio a la relación 70/30 en la repartición de intereses al interior de los contratos de asociación, (iv) la Agencia Nacional de Hidrocarburos como entidad administradora de los recursos hidrocarburíferos de la Nación114, (v) fortalecimiento de ECOPETROL como empresa comercial y (vi) la interacción regular del Gobierno con el gremio petrolero (Asocia-ción Colombiana del Petróleo) para fortalecer la maltrecha viabilidad de las operaciones petroleras (Acuerdo Gobierno Industria).

La participación estatal en la renta petrolera, que en la década de los noventa estaba en el 85% (asumiendo un campo de 50 millones de barriles), se redujo en el 2004 al 60% para nuevos descubri-mientos. Con los años ha aumentado hasta llegar a niveles superiores al 75%.

Todo ello, junto con dos elementos de entorno: (i) una escalada de los precios del petróleo y (ii) un mejoramiento sustantivo de las condiciones de seguridad en el país. Colombia volvió a ser com-petitiva. Pasamos de US$495 millones de dólares anuales de inversión en el sector en 2004, a casi US$5.500 en 2012. Más de 40.000 kms de sísmica corrida, un millón de barriles día de producción115, 131 pozos exploratorios perforados. Desafortunadamente, solo alcanzamos 2.445 millones de barriles de reservas probadas (R/P de 6 aproximadamente). El petróleo y sus derivados fueron el 55% de las exportaciones. Sus aportes económicos (imporenta, dividendos ECP y derechos económicos pagados a ANH) representaron el 24% de los ingresos corrientes del Gobierno central.

Pero la situación cambió. Desde el año de 2010 se advirtió una disminución en el ritmo de crecimiento del sector y para el 2012 indicadores clave empezaron a declinar: solicitudes de licencias ambientales, inversión extranjera directa, taladros contratados, pozos exploratorios programados.

113 “El ELN y la industria petrolera: ataques a la infraestructura en Arauca”, Fundación Ideas para la paz, http://cdn.ideaspaz.org/media/website/document/55411b8a3ccab.pdf, página 6.

114 Mediante el Decreto-Ley 1760 de junio de 2003, se creó la ANH como una unidad administrativa adscrita al Ministerio de Minas y Energía. Ecopetrol pasó a ser una compañía pública por acciones.

115 Fueron determinantes las inversiones y conocimientos sobre yacimientos de crudos pesados de petroleros venezolanos (Pacific Rubiales Energy) en el Campo Rubiales, así como las de Ecopetrol en el Campo Castilla, ambos en el Departamento de Meta.


Esta declinación de las operaciones petroleras en el país se inició por incrementos en tiempos y res-tricciones en el licenciamiento ambiental, bloqueos a las operaciones y por resurgimiento de ataques terroristas. También por las demoras en expedir regulaciones relativas a las operaciones offshore y a los yacimientos no convencionales.

Este escenario nacional se vio agravado por el hecho de que el precio del petróleo cayó dramática-mente. El país perdió competitividad internacional y ahora los bajos precios han puesto de presente las dificultades y altos costos para poder operar. Desde el 2015 la actividad exploratoria se ha reducido dramáticamente, la producción está declinando y se proyecta que en el mediano plazo perderemos la autosuficiencia de nuevo. La relación reservas/producción bajó a 5,5 años, la cifra más baja en Colombia.

Solo alcanza el honroso espacio concedido en esta publicación, para una reflexión final: los impactos ambientales de la actividad humana sobre el planeta implican necesariamente la insostenibilidad del uso de combustibles fósiles. Colombia debe tomar medidas eficaces para recobrar competitividad; está presente la posibilidad de dejar enterrado el petróleo, de no poder sustituir sus recursos hidro-carburíferos por desarrollo económico y social.

El actual colapso de los precios del petróleo, en buena medida, se ha dado porque los grandes pro-ductores no quieren perder participación en el mercado, quieren aprovechar al máximo sus riquezas naturales mientras ellas tienen valor económico, al paso en que implementan reformas estructurales a sus economías para dejar de ser petróleo dependientes. Hagamos lo mismo, recobremos la com-petitividad, financiemos con la renta petrolera la diversificación de nuestro aparato productivo y fortalezcamos la eficacia de las políticas, tendientes a impulsar el uso masivo de fuentes alternativas en nuestro territorio.


II. MARCO JURÍDICO Y AMBIENTAL DE LOS HIDROCARBUROS EN COLOMBIA

Marco Jurídico del Sector Hidrocarburos en Colombia.

El artículo 332 de la Constitución Política de Colombia preceptúa que el Estado es el propietario del subsuelo y de los recursos naturales no renovables, sin perjuicio de los derechos adquiridos y perfeccionados con arreglo a las leyes preexistentes, esta disposición recoge lo establecido en la Constitución de 1886, en su artículo 202.

A su vez, el Decreto 1056 del 20 de abril de 1953, compila el Código de Petróleos, el cual regula la propiedad, utilidad y forma de explotación de las mezclas naturales de hidrocarburos que se encuen-tran en la tierra, cualquiera que sea el estado físico de aquellas, y que componen el petróleo crudo, lo acompañan o se derivan de él116, siendo reglamentado parcialmente por el Decreto 2011 de 1986, por el Decreto 924 de 1991, Decreto 625 de 1992, y modificado por la ley 962 de 2005.

116 Artículo 1° del Decreto 1056 de 1953

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En Colombia se han manejado tres tipos de contratos principalmente, el de concesiones (1905-1969), el contrato de asociación (1970-2003), y desde el 2004 en adelante los contratos de exploración y producción, más conocidos como E&P, en los cuales la participación de Ecopetrol ya no es obligatoria.

Este cambio de modalidad en la contratación, fue implementado por la Agencia Nacional de Hidrocar-buros – ANH, creada mediante el Decreto 1760 de 2003, la cual tiene como función principal celebrar y administrar los contratos y convenios de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación, con excepción de los contratos de asociación que celebró Ecopetrol hasta el 31 de Diciembre de 2003.

Los contratos de Exploración y Producción -E&P-, tienen por objeto otorgar al contratista derecho ex-clusivo para acometer y desarrollar actividades exploratorias en un área determinada y para producir los hidrocarburos propiedad del Estado que se descubran dentro de la misma, a su costo y riesgo, a cambio de unas determinadas retribuciones117.

La naturaleza de estos contratos es estatal y su régimen jurídico está contenido en el Decreto legis-lativo 1056 de 1953, Ley 10 de 1961, Ley 20 de 1969, Ley 97 de 1993, Decreto 1760 de 2003, Decreto 2288 de 2004, y los Acuerdos de la ANH.

Dentro de las características de los contratos E&P, se tienen que: (i) el control de las operaciones está a cargo del contratista/operador, (ii) los periodos del contrato son exploración, evaluación y explotación, (iii) contienen una cláusula ambiental y otra de abandono, además de la (iv) cláusula de responsabilidad social corporativa.

En relación con la renta petrolera, derechos sobre producción y pagos por el contratista, encontramos las siguientes obligaciones: pago de regalías, impuestos, derechos por uso del subsuelo, derechos económicos como porcentaje de participación de producción, y contraprestación por precios altos.

Además de los contratos E&P, la ANH introdujo los contratos denominados de Evaluación Técnica -TEA, que tienen por objeto otorgar al contratista derecho exclusivo para realizar estudios de evaluación del potencial hidrocarburífero de un área determinada, a su costo y riesgo, a cambio del pago de unos derechos por concepto del uso del subsuelo y con el compromiso de entregar una participación en la producción y las demás retribuciones económicas aplicables; siempre que todo o parte del área se someta a la celebración y ejecución de un contrato de Exploración y Producción -E&P-, en ejercicio del derecho que se establezca en el contrato de Evaluación Técnica -TEA- correspondiente118.

La duración máxima de estos contratos es de 36 meses en áreas continentales y 36 meses en áreas costa afuera, según el programa de trabajo.

De otro lado, siendo la industria de los hidrocarburos de utilidad pública en sus ramas de exploración, producción, transporte, refinación y distribución119, pueden decretarse las expropiaciones y servidum-bres necesarias para el ejercicio y desarrollo de esta industria.

117 Reglamento para contratación de áreas de exploración y explotación de hidrocarburos –ANH.118 Reglamento para contratación de áreas de exploración y explotación de hidrocarburos –ANH.119 Artículo 4° del Decreto 1056 de 1953


La H. Corte Constitucional ha definido la expropiación como “un instituto, un negocio o una opera-ción de derecho público, por medio de la cual el Estado, por razones de utilidad pública o de interés social, priva coactivamente de la titularidad de un determinado bien a un particular, de acuerdo con un procedimiento específico y previo el pago de una indemnización120.”

El proceso de expropiación se encuentra regulado por los artículos 84, 85, 86 y 87 del Código de Petróleos.

Por su parte, la servidumbre petrolera, es un gravamen que recae sobre el predio de propiedad privada, y al ser de estirpe legal, no es necesario acudir ante un juez para su declaratoria, pues el juez solo determina la cuantía de los perjuicios que se causen con la ocupación de la servidumbre, y que se deben pagar (valor de la indemnización).

El propietario privado no puede negarse a la imposición de la servidumbre, pues la compañía petro-lera tiene el derecho de imponerla y el propietario del predio tiene la obligación de aceptarla, en consecuencia, lo único que puede controvertirse ante el juez es el valor de la indemnización, este valor se paga por una sola vez y se entiende que cubre todos los perjuicios que se deriven de la ocupación hasta el día en que finalice la servidumbre.

La ley 1274 de 2009, estableció el procedimiento de avalúo para las servidumbres petroleras, seña-lando que los predios deben soportar todas las servidumbres legales que sean necesarias para realizar las actividades de exploración, producción y transporte de los hidrocarburos.

En cuanto al régimen laboral, en términos generales, los trabajadores de las empresas petroleras se rigen por las normas del Código Sustantivo del Trabajo, sin embargo, el capítulo VIII del Título IX del CST “Trabajadores de empresas de petróleos”, establece disposiciones especiales que obligan a estas empresas, en los eventos en que se realicen trabajos en lugares alejados de centros urbanos, a lo siguiente:

Construir habitaciones para sus trabajadores, con carácter transitorio o permanente según la actividad que se desarrolle, y de acuerdo con los preceptos higiénicos.

Suministrar a sus trabajadores, en los lugares de exploración y explotación, alimentación sana y suficiente, o el salario que sea necesario para obtenerla, de acuerdo con su precio en cada región.

Mantener 1 médico por cada 400 empleados por periodos de 1 mes.

Otras normas de carácter laboral, aplicables al sector petrolero, son:

Artículo 8. Código de Petróleos: Los colombianos tendrán preferencia para ser ocupados como empleados superiores en todas las dependencias de las empresas de petróleos, en las mismas condiciones y con los mismos sueldos de los empleados extranjeros de igual categoría, siempre que su competencia no sea inferior a la de los extranjeros.

120 T- 286/94


Artículo 18. Ley 10 de 1961: Las personas naturales o jurídicas dedicadas en Colombia a la industria del petróleo, en cualquiera de sus ramas (…), deberán pagar al personal colombiano en conjunto no menos del setenta por ciento (70%) del valor total de la nómina del personal calificado o de especialistas o de dirección o de confianza y no menos del ochenta por ciento (80%) del valor de la nómina de trabajadores ordinarios.

Artículo 2.2.1.2.4.13. Sanción por infracción a lo dispuesto por el artículo 18 de la Ley 10 de 1961. Las infracciones a lo dispuesto en el artículo 18 de la Ley 10 de 1961 serán sancionadas por el Ministerio de Trabajo con multas sucesivas hasta de un mil pesos ($1.000.00) en cada caso, de acuerdo con la gravedad de la infracción y sin perjuicio de que la persona interesada dé cumplimiento a la obligación de que se trate.

Marco Jurídico Ambiental de los Hidrocarburos El incremento de las necesidades antrópicas, económicas y sociales que se encuentran sujetas al uso y explotación de petróleo, gas y yacimientos no convencionales, han traído consigo el aumento de impactos medio ambientales, haciéndose necesario crear un marco jurídico ambiental capaz de regular, mitigar y prevenir los daños causados por esta actividad.

De esta forma se ha vuelto imperioso el alineamiento de los fines, estrategias y objetos de aprove-chamiento de los recursos hidrocarburíferos frente a la preservación del ambiente y los objetivos de desarrollo sostenible de acuerdo a los parámetros y aspectos regulados en la normatividad legal vigente en la materia, la cual se ha fortalecido de manera significativa bajo una labor mancomunada entre el órgano legislativo, las instituciones que presiden el sector de hidrocarburos y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible. Por lo anterior, es necesario revisar los preceptos normativos ambientales más importantes aplicables al sector referido, a la luz de las diferentes etapas que deben adelantarse: exploración sísmica, exploración perforatoria, producción, refinación, transporte y comercialización.

La enunciación de las siguientes normas, se hace sin perjuicio de los demás preceptos jurídicos o términos de referencia básicos que deben ser aplicados en el desarrollo de esta actividad, tendientes a proteger y conservar el medio ambiente. (Vertimientos de aguas, residuos sólidos, emisiones atmos-féricas, entre otros).

Ley 99 de 1993. Por medio de esta ley se creó el Ministerio de Ambiente, se reordenó el sector público encargado de la gestión y conservación del ambiente y los recursos naturales renovables, se organizó el Sistema Nacional Ambiental -SINA-, se establecieron los principios rectores que deben regir la protección y preservación de los recursos naturales y estableció la licencia ambiental como instrumento de planificación por medio de la cual se adoptan medidas de prevención, mitigación, corrección y compensación de los impactos que puedan generarse sobre dichos recursos en el desarrollo de ciertas actividades. En este sentido en el artículo 52 numeral 1° se estableció que el Ministerio de Ambiente, hoy Ministerio de Ambiente y Desa-rrollo Sostenible, otorgará de manera privativa licencia ambiental para la ejecución de obras y actividades de exploración, explotación, transporte, conducción y depósito de hidrocarburos y construcción de refinerías.


Decreto 1320 de 1998- compilado en el Decreto Único Reglamentario 1066 de 2015-.Mediante este decreto se reglamentó la consulta previa con las comunidades indígenas y negras para la explotación de recursos naturales dentro de su territorio, con el fin de evaluar la incidencia de esta actividad en la esfera social, espiritual y ambiental de los pueblos que habitan los dife-rentes territorios. De esta forma se busca que las comunidades puedan participar en el diseño, elaboración y evaluación de estudios de impacto ambiental, socioeconómico y cultural.

Decreto 4299 de 2005 -Modificado parcialmente por el Decreto 1333 de 2007-.Tiene como objeto establecer los requisitos, obligaciones y el régimen sancionatorio aplicable a los agentes de la cadena de distribución de los combustibles líquidos derivados del petróleo, excepto gas licuado del petróleo -GLP-, con el fin de resguardar a las personas, los bienes y preservar el medio ambiente. En tal sentido establece las condiciones, entre ellas las ambientales, que deben ser cumplidas por aquel que pretenda adelantar actividades de refinación, importación, almacena-miento, distribución mayorista, transporte y distribución minorista.

Resolución 1275 de 2006. Por medio de esta resolución se establecieron los términos de refe-rencia para la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental para los proyectos de conducción de fluidos por ductos en el sector de hidrocarburos, buscando que se haga una descripción, caracterización y análisis de los diferentes componentes ambientales (abióticos, bióticos y socioeconómicos), la alternativa seleccionada, la identificación y evaluación de los impactos ambientales y el diseño de las medidas de manejo correspondientes frente al desarrollo de esta actividad.

Resolución 1277 de 2006. Establece los términos de referencia para la elaboración del Diag-nóstico Ambiental de Alternativas para los proyectos lineales por medio de los cuales se busque la conducción de fluidos por ductos dentro del sector hidrocarburos. De esta forma se confiere a los interesados en adelantar este tipo de proyectos, obras o actividades, un instrumento de autogestión y autorregulación por medio del cual se abarcan y prevén los aspectos ambien-tales más relevantes, la mejor alternativa que deberá ser acogida y la adopción de medidas correspondientes.

Resolución 1253 de 2006. Mediante esta resolución se establecieron los términos de referencia para la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental para terminales de entrega y estaciones de transferencia de hidrocarburos líquidos. Busca que el interesado incorpore dentro del EIA, aspectos relativos a las características del proyecto; la identificación del área la cual incluya la descripción de los suelos, la calidad del agua, la atmosfera, aspectos arqueológicos; la demanda, uso, aprovechamiento y/o afectación de los recursos naturales; la evaluación ambiental; el plan de manejo ambiental; el plan de seguimiento y plan de contingencia, entre otros aspectos.

Decreto 2400 de 2006. Este decreto reglamentó la construcción de Interconexiones Interna-cionales de Gas Natural, incorporando disposiciones en materia ambiental que deben ser tenidas en cuenta en el desarrollo de esta actividad, refiriéndose principalmente al otorgamiento de la licencia ambiental por parte de la autoridad competente, como requisito previo para el inicio de las actividades de construcción de la interconexión.

Resolución 181495 de 2009. Por medio de esta resolución, el Ministerio de Minas y Energía instauró las medidas en materia de exploración y explotación de hidrocarburos, estableciendo


que es necesario un adecuado desarrollo de este tipo de actividades asegurando su utilización y aprovechamiento bajo criterios de protección de la vida, la salud, el ambiente y la prevención de actividades potencialmente peligrosas. Igualmente en el artículo 37 se incorporó que para dar inicio a la explotación de hidrocarburos, el titular deberá aportar la licencia ambiental global emitida por la autoridad competente y demás autorizaciones correspondientes. Por su parte, en el artículo 50 se establece que frente a la suspensión o abandono de proyectos de recuperación de un yacimiento de hidrocarburos, las autoridades ambientales pueden adelantar las acciones correspondientes tendientes a verificar dicha actividad. Por último, en el artículo 55 se define que frente al desmantelamiento de construcciones e instalaciones, se deberán cumplir con todas las condiciones exigidas por la normatividad ambiental.

Resolución 1543 de 2010. A través de la presente resolución, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, estableció los términos de referencia para la Elaboración del Estudio de Impacto Ambiental para los proyectos de explotación de hidrocarburos, buscando la racionali-zación del uso de los recursos naturales que puedan verse afectados en el desarrollo de este tipo de proyectos, la minimización de los riesgos e impactos negativos sobre el ambiente, y la incorporación de otros aspectos relevantes relacionados con los elementos abióticos, bióticos y socioeconómicos, planes de contingencia, entre otros.

Decreto 4728 de 2010. A través del presente decreto se modificó parcialmente el Decreto 3930 de 2010 relativo a el uso de las aguas y residuos líquidos y se estableció que aquellas personas que exploren, exploten, manufacturen, refinen, transformen, procesen, transporten o almacenen hidrocarburos o sustancias nocivas para la salud, deben contar con un plan de contingencia y control de derrames, el cual debe contar con la aprobación de la autoridad ambiental competente. Esto nos deja entrever la importancia de un concepto técnico ambiental, que permita prever y/o mitigar los impactos negativos que un derrame de hidrocarburos puede generar sobre el medio ambiente y sus recursos. Adicionalmente en el artículo 35 se estableció que cuando el transporte comprenda varias jurisdicciones, será el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible el encar-gado de determinar la autoridad encargada de aprobar dicho plan.

Decreto 3004 de 2013. A través de este decreto se establecieron los criterios para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales con el fin de definir las espe-cificaciones técnicas que se requieren para lograr un aprovechamiento integral de los recursos naturales no renovables, bajo la observancia de las disposiciones ambientales correspondientes. De esta forma, el Ministerio de Minas y Energía mediante Resolución 90341 de 2014 señalo dichos requerimientos y procedimientos para que el desarrollo de las actividades de exploración y explotación de este tipo de yacimientos, se realicen bajo parámetros de desarrollo sostenible.

Resolución 0421 de 2014. Mediante esta resolución el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, adoptó los términos de referencia para la Elaboración del Estudio de Impacto Am-biental para los proyectos de perforación exploratoria de hidrocarburos. La misma se constituyó en una herramienta por medio de la cual el solicitante de la licencia puede elaborar el Estudio de Impacto Ambiental de manera técnica y práctica, evaluando los aspectos que puedan afectar o producir deterioros graves sobre los recursos naturales renovables, el ambiente y/o el paisaje.

Decreto 1076 de 2015. Titulo 2. Capítulo 3. Licencias Ambientales. Frente a las actividades relacionadas con el sector hidrocarburos, se establece que la autoridad ambiental competente


otorgara una licencia ambiental global que abarca toda el área de explotación que se solicite. Adicionalmente incorpora la obligación de presentar el Plan de Manejo Ambiental correspondien-te para cada una de las actividades y obras definidas.

El artículo 2.2.2.3.2.2 refiere que la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales -ANLA- será la encargada de autorizar o negar licencias ambientales frente a proyectos, obras o actividades del sector hidrocarburos.

El artículo 2.2.2.3.4.2.estipula las actividades frente a las cuales es necesario solicitar el pronuncia-miento de la autoridad ambiental competente sobre la necesidad de presentar el Diagnóstico Ambien-tal de Alternativas -DAA-. Entre las actividades enumeradas algunas se encuentran relacionadas con el sector hidrocarburos.

Entretanto el artículo 2.2.2.3.6.2 relativo a la solicitud de la licencia ambiental y sus requisitos, establece que los interesados en proyectos de hidrocarburos deberán allegar copia del contrato res-pectivo, ante la autoridad ambiental correspondiente. Así mismo en el parágrafo 4° se incorpora que cuando se trate de proyectos de explotación y/o explotación de hidrocarburos en los cuales se vaya a realizar la actividad de estimulación hidráulica de pozos, el solicitante deberá adjuntar el concepto de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, donde conste que la actividad se realizara en un yacimiento convencional y/o no convencional.

En el artículo 2.2.2.3.9.2 relativo a la fase de desmantelamiento y abandono se indica que al inicio de esta fase, el titular deberá presentar ante la autoridad competente el respectivo estudio que incorpore las exigencias establecidas en dicho artículo. Finalmente se incorpora que en el sector de hidrocarburos además de las exigencias establecidas por las autoridades ambientales, se deberá dar cumplimiento a lo exigido por las autoridades competentes en la materia.

En el artículo 2.2.2.3.9.3 relativo a las contingencias de carácter ambiental, la norma establece que si durante la ejecución de los proyectos, obras o actividades sujetos a licenciamiento ambiental o plan de manejo ambiental ocurren incendios, derrames, escapes, emisión y/o vertimientos por fuera de los límites permitidos, el titular debe adelantar las acciones necesarias para hacer cesar la contingencia ambiental y adicionalmente deberá informarlo a la autoridad ambiental competente.

En el caso de derrames por hidrocarburos, se establece que además se deberá dar cumplimiento a lo dispuesto en el Decreto 321 de 1991.

Entretanto el artículo 2.2.3.2.17.11 establece que con el fin de prevenir la contaminación o deterioro de aguas subterráneas en el desarrollo de actividades de hidrocarburos, será necesaria una coordinación interinstitucional entre la autoridad ambiental correspondiente y las demás entidades competentes, con el fin de prevenir la contaminación o deterioro de aguas subterráneas.

Ley 1753 de 2015. El Plan Nacional de Desarrollo 2014-2018 “Todos por un nuevo país” esta-bleció en su artículo 28 que debido a la coyuntura del sector hidrocarburos, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, podrá adoptar reglas de carácter general con las cuales se adecuen o ajusten los contratos de exploración y explotación, y los contratos de evaluación técnica en materia económica, sin que ello implique la reducción de los compromisos de inversión pactados inicial-mente. Igualmente incorporo que los contratos y las modificaciones convenidas por las partes


en el desarrollo de los contratos de exploración y producción de hidrocarburos y de evaluación técnica serán púbicos, incluyendo las clausulas relacionadas con los compromisos en materia de inversión social, beneficios a las comunidades e inversiones en materia ambiental.

Este enlistamiento de normas del sector hidrocarburos de naturaleza ambiental, permite evidenciar que los avances en la materia son significativos. No obstante, es necesario que las entidades com-petentes velen por su correcta aplicación y efectivo cumplimiento, pues son muchos los retos que Colombia debe afrontar para lograr que las actividades relacionadas con la explotación de recursos hidrocarburíferos sean ambientalmente sostenibles. Igualmente se requiere que las etapas adelanta-das en este proceso se efectúen con total rigurosidad y apego a las normas técnicas y jurídicas que han sido creadas para tal fin, de tal forma que los impactos ambientales que puedan generarse no impliquen desastres y daños con carácter irreversible. Por ello, también se plantea la necesidad de usar mejores técnicas y mecanismos de modernización, dando paso a la prevención y mitigación de los efectos causados por esta actividad, la cual ha dejado pasivos de carácter ambiental que aún no se han podido solventar.


III. VIGILANCIA, CONTROL E INTERVENCIÓN DE LA PROCURADURÍA GENERAL DE LA NACIÓN

Grupo de Asesores en Minas, Hidrocarburos y Regalías

CONFLICTOS DE COMUNIDADES EN ÁREAS DE INFLUENCIA DE PROYECTOS HIDROCARBURÍFEROS

Este organismo de control ha venido recibiendo, en forma periódica, solicitudes de las Compañías petroleras, así como de la Empresa ECOPETROL S.A., en procura de amparo y solución de temas relacio-nados con los bloqueos de vías por parte de comunidades, las que en la mayoría de los casos, siendo ajenas al área de influencia de los respectivos proyectos, se oponen al desarrollo de las actividades exploratorias o extractivas en sus regiones, entre ellas Putumayo, Caquetá, Casanare, Cesar, Boyacá y Santander, ocasionando con ello la parálisis de sus operaciones, en términos que han excedido, en algunos eventos, los treinta días de duración, con las consecuencias de índole económico, técnico y operativo que dicha situación conlleva.


En tal virtud, la Procuraduría General de la Nación, a través del Grupo Asesor en Minas Hidrocarburos y Regalías, en desarrollo de su función preventiva, orientada a promover e impulsar la guarda de la Constitución y la Ley, frente a los casos denunciados, se ha dirigido a las correspondientes autori-dades del orden nacional, departamental, municipal y de policía, con el objeto de recomendar que, en cumplimiento de sus concernientes funciones misionales, se desarrollen las acciones necesarias para que, además de preservar el orden público, la seguridad y convivencia ciudadana en estas regiones, efectivamente se adopten precisas medidas con el fin de superar e impedir dichos bloqueos, viabilizando igualmente la realización de mesas o reuniones de trabajo, con los opositores de tales proyectos y/o con representantes de las comunidades correspondientes, a efectos de armonizar las diferencias planteadas y absolver las dudas o inquietudes en torno al asunto en cuestión.

En este sentido, se exhortó a los mandatarios territoriales, como actores preponderantes en el de-sarrollo local, para que a partir de la asignación de sus responsabilidades, se incluya una revisión de los marcos legales que regulan esta industria extractiva, y del papel que se les asigna a los departamentos y municipios, con el objeto de cumplir y hacer cumplir los preceptos que desde esa normativa especial se les hace.

Es así como, se presentaron algunas acotaciones de orden constitucional y legal, que conciernen con el tema, anotándose en primer lugar que, siendo el subsuelo y los minerales yacentes en el mismo de propiedad del Estado, el derecho de exploración y explotación se concede y autoriza mediante contratos o títulos, a través de las autoridades nacionales competentes, como en este caso, corres-ponde exclusivamente a la Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH, pudiéndose convenir en los contratos de exploración y explotación con las respectivas empresas, los requisitos para el desarrollo de inversiones en programas de responsabilidad social a cargo de sus contratistas.

En consecuencia, se ha advertido que al tratarse de áreas asignadas por el Estado de conformidad con la ley, a través de los concernientes actos jurídicos, estos gozan de especial protección constitucional y legal, toda vez que los derechos de exploración y explotación de un recurso natural, reconocidos mediante los correspondientes contratos, y que ingresan al patrimonio del titular del derecho, no pueden ser vulnerados por terceros.

Se destacó igualmente, la obligación que le asiste a los respectivos concesionarios de dar estricta observancia a las obligaciones que emanan de los mencionados contratos, como son las de orden téc-nico, ambiental, y económico, así como el correlativo deber de las autoridades estatales concedentes, de hacer fiscalización y seguimiento a los títulos o contratos otorgados; además que la industria del petróleo, se constituye en actividad de “utilidad pública de interés general a cargo de la nación”, como lo dispone, el artículo 4º del Decreto Ley 1056 de 1953 - Código de Petróleos.

En este orden de ideas, a efectos de establecer y mantener las relaciones de esta industria con los actores sociales dentro de un contenido dinámico, el Ministerio Público ha estimado conveniente que se continúen generando las condiciones jurídicas, sociales y culturales, entre otras, con el fin de que las comunidades reflexionen y se concienticen sobre las características de los proyectos en sus regiones, y los beneficios que los mismos pueden conllevar.

Para cumplir este cometido, se ha insistido en la necesidad de progresar en el relacionamiento con los entes territoriales y sus habitantes, fundado en un enfoque más articulado y congruente, habida consideración que con diálogos, fluidos y permanentes, se establecen relaciones provechosas, que al


estar basadas en la confianza y la legitimidad, proveen resultados positivos y mayores oportunidades, para beneficio de todos.

Concordante con lo anterior, se ha logrado conjurar la mayor parte de los mencionados bloqueos, en especial con la firma de compromisos entre comunidades y empresas del sector.

HIDROCARBUROS Y PARTICIPACIÓN CIUDADANA, CONSULTA POPULAR

El ámbito legal de la industria hidrocarburífera, se ha visto perturbado en los últimos años por la convocatoria popular que han pretendido efectuar algunos burgomaestres locales a sus habitantes, para que decidan si permiten la actividad de explotación petrolera y afines en sus jurisdicciones. Situación que ha sido manifiesta en los municipios de Aguazul, Paz de Ariporo, Támara, Hato Corozal, Monterrey, Nunchía, Recetor, Tauramena y Yopal, en el departamento de Casanare, y El Dorado, El Castillo, Granada y San Juan de Arama, en el Meta y El Paujil en el Caqueta.

Lo curioso del asunto, es que el mecanismo de participación de la consulta esta reglado para que su aplicación dependa de las competencias que impone y restringe la ley, situación que obvian los al-caldes que impulsan las precitadas iniciativas, toda vez, que en tratándose de extracción de recursos naturales no renovables, el único competente para llamar a una Consulta Popular es el Presidente de la República (arts. 80, 104, 115 y 132 C.N. y 50 y 51 Ley 134/94).

En ese contexto, la Procuraduría a solicitud de parte y en desarrollo de su función preventiva, ha presentado observaciones a los mandatarios locales y Concejos Municipales, relacionadas con la conveniencia legal y posible transgresión del ordenamiento jurídico aplicable al tema de la Consulta. En ese sentido, particularmente, se presentaron sugerencias al alcalde de Tauramena-Casanare, lugar donde efectivamente se adelantó Consulta Popular, preguntándose a la comunidad: “Esta usted de acuerdo con que se ejecuten actividades de explotación sísmica, perforación exploratoria, producción y transporte de hidrocarburos en las veredas San José, Monserrate Alto, Monserrate La Vega, Guafal del Caja, Bendiciones Vicinaca, Lagunitas, Aguamaco, Zambo, Oso y Jaquito, donde se ubica la zona de recarga hídrica del municipio de Tauramena? SI__ NO__”. Recomendándose al señor representante del municipio, que dentro del marco de sus atribuciones institucionales, analizara algunos postulados constitucionales y legales, que al efecto se señalan.

El Estatuto Constitucional consagra en su artículo 105: “Previo cumplimiento de los requisitos y formalidades que señale el estatuto general de la organización territorial y en los casos que éste determine, los Gobernadores y Alcaldes según el caso, podrán realizar consultas populares para decidir sobre asuntos de competencia del respectivo departamento o municipio.”. A lo que se agregó el contenido de los artículos 80, 332, 334, 115, 314 y 312 de la C.P.; ratificándose, por ende, que la competencia en asuntos que involucren recursos naturales no renovables, es privativa del Presidente de la República.

Además, se recordó, que en todo caso, el municipio cuenta con instrumentos para exigir al Gobierno Nacional la exploración, explotación y fiscalización de actividades extractivas, respondan a deberes ambientales concomitantes con los entornos socio-económicos de sus jurisdicciones, citándose a manera de ejemplo el inciso 5 del artículo 361 constitucional.


A pesar de lo anterior, el Alcalde de Tauramena, previo concepto favorable del Concejo Municipal, adelantó la Consulta cuyo resultado fue favorable al NO para las actividades extractivas.

Así las cosas, el Órgano de Control presentó informe preventivo final para ser remitido al operador disciplinario competente, teniendo en cuenta que, a pesar de existir antecedentes normativos y jurisprudenciales que fueran puestos en conocimiento de la Alcaldía y Concejo de Tauramena, estos resolvieron hacer efectiva la decisión consultada, configurándose, al parecer, irregularidades por parte de los funcionarios del ente territorial al haber incurrido, probablemente, en extralimitación u omisión de funciones, conllevando el incumplimiento de sus deberes. Informe, fundamentado en la responsabilidad de los servidores públicos consagrada en el artículo 6 de la Carta Política, al establecer que estos deben responder ante las autoridades, tanto por la violación de la Constitución Política y la Ley, como “… por omisión o extralimitación en el ejercicio de sus funciones”.

CON EL ACOMPAÑAMIENTO PREVENTIVO DEL MINISTERIO PUBLICO, ECOPETROL S.A. CELEBRÓ CON-TRATOS POR $1,9 BILLONES.

El 15 de noviembre de 2013, Ecopetrol S.A. solicitó acompañamiento preventivo al proceso de selec-ción combinado No. 50034451, para asignar 15 contratos, cuyo objeto es: “TRANSPORTE TERRESTRE DE LÍQUIDOS E HIDROCARBUROS LÍQUIDOS EN CARROTANQUES, PARA LA OPERACIÓN DE ECOPETROL S.A. Y GRUPO EMPRESARIAL” por un total de $2,2 billones.

Teniendo en cuenta el monto, la trascendencia e impacto a nivel nacional de la contratación y con el fin de proteger el interés colectivo, salvaguardar el orden jurídico y el patrimonio público, el Grupo de Asesores en Minas, Hidrocarburos y Regalías de la Procuraduría General de la Nación realizó actuación preventiva al proceso, a través de comunicaciones en la que se presentaron recomendaciones, que la entidad debía resolver en el marco de su autonomía institucional. Se realizaron, observaciones frente a los riesgos, los criterios de evaluación y su justificación, la audiencia pública obligatoria, la publicación de los documentos en la página web incluyendo las respuestas a los posibles oferentes y los cambios sustanciales al pliego de condiciones, entre otras.

Tras una valoración integral de los planteamientos de diversos actores y de las sugerencias de la Procuraduría, Ecopetrol S.A., en diciembre de 2013, resolvió cancelar el proceso e iniciar a comienzos del 2014, cuatro procesos de selección: tres concursos cerrados para los departamentos de 1. Huila y Tolima, 2. Putumayo y Nariño y 3. Meta y Casanare, por un valor total de $127.133 millones, y un concurso abierto a nivel nacional por $1,89 billones, los cuales fueron objeto de análisis por parte de la Procuraduría, quien en desarrollo de su actividad, recomendó a la empresa revisar la estrategia de contratación establecida por la entidad y sugirió examinar la ley de garantías.

Como consecuencia de lo anterior, Ecopetrol S.A. decidió descartar los cuatro procesos y abrir un solo proceso de selección con alcance nacional (concurso abierto No. 50043071) para asignar 30 contratos, por un total de $2,093 billones. En desarrollo del proceso de selección se efectuaron cinco audiencias públicas de socialización de los pre-pliegos y una audiencia de precisión de pliegos y socialización de la matriz de riesgos. El Ministerio Público asistió como observador a las audiencias de socialización de Neiva, Cartagena, Yopal y Bogotá y a la audiencia de precisión de pliegos en Bogotá. En dichas audiencias, las empresas transportadoras, transportadores y diferentes gremios, tuvieron la oportu-nidad de conocer las condiciones de participación y plantear observaciones al proceso de selección.


Así mismo, este Órgano de Control recibió varios escritos con inquietudes frente al proceso, los cua-les, fueron remitidos a Ecopetrol S.A., para que resolviera y soportara desde el punto de vista técnico, jurídico y económico. A su vez, se efectuaron mesas de trabajo, en las que se presentaron inquietudes respecto de la estrategia de contratación, los criterios de ponderación, los criterios habilitantes, la confianza legítima y la audiencia de riesgos, entre otras.

Ecopetrol S.A. el 22 de diciembre de 2014 adjudicó 27 contratos de los 30 a contratar para el transpor-te de hidrocarburos por carrotanques para los próximos 3 años, por un total de $1.9 billones. Con este proceso se logró la participación de transportadores de todas las regiones y empresas de diferentes tamaños, que no se prorrogaran los contratos que se tuvieron durante 8 años con 10 empresas de transporte, se incrementara el número de transportadores contratados y se suprimió la posibilidad de contratar regionalmente.

De otra parte, una vez adjudicados los contratos, en algunas zonas del país, se presentaron bloqueos por parte de transportadores, por lo que Ecopetrol S.A. solicitó el apoyo de la Procuraduría, quien remitió oficios a entidades territoriales y a la Policía Nacional, para que se coordinaran las acciones correspondientes para evitar dichos bloqueos y se garantizara el orden público, la seguridad y con-vivencia ciudadana en las regiones, además, de que los contratistas ganadores pudieran ejecutar los contratos celebrados con Ecopetrol S.A.

GESTIÓN PREVENTIVA DE LAS REGALÍAS

En ejercicio de la Función Preventiva de la Procuraduría General de la Nación, el Grupo de Asesores en Minas, Hidrocarburos y Regalías, realiza actuaciones preventivas a procesos de contratación que adelantan las diferentes entidades públicas, cuya financiación involucra recursos provenientes de regalías, además de acompañar otros procesos que llevan a cabo entidades como la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH y Ecopetrol S.A. De otra parte, se cuenta con un convenio interadministrativo suscrito entre la Procuraduría General de la Nación y el Departamento Nacional de Planeación -DNP que tiene por objeto facilitar y optimizar la comunicación entre estas entidades y el acceso a las herramientas informáticas del Sistema de Monitoreo, Seguimiento, Control y Evaluación del Sistema General de Regalías.

Gráfica No. 1. Valor por año de proceso a los que se les efectuó actuación preventiva

Fuente: Grupo de Asesores en minas, hidrocarburos y regalías.


Desde su creación en 2011, el Grupo Asesor ha llevado a cabo actuaciones preventivas a más de cuatrocientos procesos de contratación que suman más de ocho billones de pesos. Los procesos precontractuales incluyen diferentes tipos de proyectos que van desde hospitales y colegios hasta vías e infraestructura relacionada con saneamiento básico.

Entre los casos más representativos se encuentran:

Tabla No. 1.

AÑO OBJETO VALOR (millones de pesos) ENTIDAD

2012 Construcción de escuelas (tres procesos) $ 3.411 Municipio de Nóvita (Chocó)

2012

Construcción y dotación de la unidad materno infantil y mantenimiento de las unidades de apoyo ubicadas en el bloque B de la ESE Hospital San Jerónimo de

Montería

$ 13.451 Departamento de Córdoba

2012

Contratar con precios unitarios obras de aprovechamiento de aguas subterráneas a través de la construcción de pozos profundos unifamiliares en zona

rural dispersa del departamento de Vichada

$ 7.950 Departamento de Vichada

2013 Construcción de plaza de mercado minorista y terminal de transportes del Municipio de Sahagún $24.686

2013

Construcción de vías en concreto rígido de los barrios Bellavista, car. 13, Montecristo, Obrero, 18 de Enero, Paraíso, Victoria, Ciudad Bolivar, Guajira, Manzanares,

Margaritas y Porvenir

$17.410 Municipio de Ciénaga

2013Optimización y ampliación de las redes de distribución de agua potable de los municipios de Turbaco y Arjona,

fase II, en el Departamento de Bolívar$12.986 Departamento de

Bolívar

AÑO OBJETO VALOR (millones de pesos) ENTIDAD

2014

Mejoramiento, gestión predial, social y ambiental de la via Alban - San Bernardo - La Cruz - San Pablo sector 1: San Bernardo hacia puente La Vega y sector 2: San

Pablo hacia limites Departamento del Cauca, en el Departamento de Nariño

$10.250 Departamento de Nariño

2014 Transporte terrestre de líquidos e hidrocarburos $127.133 Ecopetrol S.A.

2015Rehabilitación de la vía entre los municipios de

Tuluá – Riofrío – Trujillo y el municipio de Riofrío y el corregimiento de Salónica Valle del Cauca

$55.894 Departamento de Valle del Cauca

2015

Acompañamiento para la normalización de la asignación de recursos de regalías destinados al

proyecto de “Construcción plan de obras e inversiones para el mejoramiento del sistema de acueducto

2005 – 2010 cabecera municipal del Municipio de Buenaventura”

$18.275 Municipio de Buenaventura


Durante el año 2016 el Grupo de Asesores en Minas, Hidrocarburos y Regalías continúa con su labor de seguimiento a diferentes procesos que se encuentran en etapa precontractual, con el fin de emitir alertas tempranas a las diferentes entidades y así mitigar el riesgo de desviación de recursos durante la ejecución de los proyectos y la comisión de faltas disciplinarias por parte de los servidores públicos que tienen a su cargo estos procesos.

POR ACCIÓN DE LA PROCURADURÍA, ANH ESTABLECIÓ PORCENTAJE DE INVERSIÓN EN PROYECTOS DE RESPONSABILIDAD SOCIAL EMPRESARIAL

A finales del año 2010, este Órgano de Control planteó a la Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH y al Ministerio de Minas y Energía, como miembro del Consejo Directivo, la necesidad de establecer los términos y condiciones aplicables a los programas de inversión de responsabilidad social empresarial, adelantados por las empresas de la industria, así como los montos mínimos de los recursos que deberían ejecutarse por parte de las compañías petroleras en esta materia.

Desde su creación, la ANH tenía la función de convenir en los contratos de exploración y explotación, los términos y condiciones con sujeción a los cuales las compañías contratistas, como parte de su responsabilidad social, debían adelantar programas en beneficio de las comunidades ubicadas en las áreas de influencia de los correspondientes contratos, y por ello, la Procuraduría recomendó a esta entidad fijar los lineamientos para la ejecución de esas inversiones.

Acogiendo las observaciones formuladas, la ANH estableció los parámetros bajo los cuales las empre-sas contratistas debían desarrollar los programas de responsabilidad social.

Es así, como el Consejo Directivo de la Agencia aprobó incluir en los contratos que se suscribieron en el marco de la “Ronda Colombia 2012”, la obligación de invertir como mínimo el 1% de las inversiones contempladas en las fases exploratorias como en los periodos de evaluación y producción, en progra-mas que beneficien a las comunidades asentadas en las áreas de influencia de los proyectos; desde entonces, esta obligación hace parte de los contratos petroleros.

Delegada para Asuntos Ambientales y Agrarios Los hidrocarburos en Colombia son regulados por la normativa ambiental, debido a que genera fuertes impactos ambientales, no solo la actividad extractiva sino también el transporte, almacenamiento y refinación de los mismos. Dentro los impactos ambientales evidenciados por estas actividades encontramos:

Derrames de crudo accidentales o por acción de terceros. Vertimientos a cuerpos hídricos de aguas con altos contenidos de sales y/o metales pesados como

plomo, cadmio, zinc, entre otros. Contaminación del suelo. Contaminación de acuíferos.

Así las cosas y bajo ese marco de acción esta Delegada para Asuntos Ambientales y Agrarios, en el marco de la función preventiva y de control de gestión contenida en el artículo 277 de la Constitución Política,


ha adelantado procesos preventivos con el fin de acompañar las actividades del sector, cuando se evi-dencian presuntos daños o afectaciones ambientales de parte de la comunidad y/o de la opinión pública.

En ese orden de ideas, el equipo técnico de la Delegada ha emitido informes preventivos sobre acti-vidades de hidrocarburos en etapa de exploración, explotación, transporte y refinación en diferentes zonas del país, razón por la cual se hará una breve presentación de las acciones más relevantes, que se han adelantado por la Delegada.

En primer lugar, se adelantó visita de control a pozo Tulipanes ubicado en el municipio Trinidad del departamento de Casanare, en donde se evidenciaron incumplimientos a la licencia ambiental debido a la construcción inadecuada de un terraplén que conllevo a la alteración de la dinámica hídrica de la zona, así mismo, se evidencio la falta de carcamos o diques de protección alrededor de las zonas de almacenamiento de hidrocarburos. De otro lado, se observó que el tratamiento que se está realizando del agua separada asociada a la producción, no cumple con las especificaciones exigidas por la autoridad ambiental. Con base en lo anterior, se solicitó la suspensión de actividades con el fin hasta tanto no se subsanaran las deficiencias evidenciadas en la visita.

En segundo lugar, se visitó el bloque Asociación Casanare ubicado en el municipio de Agua Azul del departamento de Casanare, como consecuencia de una queja presentada por la comunidad, durante la visita se evidenciaron reiterados incumplimientos a la licencia ambiental, y afectación a los recursos naturales por mala disposición de material contaminado con hidrocarburos. Así mismo, se observaron episodios de derrames de aguas industriales e hidrocarburos. En ese orden de ideas, se recomendó a la ANLA estudiara la posibilidad de suspender la licencia ambiental, hasta tanto se diera cumplimiento estricto a las obligaciones contenidas en la licencia ambiental.

Al municipio de Melgar, Tolimá se desplazó un equipo multidisciplinario de la Delegada a recorrer el oleoducto Guando – Chicoral y el campo Guando, en razón de una queja interpuesta por un ciudadano, donde denunciaba presuntas afectaciones ambientales causadas por los proyectos, sin embargo se observó un manejo ambiental adecuado por parte de la empresa tanto en el oleoducto como en el campo; demostrando la capacidad de la empresa en dar estricto cumplimiento a las obligaciones impuestas por la licencia ambiental.

Frente al tema de transporte de hidrocarburos se hizo acompañamiento a varios proyectos tanto en la fase de construcción como de operación, evidenciando que la problemática más común es la rotura o voladura de oleoductos, por grupo armados al margen de la ley o por robo de combustible, ocasionando graves daños ambientales sobre todo al recurso hídrico, afectando a la comunidad de las zonas de influencia y poniendo en peligro las edificaciones cercanas o que se ubican de manera irregular sobre el área de servidumbre.

Los oleoductos visitados que presentaron esta problemática fueron Caño Limón – Coveñas y Transan-dino, donde se evidenció la importancia de una detección oportuna de las fugas y de una adopción y ejecución inmediata de los planes de contingencia aprobados por la ANLA y conocidos por las auto-ridades ambientales territoriales. Esta reacción rápida y oportuna de las empresas y las autoridades competentes, permitió mitigar el daño ambiental que se generaría con esta actuación ilegal.

Igualmente, se le solicitó de oficio a la Corporación Autónoma de la Frontera Nororiental – CORPONOR – y la Alcaldía del municipio de Ocaña, Norte de Santander, un informe preventivo y de seguimiento,


en razón a que el día 28 de julio del 2015 un carro cisterna de la empresa CONTRASCOPETROL S.A.S., contratista de ECOPETROL, se accidentó en el sector conocido como La Hormiga (entre los municipios de Ocaña y Abrego) ocasionando un derrame de hidrocarburos en el Río Algodonal, principal fuente hídrica de Ocaña.

El resultado de lo anterior, fue la activación del Plan de Contingencia por parte de la empresa apoyado por CORPONOR y la Alcaldía de Ocaña. Los trabajos realizados durante la emergencia ambiental fueron: 1. a respetiva elaboración de contenciones y barreras para detener el crudo y 2. El abastecimiento con carrotanques de agua al municipio de Ocaña para evitar así la escasez de este recurso natural en la región. Al respecto, vale la pena resaltar que para este ente de control, estas acciones fueron un buen ejercicio llevado a cabo en el municipio de Ocaña, toda vez que la emergencia ambiental solo duró pocos días, gracias a la pronta reacción de todas las autoridades públicas de la región. Asimismo, cabe destacar que no se puso en riesgo la continuidad en la prestación del servicio de agua en el municipio, si bien hubo cortes del mismo, siempre se garantizó el acceso a este recurso.

En líneas generales, se evidenció poco seguimiento a las Licencias Ambientales por parte de la ANLA, toda vez que se observaban incumplimientos, a veces reiterados, al instrumento ambiental, que ocasionaban afectación a los recursos naturales, sin que se tomaran medidas efectivas, situación que pone de presente la urgencia en fortalecer el sector ambiental, específicamente la ANLA, de tal forma que pueda cumplir a cabalidad con sus funciones de seguimiento y control ambiental.

De otro lado, se ha logrado constatar que durante el otorgamiento de las referidas licencias se encuentran ciertas falencias, específicamente en la evaluación de posibles afectaciones al recurso hídrico e hidrogeológico, que se causan durante la operación.

Así mismo, se hizo acompañamiento al proceso de licenciamiento ambiental del proyecto Llanos 10, donde se verifico el cumplimiento de la normativa ambiental durante su otorgamiento. Durante este proceso se logra observar la buena disposición de la empresa en dar estricto cumplimiento a las normas ambientales, para garantizar así la concreción de los postulados constitucionales sobre la protección del medio ambiente sano y los recursos naturales.

Conclusiones

Colombia posee enormes riquezas ambientales y de recursos naturales no renovables, los cuales deben ser aprovechados sosteniblemente, de tal forma que sea compatible con nuestro modelo de desarrollo, consagrado en el artículo 80 de la Constitución Política.

El sector de los hidrocarburos ha generado y genera desarrollo económico para el país, razón por la cual sus actividades deben ser ponderadas con el efectivo cumplimiento de la protección de los recursos naturales y el derecho colectivo a gozar de un medio ambiente sano.

Es necesario fortalecer la institucionalidad ambiental del país, para que puedan cumplir a caba-lidad con sus funciones de control y seguimiento de las licencias ambientales que debe tramitar este sector.


Como Estado se debe asegurar o garantizar que el transporte de hidrocarburos, no sea foco de graves desastres ambientales, como consecuencia de actividades ilícitas o ilegales.

Al igual que en el sector minero, se debe buscar que los proyectos de hidrocarburos tengan una adecuada comunicación e interlocución con la comunidad asentada en las áreas de influencia directa e indirecta, con el fin de prevenir traumatismo en el desarrollo de los mismos.


IV. MARCO DE COMPETENCIAS DE LAS INSTITUCIONES EN EL SECTOR DE LOS HIDROCARBUROS

Competencias del Ministerio de Minas y Energía

Ministerio de Minas y Energía

El Ministerio de Minas y Energía es una entidad pública de carácter nacional, de la Rama Ejecutiva del Poder Público, sector central, creada mediante Decreto 968 de 1940 como Ministerio de Minas y Petróleos, reorganizado por los Decretos 230 de 1975 y 149 de 1976. Con base en la Constitución Política de 1991, el Decreto 2119 del 29 de diciembre de 1992 reformó su estructura administrativa e integró el sector de minas y energía. Posteriormente, mediante los Decretos 070 y 071 del 17 de enero de 2001 se establecieron nuevas funciones para el Ministerio, actualmente previstas en los Decretos 0381 de 2012 y 1617 de 2013, con fundamento en los cuales se establecen las políticas globales del sector minero-energético.

Entre otras generalidades, es pertinente señalar que según lo previsto en el Artículo 212 del Decreto Ley 1056 de 1953 (Código de Petróleos), como el transporte y la distribución del petróleo y sus

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derivados constituyen un servicio público, las personas o entidades dedicadas a esa actividad debe-rán ejercitarla de conformidad con los reglamentos que dicte el Gobierno en guarda de los intereses generales. En concordancia con el sector de los hidrocarburos se encuentran normas, entre otras: artículos 334 y 365 a 370 de la Constitución Política de Colombia; Ley 39 de 1987, Ley 26 de 1989; Ley 142 de 1994.

- En el Decreto 381 de 2012, por el cual se modifica la estructura del Ministerio de Minas y Energía, al referirse a los Objetivos, en el artículo 1º se establece que el Ministerio de Minas y Energía tiene como objetivo formular, adoptar, dirigir y coordinar las políticas, planes y programas del Sector de Minas y Energía.

En el Artículo 2°, ibídem, en relación con las Funciones, señala que, además de las funciones defini-das en la Constitución Política, en el artículo 59 de la Ley 489 de 1998 y en las demás disposiciones legales vigentes, son funciones del Ministerio de Minas y Energía (del sector hidrocarburos), las siguientes:

1. Articular la formulación, adopción e implementación de la política pública del sector adminis-trativo de minas y energía.

2. Formular, adoptar, dirigir y coordinar la política nacional en materia de exploración, explotación, transporte, refinación, procesamiento, beneficio, transformación y distribución de minerales, hidrocarburos y biocombustibles.

…

6. Formular políticas orientadas a que las actividades que desarrollen las empresas del sector minero-energético garanticen el desarrollo sostenible de los recursos naturales no renovables.

7. Adoptar los planes de desarrollo del sector minero-energético del país en concordancia con los planes nacionales de desarrollo y con la política del Gobierno Nacional.


9. Expedir los reglamentos técnicos sobre producción, transporte, distribución y comercialización de energía eléctrica y gas combustible, sus usos y aplicaciones.

10. Expedir la regulación para el transporte de crudos por oleoductos.

…

14. Adoptar los planes de expansión de la cobertura y abastecimiento de gas combustible.

15. Fiscalizar la exploración y explotación de los yacimientos, directamente o por la entidad a quien delegue121.

121 Actualmente esta función se encuentra delegada en la Agencia Nacional de Hidrocarburos.


16. Realizar las actividades relacionadas con el conocimiento y la cartografía del subsuelo direc-tamente o por la entidad a quien delegue.

17. Divulgar las políticas, planes y programas del sector.

18. Numeral modificado por el artículo 1 del Decreto 1617 de 2013. El nuevo texto es el siguiente: Establecer los parámetros y la metodología para definir el precio de referencia de la gasolina motor y del ACPM, teniendo en cuenta los parámetros que expida la CREG para determinar el precio de paridad; así como establecer los parámetros y la metodología para definir el precio de los biocombustibles y de las mezclas de los anteriores. Esto, sin perjuicio de lo establecido en los artículos 1o y 2o del Decreto 470 de 2013.

19. Revisar y adoptar el Plan de Expansión de la red de Poliductos y elaborar y adoptar el Plan de Continuidad, en los cuales se definirán los objetivos, principios, criterios y estrategias necesarias para asegurar la disponibilidad y suministro de los combustibles líquidos derivados, biocombustibles y otros en el mercado nacional, en forma regular y continua.

20. Establecer los criterios que orientarán la remuneración de los proyectos destinados a asegurar la confiabilidad, disponibilidad, continuidad y garantía del suministro de los combustibles líqui-dos, biocombustibles y otros.

21. Identificar el monto de los subsidios que podrá dar la Nación para los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible, establecer los criterios de asignación de los mismos y solicitar la inclusión de partidas para el efecto en el Presupuesto General de la Nación.

22. Administrar los Fondos de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos.

…

28. Asistir al Gobierno Nacional y al Ministerio de Relaciones Exteriores en el establecimiento y fortalecimiento de las relaciones internacionales del país en lo referente a convenios, acuerdos y tratados en materia minero-energética.

29. Liderar la participación del Gobierno colombiano en entidades, organizaciones y asociaciones internacionales dedicadas a la integración y cooperación en materia minero-energética.

30. Las demás que se le asignen.

31. Numeral adicionado por el artículo 1 del Decreto 1617 de 2013. El nuevo texto es el siguiente: Ejercer la función de autoridad competente encargada de la aplicación del marco legislativo y reglamentario, así como de los tratados, acuerdos y convenios internacionales relacionados con el sector minero-energético y sobre seguridad nuclear, protección física, protección radiológica y salvaguardias.

32. Numeral adicionado por el artículo 1 del Decreto 1617 de 2013. El nuevo texto es el siguiente: Adelantar las gestiones necesarias para dar continuidad al abastecimiento de hidrocarburos y combustibles, incluyendo gas natural, combustibles derivados y biocombustibles.


De igual forma, es pertinente señalar que, de acuerdo con lo previsto en el artículo 3, ibídem, el Sector Administrativo de Minas y Energía está integrado por el Ministerio de Minas y Energía y por las siguientes Entidades Adscritas:

“…1. Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)

…

3. Comisión de Regulación de Energía, Gas y Combustibles (CREG)

…

6. Unidad de Planeación Minero Energética (UPME)

…”

Según lo dispuesto en el Artículo 4°, ibídem, se tiene que la Estructura del Ministerio de Minas y Energía es la siguiente:

1. Despacho del Ministro

1.1. Oficina de Asuntos Ambientales y Sociales

1.2. Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales

...

3. Despacho del Viceministro de Energía

3.1. Dirección de Hidrocarburos

3.2 Dirección de Energía Eléctrica

…

5. Órganos de Asesoría y Coordinación

…

En particular, en el Artículo 5 del referido Decreto 381 de 2012, se señala que son funciones del Despacho del Ministro de Minas y Energía, además de las previstas en la Constitución Política, en el artículo 61 de la Ley 489 de 1998 y en las demás disposiciones legales, las siguientes:

1. Adoptar la política en materia de minas, energía eléctrica, energía nuclear, materiales radiacti-vos, fuentes alternas de energía, hidrocarburos y biocombustibles.

2. Coordinar la ejecución de la política sectorial por parte de las entidades adscritas y vinculadas al sector minero-energético.

3. Aprobar los planes, programas y proyectos de desarrollo del sector minero energético del país, en concordancia con los planes nacionales de desarrollo y con la política del Gobierno Nacional.



5. Definir precios y tarifas de la gasolina, diésel (ACPM), biocombustibles y mezclas de los anteriores.… 7. Expedir los reglamentos técnicos sobre producción, transporte, distribución y comercialización

de energía eléctrica y gas combustible, sus usos y aplicaciones.… 10. Establecer áreas de servicio exclusivo para la prestación de los servicios públicos de distribu-

ción domiciliaria de energía eléctrica y de gas combustible por red y celebrar los contratos con los proponentes que seleccione para prestar los servicios en tales áreas.

… 12. Reconocer y ordenar el pago de las compensaciones por el transporte de derivados líquidos

del petróleo a los distribuidores mayoristas de combustibles y gas licuado del petróleo, de conformidad con lo establecido en el parágrafo 1o del artículo 9o de la Ley 1118 de 2006.

13. Participar en los comités de administración que asignan los recursos de los Fondos a cargo del Ministerio.

14. Dirigir las funciones de fiscalización de la exploración y explotación de los yacimientos o delegarlas a una entidad del sector.

15. Dirigir las actividades relacionadas con el conocimiento y la cartografía del subsuelo o dele-garlas a una entidad del sector.

…

19. Las demás funciones que se le asignen.

Así mismo, en el artículo 6, ibídem, se dispone que son funciones de la Oficina de Asuntos Ambien-tales y Sociales las siguientes:

1. Coordinar la interrelación del sector minero-energético con las autoridades ambientales, con el Ministerio del Interior, con las autoridades territoriales, con las comunidades y con los responsables de la gestión del riesgo.

2. Participar en la implementación de estrategias, planes, programas y proyectos de gestión del riesgo en el sector minero-energético.

3. Participar en la implementación de las políticas de adaptación y mitigación al cambio climático.

4. Coordinar la inclusión de las variables ambientales, sociales y de gestión del riesgo en los sistemas de información del sector minero-energético.

5. Promover en coordinación con las autoridades ambientales, el Ministerio del Interior, las auto-ridades territoriales, y el sector minero-energético, las estrategias, implementación, ejecución y evaluación de las Agendas Ambientales y las iniciativas de derechos humanos.


6. Participar en coordinación con las autoridades ambientales competentes en la formulación de las políticas de prevención, mitigación y reparación de los daños ambientales asociados a proyectos minero-energéticos.

7. Coordinar con la Oficina de Planeación y Gestión la participación del Ministerio en ámbitos de negociación internacionales y promover el desarrollo de una agenda de cooperación internacio-nal en materia ambiental, social, de derechos humanos y de gestión del riesgo para el sector minero-energético.

8. Conceptuar sobre los proyectos de ley, proyectos de decretos, y proyectos de actos administra-tivos que propongan las autoridades competentes en materia ambiental, social y de derechos humanos, que tengan relación con el sector minero-energético.

9. Monitorear y hacer seguimiento a los procesos de licenciamiento ambiental del sector minero-energético e impulsar estrategias de coordinación en la materia con el Ministerio de Ambiente y las autoridades competentes.

…

11. Coordinar con el apoyo de las autoridades ambientales nacionales o territoriales, la solución a problemas de carácter ambiental que se presenten en el desarrollo de proyectos del sector minero-energético.

12. Fomentar el desarrollo de estrategias para el mejoramiento de las relaciones entre el sector minero-energético, el Estado y la sociedad civil.

13. Monitorear y hacer seguimiento a los procesos de consulta previa del sector minero-energético e impulsar estrategias de coordinación en la materia con el Ministerio del Interior y las autori-dades competentes.

14. Colaborar con la autoridad competente en la solución de conflictos y la formulación de estra-tegias de diálogo y concertación con las comunidades, en el desarrollo de las actividades del sector minero-energético.

15. Promover espacios y eventos con las autoridades ambientales, con el Ministerio del Interior, con las autoridades territoriales, con las comunidades y con los responsables de la gestión del riesgo, para apoyar la formulación e implementación de las políticas de gestión ambiental, social y del riesgo del sector minero-energético.

16. Apoyar y soportar las actividades de las demás dependencias del Ministerio en los asuntos de su competencia.

17. Las demás que le sean asignadas.

En el artículo 7, ibídem, se establecen como funciones de la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales las siguientes:


1. Asegurar la coordinación entre la política del sector y la regulación energética.

2. Asesorar al Ministro en la regulación propuesta por la Comisión de Regulación de Energía, Gas y Combustibles (CREG) en materia de producción, suministro, transporte, almacenamiento, distribución y comercialización de combustibles líquidos y biocombustibles para dar soporte a la participación en la CREG del Ministerio.

…

4. Asesorar al ministro en la regulación propuesta por la Comisión de Regulación de Energía, Gas y Combustibles (CREG) en materia de producción, suministro, transporte, distribución y comer-cialización de gas combustible para dar soporte a la participación en la CREG del Ministerio.

…

6. Asesorar al Ministro y al Viceministro en su participación en las Juntas Directivas de las empre-sas del sector.

7. Apoyar al Ministerio en los procesos de enajenación de la participación accionaria Ministerio de Minas y Energía en las empresas del sector minero-energético.

8. Las demás que se le asignen.

De acuerdo con lo previsto en el artículo 14, ibídem, se señalan las siguientes funciones para el Despacho del Viceministro de Energía:

1. Asesorar al Ministro en la formulación de la política en materia de energía eléctrica, hidrocar-buros y biocombustibles.

2. Revisar la evolución del sector energético y proponer políticas y acciones para su crecimiento.

3. Asistir al Ministro en la coordinación de la ejecución de la política sectorial por parte de las entidades adscritas y vinculadas al sector energético.

…

6. Asesorar al Ministro en la expedición de los reglamentos del sector para la exploración, explo-tación, transporte, refinación, distribución, procesamiento, comercialización y exportación de hidrocarburos y biocombustibles.

7. Asesorar al Ministro en la determinación de precios y tarifas de la gasolina, diésel (ACPM), biocombustibles y mezclas de los anteriores.

…

13. Presentar al Ministro propuestas de política en materia de subsidios y contribuciones del sector de energía e hidrocarburos, así como de la administración de los fondos relacionados.


14. Proponer al Ministro los reglamentos técnicos relacionados con la seguridad y uso racional en los procesos e instalaciones de energía e hidrocarburos.

15. Presentar al Ministro propuestas de política y planes para la masificación del servicio público domiciliario de energía y gas combustible.

16. Asesorar al Ministro en el establecimiento de áreas de servicio exclusivo para la distribución domiciliaria de energía eléctrica y gas combustible y la celebración de los respectivos contratos con los proponentes seleccionados para la prestación del servicio en dichas áreas.

17. Coordinar la expedición de conceptos de estabilidad jurídica y zonas francas, relacionadas con el sector de energía e hidrocarburos.

…

20. Las demás que le sean asignadas.

Ahora bien, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 15, ibídem, son funciones de la Dirección de Hidrocarburos las siguientes:

1. Elaborar y proponer al Viceministro de Energía los lineamientos que apoyen la formulación de la política en materia de hidrocarburos, gas y biocombustibles.

2. Proyectar los planes, programas y proyectos de desarrollo del sector de hidrocarburos, gas y biocombustibles, en concordancia con los planes nacionales de desarrollo y con la política del Gobierno Nacional.

3. Proyectar los reglamentos técnicos para la exploración, explotación, producción, transporte, refinación, distribución, procesamiento, comercialización y exportación de hidrocarburos, gas y biocombustibles.

4. Preparar los documentos técnicos que servirán como soporte para la determinación de precios y tarifas de la gasolina, diésel (ACPM), biocombustibles y mezclas de los anteriores.

5. Numeral modificado por el artículo 7 del Decreto 1617 de 2013. El nuevo texto es el siguiente: Expedir el reglamento de transporte de crudo por oleoductos.

6. Hacer seguimiento a los proyectos y metas del sector en concordancia con los planes nacionales de desarrollo y los planes sectoriales.

7. Expedir conceptos de estabilidad jurídica y zonas francas, relacionadas con el sector de hidro-carburos y hacer seguimiento a los Contratos de Estabilidad Jurídica existentes.

8. Gestionar proyectos para la provisión del servicio de gas domiciliario a través del Fondo Especial Cuota de Fomento y el Sistema General de Regalías.

9. Proyectar los actos administrativos para la asignación de los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento.


10. Elaborar el presupuesto de subsidios de gas domiciliario, gestionar su distribución y hacer seguimiento a su ejecución.

11. Apoyar técnicamente a las empresas del subsector gas combustible en la solución de conflictos relacionados con los subsidios.

12. Numeral modificado por el artículo 7 del Decreto 1617 de 2013. El nuevo texto es el siguiente: Expedir el acto administrativo de asignación de los volúmenes máximos a ser distribuidos en las zonas de frontera y distribuir, directamente o a través de terceros, los mismos, de acuerdo con la metodología y procedimiento que para el efecto se establezca, conforme lo dispone el artículo 9o de la Ley 1430 de 2010 o las normas que lo modifiquen o sustituyan.

13. Proyectar el Plan de Continuidad para ser aprobado por el Ministro.

14. Revisar el Plan de Expansión de la red de poliductos y expedir la resolución mediante la cual se adopta dicho plan para aprobación del Ministro.

15. Efectuar las labores de seguimiento a la aplicación del Plan de Expansión de la red de poliduc-tos y el Plan de Continuidad, y proponer las revisiones y ajustes que se estimen necesarias, con el fin de cumplir con los objetivos y metas propuestas.

16. Aprobar los requisitos y obligaciones de los agentes de la cadena de distribución de combusti-bles líquidos, biocombustibles y gas de uso vehicular.

17. Administrar el sistema de información de la cadena de distribución de combustibles (SICOM) y señalar las obligaciones y reportes de los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos, biocombustibles y gas de uso vehicular, en relación con el mismo.

18. Declarar cumplidos los requisitos de las sociedades extranjeras para la constitución de sucur-sales en Colombia.

19. Expedir certificados de dedicación exclusiva a las empresas de la industria de hidrocarburos que lo requieran.

20. Numeral modificado por el artículo 7 del Decreto 1617 de 2013. El nuevo texto es el siguiente: Liquidar el impuesto de transporte de petróleo y de gas natural, a través de los sistemas de transporte por oleoductos y gasoductos.

21. Hacer seguimiento y control a las concesiones de áreas de servicio exclusivo de gas natural y a los contratos de concesión de gas natural.

22. Numeral modificado por el artículo 7 del Decreto 1617 de 2013. El nuevo texto es el siguiente: Liquidar los aportes al Fondo Especial de Becas y Apoyos Financieros del Ministerio de Minas y Energía.

23. Las demás funciones que se le asignen.


24. Numeral adicionado por el artículo 8 del Decreto 1617 de 2013. El nuevo texto es el siguiente: Establecer los requisitos y obligaciones de los agentes de la cadena de distribución de com-bustibles líquidos, biocombustibles y gas de uso vehicular, sin perjuicio de las funciones de regulación que fueron reasignadas a la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

25. Numeral adicionado por el artículo 8 del Decreto 1617 de 2013. El nuevo texto es el siguiente: Revisar que las solicitudes para obtener las exenciones previstas en el Código de Petróleos o las normas que lo modifiquen o sustituyan, se refieran a las especificaciones del material importado del subsector downstream, incluyendo combustibles y otros derivados del petróleo.

26. Numeral adicionado por el artículo 8 del Decreto 1617 de 2013. El nuevo texto es el siguiente: Velar por el cumplimiento de las disposiciones legales, reglamentarias y las normas técnicas re-lacionadas con la exploración y explotación de hidrocarburos, siempre y cuando estas funciones no se encuentren delegadas en otras entidades.

27. Numeral adicionado por el artículo 8 del Decreto 1617 de 2013. El nuevo texto es el siguiente: Velar por el cumplimiento de las disposiciones legales, reglamentarias y las normas técnicas relacionadas con la refinación, importación, almacenamiento, transporte y distribución de combustibles, con excepción de las estaciones de servicio automotrices y fluviales, siempre y cuando estas funciones no se encuentren delegadas en otras entidades y sin perjuicio de las que corresponda adelantar a otras autoridades.

28. Numeral adicionado por el artículo 8 del Decreto 1617 de 2013. El nuevo texto es el siguiente: Adelantar las investigaciones y procesos sancionatorios previstos en el Decreto 4299 de 2005 o en las normas que lo modifiquen o sustituyan, con excepción de las estaciones de servicio automotriz y fluvial.

29. Numeral adicionado por el artículo 8 del Decreto 1617 de 2013. El nuevo texto es el siguiente: Establecer los planes de abastecimiento, así como programas de reconversión socio-laborales para aquellas personas que ejercen la distribución de combustibles sin la observancia de las normas legales, en zonas de frontera.

30. Numeral adicionado por el artículo 8 del Decreto 1617 de 2013. El nuevo texto es el siguiente: Establecer la metodología, fijar y revisar las tarifas de transporte por oleoductos.

31. Numeral adicionado por el artículo 8 del Decreto 1617 de 2013. El nuevo texto es el siguiente: Establecer los criterios generales para llevar a cabo el recaudo y pago del impuesto de trans-porte por oleoductos y gasoductos.

32. Numeral adicionado por el artículo 8 del Decreto 1617 de 2013. El nuevo texto es el siguiente: Adelantar los estudios necesarios con el objeto de establecer las áreas de servicio exclusivo para la distribución domiciliaria de gas combustible y la celebración de los respectivos contratos con los proponentes seleccionados para la prestación del servicio en dichas áreas.

- De otra parte, refiriéndonos a las funciones del Ministerio de Minas y Energía relacionadas con Regalías, el artículo 361 de la Constitución Política, modificado por Acto Legislativo 05 de 2011, señala que le corresponde la función de fiscalizar la exploración y explotación de yacimientos, y


el conocimiento y cartografía del subsuelo. Al respecto, actualmente la función de conocimiento y cartografía geológica del subsuelo colombiano se encuentra delegada, mediante Resolución 41361 de 2015, en la Agencia Nacional de Hidrocarburos y en el Servicio Geológico Colombiano.

De igual forma, de acuerdo con lo establecido en la Ley 1530 de 2012, por la cual se regula la organización y el funcionamiento del Sistema General de Regalías, destacamos lo siguiente:

En el artículo 1º, respecto del Objeto de la Ley se señala que “…conforme con lo dispuesto por el artículo 360 de la Constitución Política, la presente ley tiene por objeto determinar la distribución, objetivos, fines, administración, ejecución, control, el uso eficiente y la destinación de los ingresos provenientes de la explotación de los recursos naturales no renovables precisando las condiciones de participación de sus beneficiarios. Este conjunto de ingresos, asignaciones, órganos, procedimientos y regulaciones constituye el Sistema General de Regalías.”

De igual forma, en los artículos 3º y 4º se dispone que el Ministerio de Minas y Energía es uno de los órganos que conforma el Sistema General de Regalías y uno de los integrantes de la Comisión Rectora del mismo.

En particular, como funciones del Ministerio de Minas y Energía (artículo 7, ibídem), relacionadas con el Sistema General de Regalías, se tienen las siguientes:

1. Suministrar oportunamente por intermedio de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Agencia Nacional de Minería las proyecciones de ingresos del Sistema General de Regalías necesarias para la elaboración del plan de recursos.

2. Determinar las asignaciones directas entre los beneficiarios a los que se refiere el inciso segundo del artículo 361 de la Constitución Política, en concordancia con los criterios señalados por la ley.

3. Fiscalizar la exploración y explotación de los recursos naturales no renovables.

4. Adelantar las actividades de conocimiento y cartografía geológica del subsuelo colombiano.

5. Acompañar al Ministerio de Hacienda y Crédito Público en la presentación del proyecto de ley de presupuesto del Sistema General de Regalías.

6. Las demás que le señale la ley.

Parágrafo. Las anteriores funciones se cumplirán de conformidad con los mandatos legales sobre competencias contenidos en la normativa vigente.

Las anteriores funciones son concordantes con las funciones establecidas en la presente Ley para el Ministerio de Minas y Energía y para la Agencia Nacional de Hidrocarburos-ANH, concretamente en lo dispuesto en los artículos 13, 14, 15, 16, 17, 37, 82, 83, 91, 101 y 131.


ANH Un Abanico de Acciones Impulsando los Hidrocarburos del País

Agencia Nacional de Hidrocarburos-ANH

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) es la autoridad encargada de impulsar el sector hidro-carburífero en Colombia y posicionar al país como una zona atractiva para la inversión de compañías extranjeras. En esta tarea, y con el objetivo de promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos del país, administrando y armonizando los intereses de la sociedad, el Estado y las empresas del sector minero energético.

En el 2003 se consolidó la reestructuración del sector hidrocarburífero colombiano con la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos como respuesta a la situación crítica que atravesaba Colombia debido a la disminución de las reservas de petróleo, lo cual eventualmente, llevaría al país a conver-tirse en importador de crudo.

La nueva estructura sirvió para que Ecopetrol se convirtiera en una organización más competitiva, separando su doble rol de entidad reguladora y empresa petrolera, encaminando su misión a ser una compañía dedicada a explorar, producir, transportar, refinar y comercializar hidrocarburos. De esta manera, logró dedicarse exclusivamente al negocio petrolero en toda su cadena de abastecimiento, compitiendo en igualdad de condiciones con otras compañías del sector.

Esta decisión convirtió a la Agencia en la encargada de administrar el recurso hidrocarburífero de la nación, con el fin de posicionar a Colombia en un país prospectivo y atractivo en materia de hidrocarburos para los inversionistas nacionales y extranjeros. El objetivo se ha logrado con acciones que han convertido al sector en el aportante de un promedio del 40% de los recursos de inversión de la nación entre 2011 y 2014.

La ANH tiene una estructura organizacional que busca formar a la Agencia como una entidad modelo en todo el mundo. De esta manera, esta organización se ha compuesto por cinco vicepresidencias específicas: una Técnica, de Promoción y Asignación de Áreas de Contratos de Hidrocarburos, de Operaciones, Regalías y participaciones, y el área Administrativa y Financiera, encabezada por un consejo Directivo con su respectiva Presidencia. Todas estas responden a las diferentes necesidades de Agencia, con el fin de tener una eficiencia trasversal en todas sus actividades.

A continuación se presentarán las distintas acciones desarrolladas por la ANH para el posicionamiento y crecimiento constante del sector:

ANH MÁS COMPETITIVA CON MIRAS AL FUTURO

Con el incremento de la actividad exploratoria, la ANH ha logrado Colombia se sitúe en un nivel com-petitivo a nivel regional. La agencia ha aumentado sus esfuerzos con el fin de adquirir cada día más información geológica que permita identificar oportunidades en campos maduros y áreas fronteras para atraer la inversión necesaria que aporte significativamente a las arcas de la nación.


Modernización en sus procesos, perfeccionamiento de los contratos, nuevos procesos y tecnología de punta en el almacenamiento de la información, son algunos de los logros más destacados de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

La búsqueda constante para incrementar exploraciones de gas y petróleo de la ANH se enmarca en una estrategia transversal que involucra los conceptos de sostenibilidad, responsabilidad social y diálogo permanente con las comunidades.

Así mismo, con ánimos de desarrollarse continuamente, la ANH creó un sistema de gestión documen-tal con mecanismos de digitalización de la información con el Sistema de Gestión y Control (SGYC), el cual permite proyectar a la entidad hacia resultados específicos por cada una de las áreas y sus funcionarios. De igual forma, la agencia cuenta con una plataforma que mejora el Sistema Integrado de Información Financiera (SIIF), la cual permite un seguimiento eficiente de cada rubro del presu-puesto, facilitando así la oportunidad de tener un registro oportuno y claro del comportamiento y las actividades desarrolladas por la entidad.

Promoción de la Agencia

El desarrollo de la estrategia de promoción que lleva a cabo la Agencia Nacional de Hidrocarburos a través de la Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas, encuentra su fundamento en las facultades conferidas en el artículo 4° del decreto 1760 de 2003, subrogado por el artículo 3° del decreto 4137 de 2011, que modificó su naturaleza jurídica, que consiste en “administrar integralmente las reservas y recursos hidrocarburíferos de propiedad de la nación; promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos y contribuir a la seguridad energética nacional”.

Desde su creación la Agencia Nacional de Hidrocarburos y como entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía alineada a la estrategia sectorial de desarrollo minero y expansión energética que promueve el crecimiento sostenible y búsqueda de competitividad, tiene el propósito de promocionar los recursos hidrocarburíferos del país a través de un plan de promoción, que contenga actividades que permitan mejorar la imagen de Colombia, promocionar el modelo contractual y posicionar a la ANH como interlocutor entre los inversionistas.

Es así que a través de la combinación de diferentes medios de comunicación, se desarrollan campañas de divulgación y promoción en escenarios técnicos, académicos y de negocios tanto nacionales e internacionales que buscan entre otros los siguientes objetivos:

Motivar la decisión de invertir en la exploración y producción de hidrocarburos en Colombia, impulsando las oportunidades de inversión y destacando las ventajas comparativas del país.

Dar a conocer y posicionar en el mercado nacional e internacional los nuevos modelos contrac-tuales desarrollados por la ANH, y las ventajas competitivas que dichos contratos ofrecen.

Difundir los estudios realizados por la institución que mejoran el conocimiento geológico del país. Igualmente, ofrecer y promocionar en el mercado nacional e internacional, los potenciales proyectos identificados por la ANH.


Procesos de Asignación de Áreas

Desde su creación la ANH implementó un nuevo modelo de asignación de áreas para la exploración y producción de hidrocarburos de la mano de un esquema contractual, que despertó inmediatamente el interés de los inversionistas extranjeros.

En los primeros años el esquema de Asignación Directa de Áreas abrió camino a un número importante de contratos para la exploración y producción de hidrocarburos, con los cuales se reactivó la inversión en actividad exploratoria del país.

Con posterioridad y a raíz de la mejora continua del proceso de asignación, y en consideración a las tendencias mundiales del mercado, así como del conocimiento técnico de las áreas, cobro especial relevancia el proceso de asignación competitivo -conocido mundialmente como ronda. Mediante este mecanismo de selección se han adjudicado casi el total de contratos suscritos en los últimos años.

En uno y otro proceso de adjudicación, la ANH garantiza a los interesados la existencia de unas reglas claras y objetivas, que permiten la evaluación y verificación de las capacidades de sus contratistas en condiciones de igualdad.

Por su parte, el contrato para la evaluación, exploración y producción de hidrocarburos, concede al inversionista con base en su experticia técnica, el control total de la operación y la ejecución de las obligaciones contractuales, bajo la supervisión y vigilancia de la ANH. Se ajusta a los estándares internacionales y contempla aspectos que benefician la operación y el relacionamiento de los actores relevantes para viabilizar la ejecución del contrato.

A la fecha se han suscrito un total de 550 contratos, de los cuales 307 corresponden a procesos de Asig-nación Directa, incluidos 75 Convenios, y 243 se suscribieron como resultado de procesos competitivos.

Gráfica No. 1.

Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)


Gráfica No. 2. Inversión extranjera directa:

Fuente: Banco de la república

Compromiso con la comunidad y sus territorios

Programa de Beneficio de las Comunidades (PBC), hacia el bienestar de las comunidades

Creado como un mecanismo para traducir los beneficios de las operaciones del sector hidrocarburos en bienestar para las regiones, el programa que nació en el 2010, ha logrado canalizar inversiones sociales tanto en fase de exploración como en la producción.

A partir del 2008, la perspectiva social fue evolucionando y creando consciencia en las compañías que realizaban operaciones de exploración, incluyendo en sus programas de trabajo la elaboración de este plan que encaminó a las compañías a escuchar a las comunidades e invertir en el desarrollo de las regiones en las que operaban.

Con este avance, se establecieron los parámetros para que los PBC que presentaban las compañías, incluyeran un diagnóstico previo de las necesidades de la región, además de la participación de las comunidades, el cumplimiento de los derechos humanos y la alineación con los planes de desarrollo de cada región en la que las compañías operaban.

ETH, Estrategia Territorial del Sector Hidrocarburos

La Estrategia Territorial para la Gestión Equitativa y Sostenible del Sector Hidrocarburos, ETH, es una iniciativa del Gobierno Nacional, financiada y liderada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, con la participación de los Ministerios de Minas y Energía y del Interior y la asistencia técnica del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo- PNUD, que promueve el desarrollo humano sos-tenible de las regiones con actividad hidrocarburífera, como instrumento para la construcción de paz territorial. La Estrategia cuenta igualmente con la participación de la Presidencia de la República, el Ministerio del Trabajo y el Servicio Público de Empleo.


La estrategia nace en 2013 luego de que ese mismo año el PNUD lanzara la Iniciativa Global de In-dustrias Extractivas para el Desarrollo Sostenible. De esta manera, surge la necesidad de articular las iniciativas que se venían implementando desde el nivel nacional para la atención de la conflictividad en las regiones con los esfuerzos de la cooperación internacional.

Los principales objetivos de la ETH son, promover la articulación de los actores que intervienen en el sector de hidrocarburos; fortalecer y generar capacidades en comunidades, gobiernos y empresas; prevenir y transformar las relaciones conflictivas y construir visiones conjuntas y sostenibles del desarrollo humano en los territorios.

El proyecto se firmó luego de que la ANH lograra establecer los parámetros sociales que atienden los principales fenómenos socioeconómicos que aquejan a las comunidades en las regiones de influencia de las operaciones de exploración y producción de hidrocarburos, en donde se plantearon cuatro programas para la gestión del conocimiento:

Avanza: Convoca espacios para el diálogo entre gobierno, comunidades y empresas con el fin de alcanzar acuerdos sobre las necesidades del territorio y sus soluciones.

Lidera: Acompaña a la industria en su relación con el territorio y prepara y fortalece las capacidades de todos los participantes del diálogo para que puedan concertar propues-tas en igualdad de condiciones.

Convive: Previene conflictos y proporciona mecanismos alternativos para la gestión de las diferencias, creando relaciones sociales más fluidas.

Acciones Demostrativas: Inversiones sociales focalizadas que pretenden generar con-fianza a través de la promoción de la inversión social en iniciativas prioritarias para los actores del territorio.

Para el fin de la primera fase (2013-2015) de la Estrategia se lograron destacados logros a nivel de solución de conflictividad del sector:

Dentro del programa Avanza se consolidaron planes de acción en municipios de las regiones prio-rizadas por la estrategia: Acacias, Castilla la Nueva, Puerto Nare, Puerto Boyacá, Riohacha, Uribía, Tauramena, Paz de Ariporo, Puerto Asís, Mocoa, Villagarzón, Toledo, Aipe, Melgar, San Pedro. Esta herramienta es clave para iniciar los procesos de concertación entre los tres actores principales (comunidades, gobiernos regionales e industria).

Asimismo, y dentro del programa Convive, la ETH logró atender más de 160 bloqueos a la industria en las zonas priorizadas por el Gobierno Nacional. 183 alertas tempranas fueron identificadas durante el 2015 gracias al observatorio de conflictividad del Ministerio del Interior. La atención de alertas tempranas, evitó que 2015 fuera el año con mayor número de bloqueos, cerca de 2 diarios.

Se finalizó también el desarrollo de 12 diagnósticos socio-económicos de los territorios priorizados con el fin de tener una línea base y poder generar oportunos acompañamientos y recomendaciones para el beneficio de los territorios.


Uno de los grandes logros de la primera fase de la ETH fue la puesta en marcha del SIGETH (Sistema de Información Geográfica para la Estrategia Territorial de Hidrocarburos), herramienta que facilita la información de los sucesos en los territorios para los diferentes actores clave y reduce los tiempos de reacción del equipo de la ETH.

Finalmente, la ETH logró apalancar alrededor de 7900 millones para proyectos de inversión social focalizada dentro del programa de Acciones Demostrativas, beneficiando a más de 1800 familias de los territorios priorizados.

Gráfica No. 3. Presencia territorial de la ETH en 2016:

La Estrategia inicia su Fase II en 2016 apostándole a un acercamiento más fuerte con las regiones y los nuevos gobernantes de los territorios, con el fin de dar soluciones más aterrizadas a la realidad de las regiones. Para lograr tal fin, la ETH ha fortalecido los equipos con la firma de convenios entre entidades estratégicas del orden nacional: Unidad Administrativa Especial del Servicio Público de Empleo, Ministerio del Trabajo, Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA).

Con el objetivo de prevenir el desarrollo y aumento de la conflictividad en las regiones, la estrategia le ha apostado a la consolidación de los procesos de dialogo por medio del programa AVANZA y de la construcción y validación de planes de acción que servirán como hoja de ruta para la solución de la conflictividad.


Recursos Hidrocarburíferos en el país

Yacimientos no convencionales y áreas costa afuera

La ANH ha promovido las exploraciones en aquellos yacimientos denominados como no convencio-nales y las áreas costa afuera del territorio continental como alternativa de exploración que ha generado una oportunidad real para los inversionistas y para el país de poder aumentar las reservas de hidrocarburos a mediano y largo plazo.

Con la recopilación y análisis técnico se han estructurado paquetes con información geológica única para que correspondientemente se realicen y promuevan las inversiones de nuevas compañías extran-jeras en el país. Esta es una de las grandes apuestas de la entidad, al reconocer que es en éstos donde se moverá el potencial hidrocarburífero del país.

Recursos y reservas de petróleo en Colombia

En 2015 las reservas de crudo probables, posibles y contingentes aumentaron en comparación con el 2014, mientras que se presentó una disminución en las reservas probadas, alcanzando un balance total positivo del 7,9%.

Con estas cifras el país mantiene un potencial significativo para seguir siendo autosuficiente y poder conservar la soberanía petrolera.

Las reservas probadas son de 2.002 Mbls (90% de probabilidad); las probables son de 613 Mbls (50% de probabilidad); las posibles son de 440 Mbls (10% de probabilidad) y los recursos contingentes son de 1231 Mbls. Teniendo en cuenta lo anterior, el país aumentó sus recursos y reservas de 3.970 Mbls en 2014 a 4.286 Mbls en 2015. El descenso en las reservas probadas se debe a la coyuntura mundial. Mientras que Colombia registró una caída del 13% entre 2014-2015, países como Brasil y México presentaron un decrecimiento de 22% y 21%, respectivamente.

En cuanto a la relación de Reservas – Producción (R/P) para crudo, el país cuenta con 5,5 años de reservas teniendo en cuenta los niveles de producción de 2015. Mientras que las reservas probadas de gas del país se situaron al cierre de 2015 en 4,3 tera pies cúbicos, lo cual supone una relación R/P de 10,3 años. El país y la ANH han logrado mantener la presencia y el compromiso de inversión de todas las compañías petroleras sosteniendo la producción en un promedio de 1.006 Kbpd durante 2015.

Producción de crudo

Pese a la reducción en el precio de los hidrocarburos que ha sido rápida y profunda la producción se ha mantenido en niveles cercanos al millón.


Gráfica No. 4. Producción en Crudo 2000-2016

*Datos a mayo de 2016

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

Actividad exploratoria

La actividad exploratoria ha venido fortaleciéndose significativamente, alcanzando un número impor-tante de pozos exploratorios y de adquisición sísmica durante los últimos años. Las cifras permiten concluir que la exploración petrolera en el país es un objetivo claro para el incremento de reservas, ejemplo de esto es el desarrollo y fortalecimiento de las actividades y operaciones costa afuera de los yacimientos no convencionales.

Después de una década de un modelo exitoso que llevó a Colombia de estar en riesgo de convertirse en país importador de petróleo a estar en el círculo de los 20 países que producen más de un millón de barriles diarios, el contexto internacional dio un viraje que llevó al gobierno a replantearse los viejos paradigmas. En efecto la caída de la producción internacional del crudo arrojó una desaceleración en la ejecución de exploración en el mundo.

No obstante, en el año 2015 el Gobierno Nacional, en cabeza del Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos adoptaron medidas para proteger la industria de Hidrocarburos del país, motor de desarrollo y generador de los recursos se requieren para financiar los programas sociales, cerrar las brechas de la desigualdad y generar desarrollo y equidad.

La apuesta de la ANH está enfocada en la exploración costa afuera, como aquellas que se llevan a cabo en el Mar Caribe, y la de los denominados yacimientos no convencionales, los cuales han sido identificados por diferentes consultoras de nivel internacional como una de las oportunidades del país con mayor prospectividad de la región.

Acciones exploratorias

En el ejercicio de las acciones exploratorias adelantadas por la ANH se ha avanzado en el conoci-miento y evaluación del potencial hidrocarburífero de aquellas zonas donde se considera posible que se encuentren nuevas reservas de hidrocarburos, con el fin de disminuir la incertidumbre en la toma


de decisiones sobre el desarrollo del sector e incentivar la inversión privada en las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

Con la inversión de nueva información geológica y geofísica, estudios de integración e interpretación de la información disponible para evaluar el potencial hidrocarburífero de las cuencas sedimentarias del país, la ANH estimula el interés de los inversionistas al dotarlos de información en áreas donde la exploración ha sido limitada y proveer además nuevos modelos geológicos con base en los datos recolectados que aumenten la prospectividad de las áreas a ofrecer a los posibles inversionistas permitiendo continuar explorando y explotando las reservas de petróleo y gas en áreas prospectivas para propender por la autosuficiencia.

La estructuración de las acciones exploratorias de la ANH se fundamenta en la cadena de valor del proceso de Identificación y promoción de oportunidades exploratorias.

Gráfica No. 5. Cadena de Valor – estrategia de inversión

Esta estrategia de inversión sobre las diferentes clases de estudios que se detallan a continuación:

Métodos remotos

Estudios que se realizan sin tener contacto directo con el objeto a estudiar, en este caso con la superficie terrestre, la superficie del mar o el fondo marino. Incluyen todas las técnicas geofísicas aerotransportadas (magnetometría, gravimetría), y la adquisición e interpretación de imágenes sate-litales (satélite y radar), fotografías aéreas y las obtenidas a partir de métodos acústicos en regiones costa-afuera.

En estos métodos remotos la ANH ha invertido desde 2004 hasta el 2015 alrededor de $ 62.611 millones de pesos.


Métodos de superficie

Estudios que se realizan directamente sobre el terreno (cartografía geológica, columnas estratigráfi-cas, transectas geológicas) o sobre el fondo marino. Incluyen además los diferentes tipos de análisis de las muestras obtenidas en estos estudios: geoquímica de rocas y crudos, bioestratigrafía, petro-grafía, petrofísica, historia térmica (AFTA), estratigrafía de isótopos estables y estudios radiogénicos.

En estos métodos de superficie, la ANH ha invertido desde 2004 hasta el 2015 alrededor de $ 37.380 millones de pesos.

Métodos de visualización de la estructura del subsuelo

Incluye los estudios que se realizan sobre la superficie terrestre o en el océano con el fin de obtener imágenes del subsuelo sin que exista contacto directo con este.

En estos métodos de visualización, la ANH ha invertido desde 2005 hasta el 2015 alrededor de $520.374 millones de pesos en donde entre otros estudios se han adquirido 24.285.65 km de sísmica 2D.

Métodos de muestreo del subsuelo

Incluye los estudios que permiten obtener testigos de roca del subsuelo con el fin de conocer sus características físicas, químicas, paleontológicas y cronológicas.

En estos métodos de muestreo del subsuelo, la ANH ha invertido desde 2007 hasta el 2015 alrededor de $618.818 millones de pesos en donde entre otros estudios se han perforado 119 pozos entre ellos 7 estratigráficos y el resto Slim hole. Estudios de integración

Son aquellos que resultan de la agrupación de la información adquirida mediante uno o varios de los métodos anteriormente descritos con miras a obtener un mayor conocimiento de los sistemas petrolíferos.

En estos estudios de integración, la ANH ha invertido desde 2004 hasta el 2015 alrededor de $35.112 millones de pesos. Grandes avances en la exploración de la ANH

Integración de datos y preparación de bloques para oferta de las diferentes rondas realizadas en el país desde el 2007 hasta 2014.

Nos encontramos construyendo sobre el cambio de paradigmas exploratorios como por ejemplo en las cuencas Choco, Sinú San Jacinto y Tumaco. Se han preparado y desarrollado áreas para ofertas de bloques desde el 2007 hasta la que se está preparando actualmente. Esto incluye la integración de datos técnicos, estructuración de paquetes de datos, delimitación de áreas y elaboración de documentos técnicos.


Estimación del potencial de hidrocarburos Caribe, VSM, SMM

Durante 2015 se inició el proceso de actualización de los valores estimados de potencial de hidrocar-buros del país, estimado actual que data de 2010. Se consideró que, debido a los grandes resultados exploratorios (particularmente Caribe), y al cambio de paradigmas exploratorios en las cuencas VIM, SSJ Chocó y Tumaco, era pertinente realizar una actualización de este estimativo. Durante 2015 se estudiaron las cuencas VSM, VMM, Guajira, Sinú San Jacinto y Colombia (estas tres últimas componen el offshore Caribe). El resultado de este ejercicio es un estimativo técnicamente riguroso que permi-tirá a los inversionistas tener un mejor entendimiento de las oportunidades de inversión en el sector E&P Colombiano.

Impulso a la actividad exploratoria Caribe

Se ha iniciado una nueva era en la exploración offshore en Colombia. La ANH está desarrollando una iniciativa de mejoramiento de la calidad de imágenes sísmicas del Caribe offshore. Esta iniciativa comprende el reprocesamiento, con última tecnología en procesamiento de imágenes, de 47.000 km de datos sísmicos actualmente en el EPIS. Como resultado, se podrán ofrecer imágenes sísmicas de la más alta calidad a inversionistas interesados en el offshore colombiano.

Innovación en métodos exploratorios

El programa sísmico Pailitas 2D 2015 ha marcado grandes hitos en la historia de adquisición de datos sísmicos para la ANH y, en general, en Colombia. Estos datos sísmicos fueron adquiridos con equipos de vibración de última generación (sin explosivos) sobre vías terciarias. Esto resultó en ahorros significativos en costos y tiempos de adquisición y en un impacto socio ambiental mínimo. Este proyecto posiciona esta tecnología (vibradores) como una herramienta clave y de gran proyección para el futuro de la adquisición de datos sísmicos en Colombia, para el 2016 se planea con este mismo método la adquisición de sísmica en las cuencas de La Guajira, Cordillera, Cesar Ranchería , VIM y Caguán Putumayo.

Competitividad

Regalías

La labor de fiscalización y producción llevada a cabo por la agencia en manos de la vicepresidencia de operaciones es destacable en su gestión que deriva en el recaudo de regalías y desarrollo regional.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos durante el periodo comprendido entre mayo 2015 y mayo 2016, ejerció la función delegada de determinación y ejecución de los procedimientos y plazos para la liquidación de las regalías generadas por la producción de hidrocarburos.

Recaudo y transferencia de regalías al SGR 2015 – 2016

Durante el 2015 se transfirieron a la Cuenta Única del Sistema General de Regalías por concepto del recau-do corriente de regalías y ajustes de vigencias anteriores, recursos por valor de $5.371.715.231.649.


En lo corrido del año 2016 con fecha de corte a abril 30, se han transferido a la Cuenta Única del Sistema General de Regalías por concepto del recaudo corriente de regalías y ajustes de vigencias anteriores, recursos por valor de $1.059.625.036.444.

Régimen anterior al SGR

Con corte a 31 de diciembre de 2015, respecto de los recursos de regalías causados antes de la entrada en vigencia del Sistema General de Regalías, la ANH realizó giros directos a las entidades territoriales por $475.849.916.302, los cuales incluyen levantamientos de suspensión de giro, des-ahorros y rendimientos financieros del FAEP, reliquidaciones, rendimientos financieros de regalías y margen de comercialización.

En 2016 con corte a 30 de abril, se han realizado giros a las entidades territoriales de regalías causadas antes de la entrada en vigencia del Sistema General de Regalías, por valor de $108.487.221.807, los cuales incluyen levantamientos de suspensión de giros, reliquidaciones, desahorros y rendimientos financieros.

Administración de los recursos de regalías de las entidades territoriales en virtud de las medidas de suspensión de giros preventivas y correctivas

En cumplimiento de las órdenes de suspensión de giro impartidas por el Departamento Nacional de Planeación –DNP- de acuerdo con lo establecido en el artículo 10 de la Ley 141 de 1994 y en el artí-culo 5 de la Ley 756 de 2002, la Agencia Nacional de Hidrocarburos en ejercicio de las atribuciones de recaudo y giro de recursos de regalías por explotación de hidrocarburos consagradas en el Decreto 1760 de 2003, efectuaba retención de los recursos de regalías a favor de las entidades territoriales hasta el levantamiento parcial o total de la medida preventiva o correctiva del Departamento Nacio-nal de Planeación.

Con corte al 31 de diciembre de 2015 se realizaron levantamientos parciales y definitivos de recursos por $277.264.731.862. Para 2016 con corte a 30 de abril, se han realizado levantamientos por valor de $44.477.120.253.

El valor del saldo a 30 de abril de 2016 de los recursos retenidos por la Agencia Nacional de Hidro-carburos, los cuales no han sido girados por estar sujetos a medida de suspensión de giro correctiva o preventiva, es de $122.521.547.849.

Igualmente, la ANH mantiene recursos de regalías por $5.182.104.519 a favor de entidades territo-riales aún no identificadas, debido a los diferendos limítrofes entre entidades territoriales en las que están ubicados los campos productores de hidrocarburos quienes generan estas regalías, límites que deben definir, las Asambleas Departamentales o el Congreso de la República, según sea el caso.

Comportamiento de los ingresos por regalías

Teniendo en cuenta el presupuesto bienal aprobado por la Ley 1744 de 2014, el comportamiento de los ingresos de regalías para el bienio 2015-2016, dentro del periodo comprendido entre el 1 de enero de 2015 y el 30 de abril de 2016 se relaciona a continuación, precisando que solo se incluyen los recaudos corrientes de regalías de la vigencia de 2015-2016:


Tabla No. 1.

Ingresos de Regalías

Presupuesto Bienal2015 - 2016

Ley 1744 de 2014(Millones de pesos)

Ingresos reales liquidados (ene -

dic de 2015)

%Avance respecto frente al ppto

2015 2016 Total bienio 2015 2015

Petróleo Crudo $ 6.423.072 $ 6.555.929 $ 12.979.001 $ 4.194.375 65,3%

Gas Natural $ 673.090 $ 656.324 $ 1.329.414 $ 809.000 120,2%

Total Hidrocarburos $ 7.096.162 $ 7.212.254 $ 14.308.416 $ 5.003.375 70,5%

Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH.

Para 2015, el monto presupuestado de ingresos por regalías se alcanzó en un 70%, principalmente impulsado por los ingresos de gas natural, toda vez que, para el caso de crudo, la coyuntura del mercado mundial generó precios menores a los esperados, lo que concluyó en un recaudo de 65% de los ingresos presupuestados.

Tabla No. 2

Ingresos de Regalías

Presupuesto Bienal

2015 - 2016

Ley 1744 de 2014

(Millones de pesos)

Ingresos reales liquidados

(enero a abril de 2016)

%

Avance respecto frente al presupuesto

2015 2016 Total bienio 2016 2016

Petróleo Crudo $ 6.423.072 $ 6.555.929 $ 12.979.001 $1.137.919 17,36%

Gas Natural $ 673.090 $ 656.324 $ 1.329.414 $499.630 76,13%

Total Hidrocarburos $ 7.096.162 $ 7.212.254 $ 14.308.416 $1.637.549 22,71%

Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH.

En lo corrido de 2016, el monto presupuestado de ingresos por regalías ha tenido un comportamiento cercano al 23%, nuevamente impulsado por los ingresos de gas natural, los cuales alcanzan un 76,13%. Para el crudo, la coyuntura del mercado mundial continúa generando precios menores a los esperados, representando un 17,36% con corte a abril de 2016.

Es de resaltar que este escenario de precios impacta las proyecciones de ingresos del bienio, toda vez que, aunque se proyecta un mayor ingreso de gas cercano al 32%, la proyección de ingresos de crudo para el bienio se ve reducida en un 46%.


Asignaciones a beneficiarios directos del Sistema General de Regalías

Las asignaciones directas de las regalías de hidrocarburos durante el 2015 ascendieron a $691.020.891.631, respecto de las estimadas en el Plan Bienal de Caja de la Ley de Presupuesto 2015 –2016 del Sistema General de Regalías del mismo período por $ 763.124.202.848, lo que representó el 90,55%.

En lo corrido de 2016 con corte a 30 de abril, las asignaciones directas ascienden a $96.334.795.425, respecto a las estimadas en el Plan Bienal de Caja de la Ley de Presupuesto 2015 – 2016 del Sistema General de Regalías para 2016, por valor de $776.120.292.844, lo que representa a la fecha un avance de 12,44%.

La referida situación se presentó por las mismas razones que causaron una reducción de los ingresos del Sistema General de Regalías, las cuales afectaron igualmente las asignaciones directas.

Información y documentación geológica en Colombia

EPIS (Exploration & Production Information Service), el Banco de Información Petrolera de Colombia

El denominado EPIS es el Banco de Información Petrolera de Colombia, donde la información técnica y geológica se cataloga, almacena, preserva y administra por la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Este repositorio de datos es la única fuente oficial que presta estos servicios.

El EPIS cuenta con un sistema integrado de servicios e infraestructura de tecnología de información para la recepción, verificación, catalogación, carga y licenciamiento de uso de la información técnica análoga y digital sobre la Exploración y Producción de hidrocarburos.

Como parte de las funciones y patrimonio asignado por la Ley a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, se encuentra la información geológica y técnica contenida en el Banco de Información Petrolera EPIS, así como los activos asociados a la misma.

El EPIS presta servicios de recepción, verificación, catalogación, generación de metadatos y carga de la información técnica y geológica relacionada con hidrocarburos que hayan generado las compañías exploradoras y que por Ley están obligadas a entregar en su totalidad al estado; al mismo tiempo otorga licencias para la utilización de la información y brinda atención a los usuarios de dicha información, entre los que se encuentran geocientíficos y potenciales inversionistas que adelantan proyectos de investigación e inversión en exploración y producción.

El EPIS preserva en términos generales los datos e informes que corresponden a la prospección de hidrocarburos del territorio Colombiano, tanto en la operación directa de la ANH como en la de compañías asociadas, operadoras y de servicios petroleros.

La eficiente y adecuada administración y operación del EPIS trae tanto para la nación como para las compañías y usuarios de la información, una serie de beneficios que se pueden sintetizar de la siguiente forma:


Optimización de la gestión y operación de la información a través del modelo de concesión, que permite una justa competencia en la prestación de los servicios

Datos almacenados en un ambiente seguro utilizando tecnología y modelos de datos alineados con estándares internacionales.

Respaldos de seguridad.

Uso de una infraestructura tecnológica adecuada

Evita la proliferación de fuentes de datos de E&P Litoteca

La Litoteca Nacional de Colombia es el Centro de Información e Investigación en Ciencias de la Tierra que administra y preserva las colecciones de muestras de roca del país y promueve su estudio siste-mático orientado a la exploración y aprovechamiento sostenible de los recursos minero energéticos, así como a la investigación de los procesos geológicos naturales.Su funcionamiento está reglamentado mediante la Resolución 82336 del 23 de noviembre de 1994, para recibir y preservar las muestras de roca provenientes de la perforación de pozos estratigráficos, exploratorios y de desarrollo en busca de hidrocarburos.

Cintoteca

En la Cintoteca “Nelson Rodríguez Pinilla” se preservan todos los medios físicos de información técnica de exploración y producción de hidrocarburos. Es allí donde se realiza el proceso de entrega de los medios físicos de información por parte de los actuales concesionarios del EPIS.

La función básica de la Cintoteca es la de recepción, almacenamiento físico y una debida relación de la ubicación física definitiva de la información técnica entregada en las bases de datos de consulta; igualmente, la atención de requerimientos por parte de funcionarios de la ANH y/o por las compañías asociadas, además del almacenamiento adecuado de la diversa información generada en la adquisición sísmica y de pozos.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos está comprometida con el aporte transparente, eficiente y constante del sector para el crecimiento del país, con el conocimiento del potencial del subsuelo colombiano y el logro de su aprovechamiento, al igual que con el trabajo conjunto con la industria y la comunidad. Actualmente el sector de hidrocarburos es uno de los mayores aportantes a las arcas de la nación con más de 118 billones de pesos, contribuyendo un promedio de 63% de los recursos de inversión de la nación.


Competencias de la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME

Unidad de Planeación Minero Energética-UPME De acuerdo con la información presentada por el Director General de la UPME, “…la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME es una Unidad Administrativa Especial del orden Nacional, de carácter técnico, adscrita al Ministerio de Minas y Energía, regida por la Ley 143 de 1994 y por el Decreto número 1258 de Junio 17 de 2013.

La Entidad tiene como misión “Planear de manera integral el desarrollo minero energético, apoyar la formulación de política pública y coordinar la información sectorial con los agentes y partes inte-resadas” y espera consolidarse “como un referente internacional de innovación para la planificación integral del desarrollo y aprovechamiento de los recursos minero energéticos, a través de estudios, análisis y proyecciones, brindando información de alto valor agregado para la formulación de políticas públicas y la toma de decisiones de sus grupos de interés, con criterios de sostenibilidad económica, social y ambiental”.

Así mismo, es la encargada de planear en forma integral, indicativa, permanente y coordinada, con los agentes del sector minero energético, el desarrollo y aprovechamiento de los recursos mineros y energéticos; producir y divulgar la información requerida para la formulación de política y toma de decisiones; y apoyar al Ministerio de Minas y Energía en el logro de sus objetivos y metas.

Los objetivos de la Unidad de Planeación Minero Energética son:

1. Realizar la planeación integral del sector minero energético mediante evaluaciones, diagnósticos de la oferta y demanda de los recursos, y la elaboración de planes indicativos, como apoyo al Ministerio de Minas y Energía y los decisores de inversión.

2. Gestionar y administrar de forma integral la información de los sectores minero energético para apoyar la toma de decisiones de los agentes públicos y privados.

3. Apoyar al MME y otras entidades en la realización de las convocatorias del STN, evaluación de proyectos de cobertura, emisión de conceptos para otorgar incentivos, cálculo de precios base para liquidación de regalías, entre otros.

Puntualmente en materia de hidrocarburos, según el Decreto 1258 de 2013, la UPME es la encargada de:

1. Asesorar a la Dirección de la UPME en todas las actividades requeridas para que el Ministerio de Minas y Energía, determine las políticas relacionadas con la planeación del sistema de hidrocarburos.

2. Apoyar a la Subdirección de Demanda de la UPME con el suministro de información e insumos para la estimación de la demanda integrada de hidrocarburos.


3. Realizar análisis y estudios tendientes a la formulación de planes de suministro y transporte de los hidrocarburos convencionales y no convenciones, con la participación de las autoridades y agentes involucrados.

4. Elaborar los planes indicativos de abastecimiento de hidrocarburos con base en los lineamientos establecidos por el Ministerio de Minas y Energía y proponer estrategias para satisfacer los requerimientos de la población.

5. Participar en la elaboración del Plan Energético Nacional; en coordinación con las demás subdi-recciones técnicas de la Unidad, el Ministerio de Minas y Energía, los agentes de los subsectores energéticos y en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo.

6. Estimar los precios de los combustibles líquidos, gas combustible y biocombustibles para los análisis de prospectiva y toma de decisiones de inversión.

7. Realizar análisis y seguimiento del comportamiento del mercado mayorista y minorista en todas las actividades de la cadena de distribución de los combustibles líquidos derivados del petróleo y biocombustibles.

8. Calcular los índices de cobertura de gas natural y realizar su seguimiento.

9. Realizar estudios y análisis que faciliten la determinación del potencial de hidrocarburos con-vencionales y no convencionales por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH.

10. Evaluar la viabilidad económica y social de las exportaciones e importaciones de hidrocarburos y conceptuar sobre su conveniencia.

11. Realizar diagnósticos y estudios que contribuyan al desarrollo del subsector de hidrocarburos de la economía y la sociedad en un marco de sostenibilidad.

12. Hacer seguimiento y evaluar el impacto de directrices de política medioambiental y social en la aplicación de la política nacional de hidrocarburos.

13. Consolidar la información del subsistema de hidrocarburos para la integración del sistema minero energético y para la elaboración del balance energético.

14. Apoyar la elaboración, publicación y divulgación de los planes y documentos de análisis reali-zados por la Subdirección, así como, las memorias institucionales del sector minero energético.

15. Establecer los volúmenes máximos de combustible líquidos derivados del petróleo con beneficio tributario.”


Competencias de la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG

Comisión de Regulación de Energía y Gas

La Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, fue creada por la Ley 142 de 1994 como Unidad Administrativa Especial, con independencia administrativa, técnica y patrimonial, adscrita al Minis-terio de Minas y Energía. Posteriormente y mediante Decreto 1260 de 2013 se modificó su estructura, estableciendo que la CREG es una Unidad Administrativa Especial, con autonomía administrativa, técnica y financiera, sin personería jurídica, adscrita al Ministerio de Minas y Energía.

El Objeto de la CREG consiste en regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos do-miciliarios de energía eléctrica y gas combustible, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad.

Así mismo, tiene por Objeto expedir la regulación económica para las actividades de la cadena de combustibles líquidos derivados de hidrocarburos, en los términos y condiciones señalados en la ley.

El artículo 4° del citado Decreto 1260 de 2013 señala que la CREG tiene las funciones especiales establecidas en los artículos 73 y 74 de la Ley 142 de 1994, en el artículo 23 de la Ley 143 de 1994, en el artículo 3° del Decreto 4130 de 2011 y las demás normas que las modifiquen, complementen o adicionen.

Dentro de las referidas funciones, relacionadas con los sectores de energía eléctrica y gas combusti-ble, citamos las siguientes:

Regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia. La comisión podrá adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado.

Expedir regulaciones específicas para la autogeneración y cogeneración de electricidad y el uso eficiente de energía y gas combustible por parte de los consumidores y establecer criterios para la fijación de compromisos de ventas garantizadas de energía y potencia entre las empresas eléctricas y entre éstas y los grandes usuarios

Establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía y gas combustible.

Fijar las tarifas de venta de electricidad y gas combustible.


Breve Mirada al Marco Institucional Ambiental en Materia de Licenciamiento de Proyectos, Obras o

Actividades de Hidrocarburos

Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible

Para el época de las años 50, la legislación interna de cada país se encontraba promoviendo el desarrollo de las actividades de hidrocarburos, aspecto de lo que no fuimos ajenos y que conllevó en el año de 1953, a la expedición del Decreto-Ley 1056 de 1953 más conocido como el “Código de Petróleos”, en el que en sus artículos 2 y 4 determinaron que el petróleo de propiedad de la Nación sólo podrá explotarse en virtud de un contrato y declaró de utilidad pública la industria del petróleo en sus ramos de exploración, explotación, refinación, transporte y distribución.

A la par, en el plano internacional, los países empezaron a ser conscientes de la necesidad de proteger el ambiente de los efectos negativos de los hidrocarburos, en especial en el mar, ello debido a desas-tres naturales generados por buques cargados de hidrocarburos como en el caso del superpetrolero “Torrey Canyon”, que en 1967, golpeó contra los arrecifes de Seven Stones, al Suroeste de Cornwall (Inglaterra), el accidente generó el vertimiento de 120.000 toneladas de crudo ayudadas por los golpes de mar, generaron en unos pocos días una inmensa marea negra, que alcanzó las costas del litoral francés de la Bretaña122.

Es así como el primer instrumento internacional jurídicamente vinculante que se preocupó por prevenir los efectos de dicha actividad fue la Convención Internacional para la Prevención de la Contaminación por Petróleo de los Mares cuyo objetivo era controlar la contaminación causada por buques tanque y por la descarga de desechos oleosos e hidrocarburos en el mar.

Para el año de 1972, se celebraría la Conferencia de Estocolmo sobre Medio Ambiente Humano llevada a cabo en Estocolmo, Suecia, del 5 al 16 de junio de 1972 a donde asistieron 113 países y en la que se debate por primera vez la problemática del ambiente del mundo, haciendo resaltar la importancia del mismo, para supervivencia del ser humano y los demás seres vivos. El Resultado de la Conferencia fue la emisión de 106 Recomendaciones y 26 principios que abogan por el derecho al desarrollo sostenible y a la protección y conservación del medio ambiente.

En el año de 1973, en la Conferencia Internacional sobre contaminación del mar, convocada por la OMI del 8 de octubre al 2 de noviembre del mencionado año, se aprobó el Convenio internacional para prevenir la contaminación generada por los buques. Este se modificó ulteriormente mediante el Protocolo de 1978 aprobado por la Conferencia internacional sobre seguridad de los buques tanque y prevención de la contaminación, convocada por la OMI del 6 al 17 de febrero de 1978 y que fuera incorporada en nuestra legislación mediante la Ley 12 de 1981123. El Convenio, modificado por el

122 www.cetmar.org/documentacion/mareas_negras_catastrofes.htm123 En el artículo 1 de dicha ley, estable compromisos para el país en la solución de problemas de contaminación por hidrocarburos: “1) Las partes se comprome-

ten a cumplir las disposiciones del presente Convenio y de aquellos Anexos por los que estén obligados, a fin de prevenir la contaminación del medio marino


Protocolo, se conoce con el nombre de Convenio internacional para prevenir la contaminación por los buques 1973, modificado por el Protocolo de 1978 o, de manera abreviada, MARPOL 1973 - 1978. Los cinco anexos del Convenio contienen reglas que abarcan las diversas fuentes de contaminación por los buques.124

Posteriormente, el Acuerdo sobre la Cooperación Regional para el combate contra la contaminación del Pacifico Sudeste por hidrocarburos y otras sustancias nocivas en casos de emergencia, y el Protocolo complementario del Acuerdo sobre la Cooperación Regional para el combate contra la contaminación del pacifico sudeste por hidrocarburos y otras sustancias nocivas en casos de emergencia, aprobados a través de la Ley 45 de 1985125, señalaron que: “Las Altas Partes Contratantes se esforzarán por promover y establecer planes y programas de contingencia para combatir la contaminación marina por hidrocarburos y otras sustancias nocivas y por mantener e incrementar los medios necesarios para estas finalidades, mediante la cooperación bilateral o multilateral y la acción individual de cada Esta-do. Dichos medios incluirán, en particular, equipos, barcos, aviones y la mano de obra experimentada para las operaciones en casos de emergencia126”;

A nivel interno y en materia ambiental, Colombia no fue ajeno a la tendencia mundial que abogaba por la protección del ambiente y de sus recursos naturales, razón por la cual se expediría el Decreto -Ley 2811 de 1974, denominado Código Nacional de Recursos Naturales Renovables y de Protección al Medio Ambiente, el cual es el resultado de las facultades extraordinarias otorgadas al Presidente de la República a través de la Ley 23 de 1973, al respecto de dichas facultades la Corte Constitucional indi-có que “la norma habilitó al Gobierno de manera que reformara y adicionara toda la legislación sobre recursos renovables, pero como era muy posible que el ejecutivo, al desarrollar tal tarea, llegara a la conclusión de que lo más conveniente era expedir un estatuto a fin de tener un cuerpo sistemático y coherente sobre el tema, el Congreso decidió conferirle esa posibilidad específica, sin que ello violase la Constitución de Política de 1886.(Sentencia C-074 de 1993. MP Ciro Angarita Barón).

En el precitado decreto se consagraría que el ambiente es patrimonio común, en el que el Estado y los particulares deben participar en su preservación y manejo, los cuales son de utilidad pública e interés social.

Específicamente en lo atinente a las actividades que generen impacto ambiental, el Título VI del Libro Primero del CNRNR, intitulado “DE LA DECLARACIÓN DE EFECTO AMBIENTAL” establecería en sus artículos 27 y 28 que toda persona que proyecte realizar o realice cualquier obra o actividad susceptible de producir deterioro ambiental, está obligada a declarar el peligro presumible que sea consecuencia de la obra o actividad y que para la ejecución de obras, el establecimiento de industrias o el desarrollo de cualquier actividad que pueda producir deterioro grave a los recursos naturales o al ambiente o introducir modificaciones notorias al paisaje será necesario:

provocada para descarga de sustancias perjudiciales o de afluentes que contengan tales sustancias, en transgresión del Convenio”. 124 http://www.imo.org/About/Conventions/ListOfConventions/Pages/International-Convention-for-the-Prevention-of-Pollution-from-Ships-(MARPOL).aspx125 Por la cual se aprueba el “Convenio para la Protección del Medio Marino y la Zona Costera del Pacífico Sudeste”, el “Acuerdo sobre la Cooperación Regional para

el Combate contra la Contaminación del Pacífico Sudeste por Hidrocarburos y otras Sustancias Nocivas en Casos de Emergencia”, firmados el 12 de noviembre de 1981, en Lima, Perú, el “Protocolo Complementario del ‘Acuerdo sobre la Cooperación Regional para el Combate contra la Contaminación del Pacífico Sudeste por Hidrocarburos y otras Sustancias Nocivas’ y el ‘Protocolo para la Protección del Pacífico Sudeste contra la Contaminación Proveniente de Fuentes Terrestres’ “, suscritos en Quito, Ecuador, el 22 de julio de 1983

126 Artículo IV del Acuerdo sobre la Cooperación Regional.


Estudio ecológico y ambiental previo; Obtener licencia.

Es de anotar, que lo regulado en los precitados artículos, sería derogado mediante el artículo 118 de la Ley 99 el 22 de diciembre de 1993, a través de la cual se creó el hoy Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, se reorganizó el Sector Público encargado de la gestión y conservación del medio ambiente y los recursos naturales renovables y se organiza el Sistema Nacional Ambiental, SINA, conforme lo dispone su art.118.

A su vez, en el artículo 39 del Decreto precitado contenido en el título IV intitulado “De Los Efectos Ambientales De Los Recursos Naturales No Renovables”, consagró, entre otros aspectos, que para pre-venir y para controlar los efectos nocivos que puedan producir en el ambiente el uso o la explotación de recursos naturales no renovables, podrán señalarse condiciones y requisitos concernientes al uso de aguas en la exploración y explotación petrolera, para que no produzca contaminación del suelo ni la de aguas subterráneas; el uso de aguas utilizadas para la recuperación secundaria de yacimientos de hidrocarburos o gases naturales, para que no produzcan riesgos o perjuicios ambientales y la cons-trucción de instalaciones para la explotación de hidrocarburos y gases naturales deberá realizarse de manera que se tomen las precauciones para que los derrames de petróleo y escapes gaseosos no dañen los contornos terrestres o acuáticos.

El artículo 51 del Decreto 2811 de 1974, estipularía que el derecho a usar los recursos naturales renovables debía, salvo que se tratase de ministerio de ley, estar precedido del respectivos permiso, concesión y asociación, requisito sine qua non para su disfrute.

Por su parte, el artículo 164 señaló que le corresponde al Estado la protección del ambiente marino, constituido por las aguas, por el suelo, el subsuelo y el espacio aéreo del mar territorial y el de la zona económica, y por las playas y recursos naturales renovables de la zona para lo cual deberá imponer las medidas necesarias para reglamentar, en coordinación con el Ministerio de Minas y energía, el ejercicio de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos u otros recursos minerales marinos y submarinos o existentes en las playas marítimas, para evitar la contaminación del ambiente marino en general.

Con la promulgación de la nueva Constitución Política de Colombia, en el año de 1991, se consagraron una serie de postulados constitucionales que propenden por la protección del ambiente, tal es el caso específico de los artículos 8, 58, 79 y 80 en los que señalan que es obligación del Estado y de las personas proteger las riquezas culturales y naturales de la Nación; que la propiedad es una función social que implica obligaciones, a la cual le es inherente una función ecológica; que es deber del Estado planificar el manejo y aprovechamiento de los recursos naturales, para garantizar, entre otros fines, su conservación y restauración, así como proteger la diversidad e integridad del ambiente y de manera particular el deber de conservar las áreas de especial importancia ecológica.

En materia de actividades económicos, señaló la carta magna en sus artículos 332, 333,334 y 360 que el Estado es propietario del subsuelo y de los recursos naturales no renovables; la actividad económica y la iniciativa privada son libres, dentro de los límites del bien común en cuyo ejercicio nadie podrá exigir permisos previos ni requisitos, sin autorización de la ley.


Posteriormente, se celebraría la Declaración de Río de Janeiro en junio de 1992, sobre Medio Ambien-te y Desarrollo en la que se resalta la responsabilidad de los Estados de velar porque las actividades realizadas en su jurisdicción no causen daños al medio ambiente de otros Estados y propone en su principio 17, que deberá emprenderse una evaluación del impacto ambiental, en calidad de instru-mento nacional, respecto de cualquier actividad propuesta que probablemente haya de producir un impacto negativo considerable en el medio ambiente y que esté sujeta a la decisión de una autoridad nacional competente.

Con la expedición de la Ley 99 de 1993, se crea el hoy Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, reordena el Sector Público encargado de la gestión y conservación del medio ambiente y los recursos naturales renovables y organiza el Sistema Nacional Ambiental –SINA, encargando al Ministerio de dictar las políticas y las reglamentaciones nacionales de carácter ambiental que regularán tanto la recuperación, conservación, protección, ordenamiento, manejo, uso y aprovechamiento de los recur-sos naturales renovables y el medio ambiente de la Nación como las actividades mineras, industriales, de transporte y en general todo servicio o actividad que tengan la potencialidad de generar directa o indirectamente daños ambientales. Señala la ley que la política debe ser expedida de conformidad con los principios generales ambientales contenidos en la Declaración de Río de Janeiro de junio de 1992 sobre Medio Ambiente y Desarrollo, entre los que se cuentan, la evaluación de impacto ambiental.

La evaluación de impacto ambiental obliga a que los Estados cuenten por un lado con procedimiento de evaluación para la toma de una decisión, exija para el análisis del proyecto, obra o actividad un documento técnico que lo sustente, se le asigne la responsabilidad de la evaluación a una entidad del Estado quien finalmente se pronunciará concediendo o no la viabilidad ambiental del proyecto requisito primordial para su ejecución.

Con la creación de las Corporaciones Autónomas Regionales y la transformación de las existentes, la Ley 99 les asignaría, entre otras funciones, ser la máxima autoridad ambiental, administrar el medio ambiente y los recursos naturales renovables en el área de su jurisdicción con el fin de otorgar los permisos, concesiones y/o autorizaciones ambientales necesarios para el uso, aprovechamiento y/o afectación de los recursos naturales; así como evaluar, controlar y hacer seguimiento ambiental a las actividades de exploración, explotación, beneficio, transporte, uso y depósito de los recursos naturales no renovables, funciones que deben ser desarrolladas de acuerdo a las disposiciones legales y las políticas trazadas por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo.

Consagra la Ley 99 de 1993 a través de su Título VIII denominado “De las Licencias Ambientales”, que la licencia ambiental es la autorización que otorgan las autoridades ambientales competentes, fundamentadas en un estudio de impacto ambiental- EIA , a proyectos, obras o actividades que de acuerdo a la ley o los reglamentos pueden producir deterioro grave a los recursos naturales renovables o introducir modificaciones considerables o notorias al paisaje, como es el caso de las actividades de minería subterránea, la cual por un lado sujeta a su beneficiario al cumplimiento de los requisitos, términos, condiciones y obligaciones que la misma establezca en relación con la prevención, mitiga-ción, corrección, compensación y manejo de los efectos ambientales de la obra o actividad autorizada y; por el otro obliga a la autoridad otorgante a vigilar y controlar el cumplimiento de los requisitos, términos, condiciones y obligaciones impuestas en la ella.(Art. 49, 50 y 51).

Respecto al EIA, es de anotar que el artículo 57 de la Ley 99 de 1993, modificado por el artículo 223 de la Ley 1450 de 2011, modificado por el artículo 178 de la Ley 1753 de 2015, señala que


“El estudio de impacto ambiental contendrá información sobre la localización del proyecto, los elementos abióticos, bióticos, y socioeconómicos del medio que puedan sufrir deterioro por la respectiva obra o actividad, para cuya ejecución se pide la licencia, y la evaluación de los impactos que puedan producirse. Además, incluirá el diseño de los planes de prevención, mitigación, corrección y compensación de impactos, así como el plan de manejo ambiental de la obra o actividad. El Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible expedirá los términos de referencia genéricos para la elaboración del estudio de impacto ambiental; sin embargo, las autoridades ambientales los fijarán de forma específica dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la radicación de la solicitud en ausencia de los primeros”.

El artículo 52 de la Ley 99 de 1993, identificó de manera taxativa los proyectos, obras o actividades su-jetas a la obtención de la licencia ambiental, y en materia de hidrocarburos señalaría que la ejecución de obras y actividades de exploración, explotación, transporte, conducción y depósito de hidrocar-buros, y construcción de refinerías requería de la obtención previa de dicho instrumento de manejo y control ambiental la cual debía ser otorgada de manera privativa por el entonces Ministerio del Medio Ambiente. Frente a este último aspecto es pertinente señalar que el licenciamiento ambiental de los proyectos de hidrocarburos fue realizado por parte del Ministerio hasta la expedición del Decreto-Ley 3573, esto es el 27 de septiembre de 2011, fecha en la que dicha función fue asignada a la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales –ANLA, entidad que se constituyó como una unidad administrativa especial organizada en los términos del artículo 67 de la Ley 489 de 1998, con autonomía adminis-trativa y financiera, sin personería jurídica, la cual hace parte del Sector Administrativo de Ambiente y Desarrollo Sostenible, quedando en cabeza del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible las funciones de expedición de políticas a y reglamentaciones ambientales generales de tales actividades, como por ejemplo la labor de expedir los términos de referencia para la elaboración de los estudios de impacto ambiental de las actividades de hidrocarburos sujetas a licenciamiento ambiental.

Ahora bien, el parágrafo del mencionado artículo señaló que la explotación de campos petroleros y de gas se ejercerá a través de una licencia ambiental global, sin perjuicio de la potestad de la autoridad ambiental para adicionar o establecer condiciones ambientales específicas requeridas en cada caso, dentro del campo de producción autorizado.

El mencionado parágrafo, crearía dos tipos de licencias ambientales, la licencia ambiental global que está destinada única y exclusivamente para la ejecución de los campos de explotación de hidrocar-buros líquidos o gaseosos y la licencia ambiental única que está asignada a las demás actividades sujetas a licenciamiento ambiental en materia de hidrocarburos.

La Corte Constitucional se ha pronunciado en distintas y diversas jurisprudencias en torno a la licencia ambiental como instrumento de comando y control en las que ha señalado que

“La licencia habilita a su titular para obrar con libertad, dentro de ciertos límites, en la ejecución de la respectiva obra o actividad; pero el ámbito de las acciones u omisiones que aquél puede desarrollar aparece reglado por la autoridad ambiental, según las necesidades y conveniencias que ésta discrecional pero razonablemente aprecie, en relación con la preven-ción, mitigación, corrección, compensación y manejo de los efectos o impactos ambientales que la obra o actividad produzca o sea susceptible de producir. De este modo, la licencia ambiental tiene indudablemente un fin preventivo o precautorio en la medida en que busca eliminar o por lo menos prevenir, mitigar o reversar, en cuanto sea posible, con la ayuda de


la ciencia y la técnica, los efectos nocivos de una actividad en los recursos naturales y el ambiente127”.

Así mismo, la Corte de manera categórica describió las características de la licencia ambiental así:

“Con fundamento en la jurisprudencia constitucional, se concluye que la licencia ambiental: (i) es una autorización que otorga el Estado para la ejecución de obras o la realización de proyectos o actividades que puedan ocasionar un deterioro grave al ambiente o a los recursos naturales o introducir una alteración significativa al paisaje (Ley 99/93 art. 49); (ii) tiene como propósitos prevenir, mitigar, manejar, corregir y compensar los efectos ambientales que produzcan tales actividades; (iii) es de carácter obligatoria y previa, por lo que debe ser obtenida antes de la ejecución o realización de dichas obras, actividades o proyectos; (iv) opera como instrumento coordinador, planificador, preventivo, cautelar y de gestión, me-diante el cual el Estado cumple diversos mandatos constitucionales, entre ellos proteger los recursos naturales y el medio ambiente, conservar áreas de especial importancia ecológica, prevenir y controlar el deterioro ambiental y realizar la función ecológica de la propiedad; (v) es el resultado de un proceso 5 Sobre la materia se pueden consultar las Sentencias T-129 de 2011, T-693 de 2011 y T-698 de 2011. 22 administrativo reglado y complejo que permite la participación ciudadana, la cual puede cualificarse con la aplicación del derecho a la consulta previa si en la zona de influencia de la obra, actividad o proyecto existen asenta-mientos indígenas o afrocolombianos; (vi) tiene simultáneamente un carácter técnico y otro participativo, en donde se evalúan varios aspectos relacionados con los estudios de impacto ambiental y, en ocasiones, con los diagnósticos ambientales de alternativas, en un escenario a su vez técnico científico y sensible a los intereses de las poblaciones afectadas (Ley 99/93 arts. 56 y ss); y, finalmente, (vii) se concreta en la expedición de un acto administrativo de carácter especial, el cual puede ser modificado unilateralmente por la administración e incluso revocado sin el consentimiento previo, expreso y escrito de su titular, cuando se advierta el incumplimiento de los términos que condicionan la autorización (Ley 99/93 art. 62). En estos casos funciona como garantía de intereses constitucionales protegidos por el principio de prevención y demás normas con carácter de orden público128”.

Ahora bien, el mencionado capítulo sería reglamentado a través de diferentes Decretos, encontrándose actualmente vigente el Decreto 1076 en el que en su capítulo 3º, incorporó las reglas y competencias para la obtención de una licencia ambiental.

En materia de hidrocarburos señaló que la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales –ANLA otorga dicho instrumento de comando y control en el sector de hidrocarburos para los siguientes proyectos, obras o actividades:

a) Las actividades de exploración sísmica que requieran la construcción de vías para el tránsito vehicular. Las actividades de exploración sísmica en las áreas marinas del territorio nacional cuando se realicen en profundidades inferiores a 200 metros.

b) Los proyectos de perforación exploratoria por fuera de campos de producción de hidrocarburos existentes, de acuerdo con el área de interés que declare el peticionario.

127 Sentencia Corte Constitucional C-035 de 1999128 Sentencia Corte Constitucional c-746 de 2012.


c) La explotación de hidrocarburos que incluye, la perforación de los pozos de cualquier tipo, la construcción de instalaciones propias de la actividad, las obras complementarias incluidas el transporte interno de fluidos del campo por ductos, el almacenamiento interno, vías internas y demás infraestructura asociada y conexa.

d) El transporte y conducción de hidrocarburos líquidos y gaseosos que se desarrollen por fuera de los campos de explotación que impliquen la construcción y montaje de infraestructura de líneas de conducción con diámetros iguales o superiores a 6 pulgadas (15.24 cm), incluyendo estaciones de bombeo y/o reducción de presión y la correspondiente infraestructura de almace-namiento y control de flujo; salvo aquellas actividades relacionadas con la distribución de gas natural de uso domiciliario, comercial o industrial.

e) Los terminales de entrega y estaciones de transferencia de hidrocarburos líquidos, entendidos como la infraestructura de almacenamiento asociada al transporte de hidrocarburos y sus pro-ductos y derivados por ductos.

f) La construcción y operación de refinerías y los desarrollos petroquímicos que formen parte de un complejo de refinación.

El procedimiento para el otorgamiento de la licencia ambiental sería fijado hoy día por el artículo 179 de la Ley 1753 de 2015, el cual incorpora la oralidad al proceso de licenciamiento ambiental en la etapa del requerimiento de información adicional. Este artículo fue objeto de revisión por parte de la Corte Constitucional en la sentencia C-298 de 2016.

En conclusión el desarrollo normativo tanto nacional como internacional ha señalado de manera clara los requisitos y competencias de las autoridades ambientales y del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible.

Marco de Competencias de las Instituciones en el Sector de los Hidrocarburos

Autoridad Nacional de Licencias Ambientales-ANLA

Colombia se ha destacado por su larga tradición en la protección de los recursos naturales renovables y en ese sentido, a partir de la conferencia de Estocolmo , la expedición del Decreto 2811 de 1974 (Código Nacional de Recursos Naturales Renovables), la Ley 99 de 1993, su legislación ambiental y su institucionalidad han evolucionado acorde con los objetivos de desarrollo planteados por un mundo globalizado, es así que desde sus inicios la legislación planteó la necesidad de contar con agencias públicas especializadas para cada sector y de manera especial para el sector ambiental podemos afirmar que desde hace más de 40 años, el país cuenta con autoridades ambientales, que han venido evolucionando de acuerdo con las necesidades del país.

No obstante, la institucionalidad tal y como la conocemos hoy en día surge a partir de la Constitución de 1991 que incorporó más de cincuenta artículos relacionados con el derecho a un medio ambiente sano y


el desarrollo sostenible a partir de lo cual surgió la Ley 99 de 1993 que creó el Ministerio de Ambiente y el Sistema Nacional Ambiental-SINA, fundado en el Informe BRUTHLAND del año 1987 con la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Medio Ambiente y Desarrollo realizada en Río de Janeiro en 1992.

La Ley 99 de 1993 además de crear el Ministerio de Ambiente y organizar el SINA, hizo referencia a los principios generales en los que se fundamenta la política ambiental, entre ellos se destaca el de desarrollo sostenible, en el que se establecen las decisiones en materia ambiental. En la misma Ley 99 de 1993, surge la Licencia Ambiental como invaluable instrumento de planeación y planificación ambiental que ha evolucionado a través de sus diversos decretos reglamentarios acorde con el desa-rrollo del país.

Para el caso de los proyectos para la explotación de hidrocarburos que han sido objeto de licencia-miento ambiental, dichas actividades se adecuan a los lineamientos del Título VIII de la Ley 99 de 1993, sobre licenciamiento ambiental, además la misma norma estableció de manera taxativa que su licenciamiento era de competencia privativa y funcional del Ministerio de Medio Ambiente, Artículo 52 de la Ley 99 de 1993.

20 años después de la expedición de la mencionada Ley, y reconociendo la importancia del licen-ciamiento ambiental para el desarrollo del país, acorde con el objetivo del Milenio relacionado con garantizar la sostenibilidad del medio ambiente (Objetivo 7), el Presidente de la República en ejerci-cio de las facultades extraordinarias que le fueron conferidas en los literales d), e) y f), del artículo 18 de la Ley 1444 de 2011- Ley de Reforma Administrativa, y considerando la necesidad de contar con una entidad técnica con autonomía administrativa y financiera que se encargara del estudio, aprobación y expedición de licencias, permisos y trámites ambientales creó la Autoridad Nacional de Licencias – ANLA a través del Decreto 3573 de 2011, confiriéndole entre otras, la facultad de otorgar o negar las licencias, permisos y trámites ambientales de competencia del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, de conformidad con la ley y los reglamentos vigentes al momento de su expedición, bajo esa perspectiva, se buscó el fortalecimiento de la Autoridad Nacional Ambiental en la evaluación, otorgamiento y seguimiento a los instrumentos de control y manejo ambiental de acuerdo a sus competencias.

LA LICENCIA AMBIENTAL COMO INSTRUMENTO DE CONTROL AMBIENTAL Y EL DESARROLLO SOSTENIBLE.

La licencia ambiental es el instrumento de manejo y control que por excelencia materializa el principio general de desarrollo sostenible de que trata el artículo 3° de la Ley 99 de 1993, entendido como aquel “que conduzca al crecimiento económico, a la elevación de la calidad de la vida y al bienestar social, sin agotar la base de recursos naturales renovables en que se sustenta, ni deteriorar el medio ambiente o el derecho de las generaciones futuras a utilizarlo para la satisfacción de sus propias necesidades”.

Es así como la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales obra dentro del marco de sus competencias en procura de la sostenibilidad ambiental del país contrastando la importancia y protección de los recursos naturales con el desarrollo económico, necesario y deseable dentro del territorio nacional, siempre enmarcado dentro de los límites que impone el ordenamiento jurídico, con conocimiento de las necesidades de la población y la explotación racional del recurso hidrocarburífero y los demás que van inmersos, necesarios para el desarrollo de la actividad.


La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, al evaluar la aprobación o no, del licenciamiento ambiental para el desarrollo de proyectos hidrocarburíferos, y mediante su pronunciamiento dentro de un procedimiento administrativo, asume la responsabilidad de garantizar el desarrollo sostenible del país, y del medio ambiente, a través del adecuado y racional aprovechamiento de sus recursos naturales y en concordancia con las disposiciones normativas vigentes, y además es garante de la participación de las comunidades en los procesos de licenciamiento, a través de los mecanismos definidos por la ley y los reglamentos los cuales se surten de manera transparente, eficiente y eficaz; de conformidad con lo establecido en el Título X - De los Modos y Procedimientos de Participación Ciudadana de la Ley 99 de 1993, el Decreto Ley 3573 de 2011 y el Decreto 1076 de 2015, sobre los mecanismos de participación administrativa ambiental.

Es así que la imposición de buenas prácticas para minimizar los potenciales impactos asociados a la actividad hidrocarburífera y la participación de la comunidad a través de los procesos de licencia-miento ambiental, garantizan una relación armónica entre la protección ambiental, la recuperación ambiental y el desarrollo sostenible.

El proceso de licenciamiento ambiental en Colombia es reglado, por tanto puede afirmarse que no responde al arbitrio de las entidades encargadas de adelantarlo, ni tampoco a la subjetividad de los funcionarios encargados, por lo que debe adelantarse acorde con el conocimiento científico y la pertinencia técnica para cada proyecto, en materia de hidrocarburos, la Autoridad Nacional de Licen-cias Ambientales ANLA, exige el cumplimiento de los requerimientos establecidos por la legislación ambiental vigente, en especial los relacionados con la adecuación del Estudio de Impacto Ambiental a los términos de referencia según sea el caso; exploración (M-M-INA-01) o explotación (HI-TER-1-03), además de la suficiencia y calidad de la información usada, los lineamientos de participación ciu-dadana, la relevancia del análisis ambiental, la pertinencia y calidad del manejo de los impactos ambientales y finalmente el cumplimiento de los procedimientos previstos en la Ley.

La ANLA, a través del Grupo de Hidrocarburos, se encarga de la evaluación de los estudios ambientales, incluyendo la evaluación económica de los impactos positivos y negativos de los proyectos y ejecuta el seguimiento a las obras o actividades que requieran de Licencia Ambiental o de instrumentos tales como los planes o medidas de manejo de acuerdo con la norma.

De conformidad con el Decreto 1076 de 2015, Por medio del cual se expide el Decreto Único Regla-mentario del Sector Ambiente y Desarrollo Sostenible, los proyectos de hidrocarburos que requieren de Licencia Ambiental de competencia de la ANLA son:

1. Las actividades de exploración sísmica que requieran la construcción de vías para el tránsito vehicular.

2. Las actividades de exploración sísmica en las áreas marinas del territorio nacional cuando se realicen en profundidades inferiores a 200 metros.

3. Los proyectos de perforación exploratoria por fuera de campos de producción de hidrocarburos existentes, de acuerdo con el área de interés que declare el peticionario.

4. La explotación de hidrocarburos que incluye, la perforación de los pozos de cualquier tipo, la construcción de instalaciones propias de la actividad, las obras complementarias incluidas el


transporte interno de fluidos del campo por ductos, el almacenamiento interno, vías internas y demás infraestructura asociada y conexa.

5. El transporte y conducción de hidrocarburos líquidos y gaseosos que se desarrollen por fuera de los campos de explotación que impliquen la construcción y montaje de infraestructura de líneas de conducción con diámetros iguales o superiores a 6 pulgadas (15.24 cm), incluyendo estaciones de bombeo y/o reducción de presión y la correspondiente infraestructura de almace-namiento y control de flujo; salvo aquellas actividades relacionadas con la distribución de gas natural de uso domiciliario, comercial o industrial.

6. Los terminales de entrega y estaciones de transferencia de hidrocarburos líquidos, entendidos como la infraestructura de almacenamiento asociada al transporte de hidrocarburos y sus pro-ductos y derivados por ductos.

7. La construcción y operación de refinerías y los desarrollos petroquímicos que formen parte de un complejo de refinación

Dentro de los procesos administrativos que son competencia de la ANLA para el otorgamiento de ins-trumentos de manejo y control ambiental, no solo interactúan las empresas interesadas en invertir en la exploración, explotación y transporte de hidrocarburos, sino entidades del sector gubernamental que gestionan los proyectos de interés nacional y regional, estratégicos para el desarrollo del país.

La actividad hidrocarburífera como aspecto fundamental para el avance y la consolidación del sector, debe siempre considerar de manera previa la prevención, mitigación y compensación de los impactos ambientales, los impactos socio-económicos y el beneficio de las comunidades que habitan en el entorno del área del proyecto, garantizando el beneficio común de las futuras generaciones, sin afectar la oferta de recursos naturales.

Es por ello que al adoptar las mejores prácticas definidas en la regulación ambiental, en la licencia ambiental, también pueden restringirse varios aspectos de la actividad hidrocarburífera, teniendo en cuenta el rigor técnico con el cual se lleva a cabo el proceso de licenciamiento ambiental, lo anterior con el fin de evitar la materialización de un daño derivado de la actividad.

GARANTÍA DE PARTICIPACIÓN CIUDADANA EN LOS TRÁMITES DE LICENCIAMIENTO AMBIENTAL.

En el desarrollo de los trámites de licenciamiento ambiental es constante la participación de la población, a través de mecanismos ejemplares en el manejo ambiental, con el fin de intervenir en decisiones ambientales que les puedan afectar, resaltando los siguientes mecanismos que fueron introducidos en nuestra Carta Política y en la Ley 99 de 1993:

Veeduría Ciudadana

Consulta Previa a Comunidades Indígenas y Negras.

Consulta Popular

Derecho de Petición

Tercero Interviniente


Audiencia Pública Ambiental

Acciones de Tutela, Populares y de Grupo

Acción de Nulidad

Acción de Cumplimiento

Publicidad de las Decisiones sobre el Medio Ambiente

Uno de los mecanismos de intervención más utilizados es la figura del tercero interviniente que se encuentra establecida en los artículos 69 y 70 de la Ley 99 de 1993, de acuerdo con los cuales: “Cualquier persona natural o jurídica, pública o privada, sin necesidad de demostrar interés jurídico alguno, podrá intervenir en la actuaciones administrativas iniciadas para la expedición, modificación o cancelación de permisos o licencias de actividades que afecten o puedan afectar el medio ambiente o para la imposición o revocación de sanciones por el incumplimiento de las normas y regulaciones ambientales.”, precisando que la intervención en los trámites ambientales se realiza por una sola vez y se restringe a los siguientes procedimientos:

1. Actuaciones administrativas iniciadas para la expedición de instrumentos administrativos de manejo ambiental de actividades que afecten o puedan afectar el medio ambiente.

2. Actuaciones administrativas iniciadas para la modificación de dichos instrumentos.

3. Actuaciones administrativas iniciadas para la cancelación (o revocatoria) de instrumentos administrativos de manejo ambiental de actividades que afecten o puedan afectar el medio ambiente, asociadas a procesos administrativos sancionatorios.

“ARTÍCULO 69.- Del Derecho a Intervenir en los Procedimientos Administrativos Ambientales. Cualquier persona natural o jurídica, pública o privada, sin necesidad de demostrar interés jurídico alguno, podrá intervenir en las actuaciones administrativas iniciadas para la expedición, modificación o cancelación de permisos o licencias de actividades que afecten o puedan afectar el medio ambiente o para la imposición o revocación de sanciones por el incumplimiento de las normas y regulaciones ambientales.

ARTICULO 70. Del Trámite de las Peticiones de Intervención. La entidad administrativa competente al recibir una petición para iniciar una actuación administrativa ambiental o al comenzarla de oficio dictará un acto de iniciación de trámite que notificará y publicará en los términos de los artículos 14 y 15 del Código Contencioso Administrativo y tendrá como interesado a cualquier persona que así lo manifieste con su correspondiente identificación y dirección domiciliaria.

Para efectos de la publicación a que se refiere el presente artículo toda entidad perteneciente al Sistema Nacional Ambiental publicará un Boletín con la periodicidad requerida que se enviará por correo a quien lo solicite.”

De acuerdo a lo anterior, en los artículos 69 y 70 de la Ley 99 de 1993, se establece el modo y pro-cedimiento de la participación ciudadana en calidad de terceros intervinientes, los cuales permiten tener la calidad de ser parte en los procedimientos adelantados por la Autoridad Nacional de Licencias


Ambientales – ANLA, conforme al Decreto 1076 de 2015, previo reconocimiento a través de acto administrativo.

Otros espacios muy comunes de participación ciudadana en materia ambiental, son las audiencias públicas definidas en el artículo 72 de la Ley 99 de 1993, y reglamentadas en el capítulo IV del Título Segundo de la Parte 2 del Libro 2 del Decreto 1076 de 2015, y en donde se define su objeto, su alcance y la oportunidad de su presentación así:

“De las Audiencias Públicas en Materia de Licencias y Permisos Ambientales.

Objeto. La audiencia pública ambiental tiene por objeto dar a conocer a las organizaciones sociales, comunidad en general, entidades públicas y privadas la solicitud de licencias, permisos o concesiones ambientales, o la existencia de un proyecto, obra o actividad, los impactos que este pueda generar o genere y las medidas de manejo propuestas o imple-mentadas para prevenir, mitigar, corregir y/o compensar dichos impactos; así como recibir opiniones, informaciones y documentos que aporte la comunidad y demás entidades públicas o privadas.

Alcance. En la audiencia pública se recibirán opiniones, informaciones y documentos, que deberán tenerse en cuenta en el momento de la toma de decisiones por parte de la autoridad ambiental competente. Durante la celebración de la audiencia pública no se adoptarán deci-siones. Este mecanismo de participación no agota el derecho de los ciudadanos a participar mediante otros instrumentos en la actuación administrativa correspondiente.

Oportunidad. La celebración de una audiencia pública ambiental procederá en los siguientes casos:

a) Con anticipación al acto que le ponga término a la actuación administrativa, bien sea para la expedición o modificación de la licencia ambiental o de los permisos que se requieran para el uso y/o, aprovechamiento de los recursos naturales renovables;

b) Durante la ejecución de un proyecto, obra o actividad, cuando fuere manifiesta la violación de los requisitos, términos, condiciones y obligaciones bajo los cuales se otorgó la licencia o el permiso ambiental.”

Conforme a los anteriores artículos del Decreto 1076 de 2015, que incorporó el Decreto 330 de 2007 reglamentario del artículo 72 de la Ley 99 de 1993, se encuentra que el objeto de la audiencia pública ambiental es el de dar a conocer a las organizaciones sociales, comunidad en general, entidades públicas y privadas sobre las solicitudes de licenciamiento, los impactos que los proyectos, obras o actividades sujetos a licenciamiento ambiental, puedan generar y las medidas de manejo propuestas o implementadas para prevenir, mitigar, corregir y/o compensar dichos impactos.

Otro espacio fundamental de participación es la consulta previa con comunidades, que busca proteger la diversidad e integridad étnica y cultural de las mismas, en el marco de la exploración y explotación de recursos naturales en sus territorios, figura que tiene su fundamento en los artículos 7º y 330 de la Constitución Política; desde el punto de vista de la normatividad ambiental en el artículo 76 de la Ley 99 de 1993, y que ha sido desarrollada por el Decreto1066 de 2015.


El origen de este importante espacio de participación se encuentra en el Convenio 169 de la OIT sobre Pueblos Indígenas y Tribales, aprobado en nuestro país por la Ley 121 de 1991, en el cual estableció que estos Pueblos “pueden hablar por sí mismos, que tienen derecho a participar en el proceso de toma de decisiones que los afectan y que su contribución, además, será beneficiosa para el país en que habitan”.

La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales en el marco del licenciamiento ambiental del que es competente garantiza la ejecución de procesos técnicos y el cumplimiento de las obligaciones impuestas dentro de los procedimientos administrativos adelantados, tienen un objeto preventivo y está dirigido a lograr que los titulares de instrumentos de control y manejo ambiental, al realizar su actividad económica adecúen su conducta al marco normativo que la orienta, la controla y la verifica, con el fin de que no causen deterioro al ambiente, o lo reduzca a sus más mínimas consecuencias y respetando los derechos fundamentales a la identidad cultural y la existencia de las comunidades étnicas.

De otro lado, los Decretos 1320 de 1998 y 2613 de 2013, (Decreto 1076 de 2015) ambos compilados en el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo del Interior, previeron actividades de Consulta Previa en el procedimiento de licenciamiento ambiental.

A su vez se adoptó el Protocolo de Coordinación Interinstitucional para la Consulta Previa como mecanismo de coordinación entre las entidades públicas, destinado a facilitar el enlace de las respon-sabilidades correspondientes y a compartir criterios e información actualizada que sirvan de soporte para la expedición de las certificaciones de presencia de comunidades étnicas y para el desarrollo mismo de la Consulta Previa, a cargo de la Autoridad competente.

Por último, señalar que el licenciamiento ambiental debe verse tanto por las autoridades ambientales, como por los sectores regulados como una oportunidad para contribuir al desarrollo ordenado del país y la garantía de la aplicación del principio rector del desarrollo sostenible.


V. OPINIONES SOBRE LOS HIDROCARBUROS EN COLOMBIA

La Conmutatividad de la Contratación de los Hidrocarburos y el Gerenciamiento de la Data

David Arce Rojas

La industria de los hidrocarburos se ha caracterizado por comportamientos cíclicos en su economía que es la orientadora y guía de sus principales actividades como son la exploración y explotación. En el mundo moderno desde el descubrimiento de la primer pozo productor, hallazgo hecho en Titusville, Pennsylvania, (USA) en 1859, hasta la etapa de actual vivencia que es denominada por los expertos“La revolución del crudo y del gas no convencionales”129 la explotación de este recurso natural estratégico para los países productores y necesario para los consumidores, ha sido afectada por dos fuerzas de gran interés, a saber:

1. La geopolítica 2. La debilidad de la economía global.

129 Daniel Yergin, presidente de HIS CERA, en entrevista dada Portafolio el 24 de octubre de 2012. www.portafolio.com

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Si trasladamos estas aseveraciones de los expertos internacionales a nuestros desarrollos domésticos de la economía nacional, no puede ser alejada a esa realidad, basta con revisar de manera rápida como desde los primeros contratos petroleros suscritos por el poeta Jorge Isaac, otrora petrolero y minero, a finales del siglo XXI hasta los recientes conatos de regulaciones y de contratos que gobernarían en Colombia la exploración y explotación de los hidrocarburos no convencionales, estas han sido impac-tadas por la geopolítica nacional, regional y local y desde luego por la debilidad de la economía local.

A nivel internacional existen elementos geopolíticos que impactan el mercado de los hidrocarburos como son las sanciones impuestas a Irán, y recientemente removidas, que permitieron o permitirán el ingreso de más de 1.000 MBBD al mercado, las grandes reservas de petróleo de esquisto o Shale oil, como de gas o Gas Shale, que presionan el precio del petróleo a la baja como consecuencia de una gran oferta de producto.

Dos hechos uno geopolítico y el otro meramente técnico de producción impactan la débil economía global.

Recientemente por lo problemas políticos de Libia, que afectó el principal puerto petrolero de ese país del norte del áfrica, más las situaciones de orden público de los países del centro y sur de áfrica, aunados a problemas de la naturaleza como fue el incendio de 40.000 hectáreas en el Canadá, han reducido la oferta de petróleo, además de que los yacimientos de crudo no convencional son de difícil explotación con el precio del petróleo en rangos de US$ 60 a US$ 65 el barril, han generado un respiro al precio incrementándolo en los últimos meses a niveles de US$50 y US$ 54 dólares el barril.

Colombia no es ajena a estas presiones del orden geopolítico, una de las grandes reservas de frontera con gran prospección es la cuenca Cagúan-Putumayo, a la cual no tenemos acceso por razón de orden público. Hechos políticos como las recientes mal instauradas consultas populares de alcaldes municipales que son productores de petróleo, invitando a la comunidad a decidir sobre la pertinencia o no de la exploración y explotación del petróleo en su jurisdicción bajo el eslogan “agua si petróleo no”, llevándose de contera toda las normas propias del bloque constitucional sobre la naturaleza de los bienes fiscales indisponibles130 del Estado y del mandato de la carta magna de cómo se debe regular la explotación de los recursos petroleros.

Además de estas acciones meramente políticas, se le suma lo que ha sido mal interpretado como un derecho fundamental de las minorías, la consulta previa; han motivado una total falta de interés de los inversionista en la exploración y explotación de este recurso natural.

Según las estadísticas de la Asociación Colombiana del Petróleo, durante el año 2015 se presentaron más de 470 bloqueos promovidos por las comunidades. Los cuales se intensifican durante los período pre-electorales de las regiones, así fue como en el período de agosto a octubre de 2015, se presen-taron 108 bloqueos mientras que en noviembre –diciembre solo ocurrieron 41.131

Si a estos hechos de la comunidad se arriman las ya varias decisiones de nuestra justicia garantista, que desconociendo los hechos económicos y la realidad de las comunidades, amparan una serie de

130 Son bienes inalienables, imprescriptibles e inembargables. Es decir que no se puede disponer por los particulares , solo bajo una reglamentación del propio Estado.

131 Tomado del artículo titulado “comunidades frenan grandes proyectos para el país” diario portafolio del 5 de Julio de 2016. Autor Pedro Vargas Nuñez. www.portafolio.com


derechos que van en contra vía del desarrollo sostenible de nuestro recursos, en beneficio de las comunidades y del país, más precarias serán las inversiones en este sector, del cual la economía colombiana ha recibido en las últimas décadas grandes recursos.

Pero ya hay hechos económicos, políticos y legales que permiten un prospección favorable a la ex-plotación de los recursos naturales, los primeros son los incrementos de los precios de petróleo, que rondan entre los US$ 50 y US$ 60; debido a que las reservas de esquisto en los estados de américa del norte soportan unos costos de producción por encima del promedio, que hace difícil la economía del proyecto, y se re orienta esta inversión a las actividades costa afuera. De igual manera, los expertos prevén una reducción de la producción, es así como el Departamento de Energía de los Estados Unidos de Norte América, estima que la producción de ese país, que en el 2015 fue de 9.4 millones de barriles diarios, caerá a 8.6 millones este año y a 8.2 millones en el 2017. Se suma además a este corte de la oferta, la decisión de China de reducir drásticamente su producción.132

Finalizo este pensamiento al citar las diferentes maneras legales que esta estudiado el Estado para reglar el proceso de consulta previa.

SEÑALES DE CAMBIO DE LA AGENCIA REGULADORA DE LOS HIDROCARBUROS Y DEL GOBIERNO CENTRAL PARA LA ADMINISTRACIÓN PÚBLICA INTEGRAL

El Estado colombiano consiente de la situación mundial del petróleo, así como de las fuerzas sociales, ambientales, de la accesibilidad a la tierra, y lo más importante, la gran desmotivación a que ha sido sometido el sector por decisiones judiciales, a veces contrarias a la realidad del país, ha tomado la iniciativa de ajustar los términos de referencia de los concursos de méritos, rondas o licitaciones para convocar a la inversión del sector. Igualmente, se han realizado algunos cambios importantes en los contratos de exploración y explotación de los hidrocarburos.

Pero no solo se ha limitado al cambio regulatorio y contractual, ha creado unos sistemas integrales de gerenciamiento de las autoridades gubernamentales, que intervienen transversalmente en el de-sarrollo del sector petrolero. Así mismo, ha conformado un sistema de administración publica integral para los proyectos de impacto general y estratégico para el país, denominados Proyectos de Interés Nacional y Estratégicos – PINES-133, dándoles un manejo coordinado entre la empresas que interviene en su ejecución, pero centralizado en autoridades del poder central.

La ANH tomó la delantera adicionando el Acuerdo 4 de 2012 por el cual se establecieron los criterios de administración y asignación de áreas para exploración y explotación de los hidrocarburos de propiedad de la nación, y se fijaron las reglas para la gestión y el seguimiento de los contratos mal denominados de exploración y producción o E&P, adicionando el acuerdo con un capitulo que regula la exploración y explotación de los yacimientos no convencionales de hidrocarburos, expidiendo el Acuerdo No.3 de marzo 26 de 2014, dando cumplimiento al mandato del Plan Nacional de Desarrollo 2010-2014, adoptado por la ley 1450 de 2011.

Pero posteriormente, y teniendo en cuenta la cada vez más difícil situación del sector de los hidrocar-buros, se expidió el Acuerdo No.3 de 20 de agosto de 2015, con el objeto de incorporar al reglamento

132 Jack Hough Barron’s, “Shell avanza en la rentabilidad gracias a la disciplina en el gasto” artículo publicado por el Wall Street Journal Americas, y reproducido por el Tiempo el miércoles 20 de Julio de 2016, página 8 se la sección “debes saber”. www.eltiempo.com

133 Documento CONPES 3762 de Agosto 20 de 2003


de contratación para la exploración y explotación de hidrocarburos, reglas y medidas encaminadas a mitigar los efectos adversos de la caída de los precios internacionales del petróleo, concediendo alternativas a los contratistas para acordar la ampliación de términos o extensiones en los plazos contractuales establecidos en las distintas fases de los contratos, trasladar compromisos de inversión a obligaciones de otras fases e inclusive de otros contratos y algunas otras medidas.

Igualmente, los contratos de Evaluación Técnica, conocidos como TEA, también fueron favorecidos por determinaciones de similar estilo, expedidas por el Acuerdo No. 4 del 8 de septiembre de 2015.

Finalmente, con la expedición del Acuerdo No. 5 del 17 de Diciembre de 2015 se dio claridad a algunos términos y condiciones tendientes a la flexibilización de los mismos.

Infiere el observador de estos actos del Estado, como él consciente de los hechos tozudos de la eco-nomía mundial y aferrándose el principio del “ius variandi”, no solo cambia a favor de los contratitas los términos y condiciones de los procesos de selección de los inversionistas, sino que abrigándose de la conmutatividad de los contratos, sustentado en la máxima jurídica del “rebus sic stantibus” amalgama las obligaciones contractuales.

Colombia dando aplicación a la máxima mundial del derecho de la buena fe (pacta sunt servanda) en los contratos, los ajusta en beneficio de las partes, debido a una externalidad de los mismos como lo es la baja mundial en los precios del petróleo.

Es por esto que el siguiente análisis a realizar es la conmutatividad de los contratos petroleros, para concluir con el mejor gerenciamiento de la data petrolera en beneficio de las partes de los contratos E&P.

CONTRATOS PETROLEROS MODERNOS SU CONMUTATIVIDAD

Con el fin de comparar el sistema de contratación petrolera en Colombia con los que actualmente operan en el mundo, es necesario revisar los elementos y características principales de estos contratos, a saber:134

Contrato de Concesión Moderna. Este contrato otorga al inversionista una serie de derechos y privilegios similares a los de la concesión antigua. El concesionario adquiere derecho de pro-piedad sobre el área contratada. Así mismo, disfruta de un control integral de la operación y se hace dueño de la mayoría de la producción. La intervención del Estado se restringe al cobro de impuestos y regalías.

Contrato de Distribución de la Producción. El inversionista es un simple contratista en esta modalidad de contratación pero mantiene el derecho de propiedad bajo una concesión. Los derechos que se derivan de esta clase de contratos son personales y no reales como lo son en el contrato de concesión. La operación y gerencia del proyecto radica en cabeza de la compa-ñía estatal petrolera. El derecho de propiedad sobre el petróleo extraído solo se transfiere al inversionista en el punto de exportación. De la misma manera, el derecho de propiedad de los equipos que se importan para la exploración y explotación del petróleo se transfieren al Estado al momento en que estos ingresan al territorio nacional. Este contrato se basa en la distribución de la producción y no en la distribución de utilidades.

134 Goa, Zhigou “international Petroleum Contracts: current trends and new directions” Graham & Tortman Ltda/ Martinus Nijhoff 1994, pag 201


Contrato de Servicio sin Riesgo. Esta clase de contratos se opone en su totalidad a los de concesión, pues en estos las compañías no corren riesgo alguno, por el contrario son simple-mente un contratista con ciertos derechos en el área de servicios explorada y reciben como contraprestación por el servicio prestado un pago en dinero, aunque existen cláusulas de opción de compra de producción. El Estado mantiene el derecho de propiedad del hidrocarburo y tiene el control directo sobre las estrategias de desarrollo y producción.

Contrato Híbrido. Se denominan híbridos porque combinan los elementos más útiles de los contratos existentes con el fin de alcanzar las expectativas y necesidades del País productor. Hay tantos contratos como países que los utilizan, es por esto que se hace difícil la generalización del mismo. La única característica común es que son más complejos y sofisticados que los ante-riores. Podríamos decir que su naturaleza es de riesgo con derecho a compartir la producción, la gerencia y operación del proyecto.

PRINCIPIOS BÁSICOS DE LOS CONTRATOS PETROLEROS MODERNOS

Independientemente del nombre o sistema de contratación que se utilice, de los descritos anterior-mente, los contratos petroleros modernos tienen dos elementos esenciales en común135:

1. Que el derecho de propiedad del recurso natural y el derecho a explorar y a explotar los hidro-carburos radican en cabeza del Estado. Los inversionistas asumen el riesgo y los costos de la exploración.

2. Todos los contratos modernos durante el periodo de l960 a l990 prevén cláusulas que incrementan el control y la gerencia del proyecto por parte del Estado productor. Sin embargo, es importante mencionar que la tendencia en los últimos años ha sido la desregulación y privatización de la industria.

En los contratos petroleros modernos es importante resaltar que el inversionista ha venido tomando res-ponsabilidad y obligaciones que no solamente incluyen la operación petrolera propiamente dicha, sino el desarrollo económico y social del área de explotación petrolera con obligaciones tales como empleo y entrenamiento de personal local, transferencia de tecnología, uso de bienes y servicios locales, protec-ción ambiental, relaciones con la comunidad, seguridad física y el manejo de ONG’s. Todos estos temas co-nocidos como “Soft Isuess” han sido involucrados en estos contratos en el tercer cuarto del siglo pasado. OBJETIVOS DE LOS CONTRATOS PETROLEROS MODERNOS

Al examinar los diferentes sistemas de contratación petroleros descritos anteriormente, se hace difícil definir cuál es el mejor entre todos ellos, así se hayan analizado las ventajas y desventajas de cada uno de ellos; por eso, podríamos decir que el contrato ideal sería el que provee una base comercial racional para la relación y que de una manera eficiente satisfaga los objetivos y aspiraciones de ambas partes. Por eso es necesario conocer los objetivos del gobierno y de los inversionistas para que el contrato que se escoja sea el que se ajuste a las necesidades de ambas partes. Por lo anterior, se puede concluir que el objetivo del contrato petrolero moderno es el de buscar el balance y la equidad

135 Bunter, Michel A.G., “The promotion and licensing of petroleum prospective acreage” Kluwer Law Internacional, The hague, 2002


entre los objetivos del Estado y los inversionistas, y mantener la conmutatividad, tanto genética como funcional, de la relación contractual y así evitar una relación inestable.

Los objetivos del gobierno se pueden resumir en los siguientes:

1. Mantener el control sobre el recurso natural; 2. Asegurar una rápida exploración y explotación; 3. Satisfacer la demanda interna de combustibles;4. Maximizar los ingresos nacionales provenientes del petróleo;5. Desarrollar tecnología y experiencia local; 6. Promover el crecimiento económico local

Mientras que los objetivos de los inversionistas son:

1. Buscar descubrimientos de petróleo y gas; 2. Obtener una tasa de retorno aceptable;3. Asegurar suficientemente la inversión;4. Mantener control y flexibilidad de la operación tanto como le sea posible136

TENDENCIAS EN EL DESARROLLO CONTRACTUAL PETROLERO

Con el objetivo de ilustrar al Estado para que diseñe un contrato que se ajuste a la realidad inter-nacional de la industria del petróleo, es menester estudiar las principales tendencias en los últimos 20 años, e identificar la dirección en que ha evolucionado la relación contractual entre los Estados productores de petróleo y los inversionistas.

Además de las características explicadas anteriormente, las siguientes son las tendencias que podremos describir así:137

1. BENEFICIO MUTUO. La tendencia más importante dentro de las que se van a describir en este documento, es quizás el beneficio mutuo surgido entre el Gobierno y el inversionista basado en el entendimiento de que el principio de reciprocidad es el sustento de una operación exitosa y que cada una de las partes acepta sus limitaciones y ventajas y que en su relación se promueve la máxima cooperación para el interés común. El ejemplo típico de esta tendencia es cuando los países productores de petróleo revisan las condiciones contractuales con el fin de favorecer las condiciones comerciales de los inversionistas petroleros en un mercado cambiante. Así mismo, las compañías día a día adquieren mayor responsabilidad social y económica frente al país productor. De esta manera la relación se cambia en una de beneficio mutuo reemplazando la de confrontación permanente.

2. SÍNTESIS Y CONVERGENCIA CONTRACTUAL. En las últimas décadas ha habido una tendencia hacia la convergencia y síntesis de los contratos petroleros. Ésta como consecuencia de ge-nerar contratos contrarios a la concesión tradicional; es así como todos los nuevos modelos

136 Taverne, Bernard, “An introduction to the regulation of the petroleum industry”, Graham & Tortman Ltda/martinus nijhoff,1994137 Goa, Zhigou, Ibidem Pag. 204


empezaron a converger hacia un mismo tipo de clausulado y debido a su publicidad cada uno de ellos tuvo influencia sobre los otros. Como consecuencia de esta tendencia, la mayoría de los contratos petroleros modernos tienen elementos comunes como son: el alcance del trabajo, gastos mínimos, liberación de áreas, empleo y entrenamiento de nacionales, contratación de bienes y servicios locales, entre otros.

Se podría decir que el 80% de las cláusulas operativas de los contratos petroleros modernos son las mismas, independientemente del tipo de contrato de que se habla. En conclusión, es fácil afirmar que hay muy pocas diferencias entre los contratos que actualmente están en vigencia.

3. ESTANDARIZACIÓN. Esta es una marcada tendencia de los últimos 30 años a través de la cual los diferentes países productores de petróleo han generado formas o modelos predeterminados de contratos y proceso de licitación. De igual manera, los inversionistas petroleros han desarrollado cláusulas estándar para reglamentar hechos especiales de la producción petrolera. Sin embargo, es recomendable negociar individualmente cada contrato así éste incluya cláusulas estándar.

La estandarización trae ciertos beneficios como pueden ser la familiarización de los funciona-rios públicos y de los representantes de las compañías con los términos del contrato, facilita la negociación de contratos y acuerdos, reduce tiempo de transacción, costos y problemas y finalmente mejora y simplifica la gerencia y administración del contrato.

4. SOFISTICACIÓN. Recientemente los contratos petroleros en general han alcanzado un alto grado de sofisticación debido al desarrollo, madurez legal y conocimiento del marco legal en los países productores. En consecuencia, se han definido cláusulas financieras en tal detalle que permitan una justa participación del Estado y de los inversionistas en la renta del petróleo que no genere un desequilibrio económico del mismo gracias a las cláusulas de ajuste de precio.

Por otro lado se han originado unas cláusulas de alto nivel de sofisticación para reglamentar los “Soft Isuess” como pueden ser las cláusulas de relaciones con la comunidad, las cláusulas de seguridad física y las cláusulas del respeto a los derechos humanos.

5. FLEXIBILIDAD. Es notoria la tendencia en los contratos petroleros a buscar la flexibilidad contractual de tal manera que permita que ambas partes logren sus objetivos propuestos desde el inicio de la contratación y se mantengan durante la ejecución contractual.

En teoría la conmutatividad que se deriva de un contrato sinalagmático perfecto permite que la flexibilidad mantenga términos equitativos y justos para ambas partes bien sea que se trate de la explotación de un campo pequeño o de un campo grande. Esta flexibilidad además adiciona el elemento de estabilidad que requiere un contrato de esta naturaleza. Es notoria la relación entre equidad y estabilidad.

Un contrato con suficiente flexibilidad tiene la ventaja de ser capaz de responder dentro de los términos del contrato con un alto rango de variables económicas, con la consecuencia de reducir los conflictos y negociaciones dentro del mismo.

Es claro el cambio de las políticas petroleras de los países productores de petróleo en dejar de ser de imposición y confrontación a ser de cooperación y negociación.


6. DISMINUCIÓN DEL CONTROL POR PARTE DEL GOBIERNO. Desde los años 80 s se ha presentado un fenómeno de reducción de la participación del Estado en el manejo operativo y gerencial de los contratos, así como, en la participación en la renta petrolera; esto con el ánimo de fomentar la inversión extranjera en los países productores de petróleo. Este fenómeno se muestra claramente en los 90 s donde hubo una transición de la “burocracia” a “negocios rentables para el Estado”.

Los recientes contratos petroleros y legislación sobre la materia están reglamentando unas prerrogativas más racionales para el gobierno. La participación del Estado es más gradual y opcional, desde mayor participación en la renta del petróleo, hasta participación en informa-ción, en entrenamiento, transferencia de tecnología y la obtención de una participación fiscal adicional en caso de éxito en la exploración. La participación del Estado es menos intensa pasando de una micro-gerencia a una macro-gerencia, la cual requiere simplemente transmisión de la información al gobierno o consultas al mismo.

La participación del gobierno en la renta petrolera es más razonable, pasando de una mayor participación a una distribución de las utilidades o de la producción, que varía con el nivel de rentabilidad del campo.

7. DINAMISMO CONTRACTUAL. Los últimos contratos petroleros han variado de ser estáticos y rígidos y han evolucionado a una relación de mercado orientada por el dinamismo del mercado y el cambio. Los contratos son periódica y sistemáticamente revisados con el objetivo de mantener el equilibrio contractual. Este nuevo parámetro de relación se caracteriza por su dinamismo y su evolución de manera tal que los términos y condiciones del contrato son ajusta-bles prevaleciendo las condiciones contractuales siempre y cuando se reconozcan los intereses legítimos de las partes contratantes.

Los contratos petroleros son de su esencia dinámicos, pues ellos constan en documentos extre-madamente sofisticados que son diseñados para regular relaciones a largo tiempo, y negociados con base en unas condiciones existentes al momento de su firma, las cuales pueden cambiar a lo largo de la vida del contrato. En la actualidad muchos países productores del petróleo consideran como un elemento esencial del contrato la renegociación de los términos del mismo, con cláusulas tales como: revisión de precios o cláusula de revisión.

La ventaja de incluir una cláusula de revisión puede ser: primero, que sirva como una pre-notificación a las partes de una posible revisión que suprima un mal entendido y pueda ser resuelto; segundo, puede evitar la presentación de un conflicto dentro del proceso operati-vo del contrato y finalmente, provee una oportunidad para las partes de buscar la equidad y equilibrio contractual. La conmutatividad no solo ha de ser genética sino funcional.138

8. REACOMODACIÓN DE DERECHOS Y OBLIGACIONES. Los contratos petroleros recientes han mi-grado de la inflexibilidad contractual de las concesiones a la mutabilidad en diferentes aspectos de los mismos, el primero de ellos hace referencia a la ley aplicable al contrato. En la mayoría de ellos hoy en día se establece que es la ley del país; en otros, se aplica en primera instancia la ley nacional pero también son aplicables los principios de derecho internacional usados

138 Sanchez, Rafael Jurista, “La ejecución del contrato de obra pública”, Impreso en Hauser y Menet , s.a., España , 1983.


en la industria. Es decir, cumplen una función supletiva en caso de que la ley doméstica no contemple el hecho fáctico a reglar.

La segunda forma de reacomodación ha sido el que los países productores de petróleo exijan el uso de los bienes y servicios locales. Antes la gran mayoría de estos eran traídos del país del cual era oriunda la compañía petrolera.

Por último, en lo que respecta a la reacomodación del factor humano todos los contratos petro-leros contienen cláusulas de entrenamiento del personal local y transferencia de tecnología.

9. PROCESO DE RACIONALIZACIÓN. La última tendencia que se avizora desde los años 80 s hasta nuestros días es la concepción global de la soberanía del Estado productor de petróleo, lo cual se manifiesta en diferentes formas como es la desregulación, la disminución de control del Es-tado en las operaciones petroleras, el desmonte del monopolio estatal, la des-burocratización, la descentralización, entre otras.

Este fenómeno es ocasionado por varios factores internos y externos. A nivel nacional la mayoría de los países productores de petróleo están siendo presionados por un incremento de la deman-da de combustibles, limitada por su producción y un corto presupuesto. A nivel internacional los factores incluyen la competencia internacional por el capital de riesgo y la globalización. Este fenómeno denominado proceso de racionalización ha ocasionado reformas importantes en la política petrolera de los países productores, así como en las políticas de inversión de las compañías. En muchos países productores de petróleo recientemente se ha desmontado el monopolio que existía en cabeza de la estatal petrolera, se ha vendido a particulares dichas empresas, todo en busca de una mayor eficiencia en la práctica gerencial de la industria, la cual, al parecer es de una mejor percepción en el sector privado que en el sector público.

10. INTERVENCIÓN DE TERCEROS. Día a día el fenómeno de la globalización y el conocimiento que los pueblos tienen sobre la forma de explorar y explotar el petróleo, así como por el impacto socio-ambiental que éste genera y por la riqueza que contiene la industria petrolera debido a las grandes sumas de dinero que en ella se invierte, existe una tendencia mundial de la personas ajenas a la actividad petrolera de intervenir para impedir esta actividad, que al decir de ellos no se ajusta al bien común de la humanidad.

Se presentan intervenciones de ONG s nacionales e internacionales aduciendo intereses en la protección del ambiente e interponen acciones de hecho y de derecho contra la actividad extractiva del petróleo. Otro grupo de ciudadanos, aduciendo un interés similar, arguyen que la actividad petrolera viola sus derechos fundamentales y libertades y elevando el estandarte de los derechos humanos acusan a las compañías petroleras de violar los mismos.

En algunos países de la antigua Unión Soviética y en Colombia se han conformado bandas especializadas en drenar los sistemas de transporte de hidrocarburos, con el fin de aprovecharse ilícitamente de la venta de este producto. Por último, y con mayor presencia en Colombia, los grupos armados fuera de la ley atacan y destruyen instalaciones petroleras causando daños inconmensurables al ambiente y pérdidas económicas extraordinarias al país y a las compañías petroleras.


ACCIONES VIOLATORIAS AL DERECHO INTERNACIONAL HUMANITARIO

Existe la tendencia en los nuevos sistemas de contratación petrolera de establecer cláusulas sofisti-cadas que reglamenten las acciones a seguir cuando se presenten esta clase de eventos. Además, de las distintas acciones legales y judiciales que toma el país productor de petróleo.

Quiero hacer un especial énfasis en este punto, frente a los ataques a la infraestructu-ra petrolera donde las compañías y el Estado colombiano ha tenido una posición pasiva e inerme, teniendo a su disposición una herramienta clara como es el Derecho Internacional Humanitario. Hago un llamado para que las compañías y el estado regulador de la industria, no solamente definan su política de Derechos Humanos sino que hagan uso del Derecho Internacio-nal Humanitario como herramienta para la búsqueda de la paz que tanto requiere Colombia.139

BREVE ANÁLISIS DE LOS ELEMENTOS DE LA NUEVA CONTRATACIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS.

Como se mencionó al inicio de este escrito, la ANH puso a consideración de la industria los elementos de la nueva contratación petrolera. Elementos que están sujetos a debate y que por lo tanto ameritan una reflexión.

Los objetivos de esta nueva política son, entre otros:

i. Dar cumplimiento al mandato legal del Decreto 1760 de 2003,

ii. Aumentar la actividad petrolera de manera significativa mediante el incremento de actividades, tales como adquisición de programas sísmicos 2D y 3D, perforación de pozos exploratorios; y para el caso de la producción, incrementarla, así como sus reservas,

iii. Por último, buscar el autoabastecimiento de demanda de combustibles y generar excedentes exportables para beneficio del país.

Para lograr estos objetivos, la ANH ha diseñado una estrategia compuesta de varios elementos, partiendo de la mejora en la competitividad de Colombia en el contexto internacional, con el fin de atraer la inversión extranjera para proyectos pequeños, medianos y grandes. Con este fin se introducen cuatro cambios básicos, a saber:

El riesgo exploratorio es compensado en un ciento por ciento al inversionista. El Estado no interviene en ninguna de las etapas del proceso. Si lo quiere hacer lo puede lograr mediante un “Farm in”, por intermedio de ECOPETROL en iguales condiciones de cualquier otro inversionista.

El derecho de producción del inversionista es sobre toda la producción, después de regalías.

El Estado recibe regalías e impuestos, y solo obtendrá un beneficio adicional en aquellos eventos en que se generen ganancias adicionales o extraordinarias en el negocio. Principalmente orien-tado a compartir beneficios en escenarios de precios altos en el mercado para las áreas inactivas y, de precios altos o costos bajos para las áreas activas.

139 Arce Rojas, David. “Petróleo y Derecho Internacional Humanitario”, Universidad Javeriana. 1999, Pág. 92


La duración del período de explotación podrá ser hasta el agotamiento de los campos, se aplicará por campo y no por contrato.

Además de estos cambios fundamentales, la ANH ha anunciado que el nuevo sistema de contratación se regulará por principios aceptados en la industria actual como son, i) balance riesgo-recompensa, es decir lograr un apropiado balance entre el riesgo propio de esta actividad y la recompensa; ii) evitar el congelamiento de áreas, mediante incentivos, garantías y penalidades; iii) armonía entre el tamaño de la compañía con las condiciones del proyecto.; iv) flexibilidad operativa en las actividades del inversionista; v) flexibilidad en los planes de trabajo y en cronogramas preparados por el inversionis-ta, acordados con la ANH, pero que así mismo se tenga un riguroso cumplimiento; vi) administración integral de los recursos petroleros, basado en el suministro de la información geológica, de reservas, descubrimientos, entre otros; vii) seguimiento permanente sin intervención intrusiva por parte de la ANH, excepto en asuntos esenciales; y por último, viii) flexibilidad en las condiciones para casos especiales como en la exploración y explotación de gas o de crudo pesado.

De la primera lectura de los objetivos, estrategias y principios que regularán la contratación petrolera en Colombia, se infiere que será un contrato de concesión moderna, en donde el Estado recibirá en contraprestación regalías e impuestos y todo el riesgo lo correrá el inversionista. Será un sistema muy flexible, que se regirá por el principio de la armonía y la conmutatividad a lo largo de todas las etapas del contrato. Se extrañan dos elementos fundamentales de las tendencias mundiales, como son la res-ponsabilidad social y el respeto al fuero contractual, por intervención de factores exógenos. Principios que se asoman en el Decreto 1760 de 2003, pero que no encuentra eco en estos primeros elementos.

EL GERENCIAMIENTO DE LA DATA

La data es considerada hoy en día el nuevo recurso natural o el nuevo oro negro. Debido que aquel que tiene la información ostenta no solo el acceso a los recursos naturales sino a planificar la forma como se deben explorar y explotar aquellos que reposan en el subsuelo. El Estado consiente de este hecho, al crear la Agencia Nacional de Hidrocarburos mediante el Decreto ley 1760140 del 26 de junio de 2003, en el numeral 5.6 del artículo 5º, le asignaba la función de “Administrar la información téc-nica existente y la que en el futuro adquiera el país y asegurar su preservación integral y utilización como materia prima del proceso exploratorio de los Hidrocarburos” y en el artículo 11 de la misma normatividad dispuso que el patrimonio y los recursos de la ANH estarían conformados por: (i) la información geológica y técnica contenida en el Banco de información Petrolera-BIP-, y los activos asociados que se escindieron de Ecopetrol y que se transfirieron a la ANH, (ii) la información técnica y los activos asociados a la litoteca que se escindió de Ecopetrol, y (iii) por la venta de la información geológica y técnica , así como de la que reposa en la litoteca.

Posteriormente el Decreto 4137 de 2011, que cambio la naturaleza jurídica de la ANH141, en el numeral 6 del artículo 4142, modifico su mandato original por el de “estructurar los estudios e investigaciones en las áreas de la geología y geofísica para generar nuevo conocimiento en las cuencas sedimentarias de Colombia con miras a planear y optimizar el aprovechamiento del recurso hidrocarburifero y generar intereses exploratorios y de inversión”, igualmente el parágrafo de la norma en cita disponía que esta

140 Por el cual se escinde la Empresa Colombiana de Petróleos – ECOPETROL- , se modifica su estructura orgánica y se crea la Agencia nacional de Hidrocarburos y la sociedad Promotora de Energía de Colombia S.A.

141 Decreto por el cual se cambió la naturaleza jurídica de la Agencia de ser una unidad administrativa especial a una Agencia estatal.142 El artículo 4 del Decreto Ley 4137 de 2011 fue subrogado por el artículo 3 del Decreto 714 del 10 de abril de 2012


función de la ANH, era de su responsabilidad hasta tanto se entregue la totalidad de la información y los sistemas al Servicio Geológico Colombiano.

Con base en lo anterior, la ANH ha diseñado como ejes principales de la administración y gerencia-miento de la información, tres procesos misionales, a saber143:

1. La preservación, custodia y administración de toda la información técnica (datos, medios, muestras) resultante del proceso exploratorio y de producción de hidrocarburos mediante la administración del BIP.

2. El mejoramiento, la integración y la estructuración de la información técnica en torno a nuevas oportunidades de inversión exploratoria; y

3. La administración y custodia del mapa oficial de tierras, en el cual se sintetiza el estado de ocupación para el desarrollo de la actividad de los hidrocarburos en Colombia.

Si bien esta función es de vital importancia para preservar los activos de la ANH, así como sus actividades de promoción, tanto nacional como internacional, ésta será de su resorte hasta finales de este año. Debido a que la Agencia del Estado (con nueva naturaleza Jurídica) tiene como objetivo misional, garantizar la integración de la información técnica y geológica de los hidrocarburos del país y la adecuada utilización de ésta, como materia prima para los procesos exploratorios.

Son prioridades de la ANH, evaluar y definir oportunidades de negocio en áreas de interés estratégico, mediante el mejoramiento de la calidad, la integración y la interpretación de la información técnica. Es así que el mejoramiento de la calidad de la información, las estrategias de asignación de áreas para promover la exploración y la explotación de los recursos naturales, son acciones propicias para atraer la inversión en el sector.

Es de resaltar que la integración de la información permite la caracterización de los sistemas pe-troleros, la identificación de las áreas con potencial y la estimación de recursos contingentes y prospectivos.

Finalmente la interpretación de la información es la creación de conocimiento sobre el subsuelo, la cual se debe realizar con expertos que le permitan revisar la información con los procesos de mejoramiento de la calidad y la integración de la misma, para ofrecer una mejor interpretación que sea atractiva al inversionista.

La ejecución de planes y programas misionales de la ANH relacionados con la generación de nuevas ideas exploratorias, la estructuración de técnicas novedosas en la asignación de áreas, así como la promoción de oportunidades de inversión, no solo está en un mandato legal, sino que es un compromiso establecido en el Plan de Acción 2015 de la Agencia . Y esto es independiente, itero, que al terminar este año el gerenciamiento de la data sea traslada al Servicio Geológico Colombiano.

De otro lado, e independiente del gerenciamiento (operación, actualización y administración) de la data , la ANH debe adquirir, interpretar, recuperar, transformar, mejorar y tener disponible la data

143 Memorando interno de la ANH, radicado 20152210138841, del 13 de Julio de 2015 suscrito por el vicepresidente técnico de la ANH.


que le reportan los operadores, así como la que se obtiene de los proyectos y estudios regionales en búsqueda de conocimiento de los hidrocarburos depositados en la regiones de frontera. Esta informa-ción debe darle las herramientas necesarias a esta agencia para identificar nuevas oportunidades y promover inversión exploratoria, y así se estaría dando cumplimiento al mandato legal de: “Identificar y evaluar el potencial hidrocarburifiero”.

Para el gerenciamiento técnico y comercial de la data, la agencia debe contar con estrategias como: i) Fortalecer el conocimiento de las cuencas, adquiriendo información nueva con procesos de última tecnología, y soportado con personal de gran experiencia, ii) Reevaluar esta cuenca para promover nuevas ideas o técnicas exploratorias, iii) identificar clientes objetivo, y iv) estructurar y desarrollar nuevos negocios. Para realizar lo anterior, la agencia cuenta con el Banco de Información Petrolera (BIP) que es el único repositorio oficial de la data petrolera, que está compuesta por tres unidades de información, a saber: 1. el EPIS (acrónimo de Exploration and Production Information Service) que es responsable de la gestión integral de la información digital, apoyada por una herramienta denominada MIGEP (Modelo integrado de gestión de exploración y producción. 2. La Cintoteca Nelson Rodríguez Pinilla, que almacena medios físicos, analógicos y digitales. Y 3. La Litoteca Nacional que es el repositorio de muestras de fluidos, análisis, núcleos y demás.

Se colige de este análisis, que la ANH, cuenta con información valiosa, “Big Data”, para lo cual debe desarrollar un nuevo esquema de gerenciamiento de la información basado en el manejo integral de esta, que les permita a los expertos una moderna, innovadora, creativa y retadora interpretación de la misma, la cual le agregue valor. No es beneficioso para los colombianos contar con repositorios oficiales en los cuales reposa mucha información, sino podemos tener un acceso fácil a la misma que nos permita una interpretación nueva y con tecnologías actuales. Esto da conocimiento y valor agregado a nuestras reservas petroleras por encontrar.

Este conocimiento es una forma de minimizar el riesgo del subsuelo, pero nos hace falta la aplicación de un sistema integrado, que valore comercialmente esta información y le permita, con pesos y sobre-pesos, definir una estrategia de exploración y producción de los yacimientos petroleros; sin embargo, ya existen sistemas o procesos con metodología probada que permite acopiar toda la data, luego la integra conformando una información apropiada del subsuelo para ser interpretada y así convertirla en conocimiento. En Colombia existe esta metodología y es conocida como, “Índice Integrado de Interés”.

De otra parte, es menester contar con un sistema de información estratégico como herramienta de planificación, ejecución, seguimiento, monitoreo y control de los proyectos petroleros asociado al territorio y sus variables. Este sistema debe contar con una gran variedad de datos que le permita interactuar dentro de las diversas categorías de información o del riesgo superficiario, tales como, sistemas políticos administrativos, agrología, suelos, ambiente, catastro, conflictos socio-culturales, recursos naturales, geología, hidrografía, infraestructura, planificación territorial, reglamentaciones especiales, conformación social, topografía, aspectos legales del territorio y muchas otras variables, que al ser integradas, y se analizan confiriéndoles valor, podríamos llamarlo inteligencia del territo-rio144. Y este sistema de información estratégica que te provee una inteligencia sobre el territorio, mitiga el riesgo superficiario.

144 En Colombia la empresa que lidero cuenta con Sistema Información Estratégica conocido como ARkandha, que permite al usura tomar decisiones informadas. www.arcerojas.com


Ahora bien, un tomador de decisiones privado o público, que cuente con un índice integrado de interés o un sistema similar, para observar el riesgo del subsuelo, y por casualidad utilice un sistema de información estratégico para el riesgo del suelo, como ARkandha , cuenta con herramientas que le permiten minimizar en gran parte los riegos. Sin embargo, se debe desarrollar un sistema que hable e interactúe con el conocimiento del subsuelo y del suelo, y le pueda ofrecer al tomador de las decisiones valores agregados como:

Análisis a profundidad de las estructuras geológicas posibles y determinación de prospectos y áreas para el desarrollo y la expansión.

Conocimiento práctico de las condiciones de la superficie, a partir del análisis espacial y de la experiencia de expertos en gestión predial, ambiental y social.

Determinación y aplicación de procedimientos de captura de información adicional en áreas con poca información.

Planificación e integración con modelos regionales para predecir tendencias estructurales y estratigrafía.

Jerarquización de prospectos según materialización de la oportunidad, basada en recursos des-tinados al riesgo.

Ajuste permanente de los modelos estático y dinámico que se puedan desarrollar.

Resultados integrados referenciales con rentabilidades, valores presentes netos y tasas internas de retorno.

Presentado de manera gráfica, el gerenciamiento de la data o de la información, ha de ser estratégico y debe estar sometido a una metodología que se podría representar gráficamente de la siguiente manera:

Gráfica No. 1

Fuente: Autor, 2016

En conclusión, el gerenciamiento de la información petrolera como la data, la información geológica y de producción petrolera, que es un bien fiscal e invaluable del Estado colombiano, es responsabilidad de la ANH y a finales del año en curso, pasara a manos del Sistema Geológico Colombiano. Sin embargo,


por mandato legal y comercial, la ANH debe mantener el único repositorio oficial de información de exploración y producción de los hidrocarburos del país y es su misión el mejoramiento del conocimiento del potencial de reservas de hidrocarburos en las distintas cuencas de nuestro territorio.

Concomitante a esta misión, la ANH debe desarrollar una metodología de integración de la informa-ción del subsuelo con la del suelo, de tal manera que se mitiguen los riesgos de ambas esferas y sea eficiente la exploración y la explotación de nuestros recursos.

LA TRANSPARENCIA EN LOS PROCESO

La transparencia en los procesos precontractuales, contractuales y de ejecución de los contratos de exploración y explotación de los hidrocarburos en el mundo entero, se hace cada día una conducta que deben acometer las agencias reguladoras del sector de los hidrocarburos (ARH’s), pues requieren soluciones que les permitan afrontar el reto de fortalecer su función regulatoria, mejorar la gestión de los activos petroleros e incentivar la inversión extranjera en un entorno cada vez más complejo, para así respaldar la transparencia de sus procesos y que se mantenga incólume la reputación de las ARH’s y el país receptor de la inversión .

En los últimos años, el sector de los hidrocarburos ha estado impactado por complejos escenarios geopolíticos, cambios significativos de los precios del crudo, avances tecnológicos de gran impacto en exploración y explotación y desde luego, un incremento significativo de las reservas de hidrocar-buros no convencionales: petróleo extra-pesado, yacimientos ubicados en aguas costa afuera extra-profundas y petróleo contenido en cuencas de esquistos (Shale Oil&Gas).

Esta situación ha llevado a las ARH’s a desarrollar procesos licitatorios o convocatorias de inversión denominados rondas, concursos o de cualquier otra forma, con el único fin de incorporar operadoras internacionales que aporten la tecnología y las inversiones requeridas, para mejorar el aprovecha-miento de los recursos petroleros.

Para respaldar ampliamente su gestión ante la sociedad, se requieren soluciones tecnológicas de alto nivel y de acceso público que las apoye a enfrentar este nuevo reto. La solución basada en tecnologías de información, le permite a las ARH’s mejorar la eficiencia de sus funciones y asumir un papel mucho más activo en aras de optimizar la gestión de los activos de petróleo y gas.

Existen herramientas de orden tecnológico que hacen su aporte a la trasparencia en la gestión regulatoria del sector de los hidrocarburos145. El aporte fundamental de estas herramientas a la trans-parencia de la gestión regulatoria, consiste en la captura de información relevante asociada a las operaciones de las empresas concesionarias, a través de la cual se verifica el adecuado cumplimiento de los acuerdos establecidos en el contrato de operación, en las regulaciones y las leyes de los países receptores de la inversión.

En este orden de ideas, estas herramientas tecnológicas incorporan módulos especializados para verificar aspectos tales como:

145 Cerebrum oil & gas (cog),índice integrado de interés , ARkandha son herramientas que le ofrecen a las ARH’s sistemas de información estratégico que le permite, no solo hacer seguimiento, monitoreo e integración de la información sino generar reportes a tiempo real ajustados a la ejecución de los contratos


1. Seguimiento y control de los planes de exploración o producción dependiendo de la naturaleza del contrato (Gerenciamiento Contractual)

2. Flujos de ingresos para el Estado, asociados a la gestión de producción: Regalías, Factor X, Impuestos (Gerenciamiento de las regalías y los impuestos )

3. Seguimiento y control de la gestión ambiental ( Gestión Ambiental)

4. Otros aspectos asociados al contrato

5. Canal de información y comunicación con el ciudadano (Compromiso con los grupos de interés y estrategia de comunicaciones)

Adicionalmente, a través de la capa de visualización, estas herramientas pueden mostrar los resulta-dos de los diferentes componentes de la gestión de seguimiento y control, a las diferentes entidades e instancias relacionadas con la gestión regulatoria del Estado, como son: ANH, Ministerio de Minas y Energía, Autoridades ambiéntales, entes de control, entre otras.

Por otra parte, las autoridades del sector de los hidrocarburos pueden utilizar la información generada por estas herramientas, para analizar situaciones derivadas de externalidades no contempladas en las condiciones de negociación y en los acuerdos con los operadores. De esta forma, se pueden habilitar medidas de ajuste (flexibilización) en forma transparente que puedan ser contempladas en el marco regu-latorio a favor de los intereses del Estado: mitigar las condiciones de riesgo a externalidades, mantener la inversión extranjera, mejorar la posición competitiva del sector de los hidrocarburos en el país.

Hoy en día, hay grandes retos tecnológicos para poner a disposición la información, así como para administrar de manera confiable y transparente los proyectos, en el mismo sentido deben haber acuerdos intersectoriales a nivel de Estado, es decir, que los ministerios, las entidades adscritas y las agencias, quienes manejan sus propios sistemas de información se articulen y consoliden datos que permitan estructurar una plataforma de información que garantice la disponibilidad, utilidad, transparencia y sobre todo trazabilidad de la misma.

Conclusiones1. En Colombia, al igual que en el resto del mundo, se utilizó el sistema de concesión a finales del

siglo XIX y la primera mitad del siglo XX, la cual se puede denominar “etapa de la concesión”.

2. Los contratos modernos inician su aparición en la segunda mitad del siglo XX. El contrato de producción compartida en los años 60. El contrato de servicio sin riesgos en los años 70. Y el Contrato híbrido a mediados de los años 70. Denominada la “etapa de la confrontación”.

3. Los contratos modernos cambian su orientación a la búsqueda del beneficio mutuo, la viabilidad comercial y la estabilidad. La cual se puede llamar “etapa de Cooperación”.

4. Los gobiernos de los países productores han cambiado su filosofía de contratación de una ideología política, por un pragmatismo; y de una burocracia a una visión de negocios


5. En el futuro los contratos petroleros se regirán por el criterio de la interdependencia entre la viabilidad comercial, el desarrollo sustentable y la estabilidad. Etapa de la conmutatividad.

6. En los contratos petroleros, la adhesión a los mismos se orientarán bajo tres principios:

Flexibilidad Conmutatividad Armonía

7. La gerencia de la Data, que radica en cabeza de las ARH’s, debe ser transparente, integral, e interpretada por expertos, de tal manera que genere conocimiento.

8. La información del subsuelo sirve para mitigar los riesgos del mismo, igualmente el conocimien-to del suelo ayuda a mitigar los riegos superficiarios; sin embargo, es un mandato para estas agencias relacionar la información del subsuelo con la del suelo, de tal manera que genere un valor agregado, conocimiento y neutralice los riesgos al integrar los dos repositorios, utilizando un sistema de información estratégico que le permita tomar decisiones informadas.

Petróleo y Gas, Un Presente para Apalancar el Futuro ¿Auto-Suficiencia o Importación?

Rubén Darío Lizarralde

Los últimos 40 años el sector de hidrocarburos se ha destacado por ser un importante jugador dentro de la economía mundial, lo cual ha incidido, especialmente, en el desarrollo de los denominados países petroleros y en los que, a pesar de tener este recurso, no son considerados así por su baja participación e incidencia en el mercado global.

Gráfico No. 1. Precios históricos del Brent (1976 – 2016)

Fuente: Investing


Al observar la evolución del precio del petróleo desde 1976, se evidencia que por más de 35 años las cotizaciones oscilaron entre los USD$12 y los USD$30 el barril, lo que le permitió a la industria desarrollarse y obtener márgenes de ganancias importantes.

Al llegar el 2004, debido a la poca oferta de petróleo y la gran demanda por el mismo, se inició un ascenso importante en la cotización del crudo, lo que generó un precio histórico en 2011 de USD$117 el barril.

En Colombia, esto aportó a un incremento de los ingresos fiscales y a un aumento de las exportaciones del recurso, y por supuesto incidió en las principales variables macroeconómicas colombianas, como se evidenciará más adelante en este mismo texto.

Sin embargo, al llegar el 2014, se empezó a presentar en el mundo un importante descenso en las cotizaciones del crudo, el cual se acentuó en julio de ese mismo año, lo que hizo prender las alarmas a nivel mundial.

Es por ello que para generar cualquier conclusión de la anterior situación mencionada, se debe analizar la coyuntura desde tres (3) variables:

1. Sobreoferta de petróleo en el mercado mundial: En la actualidad la oferta mundial de petróleo sobrepasa en 1,5 millones de barriles la demanda global de este commoditie.

a. Fracking USA: Estados Unidos se transformó en el principal país productor de petróleo del mundo. Actualmente genera cerca de 10 millones de barriles diarios.

b. Levantamiento de las sanciones a Irán: El levantamiento de las sanciones comerciales a Irán le van a permitir a este país volver a los 4 millones de barriles diarios que producían en el pasado, lo cual aumentará la sobreoferta de crudo en el mercado en cerca de 2 millones de barriles diarios adicionales.

2. Recesión en las economías asiáticas, emergentes y europea: La recesión de las economías que demandaban grandes cantidades de commodities, ha presionado a la demanda para que esta se mantenga estable.

a. La caída de las bolsas de valores en China ha encendido las alarmas sobre el bienestar económico de ese país. La devaluación de su moneda y los recortes a las estimaciones del crecimiento de su Producto Interno Bruto (PIB) (cayendo del 10% al 7%), confirma que el gigante asiático comienza su desaceleración económica con las notables consecuencias que origina una disminución en el consumo de materias primas en esa nación.

3. Incertidumbres geopolíticas en Oriente Medio: Arabia Saudita, por su parte, no quiere perder la cuota de mercado petrolero que tiene actualmente; por tal razón, han mantenido constante la producción de petróleo, lo que deja atrás cualquier posibilidad de recortes en la producción de los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo-OPEP.

¿Cómo ha influido esto en el sector petrolero colombiano?


Los bajos precios del petróleo han generado que los proyectos de exploración estén prácticamente cancelados. En ese mismo sentido, la producción también se ha visto afectada tocando los 904.000 barriles día, cifra que no se veía desde septiembre de 2011, lo cual afecta claramente la relación Reservas/Producción del país que no supera los 5,5 años.

El sector petrolero es y ha sido la columna vertebral del desarrollo económico, social y tecnológico del país, de las últimas tres décadas gracias al aporte que ha hecho a las finanzas del país vía regalías, impuestos y dividendos.

Sin embargo, la acentuada caída de los precios del petróleo durante 2014 y 2015 impactó las finanzas de la nación, también el ingreso de divisas por exportaciones y por supuesto en general a la economía nacional.

Renta Petrolera

La caída de los precios internacionales del petróleo ha puesto de presente la gran importancia del sector de hidrocarburos para la economía nacional en los últimos años, en especial en la balanza de pagos.

La literatura económica define a un país como “petrolero”, si el sector de hidrocarburos contribuye con al menos el 8% del PIB y con 40% de los ingresos nacionales por exportaciones.

La gráfica No. 2 muestra que desde 2008 el sector de hidrocarburos creció más rápido que el Producto Interno Bruto Total (PIB) del país, Además, entre 2008 y 2015, el promedio del crecimiento del valor agregado del petróleo fue del 10%, mientras que la media de la economía en su conjunto fue solo 4% del PIB.

Gráfico No. 2. Crecimiento valor agregado hidrocarburos vs. Crecimiento PIB real

Fuente: Autor, 2016.

En este sentido, cabe mencionar que entre 2001 y 2014 el peso de la actividad petrolera sobre todo el agregado nacional se mantuvo estable en tasas de entre 5 y 6 por ciento, mientras que la participación


en los ingresos del Gobierno pasó de 10% en 2001 a cerca del 35% en 2014; esto incrementó el efecto multiplicador en producción nacional bruta.

El aporte del petróleo a las finanzas fiscales es de suma importancia (gráfico No. 3). En materia tributaria, el sector hace aportes de distintas maneras: 1) las empresas públicas y privadas pagan el impuesto de renta, aranceles e IVA; 2) Ecopetrol S.A. genera dividendos para el Gobierno; y 3) las empresas privadas pagan derechos económicos a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) por la adjudicación de contratos.

Gráfico 3. Participación del sector petrolero en ingresos del Gobierno 2008-2015

Fuente: ANH, Ecopetrol, Ministerio de Hacienda, Dian.

Al desagregar la contribución fiscal del sector petrolero, se observa que el impuesto de renta, y los dividendos de Ecopetrol S.A, son los rubros que más aportan.

Gráfico 4. Aportes sector petróleo a ingresos del Gobierno Central 2000-2014

Fuente: Ecopetrol, ANH, Ministerio de Hacienda.


En la gráfica 4 se observa que, a excepción del período de poscrisis financiera mundial (2009 y 2010), la incidencia de la actividad petrolera sobre los ingresos corrientes del Gobierno Nacional Central (GNC) no ha sido despreciable.

Para dimensionar los aportes del sector, este aportó al país más de COP$118 billones en los últimos cuatro (4) años y en los diez el aporte total al país fue superior a los COP$200 billones.

Estos ingresos han sido una importante fuente de financiación para el Estado, pues le permitió finan-ciar, dentro de varias obras, la construcción de 1,3 millones de viviendas, lo que aportó al desarrollo social colombiano.

Cabe señalar que en el 2014 se alcanzó la mayor participación del sector en el Gobierno Nacional Central (GNC) con el 32%, lo cual se tradujo en 35,6 billones de pesos, de los cuales, $24,1 billones se derivaron por impuesto de renta, $10,8 billones por dividendos de Ecopetrol y $0,4 billones por derechos económicos de contratos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

En particular, el pago de renta de la extracción de petróleo sumó cerca de 13 billones de pesos, la fabricación de productos de la refinación del petróleo $2,5 billones y el transporte de crudo por tuberías $1,16 billones.

Ahora bien, a nivel fiscal, el reto de las autoridades consiste en activar la exploración petrolera para ampliar las reservas, con lo cual se aprovecharía una reacción de los precios del petróleo en los mercados internacionales.

Por ello es fundamental trabajar conjuntamente para aportar al desarrollo de una Reforma Tributaria Estructural, la cual no grave más al inversionista, ni afecte la competitividad del mercado colombiano frente a sus vecinos.

Exportaciones

Las exportaciones totales de Colombia en 2015 registraron una disminución de 34,9% al pasar de US$54.795 millones en 2014 a US$35.690,8 millones en 2015. Este descenso se debe a la reducción de 47,1% en las ventas externas del grupo combustibles y productos de las industrias extractivas; 11,0% en el grupo de manufacturas; 31% en el grupo otros sectores; y 5,6% en el grupo de productos agropecuarios, alimentos y bebidas.

La caída en las exportaciones del grupo de combustibles y productos de las industrias extractivas obedeció principalmente a la disminución de 50,7% en las ventas externas de petróleo, productos derivados del petróleo y productos conexos, las cuales pasaron de US$28.625 millones en el año 2014 a US$14.120 millones en 2015.

Con corte a mayo de 2016, el Departamento Administrativo Nacional Estadístico (DANE), reportó que las exportaciones de Colombia totalizaron US$2.683 millones, lo que representó una reducción de 25% con respecto a mayo de 2015. El grupo de combustibles y productos de las industrias extractivas pasó de US$1.968,5 millones en el quinto mes de 2015 a US$1.337,7 millones en igual periodo de 2016. Esto significó una variación de -32,0%.


Si bien algunas industrias han mostrado un comportamiento positivo en los últimos meses, el gráfico evidencia que el sector hidrocarburos sigue liderando las exportaciones contribuyendo con un 43% la canasta exportadora. Cabe mencionar que al quitar en este ítem al sector petrolero, el indicador desciende notablemente.

Gráfico 5. Composición monetaria de la canasta exportadora – Mayo 2016

Fuente: DANE

En términos desagregados, el crudo aportó un 27%, un peso relativo similar al del sector agrícola (28%) y superior al de la industria (25%). El resto de combustibles proporcionó un 16%.

Inversión Extranjera Directa (IED)

Al revisar la Inversión Extranjera Directa (IED) de Colombia desde el año 2014, se observa que esta ha presentado una tendencia relativamente alcista, sin embargo, la coyuntura de ajuste de precios de crudo de 2014, ha generado que esta descienda, por ello, una presión adicional por parte de una reforma tributaria que no fomente la entrada de capitales extranjeros, sería un agravante que impactaría a la economía del país.

Gráfico 6. Inversión Extranjera Directa en Colombia y el Sector Petrolero

Fuente: Banco de la República


La inversión extranjera de Colombia durante el primer trimestre de 2016 acumuló una contracción de 37,5% a US$2.722,2 millones, con respecto al mismo periodo del 2015.

Según las proyecciones de Campetrol, al finalizar el 2016 la Inversión Extranjera Directa (IED) del sector petrolero llegaría a los USD$4.720 millones, lo que representaría en promedio el 26% de la IED total del país.

Esta cifra, no se veía desde el año 2007, época en la que la IED del sector petrolero se ubicó en los USD$4.156 millones.

De lo anterior radica la importancia de contar con una seguridad jurídica que ofrezca garantías a la hora de invertir. Si las reglas de juego cambian sin consideración alguna, no es posible hacer proyecciones sobre el comportamiento o desarrollo del negocio, ni predecir un escenario favorable para la entrada de recursos extranjeros.

Cambiar el nombre del impuesto al patrimonio por el de impuesto a la riqueza no es algo menor. Al hacerlo, se desconocieron las reglas establecidas para los contratos de estabilidad jurídica creados por la Ley 963 de 2005. No obstante, y aun a pesar de las críticas que estos acuerdos pudieran llegar a tener, estos constituían un punto de seguridad jurídica, que debido a su derogatoria por el artículo 166 de la Ley 1607 de 2012 y a la creación del impuesto a la riqueza de la Ley 1739 de 2014, afectaron las condiciones normativas en materia tributaria para quienes decidieron suscribirlos. Esto resulta un hecho desafortunado, que crea ineficiencias, si se tiene en cuenta que al cambiarse las previsiones de los inversionistas intempestivamente, la salida fácil es retirar sus inversiones del país disminuyendo el número de contribuyentes, frenando el desarrollo, y desincentivando a los posibles futuros inversionistas, quienes al observar este escenario prefieren acudir a otras jurisdicciones que les brinden la seguridad y condiciones adecuadas sostenibles en el tiempo.

El panorama se complica aún más cuando de invertir en activos se trata, ya que el impuesto sobre las ventas (IVA) no distingue entre gravar el consumo o la inversión, obstaculizando aún más la adquisición de tecnología y de activos por las empresas, que prefieren tercerizarlos a través de figuras jurídicas que no promueven el aumento de capital de las empresas.

Frente a este punto sería conveniente la posibilidad de descontar la totalidad del IVA para la ad-quisición de bienes de capital como descuento tributario del impuesto sobre la renta, claro está, condicionando la efectividad de este beneficio tributario a la generación de mayor crecimiento económico, dentro de un término concreto y medible. De no generarsen beneficios económicos dentro de dicha temporalidad, este beneficio debería eliminarse.

Adicionalmente, la desorganización y alta evasión de este impuesto resulta en que no pueda aprove-charse su potencial como lo hacen otros países, trasladando la carga tributaria a un esquema de IVA más costo-eficiente para sus contribuyentes.

En materia de IVA se calcula que la evasión está en alrededor de COP$15 billones o COP$20 billones al año. En renta una cifra similar. Es decir, que son entre COP$30 billones y COP$40 billones en impuestos que no le ingresan al Estado, incluyendo el tema de contrabando, representando cerca del 32% del recaudo total del país.


Gráfico No. 7. Tasas estatutarias de impuesto IVA respecto a la OCDE

Fuente: OCDE Taxation Data, 2015

Si lo que se pretende es estimular el crecimiento económico vía beneficios tributarios, se debe plantear una estrategia temporal y medible mientras se da un impulso a dichos sectores, más no el establecimiento de beneficios tributarios permanentes que no cumplen el postulado constitucional de la equidad tributaria.

Tributación

Gráfico 8. Tasa efectiva de tributación para el total de empresas y el sector BB&SS petroleros

Fuente: Superintendencia de Sociedades, 2014


Este gráfico ordena el indicador como empresa promedio de un sector económico o del total de sectores incluyendo tamaños empresariales por total de activos. Es decir, en el promedio se haya una empresa representativa de la media de estas variables.

Un ejemplo de esto se encuentra observando el porcentaje de impuestos que pagaría el promedio de todas las empresas que reportan sus estados financieros a la Superintendencia de Sociedades. Este equivale al 27% de sus utilidades, es decir, $488.183 millones de pesos en impuestos de un total de $1,826 billones de pesos en utilidades. Esto corresponde a una proporción de tributación menor al porcentaje de impuestos que pagan las empresas de bienes y servicios petroleros, en promedio que asciende al 38%, es decir, $4.208 millones de pesos en impuestos de un total de $11.188 millones de pesos en utilidades.

Comparada con otros países de América Latina en donde se inspecciona al 3,1% (BID, 2013, pág. 163, cuadro 6.5) de los contribuyentes, en Colombia la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales-Dian, solo logra inspeccionar al 0,1%. Esto refleja que a pesar de las altas tasas nominales el recaudo no corresponde al que debería obtenerse.

Finalmente, reestructuraciones como la del impuesto a la riqueza, antes impuesto al patrimonio, suponen un peso adicional a las cargas expuestas que generan, no sólo presión en las operaciones de las empresas, sino que disuaden a potenciales inversionistas o empresas interesadas en fortalecerse en el territorio nacional.

Las regalías en el Sector de Hidrocarburos

En cuanto a las regalías el desplome ha sido significativo. En COP$5,4 billones cayeron los ingresos por regalías entre 2014 y 2015, esta suma representa aproximadamente el 30,8% del presupuesto originalmente asignado al Sistema General de Regalías (SGR) para los años 2015-2016.

Lo que muchos aún no entienden es que el mayor impacto de esta reducción se ve reflejado en la inversión de las regiones, que deberán efectuar recortes cercanos a los COP$3,4 billones.

La reducción para el periodo 2016 ha afectado principalmente a los departamentos de Meta (COP$223.419 millones menos), Antioquia (COP$190.296 millones), Córdoba (COP$180.571 millones), Bolívar (COP$180.498 millones), Nariño (COP$160.500 millones), Cesar (COP$149.065 millones) y Boya-cá (COP$141.843 millones).

A la fecha el presupuesto del Sistema General de Regalías (SGR) registra un desfase de COP$5,43 billones, pasando de un presupuesto de ingresos para 2015-2016 de COP$17,47 billones a COP$12,04 billones.

Es por ello que desde Campetrol estamos proponiendo al Congreso de la República y al Gobierno Nacional, un ajuste a la estructura de la Ley de Regalías, el cual consiste en que los recursos que por este concepto no se hayan ejecutado en la región, se trasladen a los departamentos petroleros, específicamente a los que ejecuten más del 80% de su presupuesto de regalías.


También consideramos que los recursos que fiscalmente este sector genera, deben aprovecharse para fortalecer sectores como el agroindustrial y el manufacturero, ya que la mejor inversión social es la generación de empleo.

Teniendo en cuenta todo lo anterior, sobra hacer mayor énfasis en la importancia, y sobre todo, en la necesidad que tiene para el país un sector de hidrocarburos desarrollado y dinámico.

Colombia debe trabajar en una política que facilite el desarrollo de proyectos energéticos, los cuales le permitan al país seguir contando con importantes recursos de inversión extranjera, trayendo de esta manera desarrollo económico, social, tecnológico, empleo, entro otros.

Territorios de la energía

Estrategia de Eco-desarrollo

Conociendo las características de desarrollo que identifican a la industria minero-energética, es fundamental analizar el escenario en el cual se encuentran presentes las empresas que hacen parte de este sector, así como las variables que impactan el comportamiento de las mismas en la región.

El relacionamiento estratégico y transparente en las regiones con las autoridades locales y la comu-nidad, es un elemento que tiene la capacidad de afectar positivamente a la industria, encaminándola a la construcción de confianza.

Es por ello, que el enfoque actual hay que cambiarlo, la industria debe ir más allá de la respon-sabilidad social empresarial y apostarle a la generación de valor, así como a las transformaciones territoriales, conectando las inversiones con las opciones de crecimiento que tienen los territorios, o de lo contrario, seguiremos perdidos.

Las necesidades que existen en los departamentos son una bomba de tiempo que explotará en cualquier momento, lo cual dejaría como resultado grandes crisis territoriales que afectan, bloquean y sacan de control a la industria petrolera presente en las zonas productoras.

Territorios de la Energía, está enfocado precisamente en esos puntos, es un macro proyecto social que busca apalancar, desde el sector de hidrocarburos, proyectos agroindustriales y ecoturísticos teniendo en cuenta las características y vocación de la tierra de las regiones.

Desde la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), hemos trabajado en esta iniciativa, la cual se ha socializado y sensibilizado con más de 35 entidades públicas y privadas, siendo estas las que pueden liderar esta estrategia organizando a la industria petrolera alrededor de este macro proyecto sostenible y sustentable en el largo plazo.

Esta iniciativa se ha venido analizando de la mano de la Fundación Metropoli, entidad con más de 20 años de experiencia en el impacto de ciudades a nivel mundial a través de la metodología de territorios inteligentes. En el país es reconocida por haber liderado la estrategia Diamante del Caribe y los santanderes.


En un principio se han venido estudiando departamentos como el Meta, Casanare y Putumayo para iniciar la implementación de la estrategia territorios de la energía; sobre estos ya se tiene un primer acercamiento, identificación de necesidades y vocaciones, lo que permitiría iniciar la implementación de la iniciativa. Sin embargo, también se impactarán otras zonas del país como Arauca, el Caribe y el Magdalena Medio, en los cuales se tomará como base el sector petrolero. Cabe mencionar que si se decide incluir el sector minero, este proyecto cubriría todo el territorio nacional.

No podemos olvidar que el sector de hidrocarburos tiene mucho pasado, pero también una extraor-dinaria visión de futuro, es por ello necesario concebir el entorno como el elemento a consolidar y fortalecer en las regiones, ya que a la medida que avanza este, así lo debe hacer la industria de hidrocarburos.

En ese sentido es importante resaltar que las operaciones mineras y petroleras están en la zona rural colombiana, por lo que no se puede olvidar que todas las variables que impactan a este sector hoy, golpean, de diferente forma a los ciudadanos de estos territorios.

La pobreza extrema, la falta de oportunidades, la poca inclusión social y la escasa presencia institu-cional, sin dejar de lado los altos costos de producción en el agro, son factores que sin duda afectan a las empresas que tienen su actividad productiva en esos lugares, lo cual dificulta la diversificación de esas economías.

Sin embargo hay una oportunidad, pero para ello se requiere entender que la industria hidrocarbu-rífera genera desarrollo, atrae inversión nacional e internacional, apalanca programas sociales, así como educación pública y entrega recursos al estado vía impuestos, regalías y dividendos. En este aspecto es importante resaltar que a pesar de la coyuntura de ajuste de precios por la que atraviesa la industria petrolera, esta aporta cerca del 40% en las exportaciones, lo cual permite ampliar la visión para apostarle a la diversificación económica de las regiones, lo cual haría viable la operación de las empresas de este sector en el largo plazo.

Evidentemente el desarrollo nacional no se le puede cargar a la industria de los hidrocarburos única-mente, pero sin duda, es un actor fundamental para el desarrollo económico y social regional, de allí la necesidad de que el esquema y la llegada por parte de las empresas petroleras debe replantarse, los recursos focalizarse y por supuesto, articularlos con proyectos productivos para obtener resultados diferenciadores.

La focalización de recursos como las regalías, la obligación legal de inversión social que tiene la industria, las alianzas público privadas (APP), los fondos de inversión, así como los recursos estatales destinados para tal fin, son algunas herramientas financieras que podrían ser de gran utilidad para implementar este proyecto.

Por todo lo anterior, considero que es el momento de unirnos como industria para generar cambios en el escenario social y transformar el entorno. Territorios de la Energía, es sinónimo de generación de empleo y oportunidades, es impactar positivamente el índice de pobreza extrema que se tiene en las zonas donde la industria hace presencia, es fortalecer el sector petrolero, es construir realmente zonas con equidad en Colombia.


Hidrocarburos, Territorio y Medio Ambiente: Invitación a una Reflexión Compleja

Luis Fernando Macías Gómez

La relación entre territorio y medio ambiente ha venido adquiriendo importancia en los últimos años, como una de las consecuencias de la conflictividad ambiental en torno a grandes proyectos de desa-rrollo y la protección ambiental. El territorio debe ser visto en forma dinámica, conformado por los recursos naturales, la población y la interrelación entre estos. La explotación de hidrocarburos es una de las actividades que mayor resistencia genera en ciertos sectores, pero al mismo tiempo es parte de la columna vertebral del desarrollo del país, y en esa tensión surgida entre la protección ambiental y la explotación de hidrocarburos aparece el derecho como reductor de esa tensión, pero éste desborda la capacidad de solución de un problema que es esencialmente de carácter político y socio económico. Ante este panorama se invita a repensar estas cuestiones en forma crítica y racional, sobre todo cuando se avecina un periodo de pos conflicto que va a cambiar la dinámica de los actores.

El continente latinoamericano se ha visto confrontado desde su encuentro con la cultura occidental al tema de las actividades extractivas. La conquista y colonización fue en gran parte un proceso de extractivismo producto del mercantilismo de la época y la necesidad de los países de medir sus riquezas por el oro.

Posteriormente, con la aparición de los hidrocarburos, nuevamente se ve en medio de un nuevo recur-so natural, como fuente de desarrollo y transformaciones sociales, políticas, ambientales, económico y jurídico.

Con el transcurso del tiempo y la aparición de procesos sociales y políticos a nivel regional y mundial, se encuentra que los países productores de petróleos entran en una lógica global de intereses y juegos de poder derivados de este recurso.

Colombia, sin ser un gran productor de hidrocarburos, al menos a nivel muy local, se ha visto en medio de la tensión que genera el desarrollo y la explotación de este recurso.

El desarrollo de esta industria ha contribuido al desarrollo del país, pero también ha generado fuerte resistencia de algunos grupos que ven en ella, un factor desestabilizador y transformador del entorno y de la cultura de las poblaciones de su área de influencia.

Esta situación, ha producido una serie de cuestionamientos y oposición a proyectos de este sector, con lo cual se ha generado un enfrentamiento producto de las posiciones de cada uno de los actores involucrados, antes que en una reflexión racional y crítica que contribuya a plantear ideas y soluciones.

En realidad, se trata de un debate filosófico y por ende político, que se agrava en la medida que no ha sido abordado en esta forma. Los países deciden el modelo de desarrollo que consideren apropiado para alcanzar su bienestar y las actividades que permitan lograrlo. Se puede privilegiar la actividad de hidrocarburos, y en general la extractivista, pero debe haber conciencia del impacto que genera,


independientemente de cuan respetuosa de la ley sea, o se desarrolle lo más sosteniblemente posible. Otra actividad que se puede privilegiar, es la conservación y buscar actividades más acordes con ella. Pero esto requiere de una política de Estado integral y de largo plazo. En medio de esas opciones, se ha venido dando una discusión, en ocasiones serias y profundas, en otras, de manera superficial y meramente activista o estratégica.

En este contexto, se quiere mostrar en el presente artículo la relación entre el territorio, el medio ambiente, la explotación de hidrocarburos y su relación con el derecho como reductor de crisis. Adicionalmente, se intenta contribuir a una reflexión en torno a la necesidad de formular políticas enmarcadas no solamente en aspectos puramente economicistas sino también producto de análisis a largo plazo que involucren otras dimensiones.

Para tal fin, se recurrirá a algunas referencias en torno a lo que representa el territorio en la reflexión ambiental para luego pasar a mostrar el caso del Área de Manejo Especial de la Macarena (AMEM), como una muestra práctica de la ausencia de una política de Estado en torno a la problemática derivada de la tensión entre la explotación de hidrocarburos, el desarrollo y el medio ambiente y algunos planteamientos en torno a una nueva realidad jurídica.

1. Consideraciones en Torno al Territorio.

La idea de territorio, ha sido analizada desde diversas perspectivas, pero en el presente escrito se hará referencia a una visión más ligada a la idea de lo ambiental. Es así como, para algunos el territorio es visto en cuanto espacio ocupado por una población y transformado por ésta, en el que a su vez, dicha población también se transforma. Ernesto Guhl señala que:

“En la medida en que el espacio geográfico sirve de base a las actividades humanas que dan origen a su ocupación, manejo y control, al aprovechamiento de sus recursos naturales y a su función como depósito de residuos que ellas producen, el espacio se va transformando en un producto histórico y social y entonces se denomina territorio. Es decir: entendemos el territorio como el espacio geográfico humanizado, como el espacio transformado por el hombre.

“Desde esta visión se entiende que el territorio es cambiante con el tiempo, pues está en permanente transformación como resultado de la interacción del mundo natural con el mundo cultural. Es decir, que se produce a partir de la combinación de los procesos socioeconómicos y culturales, de las relaciones y estructuras de poder y de las estrategias adaptativas de la población a los recursos naturales y las potencialidades y limitaciones de la oferta ambiental, lo que hace que cada territorio sea único” (Guhl E., 2000, p. 169).

Esta consideración lleva a plantear la necesidad de tener en cuenta que el territorio no es solamente un espacio geográfico limitado a un terreno, sino que es dinámico, integrado por sus recursos y una población. Es decir, que la relación es conflictiva, tal vez por ello en la mayoría de los casos se hace referencia a que el conflicto está influido, marcado o generado por problemas de territorio y los procesos de ocupación del mismo por parte de diversos grupos de población.

Lo que existe es en realidad una gran relación entre conflicto y medio ambiente, en el cual la industria extractivista, por su misma naturaleza se ve involucrada en esa tensión, muchas veces sin


quererlo, sino simplemente por la lógica propia del país. Aquél está influido, marcado o permeado por la relación entre poder y territorio, y los procesos de ocupación del mismo por parte de diversos grupos de población. Este fenómeno no es más un proceso de apropiación de recursos naturales como búsqueda para alcanzar mejores condiciones de vida. Es la ausencia del Estado, de su incapacidad de Gobernar, lo que ha generado procesos desordenados de ocupación del territorio. La promoción de proyectos, como es el de los hidrocarburos, que se promueven sin ninguna visión integral, ni mucho menos previendo las consecuencias positivas o negativas, peor aún sin que los tomadores de decisión, conozcan el territorio donde se van a desarrollar dichos proyectos.

Colombia es un país de desarrollo centralizado geográficamente. Las mejores condiciones de vida se encuentran en el centro del país, lo cual genera un desplazamiento desordenado de población hacia lugares que ofrezcan condiciones de explotación agrícola o ganadera y de hidrocarburos y demás actividades extractivistas.

Conflicto y medio ambiente, no son más sino la muestra de la incapacidad del Estado colombiano de gobernarse, conservarse y fortalecerse. Pero en términos políticos y no militares. Se podría pensar que la visión puramente militar de la problemática colombiana ha invadido las políticas ambientales.

El profesor Alfredo Rangel Suárez, en un ensayo presentado en el Foro Nacional Ambiental llevado a cabo el 17 de mayo de 2004, dice: “Colombia ha sido un país con mucho más territorio que Estado. Esta precariedad de las instituciones del Estado frente a la dimensión del territorio ha hecho posible fenómenos como la colonización espontánea y no regulada y el asentamiento de grupos insurgentes en amplias zonas del país”. (Rangel A., 2004, p. 49) ¿No es un claro reconocimiento de la ausencia de capacidad de gobernar el proceso de ocupación del territorio, el desarrollo de actividades y asentamiento de la población lo que se plantea?

Pero es tal vez Ernesto Guhl quien mejor resume la problemática de territorio, población y medio ambiente en el proceso de formación del Estado colombiano:

“El resultado de quinientos años de historia en términos de construcción de territorio es que la sociedad colombiana ha ocupado y aprovechado algo así como una tercera parte de su espacio continental, y que apenas comienza a pensar en el aprovechamiento de sus espacios marinos. Por ello se dice que Colombia es un país que posee más territorio que Estado. Este proceso de ocupación progresiva se ha llevado a cabo principalmente en las regiones andina y caribe, las ha impactado severamente desde el punto de vista ambiental […]”

“Es sin duda una gran paradoja que en un país aparentemente tan rico en recursos naturales no hayamos sido capaces de aprovecharlos y sigamos concentrados en una parte relativamen-te pequeña de su extensión, a la cual hemos sometido a un proceso de explotación agotadora y excesiva. Esta paradoja plantea un interrogante sobre la capacidad del hombre colombiano para ocupar y aprovechar su territorio y sus recurso naturales, y, al mismo tiempo, ofrece una esperanza hacia el futuro, en el sentido de que podamos hacerlo de una manera más racional en términos sociales y más equitativa con las generaciones venideras.

“La exuberancia, belleza, aparente riqueza y gran dimensión espacial de nuestro paisaje natural crearon, como se señaló antes, un sentimiento en el hombre colombiano de que su naturaleza era inagotable y de que, por lo tanto, proveería sus necesidades sin límite alguno


por tiempo indefinido. Esa visión marco la relación hombre – naturaleza y determinó las formas de explotación y aprovechamiento de los recursos naturales, dándole un carácter depredador, a través de una actitud cortoplacista de explotación y saqueo.

“Pero, además, nuestro ambiente natural es difícil para el hombre desde el punto de vista de la salud. Las vastas llanuras y zonas selváticas, cálidas y humedad, son propicias para la existencia de las graves y poco conocidas enfermedades tropicales como la malaria y las enfermedades gastrointestinales. A su turno, la presencia de animales desconocidos y peligrosos creo una actitud de confrontación entre el hombre y la naturaleza. Así, a los conceptos de desperdicio y abuso se agregó un sentimiento de enemistad, pues era necesario “vencer” la naturaleza para poder “civilizar el territorio. Con estos ingredientes se produjo una relación hombre – naturaleza marcada por la violencia”. (Guhl. E., 2004, p. 176)

Podría decirse que es necesario que se entienda en el país que la variable ambiental aporta una nueva forma de analizar el ejercicio del poder sobre un territorio y una población determinada. Esto exige una mayor racionalidad a largo plazo, una previsibilidad y un cálculo, así como un nuevo conocimiento y nuevas tecnologías para conservar y acrecentar el poder del Estado, pero en términos democráticos.

Ese proceso violento de ocupación del territorio, ha generado unas relaciones sociales igualmente violentas. El Estado ha sido incapaz, históricamente, de lograr un verdadero control de todo el terri-torio y plantear unas políticas de población que tengan en cuenta la necesidad de ubicación de las poblaciones en zonas que permitan un desarrollo equilibrado entre el aprovechamiento del territorio, es decir de sus recursos, y la conservación del medio ambiente.

En medio de esas características se ha venido desarrollando un incentivo a las actividades de explo-tación de hidrocarburos, pero sin que el Estado ofrezca las mínimas garantías al inversionista, pero desconociendo al mismo tiempo las características de la población que habita dichas regiones, ni mucho menos, conociendo y reconociendo las riquezas en biodiversidad y demás recursos naturales que pueden existir allí. Es decir, se promueven actividades sin conocer la interrelación existente entre la población asentada y el entorno, y el efecto, positivo o negativo, que puede generar la aparición de proyectos que generan un impacto en el desarrollo pero al mismo tiempo pueden afectar el entorno, o en los términos de Foucault el “Milieu” (Foucault M., 2004, p. 22).

El Estado colombiano a lo largo de su historia de explotación de hidrocarburos la ha promovido sin tener mayormente en cuenta las condiciones existentes en dichas regiones. En los planes de desa-rrollo se promueve la protección ambiental pero al mismo tiempo se incorporan metas y programas ambientales, creación de nuevas áreas protegidas, que casi siempre coinciden con las zonas de desa-rrollo de actividades, entre ellas la explotación de hidrocarburos. Es decir, las políticas de desarrollo son incoherente y desarticuladas, lo cual genera para el inversionista inseguridad jurídica, pero para la comunidad resistencia y rechazo pues se ve alejada o desconocida en la toma de decisiones.

Un caso que permite ilustrar lo señalado anteriormente es el de la AMEM, que es una zona estratégica para el país, en todas sus dimensiones, y que seguramente es punto central en el posconflicto.


2. La AMEM un Ejemplo de Tensión entre Ambiente, Territorio y Explotación de Hidrocarburos.

La AMEM comprende 3.891.790 hectáreas y está ubicada casi en su totalidad en el departamento del Meta con una porción en el departamento del Guaviare. Está conformada por 4 parques naturales (PNN Sierra de la Macarena, PNN Tinigua, PNN Cordillera de los Picachos, PNN Sumapaz) y 3 Distritos de Manejo Integrado de los Recursos Naturales “DMI” (DMI Ariari - Guayabero; DMI Macarena Norte; DMI Macarena Sur)146.

Esta zona está ubicada hacia el sur del país una de las de mayor conflicto a lo largo de la historia del país. Sin embargo, desde 1949 fue reconocida su importancia científica y ambiental por la variedad de recursos naturales y el potencial de desarrollo de la ciencia y la investigación.

Posteriormente ha tenido una serie de regulaciones, hasta que en 1989 mediante un Decreto Ley se consagra como área de manejo especial.

A pesar de la importancia que tiene la zona se han generado procesos de ocupación del territorio, sean legales o ilegales, así como el desarrollo de proyectos de importancia para el país en materia minera, hidrocarburos y agroindustriales, sin una verdadera presencia del Estado.

Esta zona actualmente es vista desde su punto de vista meramente ambiental y así se ha intentado pro-teger. Sin embargo, las dinámicas generadas por sus procesos de poblamiento, asentamientos humanos, combinado con la adjudicación de títulos mineros y de hidrocarburos, ha generado una tensión entre esa visión meramente ambiental y la visión de desarrollo. A esto se une la presencia de grupos guerrilleros, paramilitares, presencia de cultivos ilícitos, lo cual es un verdadero laboratorio para plantear la necesidad de reformular los criterios de conservación de recursos frente al desarrollo económico.

Si se tiene la visión de mantenerlo como una zona de investigación y esparcimiento el Estado de-bería proceder a realizar procesos de recuperación de tierras y no adjudicar proyectos mineros o de hidrocarburos. Pero si se mira en forma contraria, debería entonces replantearse el alcance de los criterios de conservación, con el fin de promover proyectos extractivos intensos. Es justamente la contradicción de la política del Estado colombiano, que no se decide y recurre a un vaivén en ideas y programas sin tener una visión integral.

En esta zona de gran riqueza para el país, se puede ver a nivel micro que en el país no se tiene en cuenta la relación existente entre el territorio, el desarrollo, la población y el ejercicio del poder. Allí, la legitimidad del Estado es puesta en duda pues se limita a una mera presencia militar, sin contribuir a generar procesos de gobierno que permitan fortalecer el Estado en su dimensión demo-crática, y permitan a la población su desarrollo integral y al inversionista tener seguridad jurídica, social y económica.

Por otra parte, una visión meramente lúdica de la naturaleza que impida los procesos de desarrollo en su interrelación entre territorio y población, contribuye a la oposición y resistencia a estos proyectos, por el contrario una visión de un puro desarrollo desconociendo la necesidad de usar y conservar los recursos naturales, podría traer mayor escasez de recursos, lo cual de una u otra forma contribuye a la generación de conflictos. Acá, el acceso a los recursos y la afectación de los mismos

146 La información utilizada es tomada del sitio web: http://www.ame-macarena.org el cual contiene una serie de documentos que muestran la problemática de esa zona.


ponen a prueba la denominada seguridad nacional ambiental. En efecto, la confluencia de diversos factores, elementos y actores hace problemática la Gubernamentalidad en la zona, tanto más cuanto que el Estado no comprende la dimensión de seguridad que requieren los recursos naturales, y se limita a sólo utilizar instrumentos jurídicos y militares para su control.

Los procesos de colonización de la región, se han producido en parte como consecuencia del conflicto pero también, cómo resultado de los desplazamientos de población en búsqueda de mejores oportu-nidades genera presiones sobre los recursos naturales. Situación que se ve agravada ante la ausencia de un Estado que oriente estos procesos. Es decir, que la conservación de los recursos se ha visto desplazada por los procesos de colonización y ocupación del territorio.

Las condiciones de abandono y pobreza son evidentes, acompañado de un proceso de acumulación de tierras y exclusión de población. Pero al mismo tiempo, hacen presencia grandes proyectos de desarrollo, como la minería y la extracción de hidrocarburos.

Esta situación es un reto ante el periodo de pos conflicto pues surgirán nuevos actores y tensiones, sobre todo en la medida en que la población va a sentirse liberada del estigma de ser acusado de ser un actor armado. La desaparición del conflicto armado dará lugar a un conflicto que podría denominarse no convencional. Es decir, unas reivindicaciones alejadas de un teatro de las armas, en un medio teóricamente democrático. Y la democracia también impone retos.

Como se puede observar, esta zona es un gran laboratorio para mostrar diversas paradojas y con-tradicciones del desarrollo y política del país. Pero para los efectos de este trabajo permite mostrar cómo, la tensión entre la explotación de hidrocarburos, el desarrollo y la conservación del medio ambiente son originadas en muchas ocasiones por la ausencia de la coherencia de una política de Estado, lo cual conduce a plantearse en términos jurídicos.

3. El Derecho ante una Realidad Compleja

Toda esta problemática tiende a ser resuelta por el derecho, con lo cual éste aparece como una especie de mesías que salvará a la humanidad. Se interponen tutelas, acciones populares, se ejercen derechos de participación, en fin se judicializa un conflicto que en principio desborda lo jurídico.

Es decir, un conflicto que es esencialmente social y político, se desplaza hacia el derecho, con lo cual se genera incertidumbre, ante las nuevas tendencias del derecho que buscan un reconocimiento de valores éticos, antes que la aplicación de la norma. Y es evidente que ante una situación como la presentada, el intérprete no tiene otra solución que la de recurrir a esas nuevas visiones de lo jurídico.

El derecho ha cambiado su lógica tradicional y ante estas nuevas realidades se aplica bajo estos nuevos paradigmas, lo cual plantea una doble problemática. Por un lado, situaciones que involucran valores recientes como es la defensa de la naturaleza frente a tradicionales actividades que ha im-pactado ecosistemas y contribuyen a su vez al desarrollo del país, y por otra parte; conflictos que son esencialmente de naturaleza socio política buscando solución en el derecho, generan un verdadero caos que conduce a otros conflictos. Es decir, el derecho se desplaza de una función reguladora a un factor de conflicto.

Pero esta visión del derecho no es nueva, ya se había dicho que:


“La ciencia jurídica como ciencia del orden social es diferente a la naturaleza concebida como un orden sujeto a una serie de leyes basadas en el principio de causalidad. En efecto, la norma ambiental no busca regular una serie de conductas de los hombres para que convivan entre sí, sino una serie de conductas del hombre frente a la naturaleza para que conviva con ella y además respete las leyes naturales que la rigen”. (Nuñez Ladevese L., 1977, p. 40)

El derecho se transforma cuando la naturaleza se convierte en un interés jurídico tutelado. Pero más recientemente, la misma Corte Constitucional plantea en el fallo C – 449 / 15 la importancia de la defensa de la naturaleza y la ruptura de paradigmas ante una nueva realidad social, natural y jurídica:

“El reconocimiento de la importancia de la “madre tierra” y sus componentes ha sido un pro-ceso lento y difícil históricamente, careciendo de desarrollos significativos que les registren su valor por sí mismos. A través de los tiempos se han concebido principalmente como cosas al servicio del ser humano, quien puede disponer libremente de ellos y encontrar justificado su abuso. Colombia ha sido reconocida por la comunidad internacional como un país “me-gabiodiverso”, al constituir fuente de riquezas naturales invaluables sin par en el planeta, que amerita una protección especial bajo una corresponsabilidad universal. La jurisprudencia de esta Corporación ha insistido en que la Carta de 1991 instituyó nuevos parámetros en la relación persona y naturaleza, al conceder una importancia cardinal al medio ambiente sano en orden a su conservación y protección, lo cual ha llevado a catalogarla como una “Consti-tución ecológica o verde”. Así lo demuestran las numerosas disposiciones constitucionales (33), que han llevado a reconocerle un “interés superior”.

Ha explicado la Corte que la defensa del medio ambiente sano, constituye un objetivo de principio dentro de la actual estructura del Estado social de derecho. Bien jurídico constitu-cional que presenta una triple dimensión, toda vez que: es un principio que irradia todo el orden jurídico correspondiendo al Estado proteger las riquezas naturales de la Nación; es un derecho constitucional (fundamental y colectivo) exigible por todas las personas a través de diversas vías judiciales; y es una obligación en cabeza de las autoridades, la sociedad y los particulares, al implicar deberes calificados de protección”.

Es decir que prima la defensa de la naturaleza y valores de protección sobre cualquier otra conside-ración. Esta posición, es una cara de la Constitución, la otra sería la de privilegiar el libre mercado debilitando los derechos consagrados. Tal vez por eso podría ser calificada como una Constitución Jano, como el dios romano que tenía dos caras. Ciertamente, nuestra máxima norma jurídica pro-mueve por un lado el desarrollo amplio y exclusivo del libre mercado, pero por otra, consagra valores de un Estado del Bienestar denominado Estado Social de Derecho, lo cual genera una contradicción intrínseca que se manifiesta en estos casos de conflictos socio ambientales frente al desarrollo de actividades extractivas.

Se podría afirmar que no es el derecho el que va a resolver una problemática que involucra una ausencia de capacidad de Gobernar, es decir dirigir, conducir y orientar la conducta de la población y de su interrelación con el entorno en el cual existe. Esto tiende a generar una hipertrofia de todo el sistema, lo que a su vez agudiza la conflictividad, es decir la culebra se muerde la cola.

Hasta donde podría afirmarse que ha faltado una verdadera concepción de lo que es gobernar en su sentido más amplio y es necesario un aprendizaje del país, incluido todos los actores que lo


conforman. Pero ¿cuál será el contenido y la estrategia para hacerlo? ¿Basta un fortalecimiento del Estado Social de Derecho? ¿O repensar el desarrollo?, o ¿tal vez pensar la seguridad en términos de seguridad ambiental? ¿O se requiere un simple control militar del territorio? ¿Cuál sería el papel de la dimensión ambiental, del derecho, del desarrollo y de la sociedad en cualquiera de esas dudas? ¿O quizás se deba pensar en una nueva Constitución que debilite su cara de un Estado Social de Derecho y dé preeminencia a la regulación social únicamente por el mercado?

En fin, es el reto que se plantea en estos momentos el futuro del desarrollo y de la dimensión política del medio ambiente, sobre todo en una fase de pos conflicto. Y esto exige una mayor reflexión en todos los frentes del conocimiento, antes que en el conformismo y la aceptación de verdades o dogmas que se pretendan imponer, a través de posiciones de fuerza o mediante la aplicación de un derecho en transformación antes las nuevas realidades.

Referencias Dryzek. J. S. (2005) The politics of the earth. Environmental discourses. Oxford: Oxford University Press.

Foucault, M. (2004 a.). Sécurité, territoire, population. Cours au Collège de France. París: Seuil.

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Haeckel, E. (2013). Generalle morphologie der organismen. En A. Debourdeau, Les grands textes fondateurs de l´écologie. París: Flammarion.

Guhl E., (2000) “La sostenibilidad: ¿un nuevo camino? (P. 167 – 210) EN autores varios, ¿Qué está pasando en Colombia. Anatomía de un país en crisis, , Bogotá: El ANCORA Editores.

Hochstetler, K., (2010). El problema ambiental como problema político. (pp. 354 – 375). En Navarro, M. Comp. Ciencia política. Nuevos contextos. Nuevos desafíos. Bases del análisis político. México: Editorial Limusa.

Hommer - Dixon, T. F. (1999). Environment, scarcity and violence. Princeton: Princeton University Press.

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Rangel Suárez A. (2004), “Naturaleza y dinámica de la guerra en Colombia” (p. 49 – 65) En Cárdenas M –Rodríguez M (editores), Guerra, sociedad y medio ambiente, Bogotá: Foro Nacional Ambiente.


Industria de los Hidrocarburos en Colombia, un Gran Potencial y Mayores Desafíos

Francisco José Lloreda Mera

Este año se cumple un siglo desde que se inició formalmente la actividad exploratoria del pri-mer campo productor de petróleo en Colombia: Infantas. En febrero de 1916 llegaba a este punto de la geografía santandereana el vapor Unión, con inversionistas e ingenieros que posteriormente conformarían la Tropical Oil Company, y marcarían el inicio del desarrollo industrial del sector de hidrocarburos en el país.

Desde ese entonces, esta industria ha sido un eje fundamental del desarrollo económico de Colombia. El sector petrolero le ha permitido al país aprovechar los recursos del subsuelo para acceder a una fuente de energía confiable, sin necesidad de estar expuesto al vaivén de los mercados internaciona-les. Ha sido una industria clave para lograr la autosuficiencia energética de la nación.

Si bien en los últimos años el país ha atravesado por una serie de transformaciones estructurales que han permitido el auge de la industria de hidrocarburos, hoy Colombia enfrenta importantes desafíos que obligan a plantearse una discusión nacional sobre qué tipo de industria desea, qué expectativas existen sobre este sector y qué se debe hacer para que estas se cumplan.

LA COLOMBIA DEL MILLÓN DE BARRILES

En cien años, la institucionalidad colombiana y la normatividad para el sector petrolero también han evolucionado: del otorgamiento de concesiones a empresas privadas, pasando por el manejo estatal de los recursos a través de la creación de Ecopetrol y los contratos de asociación, hasta los mecanismos contractuales instaurados con la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH.

La más reciente transformación del marco regulatorio para la industria de hidrocarburos hecha en 2003, que creó a la ANH y reestructuró a Ecopetrol como una compañía de naturaleza mixta, sin duda estimuló la inversión privada en el sector de hidrocarburos. A principios de la década pasada la inver-sión extranjera para las actividades de exploración y producción de petróleo apenas llegó a superar los 500 millones de dólares, ya para 2012, esta cifra sobrepasaba los 5.000 millones de dólares.147

Parte de este éxito estuvo también relacionado con un periodo de auge de los precios del petróleo. No hay que olvidar que la década pasada el mundo vivió lo que hoy se conoce como un súper ciclo de los precios de las materias primas. Entre 2007 y 2012 las cotizaciones del barril de crudo en Nueva York registraron un promedio de 98 dólares, con un pico de 147 dólares a mediados de 2008. Esto aumentó el capital disponible para inversión en el sector y nuevos destinos se volvieron atractivos para grandes empresas de exploración y producción.

147 Los datos del Banco de la República indican que la inversión extranjera directa para el sector petrolero en el 2001 fue de 521 millones de dólares, en 2003 cayó a 278 millones de dólares y en 2012 logró su pico máximo de las últimas dos décadas, que fue de 5.471 millones de dólares. En 2015 la inversión extranjera directa del sector fue de 3.060 millones de dólares.


En ese mismo periodo, la actividad petrolera en Colombia creció de manera sustancial. En materia exploratoria, mientras a principios de la década pasada el país realizaba con mucho esfuerzo 2.400 kilómetros de sísmica por año y 14 pozos exploratorios, a partir de 2003 esta actividad se incrementó a pasos agigantados. El pico máximo se logró en 2010, cuando se hicieron 20.000 kilómetros de sísmica, y en materia de pozos explorados el mayor nivel se registró en 2012, con 131.

Por otro lado, la producción de petróleo y gas en el país se duplicó en ese mismo período: de 600.000 barriles de crudo por día Colombia llegó y superó la meta de producir un promedio de un millón de barriles mensual diarios durante 2015; y de 588 millones de pies cúbicos de gas, el país llegó a producir 1.177 millones de pies cúbicos en el 2013, lo que además permitió aumentar el uso de gas natural en los hogares del país y reducir la utilización de leña en algunas regiones apartadas.

Ese millón de barriles de producción de crudo se vio reflejado en un aumento de los beneficios para la Nación y las comunidades. Las actividades de exploración, producción y transporte de hidrocarburos le aportaron al Estado, solo en 2014, 28,3 billones de pesos, de los cuales, $7,8 billones corresponden a las regiones, y $20,5 billones al Gobierno Nacional; en 2013 los recursos eran aún superiores, con 23 billones aportados al Gobierno Nacional mediante dividendos de Ecopetrol, impuesto de renta y derechos contractuales de la ANH y 8 billones en regalías, se llegó a un total de 31 billones de pesos.

Además, entre 2010 y 2014 la industria invirtió cerca de 4 billones de pesos en proyectos sociales (el 82 por ciento de estos recursos se destinaron a iniciativas voluntarias de las empresas) y se generaron al año cerca de 133.000 empleos y 35 billones de pesos anuales en compras de bienes y servicios. Esto sin incluir los recursos aportados para construcción de infraestructura que en ese mismo periodo sumaron 1,5 billones de pesos.

Entre 2005 y 2015 la industria de hidrocarburos aportó 200 billones de pesos a la Nación, cifra que equivale a multiplicar por 33 el valor de venta de Isagen o por 4 el presupuesto previsto para los proyectos viales de cuarta generación. No es coincidencia que el incremento de los aportes de este sector se haya dado a la par de los avances sociales que logró el país en materia social y económica en esta década.

En esos diez años, Colombia logró crecer hasta 6,7 por ciento (en 2006), la pobreza extrema bajó de 13,8 por ciento a 7,9 por ciento, la clase media creció de 18 por ciento a 55 por ciento, el ingreso per cápita pasó de 3.386 dólares a 7.903 dólares en 2014, el desempleo cayó de 10,3 por ciento a 8,6 por ciento y el presupuesto de inversión de la Nación pasó de 11,9 billones a 43,7 billones de pesos. Cifras muy positivas, posibles en gran medida gracias a la industria petrolera.

UN MUNDO DISTINTO

Mientras esto sucedía en Colombia, en el mundo la industria de hidrocarburos también empezaba a cambiar de dirección. Los altos precios de los hidrocarburos impulsados por la alta demanda de energía de países como China e India que crecían a tasas por encima del 7 por ciento, facilitaron que en Estados Unidos proyectos que antes eran económicamente inviables, empezaran a ser rentables gracias a la posibilidad de realizar estimulación hidráulica en campos productores. Así, el país nor-teamericano pasó de ser una nación preocupada por la posibilidad de quedarse sin reservas a escalar rápidamente como el mayor productor de petróleo y gas del mundo.


Con el aumento de la producción de crudo de los Estados Unidos, también disminuyó la demanda de ese país de petróleo importado, y los países exportadores redujeron su mercado. Por eso, en ese escenario, las economías asiáticas empezaron a ganar relevancia y se convirtieron en un factor determinante para los precios del crudo.

Estos dos factores impulsaron un cambio en el mapa de la oferta y la demanda del petróleo; así las cosas, cuando la economía China empezó su desaceleración y redujo su demanda de combustibles, al tiempo que la producción de los Estados Unidos se mantenía, se fraguó un fenómeno de sobreoferta que hizo inevitable el desplome de las cotizaciones. En menos de seis meses el barril de crudo perdió el 50 por ciento de su valor.

Sin embargo, la caída de la cotización del barril de petróleo no ocasionó una reducción inmediata en la actividad productora de los Estados Unidos, ya que sus empresas fueron capaces de transformarse y reducir rápidamente sus costos para producir lo mismo con menos recursos. Sin embargo, la demanda siguió estancada y solo hasta 2017 se espera que haya un balance entre oferta y demanda que podría dar una estabilidad en los precios.148

Pero no solo factores de mercado han incidido en la transformación del entorno para los combustibles fósiles. Desde principios de este siglo la preocupación sobre el cambio climático global se ha inten-sificado, en parte debido a la elevación de la temperatura en varias zonas del planeta, pero también porque nuevas plataformas de comunicación permitieron llegar a nuevas audiencias con todo tipo in-formación: la masificación de internet y las redes sociales facilitaron que estos temas se hicieran cada vez más globales. A esto se suma, una creciente consciencia ambiental en las nuevas generaciones.

En esta discusión, viejos argumentos sobre el impacto del consumo de los combustibles fósiles re-tomaron fuerza. La premisa de que el mundo debería depender menos de los hidrocarburos motivó nuevas políticas de estímulo a las energías renovables y reavivó una ola de activismo en rechazo a la producción y el consumo de los combustibles fósiles. Paradójicamente, fue precisamente el gas natural, el que permitió que entre 2005 y 2015 los Estados Unidos redujera en 68 por ciento sus emisiones de gases de efecto invernadero.

En otras palabras, como lo confirma el filósofo Alex Epstein149, el debate sobre el impacto de los hidrocarburos se ha basado en los riesgos potenciales, sin considerar también los beneficios que han aportado, pues el desarrollo de esta industria le ha permitido a la humanidad tener una fuente de energía confiable y barata para desarrollar sus actividades y ha generado aportes a los países a lo largo y ancho del mundo que han permitido aumentar inversiones públicas para mejorar la calidad de vida de la población.

EL NUEVO ENTORNO DE COLOMBIA

Sin duda, este nuevo entorno global de los bajos precios y mayor activismo contra el sector impactó a la industria en Colombia. Por un lado, la caída de los precios del crudo ocasionó una reducción en

148 Según los cálculos de la Agencia Internacional de Energía podría darse un balance entre la oferta y la demanda de crudo en el mundo entre finales de 2016 y mediados de 2017.

149 Epstein, A. (2014), The Moral Case of Fossil Fuels


los presupuestos de inversión en exploración, que pasó de 1.450 millones de dólares a 720 millones de dólares entre 2014 y 2015; y a una expectativa improbable de 640 millones de dólares para 2016.

Esta dinámica no es exclusiva de Colombia, sucedió en todo el mundo. Para adaptarse a un entorno de precios más bajos las empresas disminuyeron sus presupuestos de inversión y empezaron a enfocarse en destinos y proyectos con mayor potencial para generar rentabilidades rápidamente.

Un informe de la Agencia Internacional de Energía, AIE, indica que en 2015 se dio un récord por ser el año con la mayor caída en la inversión petrolera global en toda la historia, con un descenso del 20 por ciento. Esta tendencia, según el informe, se registró tanto en empresas petroleras públicas, como privadas, grandes y pequeñas. El mayor recorte se dio en presupuestos de exploración, aunque en producción también se sintió el impacto.

En Colombia, 2016 ha sido el año más crítico. De enero a junio, la caída en los pozos de desarrollo (de producción) fue dramática, se han realizado 65 pozos frente a 450 programados para todo el año, lo que se traduce en menor extracción que, como hemos visto, lleva en descenso nueve meses consecutivos. Hoy se producen 100.000 barriles menos que hace seis meses y volver de nuevo a un millón de barriles es una meta que ni siquiera está en las cuentas gubernamentales de mediano plazo.

Los escenarios base de la ACP indican que en 2016 la producción promedio de crudo se ubicará en 940.000 barriles promedio diario, y el próximo año esta descendería a menos de 900.000 barriles pro-medio diario, a menos que se viabilicen una serie de proyectos que permitan revertir esta tendencia.

Sin embargo, decir que la caída de los precios fue la única causante de esta parálisis de la actividad petrolera sería faltar a la verdad. Si bien los precios agudizaron la crisis, el origen del problema, en Colombia, viene de tiempo atrás. Las cifras lo evidencian, la caída de la actividad exploratoria se empezó a pronunciar en 2011, con un descenso de 22,5 por ciento en número de kilómetros de sísmica realizados, y la perforación de pozos de exploración y desarrollo empezó su desaceleración en 2013, con caídas anuales de 12,2 por ciento y 5,5 por ciento respectivamente.

En ese 2012 también se empezó a incrementar el número de bloqueos de comunidades a operaciones petroleras. En 2010, se registraban 91 acciones de este tipo en el territorio nacional, en 2012 eran 308; en 2013 llegó a un máximo de 503 y el año pasado se registraron 473.

Los motivos de este creciente inconformismo hacia la industria son diversos, pero no están estre-chamente vinculados con la discusión global sobre los beneficios y los perjuicios de los combustibles fósiles en el ambiente, sino que tienen un origen mucho más local y financiero. Suele utilizarse el argumento ambiental, acompañado por un desconocimiento de los impactos de la industria, así como enormes requerimientos de prevención, mitigación y compensación. Pero realmente, la protesta se basa muchas veces en intereses particulares o generales, sobre la distribución de la renta petrolera, en especial en cuanto a compras de bienes y servicios y generación de empleo

Pero otro elemento de suma importancia y raíz de la creciente protesta a nivel regional y local, se relaciona con la reforma al régimen de regalías que se aprobó en 2011. El objetivo de dicha reforma era claro y loable: permitir que el país lograra una mejor distribución de los recursos del subsuelo, que es-tos no fueran solo para los municipios y departamentos productores, sino que también se beneficiaran


aquellos territorios que no tienen estas riquezas y que también requerían financiación para hacer inversiones públicas, superar la pobreza y mejorar la calidad de la infraestructura y la educación.

No obstante, el efecto colateral de esta modificación al sistema fue que las regiones productoras dejaron de recibir buena parte de los recursos de regalías que antes obtenían por permitir las activi-dades minero-energéticas. A departamentos petroleros como Arauca, Meta y Casanare, por ejemplo, sus ingresos por regalías se les recortaron en más de un 30 por ciento, solo en el primer año de la reforma. Con la caída de los precios del crudo y la desaceleración de la actividad la situación se hizo más crítica.

Este cambio en las regalías ha generado la percepción de que la industria petrolera trae impactos negativos sobre los territorios donde opera que no son compensados de manera justa y suficiente a las comunidades. Además de los bloqueos a las operaciones, este descontento social también ha impulsa-do la utilización del recurso de las consultas populares, como herramientas para evitar el desarrollo de proyectos de la industria de hidrocarburos y el aprovechamiento de las consultas previas para exigir a las empresas solicitudes que exceden tanto las obligaciones como la capacidad de las compañías.

Por un lado, tenemos el mecanismo de la consulta previa, cuyo objetivo es que los grupos étnicos, indígenas y afrocolombianos sean tenidos en cuenta a la hora de tomar decisiones sobre la explora-ción y producción de los recursos naturales en lugares que pudieran impactar su tradición y cultura. Frente a esto las diferencias entre las comunidades y el gobierno con respecto a los alcances de esta consulta han sido objeto de conflicto, en un primer plano porque algunas comunidades consideran que el derecho a la consulta implica la potestad de vetar proyectos; mientras que desde el punto de vista de las empresas no hay certeza sobre el área de influencia, la definición de impacto y territorio, y el proceso a ser llevado a cabo.

A principios de este año estaban en trámite once (11) tutelas de comunidades contra empresas del sector y autoridades del Estado, algunas de ellas seleccionadas por la Corte Constitucional por temas relacionados con consulta previa. En muchos casos las compañías contaban con certificados del Ministerio del Interior que demuestran que, para el momento de la solicitud de la licencia ambiental, dentro del polígono de sus proyectos no se registraba presencia de las comunidades demandantes, por lo tanto no debían ser consultadas.

Los casos son distintos y se han resuelto de distintas maneras, pero en varios de ellos ha implicado que las empresas realicen procesos de consulta que inicialmente, según lo determinado por la au-toridad gubernamental, no eran necesarios. Adicionalmente, en ocasiones las peticiones de unas comunidades pueden estar en contravía de lo que otras buscan, lo que significa un gran desafío institucional para lograr este tipo de consensos regionales alrededor de la actividad productiva.

Una muestra de lo anterior es la historia de la demanda contra Hocol que llegó a la Corte Constitu-cional. En marzo de este año el alto tribunal decidió una medida cautelar pidiendo la suspensión de las operaciones del campo Ocelote, ubicado en el departamento del Meta, mientras se decidía una tutela interpuesta por comunidades indígenas Sikuani que argumentaban que no habían sido tenidas en cuenta en la consulta previa para este proyecto.

No obstante, debido a peticiones de la Defensoría del Pueblo, la Procuraduría General de la República y la Agencia Nacional de Hidrocarburos, esta suspensión cautelar fue cancelada dado que al detener


las operaciones del campo se vieron afectados cientos de trabajadores, muchos de ellos víctimas del conflicto armado. Además, fueron las mismas personas de la comunidad las que pidieron que no se suspendiera la actividad para que no se les vulnerara el derecho del trabajo.

En cuanto a las consultas populares, el primer caso de este tipo, para el sector petrolero, se presentó en el municipio de Tauramena, Casanare, en el que mediante una consulta popular se frenó el proyecto para realizar sísmica 3D en el bloque Odisea. En esa consulta, realizada en diciembre de 2013, 4.426 de 4.610 ciudadanos que participaron respondieron que no estaban de acuerdo con la actividad de exploración, producción y transporte de hidrocarburos. Ante la oposición masiva, el proyecto fue suspendido.

Otra solicitud en el mismo sentido se hizo en Monterrey del departamento de Casanare, donde un fallo del Consejo de Estado frenó su realización al considerar que la constitución es clara en delegar las funciones de administración del subsuelo a la Nación y no a los municipios. Si bien tras este fallo las iniciativas para realizar consultas populares en contra de proyectos de hidrocarburos se ha disminuido, en el último año han surgido otras dos propuestas para revivir este mecanismo: una en Medina-Cundinamarca, y otra en Morelia-Caquetá.

Adicionalmente, hay procedimientos obligatorios que deben llevar a cabo las empresas del sector que también se han convertido en fuente de conflictividad social y retrasos en la operación.

Uno de ellos es el trámite de licencias ambientales. Con el incremento de la actividad productiva en los últimos años las solicitudes de este tipo se incrementaron, lo que saturó la capacidad institucio-nal para responder de manera eficiente a estos trámites. En promedio, los tiempos para gestionar una licencia ambiental oscilan alrededor de trece meses, mientras que para obtener una modificación de una licencia existente es necesario un trámite de nueve meses aproximadamente. Estos tiempos han mejorado con la expedición del Decreto 2041 del 2014 y los procesos allí contemplados.

Pero más allá de los plazos, el proceso de licenciamiento ambiental ha resultado en requerimientos que no se compaginan con los impactos del sector, obligaciones de monitoreo que van más allá de lo razonable y que significan altos costos; asimismo falta de criterios objetivos de evaluación y seguimiento que se hayan aplicado a lo largo de las diferentes licencias. Así las cosas, el problema hoy no es sólo de tiempos, sino esencialmente también de requerimientos en las licencias expedidas.

Todos estos factores han hecho que en Colombia operar sea cada vez más complejo y costoso. Aunque con la coyuntura actual las empresas han logrado disminuir estos costos, algunos rubros siguen teniendo un gran peso en sus presupuestos.

Según un estudio realizado por la Asociación Colombiana del Petróleo, el costo operativo de extraer un barril oscilaba a finales del año pasado entre los 20 y los 30 dólares por barril, mientras el costo del capital, se ubicaba alrededor de los 11 dólares por barril, es decir el país se ubica en el 25% de la producción más costosa de extracción en el mundo. En la misma encuesta el costo del transporte fue señalado por el 60 por ciento de los empresarios como la principal preocupación. Lo que cuesta transportar un barril de crudo en territorio nacional puede variar entre 10 y 15 dólares.

Pero además de los costos operativos, las empresas también han tenido que aumentar sus presu-puestos para cumplir con las crecientes exigencias en materia fiscal. En los últimos años el país ha tenido importantes incrementos en su Government Take, es decir, la participación del Estado en el


flujo de caja de los proyectos petroleros. Solo entre 2012 y 2015 han sido aprobadas 6 iniciativas que han incrementado el Government Take del país para el sector de hidrocarburos, incluida la reforma tributaria de 2012.150

Todos estos factores son tenidos en cuenta por los inversionistas a la hora de decidir dónde destinan sus recursos, y pesan más cuando se está en un ciclo de bajos precios en los que las empresas seleccionan con lupa cuáles son los mejores lugares para colocar sus limitados presupuestos.

En la encuesta de ambiente inversión de la ACP, realizada el año pasado, por primera vez se vio un deterioro a la calificación entregada por los empresarios del sector al entorno operativo, y el régimen fiscal fue el peor calificado de todos los aspectos. Ninguna de las variables evaluadas (prospectividad, entorno operativo, estabilidad, ofertas de bienes y servicios y régimen fiscal) fueron calificadas como sobresalientes.

Esto es sin duda una señal de alerta para el país, pues sin inversión privada es muy complejo desarro-llar los recursos de hidrocarburos con los que cuenta Colombia, pero además, porque los factores que más han influido en la reducción de la actividad petrolera y en el deterioro atractivo del país para la industria no son precisamente los bajos precios del crudo.

UN PAÍS CON GRAN POTENCIAL

Todos estos obstáculos, sumado a unos precios deprimidos del crudo tienen prácticamente paralizada la exploración en tierra y lastimada la producción que ha pasado de 1.034.000 barriles diarios en enero de 2015 a 880.000 barriles diarios en junio de este año. En particular la caída de la exploración es una señal de alarma cuyo impacto aún no se ha dimensionado en el país.

En lo corrido del año solo se han perforado nueve pozos y solo se han corrido 500 kilómetros de sísmica en tierra firme, el nivel más bajo en las últimas dos décadas, el año pasado se corrieron 2.200 kilómetros de sísmica. Una preocupante reducción que tiene un impacto negativo en la producción del futuro y la incorporación de nuevas reservas.

La parálisis de la exploración implica un riesgo muy grande porque las reservas probadas de Colombia, que hoy suman 2.002 millones de barriles, vienen en una tendencia decreciente que no se revertirá si no se realizan las inversiones requeridas para mantener la producción en los campos existentes y desarrollar proyectos que permitan incorporar rápidamente barriles a las reservas.

Si no se hace nada, en seis años estaría comprometida la autosuficiencia petrolera del país para cargar las refinerías con crudo colombiano, es decir el país podría llegar a producir menos de 400.000 barriles promedio al día. Esto ocasionaría un desbalance en materia de exportaciones, y también perjudicaría las cuentas fiscales del Gobierno que en su Marco Fiscal de Mediano Plazo cuenta con una producción de 921.000 barriles promedio diario en 2016 y 913.000 en 2017.

150 De la industria de hidrocarburos el Estado colombiano recibe rentas por cuenta de las regalías, los Derechos por Precios Altos a favor de la ANH (que dependen de las cotizaciones internacionales), el X de producción, impuestos de Renta, Cree e impuesto a la Riqueza y otros gravámenes como los cánones de la ANH (derechos por uso del subsuelo), la Retefuente a las exportaciones (del 1% al 10%), los aranceles, el impuesto al transporte por oleoducto y los parafiscales, entre otros. Todos estos impuestos sumados equivalen entre el 55 por ciento y el 70 por ciento del flujo de caja de los proyectos petroleros en Colombia.


En el mediano plazo Colombia tiene el potencial para tener una industria de hidrocarburos fuerte. No solo existe el interés de las empresas por invertir, sino también potencial geológico para desarrollar nuevas cuencas.

Los cálculos de la ACP indican que en los próximos doce años es posible incorporar 1.300 millones de barriles de crudo a las reservas. Si los precios de los hidrocarburos se logran estabilizar por encima de los 60 dólares se podrían hacer viables inversiones que agreguen 100.000 barriles diarios a la producción local. Pero otra parte importante de estas reservas adicionales posibles, dependen de que se logren avances en recobro mejorado, exploración de yacimientos no convencionales y costa afuera.

Los hallazgos hasta ahora hechos en el mar Caribe son muy esperanzadores para la industria petrolera y para Colombia. No hay que olvidar que los resultados reportados el año pasado tras la perforación de Orca 1, pozo perteneciente al bloque Tayrona ubicado a 40 kilómetros de las costas de La Guajira, fue el mayor descubrimiento petrolero del año en América Latina. Aunque aún es necesario continuar la actividad para identificar el potencial y la viabilidad de dicha área, las perspectivas son muy positivas.

De hecho, según cálculos de la ACP, solo en esta zona del Caribe, Colombia podría encontrar suficiente recurso para multiplicar por cinco sus reservas actuales. Lo más importante es que la industria petrolera costa afuera, también llamada Offshore, es capaz de generar encadenamientos productivos y el desarrollo de nuevas industrias asociadas que podrían impulsar un mayor crecimiento económico en esta región.

Este potencial lo están viendo los inversionistas y por ello, el año pasado se intensificó la campaña exploratoria en el mar con la realización de 34.000 kilómetros de sísmica equivalente, este año, a pesar de la caída de los precios en el mar se han realizado 25.000 kilómetros de sísmica equivalente, y no en vano Anadarko adelanta en aguas colombianas una de las mayores campañas de exploración que se ha hecho en el mar en la región, en los últimos años.

En no convencionales, hace unos años la historia era similar. En la Carta de Navegación para la Indus-tria Petrolera publicada por la ACP en el 2014 se estimaba que entre 2021 y 2028 estos yacimientos tuvieran un aporte promedio de 150.000 barriles promedio diario, estimación que dependía de que al menos 7 de los 18 bloques asignados al momento para este tipo de proyectos fueran exitosos.

Sin embargo, una reciente revisión de estos cálculos indican que solo a partir del 2024 podrían em-pezarse a ver los primeros barriles de no convencionales, pues los proyectos de este tipo han tenido enormes dificultades tanto económicas, relacionadas con la caída de los precios del crudo, como de lentitud en trámites ambientales y conflictividad social en las regiones.

Por esta razón, de no mejorarse las condiciones actuales es improbable que se logren incorporar en los plazos previstos tanto los recursos de no convencionales, como los de Costa afuera, en los que el país cuenta con un enorme potencial geológico. Si Colombia quiere desarrollar todo su potencial se necesita invertir por un periodo de 10 años 70.000 millones de dólares, aunque algunos cálculos indican que podría ser mucho más, 92.500 millones de dólares estima la firma McKinsey.

Lo que se observa en este momento es que estas metas no se están cumpliendo. De acuerdo con la última encuesta de inversión de la ACP, para 2016 las empresas calculaban inversiones en exploración y producción por 3.820 millones de dólares (620 millones de dólares en exploración y 3.200 millones


en producción). No obstante, al observar la actividad que se ha desarrollado en lo que va del año incluso esta cifra podría no cumplirse.

Colombia es un país que requiere de capital extranjero para encontrar y producir sus recursos. Es fundamental mantener esa inversión y para ello el país necesita tener un entorno óptimo para las em-presas, lo que tiene que ver con costos internos acordes con la realidad del país, estabilidad jurídica, procesos expeditos en el licenciamiento ambiental y consultas previas, seguridad y aplicación de la ley en el territorio para garantizar las operaciones y un régimen fiscal competitivo.

Por eso para revertir esta tendencia negativa de inversión es necesario empezar por tomar medidas urgentes para solucionar dos problemas estructurales que son los principales frenos a la competitivi-dad en la industria de hidrocarburos: el régimen fiscal y la conflictividad social.

Hoy, entre 55 por ciento y 70 por ciento de los ingresos que llegan a las empresas son aportados al Estado, lo que ubica a Colombia como el país con el tercer Government Take más alto de la región, después de Venezuela y Ecuador. Entre tanto, países como Brasil, Argentina, Canadá, Perú, Paraguay, tienen una participación estatal sustancialmente inferior a la nuestra.

El país ha perdido competitividad en su régimen tributario y podría seguir por ese camino de acoger las recomendaciones presentadas por el Comité de Expertos para la reforma tributaria. Dichas pro-puestas gravarían aún más el capital de las empresas privadas, especialmente de esta industria, en un momento en el que otros países buscan alternativas para dar un alivio a las compañías.

El régimen tributario debería estimular la inversión de las empresas del sector de hidrocarburos para que continúen aportando recursos a las regiones y la Nación, especialmente ahora que se aproxima un escenario de posconflicto que requerirá recursos para su financiación. La reforma tributaria que se alista para finales de este año es una gran oportunidad para corregir estas deficiencias del sistema, aunque también podría convertirse en una herramienta para gravar aún más a las empresas.

La conflictividad también es un factor que impide el normal desarrollo de las actividades hidrocarburí-feras y dificulta para las empresas ejecutar la inversión y cumplir con sus compromisos contractuales. Esto se evidencia en que en los últimos tres años 66,5 por ciento de los pozos para exploración que no se logró desarrollar, a pesar de que estaba en los planes y presupuestos de las compañías, fue aplazado por demoras en licencias y permisos ambientales, dificultades de orden público y bloqueos de las comunidades. La ejecución de más de 22.820 kilómetros de sísmica se retrasó entre 2013 y 2015 por cuenta de estos mismos inconvenientes.

Este panorama implica costos adicionales y retrasos con los cuales las firmas no cuentan a la hora de construir sus cronogramas y presupuestos, de ahí la importancia de garantizar unas reglas de juego claras y estables para una industria intensiva en capital y con inversiones a largo plazo.

Muchos de estos conflictos en los territorios se podrían evitar si el Estado y los funcionarios públicos cumplen su rol de propender por la mejora de las condiciones de vida de los colombianos e invierten responsablemente los recursos aportados por esta industria, que a pesar de la desaceleración de los últimos años, sigue generando importantes aportes para las regiones.


En este sentido, el rol de la Procuraduría General de la Nación de velar por el ejercicio diligente y eficiente de las funciones públicas, es fundamental para garantizar que los beneficios de tener una industria productiva se reflejen en las comunidades, más aún en la nueva etapa que el país iniciará tras la firma de los acuerdos de La Habana.

Como uno de los sectores económicos más importantes del país e históricamente presente en zonas del país victimizadas por la violencia, el sector también enfrentará los retos de la construcción de paz y del pos acuerdo en los territorios en los que trabaja. Si bien los beneficios de una paz duradera serán especialmente significativos para esta industria, también lo serán los retos alrededor de la participación ciudadana, particularmente las discusiones respecto al modelo de desarrollo económico y los usos del suelo, todo ello en el marco de una institucionalidad ambiental compleja en la que las funciones de planificación ambiental se traslapan y confunden. Este escenario se ampliará a zonas que han estado vedadas a la industria debido al conflicto armado y en las que se presume un importante potencial geológico para la exploración y producción de hidrocarburos.

En ese sentido, y de acuerdo a pronunciamientos del gobierno nacional basados en experiencias internacionales de pos conflicto, es probable que en el corto y mediano plazo exista un incremento de los conflictos sociales en las regiones donde opera la industria. En ese contexto, el Gobierno y las empresas deben actuar conjuntamente en acciones que viabilicen la operación, al tiempo que promuevan un desarrollo sostenible en los territorios y se preparan para participar en espacios de diálogo social amplios.

El sector ha dialogado históricamente con las comunidades de las zonas en las que opera y como un actor que desempeña sus acciones en el marco de los derechos humanos recibe como una buena noticia estos espacios y espera que se desarrollen con respeto y sin acciones violentas. En la medida en que se logren establecer estos nuevos escenarios de diálogo social planteados en el acuerdo de paz será posible en el mediano plazo facilitar los entendimientos y disminuir la conflictividad social.

Estos nuevos retos además hacen necesario pensar ahora en nuevos mecanismos de diálogo social basados en el entendimiento de la industria y de las necesidades regionales y no en el chantaje y en la utilización de actos ilegales como mecanismo de presión para que las empresas cedan en compromisos que le corresponden únicamente al Estado.

Las empresas han aunado esfuerzos para el desarrollo de programas estratégicos, basados en la autogestión, el trabajo conjunto con los grupos de interés, el apalancamiento de recursos y el cumpli-mento de altos estándares de gestión y buenas prácticas no sólo mitigando los impactos que generan sus actividades sino también impulsando el desarrollo sostenible del país, porque el interés de las compañías es crecer de la mano con Colombia.

Finalmente, el abuso de la acción de tutela y algunas decisiones tomadas recientemente por los órganos de la Rama Judicial y por autoridades del Gobierno Nacional, por ejemplo, la revocatoria de la licencia ambiental otorgada por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales-ANLA, con argumentos jurídicos cuestionables, también han dejado preocupación en la industria que durante años vio a Colombia como un país estable y con reglas de juego claras.151

151 El pasado 19 de abril la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales tomó la decisión de revocar la Licencia Ambiental No. 0286 del 18 de marzo de 2016, correspondiente al Bloque Serranía asignado a la empresa Hupecol. La licencia ambiental había sido expedida tras cuatro años y nueve meses de estudio, periodo en el que la Anla analizó el proyecto. Sin embargo, la Autoridad argumentó que para expedir la licencia no había tenido en cuenta el Plan de Manejo del DMI


Son ya cien (100) años, en los cuales se ha venido construyendo una industria de hidrocarburos sólida que tiene toda la capacidad de seguir contribuyendo al desarrollo social de las regiones por muchos años más. Pero estamos en un momento histórico en el que se definirá el camino de este sector, y para ello es necesario que el país se detenga a pensar qué tipo de industria petrolera quiere en esta nueva etapa, cuáles son las expectativas y qué acciones tomará para que se cumplan.

Es absolutamente claro que si no se toman las medidas mencionadas y si por el contrario se gravan más las actividades de la industria, se crean nuevos mecanismos que aumenten la conflictividad en las regiones y no se corrige el sistema de regalías el futuro de este sector estará en entredicho.

No apostarle al futuro de la industria de hidrocarburos es una decisión que podría tomar el país, pero sería incomprensible, e incluso irresponsable, que teniendo los recursos se pierda la oportunidad de explotarlos de manera sostenible, con los más altos estándares, no solo para aportarle recursos a la Nación sino también para impulsar el desarrollo regional, en particular en zonas en las que solo las empresas de este sector han llegado y tienen ya la capacidad instalada para generar empleos y desarrollo sostenible, de la mano con las comunidades.

El no apostarle a esta industria no solamente perjudicaría la estabilidad fiscal y la autosuficiencia energética del país, sino también el desarrollo regional y los recursos que se requieren para impulsar el avance de las zonas rurales del país. Por esto, Colombia no debe conformarse con una industria petrolera reducida y venida a menos. Colombia debe apostarle a tener cien años y aún más de un sector de hidrocarburos fuerte, productivo, competitivo y responsable.

¿Petroleo Ambiente y Comunidad -Convivencia Posible?

Gerardo Viña VizcaínoINTRODUCCIÓN

No obstante registrar, motivar y enfrentar conflictos durante los últimos 30 años, e incluso, desde que se consolidó en el país, en la década de los 50, la industria del petróleo viene experimentando en los últimos diez años y particularmente desde el año 2014 cuando cayeron los precios de sustentación del petróleo en el mundo, serias dificultades no solo financieras, sino necesariamente ambientales y de carácter social, mismas que en algunos casos han exacerbado la voluntad de varias de las comunida-des locales de soportar y acompañar dichas actividades, gestando fuertes oposiciones no solo frente a las operaciones en curso, sino frecuentes llamados de atención por los riesgos ambientales que las operaciones a cargo de las empresas, suponen para el entorno natural que las sustenta.

A ello se suman las decisiones administrativas de algunas autoridades ambientales, que no obstante haber otorgado las Licencias Ambientales (LA) y/o los permisos requeridos por los proyectos, revocan

de La Macarena, que había sido publicado previo a la expedición de la licencia. Este caso es un claro ejemplo de la descoordinación entre las autoridades del orden nacional y las entidades locales que deja en la mitad a las empresas que a pesar de cumplir todos los procedimientos para realizar sus actividades, deben enfrentarse a cambios en las reglas de juego sobre el territorio.


estos sin atender las bases jurídicas esenciales, ello en respuesta a la oposición de diversos grupos de interés, no necesariamente representantes de las comunidades supuestamente afectadas y que en su momento fueron objeto de socialización, consulta u otros mecanismos instituidos por las normas, con la correspondiente inseguridad jurídica que ello depara y los riesgos de demandas contra la nación que implicarían las decisiones finalmente surtidas.

De igual forma, se destaca la falta de decisiones por parte de la ANLA y las CAR frente a las iniciativas pendientes para muchos de los proyectos petroleros frente a la inversión del 1% (Artículo 53, Ley 99/1993) en curso, así como los procesos de compensación ambiental de los mismos, en particular si se reconoce que ante la falta de criterios para gestar procesos gananciales para las regiones de interés petrolero, donde se integren no solo los recursos sino los alcances de los proyectos particulares a cada operación, buscando impulsar programas de conservación ambiental regionales, con concurrencia de recursos financieros, mayor cobertura y sostenibilidad de largo plazo, donde además de garantizar la ejecución efectiva de las iniciativas, se logren resultados medibles y verificables en pro de las regiones receptoras de los proyectos petroleros, con inclusión social y un mayor impacto integral.

Al respecto, la pregunta que surge es si dadas las quejas y oposición crecientes, particularmente con-tra los proyectos extractivos como los petroleros, que se reconoce, sustentan en una alta proporción (no obstante la crisis financiera sectorial producto de la caída del precio internacional) la economía del país, misma que depende de los recursos naturales renovables y no renovables asociados, ¿resul-taría viable para Colombia suspender la búsqueda y extracción del petróleo y así mismo, limitar el desarrollo de los proyectos en curso y de las áreas de interés hidrocarburífero a la fecha identificadas como de gran potencialidad por entes como la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), a cambio de la preservación inmaculada del medio ambiente, o solo por la voluntad de algunas de las partes en conflicto contra el subsector?

No obstante las dificultades crecientes sobre las materias, el resultado ha sido una significativa disminución del interés de los inversionistas del subsector por la búsqueda de petróleo en el país, hecho que se refleja en la caída vertiginosa de las actividades de exploración y perforación explora-toria, aspecto este que es aprovechado por algunos operadores para justificar la decisión de devolver áreas previamente otorgadas, por lo general amparados en la creciente oposición comunitaria, su-puestamente por razones ambientales y sociales, sin que se cumplan los compromisos contractuales adquiridos en su momento,

El resultado, la generación de escenarios de incertidumbre y recesión no solo a nivel del subsector, con las consecuencias macroeconómicas señaladas, sino perspectivas negativas en el mediano plazo a nivel de las regiones tradicionalmente petroleras, precisamente porque nunca se vio en las mismas el desarrollo sostenible que se esperaba fuese impulsado con las regalías petroleras, conforme lo es-tableció en su momento la Ley 141 de 1994, pretendía generar los recursos necesarios para potenciar en estas, un modelo que gestara opciones de desarrollo alternativas a largo plazo, al reconocer que como el petróleo, los recursos naturales no renovables se agotan con el tiempo, ello conforme se ha venido observando en diferentes regiones del país, sin que por ello se pueda afirmar, que las regalías fueron sembradas y dieron fruto conforme correspondía.

Dentro del contexto señalado y como una base para dimensionar las razones y retos derivados de la tradicional gestión social y ambiental del subsector petrolero, el presente documento ofrece una visión crítica constructiva sobre el manejo, procesos seguidos y algunos resultados registrados por


diferentes analistas, en relación con la gestión ambiental a cargo de las empresas operadoras de los contratos petroleros y el manejo de la dimensión social ligada a estos, ello reconociendo que con varias excepciones, sus resultados casi nunca superan las visiones casuísticas tradicionales, siendo esta la causa por la cual existen hoy fuertes objeciones al desarrollo de los proyectos petroleros en vastas regiones del país, mismas que además de pertenecer a la otra Colombia, por años y no obstante las riquezas del subsuelo, a la fecha no han logrado superar el atraso registrado, producto precisa-mente de las brechas y distancias gestadas entre las visiones de los promotores de los proyectos y los actores sociales propios de las regiones receptoras de los mismos, en muchos casos sumado a la tradicional orfandad de parte de las entidades públicas responsables.

Para ello, el análisis se centra en el papel desempeñado a la fecha por las evaluaciones de impacto ambiental (EIA), elaborados para la obtención de las licencias ambientales (LA) y sus aportes efec-tivos, ello partiendo de reconocer que las mismas se constituyen hoy prácticamente en el único instrumento de comando y control de la gestión ambiental y social petrolera, al margen de las obligaciones emanadas de los planes de ordenación territorial (POT) y los compromisos contractuales asumidos por los operadores frente a la ANH. Que centran los esfuerzos en metas de exploración, perforación y según proceda, producción, sin que la agencia rectora oriente de forma efectiva el devenir de los proyectos en cuanto al adecuado manejo y consideración de las partes interesadas propias de las regiones de interés, e infiera en lo que respecta a las gestiones gubernamentales, mínimas necesarias para potenciar y facilitar el desarrollo de los proyectos bajo la perspectiva del Estado, que no exclusivamente desde los intereses particulares, lo cual ocurre cuando transfiere la responsabilidad de las gestiones en lo propios operadores.

Para los fines señalados y considerando los postulados que se presentan, el documento aporta algunas propuestas encaminadas a motivar procesos de cambio frente a la visión tradicional de la gestión petrolera, reconociendo la importancia que para el Estado tiene la revisión de los procesos de or-denación ambiental del territorio, aunado a la construcción de una visión de desarrollo territorial que, partiendo de las realidades locales y regionales, construya un modelo de intervención que en su impulso permita a las regiones superar las brechas del atraso, aunado a garantizar la conservación de la naturaleza bajo procesos resilientes, donde los desarrollos petrolíferos, sin romper su interés económico legítimo, admitan la necesidad de romper con los esquemas productivos clásicos, reco-nociendo para ello el papel que desempeña la naturaleza en la pervivencia de las comunidades y su sostenibilidad a largo plazo.

EL ESQUEMA DE LICENCIAS AMBIENTALES EN COLOMBIA Y EL SUBSECTOR PETROLERO Y LAS FALLAS DE ESTADO

En 1974, Colombia fue el primer país en América Latina en establecer exigencias de evaluación de impactos ambientales (EIA) para el otorgamiento de “licencia ambiental previa” a “cualquier obra o actividad susceptible de producir un deterioro grave del ambiente o modificación notoria del paisaje” (Art. 27 CRN). Así, en el período 1974-1993, la administración de las exigencias de evaluación de impacto ambiental fue adelantada por el Instituto Nacional de Recursos Naturales Renovables y de Protección del Medio Ambiente (INDERENA) y por algunas Corporaciones Autónomas de Desarrollo (hoy autónomas regionales y/o de desarrollo sostenible) como lo fueron la Corporación para el desa-rrollo de las Cuencas de los Ríos Bogotá, Ubaté y Suárez (CAR), hoy Corporación Autónoma Regional de Cundinamarca (CAR); la Corporación de Desarrollo del Valle del Alto Cauca (CVC), hoy Corporación


Autónoma Regional del Valle del Cauca (CVC) y/o la Corporación de Desarrollo del Urabá (CORPOURA-BA, hoy Corporación para el Desarrollo Sostenible de Urabá (CORPORABA).

No obstante, valga señalar que a pesar de los esfuerzos pioneros, el esquema de evaluación de impacto ambiental establecido en 1974, se caracterizó por la ambigüedad en las exigencias asociadas con la preparación de estudios, la alta discrecionalidad de los funcionarios gubernamentales, una ausencia casi total de procesos de participación ciudadana en las instancias de planificación gubernamental, y en general, arbitrariedad en el establecimiento de las “reglas de juego”.

Durante el período 1991 a 1994, para subsanar las deficiencias del programa de EIA, se reestructuró el programa de evaluación ambiental, creando las “licencias ambientales” (LA), cuyo objeto, tal como se expresa en la Ley 99 de 1993 es garantizar procesos de evaluación ambiental tanto en las instancias de planificación pública y de toma de decisiones, como en la adjudicación de derechos a los sectores regulados.

Posteriormente, en diciembre de 1995, mediante el Decreto-Ley 2150, el gobierno modificó el proceso de evaluación de impacto ambiental definido en la Ley 99/93, al incorporar al proceso de licencia-miento ambiental, los permisos ambientales que antes eran exigidos en forma independiente, en la fase de ejecución de la obra licenciada.

En ese entonces, tanto el Ministerio de Medio Ambiente-MMA y subsectores como el petrolero resal-taron las bondades de esta decisión, al señalar que se disminuía el número de trámites que tiene que realizar cualquier proyecto sujeto de LA.

Sin embargo, al incorporar de manera “implícita” todos los permisos ambientales en la LA, se terminó por convertir un instrumento eminentemente de planificación y de toma de decisiones de los proyec-tos como lo es la EIA, en un instrumento también de adjudicación de derechos y permisos y de límites de monitoreo y seguimiento, modificando a fondo las razones de la EIA; aunado a la necesidad de contar para su perfeccionamiento con diseños de ingeniería básica por los proyectos, precisamente para soportar el trámite de los permisos, desvirtuando la esencia de la EIA, ya referida.

Como resultado del proceso surtido, a principios del año 2000, se observaba cómo la inercia estructu-ral y la tradición gubernamental llevaron a que el programa de licencias ambientales desarrollado por el Ministerio del Medio Ambiente y por las CAR se caracterizara por deficiencias similares a las que se institucionalizaron en el programa de evaluación de impacto ambiental desarrollado entre 1974 y 1993 (ello sin considerar los altos costos de transacción de los estudios). Ssiendo esta circunstancia muy similar a lo que hoy se exhibe para el instrumento, donde en esencia y con sus matices, las autoridades ambientales exigen la preparación de dos clases de documentos según proceda: diag-nóstico ambiental de alternativas (DAA) o estudio de impacto ambiental (EIA), como requisito para la autorización de proyectos de inversión, particularmente aquellos asociados con el desarrollo de infraestructura petrolera, eléctrica, minera y de infraestructura, aparte de otros desarrollos clara-mente diferenciados en las normas vigentes.

Como consecuencia de lo anotado, mientras los sectores involucrados en el trámite de las licencias, como lo es el petrolero, perciben las acciones de regulación gubernamental basadas en LA como un obstáculo para el desarrollo productivo del país, diversos representantes de organizaciones no gubernamentales (ONG), actores de la sociedad civil y la academia entre otros, lo perciben como un


sistema para “crear trabajo” y aumentar ingresos de los consultores ambientales, que incide en una baja calidad de los estudios y pobres niveles de información de los proyectos; además de un requisito jurídico que debe atenderse con la asistencia de abogados y consultores externos para satisfacer los requerimientos formulados por funcionarios de la ANLA, CAR, etc.

De igual forma, a nivel tanto de los funcionarios de varias entidades gubernamentales como del sector privado y otros, se identifican dentro de las restricciones asociadas al esquema de licencias ambientales, aspectos como la inexistencia de procedimientos administrativos y alta discreción de los funcionarios y contratistas asignados a las autoridades que emiten LA; ausencia de regulación intergubernamental que armonice las gestiones del Gobierno, evite conflictos de interés y supremacía entre entidades y elimine altos costos de transacción para el Estado, además de la gran falta de criterios y objetividad para la evaluación de los estudios.

Asi mismo, si se analizan las tendencias generales registradas en torno a la aplicación y desarrollo del instrumento de EIA y la correspondiente LA, se detecta la carencia de un proceso sistemático de seguimiento de la gestión y desempeño ambiental de los proyectos, dándose más importancia a la evaluación de las propuestas de EIA que a sus resultados efectivos, al igual que un reconocido conflicto de intereses entre los proponentes de los proyectos y los consultores contratados para los estudios, ello aunado a la imprecisión en los procedimientos de participación de las minorías y gesta-ción de procesos perversos de intermediación por terceros, supuestamente en favor de sus intereses, en muchos casos ampliamente documentados, además del creciente “chantaje y presión económica” en los espacios de participación ciudadana dentro del proceso de LA dada la escasa transparencia de los procesos. Lo cual finalmente redunda en demoras injustificadas en el trámite de las LA, ello no obstante estar reglados los términos para la evaluación de los EIA por las normas aplicables.

Finalmente, y como una conclusión de los aspectos enunciados, se puede destacar hoy por hoy, que por lo menos cuatro aspectos claves caracterizan el esquema de licencias ambientales vigentes como es:

- “Generación de oportunidades de trabajo para los consultores” asociada a la preparación de los costosos, pero muchas veces deficientes DAA y EIA (con varias excepciones), y la consecuente poca utilidad de estos estudios en los procesos de planificación de los proyectos petroleros.

- Inexistencia de procedimientos administrativos y por tanto, la discrecionalidad administrativa en las exigencias para la preparación y evaluación de los estudios, aunado a su pobre aporte de información para la adecuada toma de decisiones;

- Deficiente participación pública en las instancias de planificación y de toma de decisiones sobre los proyectos, como también en la adjudicación de derechos a los sectores regulados; y

- Ausencia de un modelo de regulación intergubernamental que integre los intereses de los sectores representados en el aparato ministerial, racionalice los procesos de gestión, unifique los criterios para la toma de decisiones y potencia la gobernanza ambiental como mecanismo para fortalecer las acciones del Estado en pro de los intereses ciudadanos y el ambiente.


A lo anterior, conforme Viña y Amaya (2016)152, se adicionan aspectos claves para la gestión sectorial como son:

- Falta de información básica sobre las diversas estructuras y procesos ecológicos pertinentes al medio natural donde se registran las zonas con algún potencial para el desarrollo petrolero (susceptibles de ser concesionadas), lo que dificulta la gestión ambiental preventiva, la cual debe estar soportada en líneas base ambientales sólidas y realistas, que permitan la debida trazabilidad requerida para el efectivo control y seguimiento de los proyectos hidrocarburíferos acordados.

- Ausencia de un sistema medible y verificable de estándares de calidad ambiental, asociados al ejercicio de las actividades petroleras, que permitan su adaptación a las condiciones naturales de cada región, incorporen los procedimientos de evaluación ambiental mínimo necesarios para visualizar previa y oportunamente las posibles consecuencias ambientales derivadas de los cambios complejos a ser gestados por las actividades petroleras y, que permitan analizar la concurrencia de los factores naturales con aquellos a ser inducidos (v. gr., alteraciones signi-ficativas de hábitats sensibles excluibles desde un principio, tales como páramos, humedales de importancia estratégica, manglares, etc.), o que induzcan a cambios significativos en la composición y diversidad de biotopos estratégicos, o generen un incremento significativo en la demanda de agua y otros recursos naturales renovables.

- Falta de criterios ambientales por parte de los gestores o promotores de los proyectos y en general de los miembros de las autoridades ambientales, acerca de la definición de los impactos derivados de las labores petroleras, reduciéndolos a los atributos propios de las actividades de un proyecto tipo (conceptualizados de forma general en las guías ambientales formuladas), pero que excluyen tácitamente las consecuencias sobre el conjunto de un territorio particular, conforme sucede cuando no se consideran los impactos acumulativos, los cuales tienen por lo general consecuencias sensibles y necesariamente trascienden los contextos geográficos en donde se desarrollan los proyectos.

- Rezago de las autoridades petroleras (y con ello las ambientales), en lo referente a la sistemati-zación de los catastros de las áreas de interés petrolero, y de las experiencias surtidas a la fecha (buenas o malas), que permitan mejorar los procedimientos de gestión en el ciclo de evaluación ambiental de los proyectos, tanto por cuenca geológica como por región, mediante la aplicación de instrumentos de planificación claves como las Evaluaciones Ambientales Estratégicas (EAE) sectoriales y regionales, que además de prospectar las restricciones ambientales frente a los desarrollos productivos previstos en un territorio o región particular, potencian la optimización de los instrumentos de gestión tradicionales, haciéndolos más adecuados a los objetivos pro-pios de la tan deseada “gestión sostenible de las actividades extractivas de recursos naturales no renovables”, como sería el caso entre otros aspectos claves, del diseño de términos de referencia realistas, la simplificación de los procedimientos de evaluación ambiental inherentes a los EIA tradicionales, la adopción de medidas preventivas técnicamente aceptadas, que sean aplicables y viables en los diferentes niveles de intervención minera o petrolera conforme corresponda a cada caso, y que incluyan el desarrollo de programas consecuentes de control, monitoreo y seguimiento ambiental de las mismas, entre otros aspectos claves los cuales deben

152 Viña Vizcaíno, G & O.D. Amaya Navas. 2016. Las Evaluaciones Ambientales Estratégicas como instrumentos para el desarrollo sostenible en Colombia. Editorial Universidad Externado de Colombia, Bogotá D.C., 264p.


surgir más como un conjunto de iniciativas consensuadas entre los diversos sectores y actores presentes y con interés legítimo en un mismo territorio, que como resultado de la gestión interna y en ocasiones oculta de los actores privados que desarrollan las actividades o de las propias autoridades sectoriales que las regulan.

En consecuencia con lo anotado, los pasos necesarios para integrar los intereses de conservación ambiental de los territorios de interés petrolero, como activos intangibles de la nación y como base de su sostenibilidad económica a largo plazo, sumados a las acciones que se consideran dentro del contexto de las EAE se consideran necesarias para impulsar un mejor modelo de desarrollo petrolero para el país, pueden integrarse en cuatro grupos dirigidos a apoyar el desarrollo sostenible del sector y con ello, y en la medida de su efectiva adopción, a viabilizar un futuro potencialmente sostenible en las áreas y territorios que, en consecuencia con una ordenación consensuada, articulada y abierta-mente consultada con los intereses colectivos diversos, se decida pueden tener una real destinación petrolera en el país, a saber:

- Aumentar el conocimiento acerca de los patrones propios del desarrollo sostenible a nivel regional y local, reconociendo sus diferencias y potencialidades, y buscando plasmar dichos elementos ambientales claves en los catastros de las áreas de interés petrolero, de forma que sea posible delimitarlas espacialmente para su efectiva conservación.

- Diseñar políticas y adoptar sistemas de planificación y gestión efectivos en las agencias públicas que administran el subsector petrolero, que permitan establecer los determinantes ambientales claves, con el fin de garantizar un desarrollo petrolero consecuente con las restricciones y oportunidades locales y regionales particulares a cada región de interés

- Participar junto con los actores que tienen intereses comunes en los territorios con potencial petrolero, en la identificación de los determinantes sociales, económicos y ambientales claves a cada caso, con el fin de fortalecer modelos que acerquen las actividades extractivas a su propio desarrollo sostenible, bajo el reconocimiento de que las actividades petroleras responsable-mente ejercidas, además de potenciar una gestión costo-beneficio efectiva, permiten generar controles territoriales por parte de las agencias del Estado y en consecuencia optimizar el desempeño ambiental pertinente a cada caso.

- Aumentar la capacidad de la nación para trabajar de manera integrada, colectiva y armónica, con miras al desarrollo sostenible efectivo en los planos local, regional y nacional, recono-ciendo que las actividades extractivas como las petroleras, a pesar de los múltiples errores identificados, no representan ni desarrollan el modelo de explotación del pasado y muy por el contrario, se han degradado en gran parte por causa del conflicto armado, siendo por demás opuesta al espíritu extractivo de las comunidades ancestrales, por lo cual, resulta altamente lesiva para el bien común y contraria de la sostenibilidad de los territorios de interés.

La construcción de un esquema equilibrado y armonioso en la conjunción de los intereses tanto pú-blicos como privados, adquiere un carácter esencial para lograr resultados en el impulso de procesos de EA, siendo así que los mismos dependen en gran medida, del adecuado dimensionamiento de los escenarios de gestión ambiental que a futuro se planteen por las partes interesadas. Pero, al igual que en todo proceso de toma de decisiones, el 100% de certeza es un criterio del cual ningún actor responsable de las mismas dispone.


El reto consiste entonces, en impulsar los procesos conforme los principios enunciados, garantizando una amplia divulgación e inclusión social, con pleno reconocimiento del medio ambiente como el elemento esencial del modelo de desarrollo, buscando para todos los fines ser asertivos en la formu-lación de los postulados integradores para la gestión del país a largo plazo.

EL CONFLICTO DEL ORDENAMIENTO AMBIENTAL TERRITORIAL EN RELACIÓN CON LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS, UN PROBLEMA POR RESOLVER

El Ministerio del Medio Ambiente (hoy de Ambiente y Desarrollo Sostenible) y el Subsector de Hidro-carburos representado en la Asociación Colombiana del Petróleo y otras, firmaron en 1997 el Convenio de Producción Limpia del Sector Hidrocarburos, en el cual se registró como una de las actividades prioritarias, el logro del ordenamiento ambiental territorial para la exploración y explotación de hidrocarburos en el país, tarea que a la fecha no ha sido cumplida.

De hecho, desde 1991 se ha venido discutiendo acerca de la necesidad de establecer un consenso básico sobre los objetivos, alcances e instrumentos del ordenamiento territorial (OT), mismo que para muchos, se refiere exclusivamente a la división político-administrativa del Estado153, mientras que para otros, abarca otros componentes como la identificación de “unidades homogéneas de un territorio que son más adecuadas para que el hombre les dé un uso compatible, con sentido ecológico (y) sustentabilidad económica”154, o Implica un proceso de evaluación ecológica, en el cual se ca-racteriza el medio natural y sus objetivos de conservación, y se contrasta con las formas de impacto humano, mismo que debe ser manejado para permitir la “consolidación del proceso de crecimiento demográfico” bajo los principios de conservación de la naturaleza.

En concordancia con lo anotado, valga resaltar que el Artículo 7, de la Ley 99 de 1993, define el ordenamiento ambiental del territorio como “la función atribuida al Estado de regular y orientar el proceso de diseño y planificación de uso del territorio y de los recursos naturales renovables de la nación, a fin de garantizar su adecuada explotación y su desarrollo sostenible”. De igual forma, la ley 388 de 1997 define el OT como “un conjunto de acciones político-administrativas y de planificación física concertadas,... en orden a disponer de instrumentos eficientes para orientar el desarrollo del territorio... y regular la utilización, transformación y ocupación del espacio, de acuerdo con las estrategias de desarrollo socioeconómico y en armonía con el medio ambiente y las tradiciones históricas y culturales”. (Art. 5) 155.

Sin embargo, al comparar las anteriores definiciones, resulta evidente la falta de claridad entre las visiones impulsadas por los diferentes sectores gubernamentales, la academia y las ONG en cuanto a los objetivos, alcances e instrumentos que se requieren para lograr el ordenamiento territorial, para lo cual no obstante, se destaca la tendencia a enfatizar en las definiciones referidas, la “vocación ecológica”, cuando los distintos territorios no tienen necesariamente una vocación per-sé que impida su uso para funciones distintas a las que ha tenido tradicionalmente. Por ello y bajo dicha concep-ción, no tendría sentido, por ejemplo, hablar de vocación ecológica, o vocación forestal o vocación agrícola en la Sabana de Bogotá, en donde el uso tradicional del suelo era de humedales y pantanos, hoy prácticamente transformados.

153 Ibarra Lozano, J. 2007. Reflexiones sobre el ordenamiento territorial en Colombia. En: Justicia Juris, Vol 7. Abril-septiembre, Barranquilla, pp. 37-45.154 Hernández Peña, Y.T., 2010. El ordenamiento territorial y su construcción social en Colombia: ¿un instrumento para el desarrollo sustentable? En: Cuadernos

de Geografía. Revista Colombiana de Geografía, N.º 19, pp. 97-109.155 155 DEPARTAMENTO NACIONAL DEL PLANEACIÓN- Dirección de Desarrollo Territorial Sostenible, 2014. Bases para la formulación de la Política General de Orde-

namiento Territorial -Texto para discusión. Bogotá D.C., 50p


Así mismo, mientras algunas definiciones sugieren que el OT se limita a una zonificación del uso del suelo, en otras (incluyendo la Ley de Desarrollo Territorial) se plantea un alcance mayor, pues contempla aspectos como las tradiciones histórico-culturales, la necesaria armonía de los procesos productivos con el medio ambiente y el desarrollo socio-económico, de forma que definiciones como las citadas, que buscan ser muy amplias en su alcance, se tornan ambiguas, confusas y en la práctica, muy difíciles de aplicar.

En razón a esto, y en lo que respecta a los instrumentos para el OT, además de reconocer la vaguedad como se aborda la dimensión ambiental cuando se sugiere el uso de las evaluaciones ambientales (EA) como instrumentos fundamental para ello, en la ley 99/93 y la ley 388/97, no se considera el uso de instrumentos como los EAE en la planificación del territorio o por lo menos su armonización con las EIA de proyectos, pero si se plantea (particularmente en la Ley 388 de 1997), un amplio número de instrumentos para que los municipios y los entes territoriales en general, puedan cumplir con la amplitud de objetivos trazados sobre las materias de OT, mismos que no obstante, excluyen la posibilidad de un proceso de EAE acucioso para impulsar el ordenamiento del territorio.

Por ello, el estado actual del territorio nacional en el contexto petrolero, y las tendencias que en él se manifiestan, obedecen a una multiplicidad de factores que en mayor o menor medida inciden en el complejo proceso de configuración territorial, al punto que la estrecha interrelación entre las dinámicas naturales y sociales, dificulta hoy la identificación de la verdadera génesis de los conflictos ambientales frente a las actividades de la industria, la cual no obstante, recae en esencia en la carencia de procesos serios de ordenamiento ambiental del territorio, acordes con los patrones de desarrollo y la efectiva consideración de los intereses colectivos, mismos que infortunadamente no encuentran sentido al desarrollo de actividades estratégicas para la nación como lo es la necesidad de mantener la suficiencia petrolera y energética a largo plazo.

A eso se suma el hecho de que el subsector de hidrocarburos, en sus diversas etapas de exploración, explotación, transporte, y transformación, conforme se reconoce hoy, puede provocar cambios en los ecosistemas, de forma que si no se planean y controlan adecuadamente actividades como la cons-trucción de vías de penetración, la intervención de los bosques naturales y el uso del recurso hídrico, las mismas pueden alterar ecosistemas sensibles, inducir procesos migratorios y forzar la creación de asentamientos de forma desordenada e inconsecuente con los territorios de interés.

Así mismo, durante la explotación, si no se implementan los controles necesarios, se puede producir impactos ambientales significativos y acumulativos como la contaminación de aguas y suelos, trans-formación de drenajes y cursos de aguas naturales, vertimientos de aguas residuales en gran volumen (frente al escaso caudal de muchos de los cuerpos de agua menores intervenidos), e inducción de procesos migratorios por expectativa laboral, ello ante los crecientes índices de desempleo regional y local que afectan actualmente al país, y en especial en las zonas rurales más alejadas del territorio, que es donde se prospectan los proyectos hidrocarburíferos.

Lo anterior sumado al incremento en la demanda de bienes y servicios básicos que por lo general superan la oferta local, afectando los patrones de consumo y las economías regionales, por lo general en contravía de la capacidad económica y de consumo tradicionales (sin desconocer aquella que promueve los cultivos de destinación ilícitos), gestándose enclaves no necesariamente sostenibles en el tiempo, conforme sucedió con el Municipio de Barrancabermeja en Santander y Tibú en Norte de Santander, en la primera mitad del siglo 20,u Orito en Putumayo desde principios de la segunda


mitad del siglo 20, mismos que no obstante los años de producción petrolera sostenida y ganancias generadas para el Estado y las compañías, dan cuenta de las consecuencias de atraso y abandono conocidas hoy en las poblaciones de las áreas de influencia de los proyectos.

Y es en el contexto de lo anotado que hoy en día registra la génesis de muchas de las luchas sociales contra la industria petrolera, siendo el eje central de las mismas, el marcado interés por el agua, la cual, como elemento indispensable para garantizar la vida y satisfacer las necesidades humanas, resulta igualmente esencial para el desarrollo de las actividades petroleras de interés, siendo claro que al no estudiarse y/o conocerse a fondo sus condiciones naturales y limitaciones, por demás deber del Estado, salvo por los esfuerzos tradicionales de monitoreo casuístico, poca capacidad hay desde los proyectos petroleros de garantizar su integridad, y con ello promover patrones de consumo sostenibles que aseguren la permanencia del recurso en pro de las necesidades actuales y futuras.

Sobre el particular, mención especial se hace de la frecuente contaminación de las fuentes de agua aledañas a los campos petroleros, ello sumado a los derrames de hidrocarburos causados por la vola-dura de oleoductos por actos terroristas, hechos estos que sumados, influyen en gran medida en la desconfianza suscitada desde años atrás en los ciudadanos por las actividades propias de la industria, precisamente porque si bien poco se conocen las consecuencias de tales procesos, no es menos cierto que se afecta la productividad de las regiones de interés, limitando y alterando en muchos casos y de manera acumulativa, no solo la capacidad productiva endógena (de por sí limitada), sino los bienes y servicios ambientales que proveen los sistemas hídricos tradicionalmente afectados, cual es el caso documentado años atrás en la cuenca endorreica del Catatumbo, la cuenta del río Arauca, las cuencas de los ríos Putumayo y Mira y algunas subcuencas del sistema del Magdalena156.

Producto de lo anotado y al reconocer que en casi todas las regiones petroleras del país, la posibilidad de promover los usos sostenibles del territorio están directamente relacionadas con la cantidad y calidad de la oferta del recurso hídrico, bajo los escenarios petroleros y después de muchos años de desatención por las entidades públicas responsables, los procesos de ocupación, uso y aprovechamien-to del territorio y sus recursos naturales, obliga a emprender una acción de planificación, control y restauración (incluidos los pasivos ambientales gestados), con miras a crear condiciones para el desa-rrollo sostenible, donde los operadores petroleros, más allá de clamar por los derechos concesionales asignados por el Ministerio del ramo a través de la ANH, deben trabajar para entender y conocer los territorios de interés, minimizar la huella de sus operaciones y generar escenarios de corresponsalía donde no se geste una supremacía, que en nombre del desarrollo, restrinja y limite las dinámicas sociales propias de las regiones donde pretenden adelantar sus actividades asignadas por el Estado157.

Para ello, se considera necesario desde los escenarios de ordenación territorial y partiendo del desarrollo de Evaluaciones Estratégicas Sectoriales, dado al nivel de conocimiento adquirido a la fecha, incorporar criterios técnicos de complementariedad, neutralidad y análisis de incompatibilidad territorial frente a las actividades clásicas de la industria, con el fin de elaborar por las entidades públicas responsables (articulando las gestiones del MME con la ANH, el MADS, la ANLA, las CAR y los Municipios de interés), que no por parte de los operadores asignados, planes de ordenamiento para la zonificación, localización y desarrollo reglado de la industria petrolera, con el propósito de controlar los riesgos para el ambiente, y desarrollar las actividades industriales estratégicas asociadas, de

156 Viña, G., E. Sanchez & E. Uribe, 1992. Impacto de los derrames de petróleo en Colombia. Planeación y Desarrollo, Volúmen XXIII No 2. Bogotá D.C. pp.291-304. 157 Escobar, Maria Isabel, 2016. Petróleo y comunidad-Un conflicto por resolver. Ediciones Maria Isabel Escobar. Bogotá D.C., 218 p.


acuerdo a las actuales necesidades energéticas del país, pero atendiendo las restricciones, carencias y requerimientos emanados de las comunidades propias de las regiones de interés.

Sobre el particular no obstante y de acuerdo con los lineamientos para la política nacional de orde-namiento ambiental del territorio formulada y propuesta por el Ministerio del Medio Ambiente desde hace más de 15 años y para avanzar en el proceso, los diferentes niveles territoriales deben abordar, entre otras, las siguientes acciones: La Nación, a través del MADS y con el apoyo del Instituto de Hi-drología Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM) y otras instituciones como la ANH, realizará la zonificación de uso de las áreas de interés nacional, incluyendo las de exploración de hidrocarburos, propondrá las formas generales de uso de la tierra y emitirá la respectiva reglamentación, para dar seguridad jurídica a los procesos.

Por su parte, las Corporaciones Autónomas Regionales y de Desarrollo Sostenible (CAR) adelantarán la zonificación de uso adecuado en el territorio de su jurisdicción y adoptarán la reglamentación aplicable, siempre en el marco de las disposiciones emanadas del nivel nacional. El ordenamiento ambiental se constituirá entonces, en el eje fundamental de los Planes de Gestión Ambiental Cuatrie-nales y Decenales de las Corporaciones Autónomas Regionales y aquellas de Desarrollo Sostenible, y constituirá la base para la adopción de los respectivos Planes de Acción sectorial como los petroleros; dichos Planes de Gestión serán a su vez el marco de referencia ambiental para la formulación de los planes de ordenamiento territorial de los departamentos y municipios y los correspondientes de desarrollo, donde se armonicen claramente los intereses de la nación, con aquellos de los entes territoriales donde aplique.

Producto de lo anotado y considerando las tendencias actuales en cuanto a la definición de calidad de vida y atención de las necesidades básicas de las poblaciones que habitan nuestro país, la acción de las políticas, planes y programas de los sectores extractivos como es el caso del sector petrolero, como potenciadores del desarrollo y deben partir por reconocer que para llevarse a cabo, los proyectos deben ser socios del desarrollo de las regiones que los acogen y no simples espectadores, al punto que las estrategias de concertación deben enfocarse precisamente hacia el refuerzo de la capacidad de gestión local, participación de las comunidades organizadas en los beneficios de los proyectos (a través de carteras colectivas), fortalecimiento de la capacidad productiva endógena bajo esquemas empresariales asociativos de largo plazo y el aporte desde los proyectos de toda la información pri-maria y secundaria necesaria para propiciar a largo plazo el ordenamiento del territorio y potenciar de forma efectiva el desarrollo sostenible.

Solo con el adelanto de acciones serias y responsables al tenor de las exigencias del cambiante mundo al que pertenecemos, donde la globalización y la hegemonía de algunos países se está poniendo a prueba, podrá ser posible generar un desarrollo que viabilice las actividades petroleras necesarias, aunado la estabilidad, equilibrio y calidad de vida de las comunidades del presente y las del futuro por venir.


LOS AUTORESEduardo Alfonso Chaparro Ávila

Geólogo colombiano, egresado de la Universidad Nacional de Colombia, con estudios en Pequeña Industria, Ciencias Políticas, Ingeniería Ambiental y maestría en Gestión ambiental de la Universidad del Desarrollo de Santiago de Chile. Es el Director Ejecutivo del Centro de Pensamiento del agua y del Sector Minero Energético de la ANDI, entidad en la que también se desempeñó como director de la Cámara Asomineros; en CEPAL-ONU se desempeñó como responsable tanto del manejo de los asuntos mineros de esta organización para América Latina y el Caribe y de temas vinculados a la prevención de desastres causados por fenómenos naturales. Ha ejercido en las industrias del carbón, de la esmeralda, del oro, de materiales cerámicos, materiales de construcción y docencia. Fundador del Servicio Nacional de Salvamento Minero de Colombia; entrenado y formado como: Jefe de Estación, en la Central de Salvamento en Polonia y en el Reino Unido; en ventilación de minas en University of Nottingham, (UK), en mercadeo y análisis estratégico del mercado de carbón en Exxon Research en Estados Unidos. Con experiencia en: prospección, exploración de superficie, en evaluación de reservas para, estudios de factibilidad, dirección de proyectos de exploración y diseño de minas, fue Director General de Minas de Colombia, Gerente de empresas públicas y privadas. Durante cinco años, Presidente del Consejo Profesional de Geología, órgano rector del ejercicio profesional de los geólogos en Colombia. Ha sido el secretario Técnico de la Conferencia de Ministros de Minería de América y del organismo Latinoamericano de Minería, organización de la cual hoy es Vicepresidente, es también integrante del Consejo Directivo de la Sociedad Interamericana de Minería desde el 2012; miembro del Comité asesor del Proyecto Strade, iniciativa europea para desarrollar la minería en ese continente y mantener interrelaciones con otras partes del mundo. Ha publicado más de cuarenta, artículos y escritos sobre temas mineros en periódicos y revistas en Argentina, Bolivia, Brasil, Chile,

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Ecuador, Honduras, México, Perú, Uruguay, Venezuela, Ecuador, y trabajos como el Plan Nacional de Desarrollo Minero de Colombia. En la CEPAL, publicó más de veintinueve títulos relacionados con la Industria Minera. Profesor en Colombia, Ecuador, Venezuela y Chile y brindó asistencia técnica en 14 países de Centro y Sur América, fue asesor ad honorem del Gobierno de Canadá y del Banco Mundial y su iniciativa para la Pequeña Minería. En fecha reciente la Sociedad Colombiana de Geología, lo distinguió con el premio Fundadores de esa organización científica por su contribución al desarrollo geológico colombiano y a la formación profesional de jóvenes geólogos.

Adriana Martínez VillegasAbogada de la Pontificia Universidad Javeriana de Bogotá, y realizó estudios de postgrado (LLM) en la London School of Economics and Political Sciences y en la Pontificia Universidad Javeriana en Derecho de Sociedades. Se vinculó a la firma Martínez, Córdoba & Abogados Asociados al haber finalizado sus estudios de postgrado en Inglaterra. Su experiencia académica la ha obtenido como catedrática en la Especialización en Derecho Minero-Energético de la Universidad Externado de Colombia. Es miembro del Colegio de Abogados de Minas y Petróleos y ha sido Presidente de dicha organización académica.

Germán Arce ZapataMINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA: es economista de la Universidad del Valle con maestría en valores, banca e inversión de ISMA Centre de la Universidad de Reading (Reino Unido). Antes de ser nombrado Ministro de Minas y Energía en abril de 2016 fue Gerente del Fondo Adaptación, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (2013) y Viceministro de Hacienda y Crédito Público (2011-2013). También se desempeñó como Director General de Crédito Público y Tesoro Nacional en el Ministerio de Hacienda (2010-2011), como Vicepresidente de Mercados Globales y Tesorería del banco HSBC y como Director de Mercados Globales de ABN Amro Bank. El Ministro Arce trabajó en el ejercicio profesional como consultor independiente y de 1992 a 2005 como operador del mercado de valores en varias entidades comisionistas de bolsa. Ha sido miembro de numerosas juntas directivas y consejos directivos en los sectores financieros, mineros y energéticos.

Silvana Habib DazaAGENCIA NACIONAL DE MINERA-ANM. Presidenta: abogada de la Universidad Santo Tomás de Aquino, es especialista en Gestión Pública e Instituciones Administrativas de la Universidad de los Andes con una maestría en Derecho de la Empresa y Negocios Internacionales de la Universidad Católica de Ávila de España. Tiene amplia trayectoria en el sector público, más de 10 años dedicados especialmente a la gerencia pública y a la contratación estatal. Lleva tres años en la Presidencia de la República, primero como asesora de la Ministra María Lorena Gutiérrez y actualmente como directora para el sector privado. Antes de ser nombrada en la Presidencia de la República fue asesora del Ministerio de Justicia y del Derecho, acompañando a esa entidad en temas tan importante como la liquidación de la Dirección Nacional de Estupefacientes. También trabajó como gerente jurídica de una de las fiduciarias, Fiduprevisora, más grande del país, adquiriendo una gran experiencia en la estructuración y ejecución de importantes proyectos de administración de recursos del sector público. También ha asesorado en materia de contratación estatal a varias entidades públicas, como a la Unidad de Planeación Minera Energética y al Instituto Nacional de Vías, Invias. Es miembro de consejos y juntas directivas de entidades de la rama ejecutiva.


Jorge Alberto Valencia MarínUNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGETICA-UPME: Director General: Es Ingeniero Civil. En el sector eléctrico, trabajó con la firma Interconexión Eléctrica S.A durante el período 1998 - 2004 como especialista en Regulación de la Bolsa de Energía, en los aspectos relacionados con la administración del Mercado de Energía Mayorista, así como en la División de Compras de la empresa CODENSA S.A. E.S.P., del Grupo Energía de Bogotá. Valencia ha estado al frente del Comité Asesor de Comercialización – CAC, en el cual se desempeñó como secretario técnico durante el período 2004 – 2014, siendo responsable de la gestión ante las entidades de regulación y dirección del sector eléctrico colombiano. Antes de llegar a la UPME, asumía como gerente de la empresa privada Asesoría Global VC S.A.S. Jorge Valencia cuenta con estudios de postgrado en la modalidad de especialización en Negocios Internacionales de la Universidad Escuela de Administración y Finanzas y Tecnología - EAFIT, donde también cursó una maestría en Administración.

Luis Gilberto MurilloMINISTERIO DE AMBIENTE Y DESARROLLO SOSTENIBLE: Es ingeniero de minas con una maestría en la materia. Tiene trayectoria en el sector público como gobernador del Chocó y director de la Corporación Autónoma Regional para el Desarrollo Sostenible del Chocó (Codechocó). Ha sido consultor del BID, el PNUD y la USAID. El último cargo que desempeñó fue el de gerente del Plan Pacífico de la Presidencia de la República.

Claudia Victoria González Hernández (E)AUTORIDAD NACIONAL DE LICENCIAS AMBIENTALES ANLA. Directora: Bióloga de la Universidad Jorge Tadeo Lozano con Especialización en Manejo Integrado del Medio Ambiente de la Universidad de los Andes. Se ha desempeñado profesionalmente en Ecopetrol, ITANSUCASNCLAVALIN, Geoingeniería, Inbiecol y en el anterior Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial.

Ramon Leal LealASOCARS. Director: Ingeniero civil con especializaciones en Administración Pública y en Gobierno, Gerencia y Asuntos públicos, con amplia experiencia específica en la dirección y manejo de entidades del orden nacional y regional, especialmente del sector ambiental, así como en la gestión y ejecución de proyectos ambientales con el sector público y privado, incluyendo el fortalecimiento institucional, con facilidad en el manejo de las relaciones públicas y en la coordinación interinstitucional. Ha ocupado cargos como Secretario de obras Públicas del departamento de Norte de Santander, fue Director de la Corporación Autónoma Regional de la Frontera Nororiental CORPONOR durante 11 años y durante los últimos años ha desempeñado la Dirección Ejecutiva de ASOCARS.

Orlando Velandia Sepulveda (E)AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS-ANH. Presidente: Abogado de la Universidad Libre de Bogotá e Ingeniero Geólogo de la Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia. También es especialista en Derecho Minero Energético y Economía Internacional de la Universidad Externado de Colombia, con Postgrado en Gerencia Ambiental de la Universidad Pedagógica y Tecnológica de


Colombia. Cuenta con una Maestría en Administración de Empresas – MBA en la Universidad de Phoenix, Estados Unidos. Tiene más de veinte años de experiencia y conocimiento en el sector público y privado, en cargos de dirección y manejo. Posee una amplia trayectoria en Control Fiscal y de Gestión de Resultados y en la formulación, ejecución y evaluación de Políticas Públicas. Además tiene un gran conocimiento de las áreas técnicas y jurídicas del entorno sectorial, especialmente en Hacienda Pública, Hidrocarburos, Minero y Ambiental.

Jorge Pinto NollaCOMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS. Director Ejecutivo: Ingeniero mecánico con doctorado en economía de la energía y master en economía de los hidrocarburos. Fue asesor del Departamento Nacional de Planeación, ingeniero analista del departamento de producción de Esso Colombia, analista del departamento de finanzas y planeación de la misma empresa. También ha laborado en el IICA como experto en energía, en Proingmeca y en Colciencias. Ha sido catedrático de las universidades de El Rosario, América, Externado de Colombia, Andes, Politécnico Gran Colombiano y Javeriana. Habla español, catalán, inglés, francés e italiano.

Alfredo Ramos MayaAdministrador de Negocios en la Universidad Eafit y Abogado de la Universidad Pontificia Bolivariana. Cuenta con una especialización en Mercado de la Universidad Eafit y otra en Derecho Constitucional de la Universidad de Antioquia. Actualmente es Senador de la Republica.

Santiago Ángel UrdinolaActual presidente de la Asociación Colombiana de Minería, el gremio de las empresas mineras. Abogado de la Universidad Javeriana, con maestría en tecnología de la información y las comunicaciones de Carlos III de Madrid. Arrancó su carrera trabajando como abogado en temas regulatorios de telecomunicaciones, antes de llegar en 2008 a la Asociación Nacional de Industriales (Andi) -el gremio de los empresarios- como secretario general de su presidente Luis Carlos Villegas. Tras cuatro años en ese cargo, en 2012 fue nombrado vicepresidente del área de hidrocarburos, minería y energía. En 2014 se fusionaron tres de los gremios mineros existentes (el Sector de Minería a Gran Escala, que reunía a 13 grandes mineras, Asomineros de la Andi y la Cámara Colombiana de Minería) y formaron un gremio único llamado la Asociación Colombiana de Minería (ACM), del que Ángel fue nombrado presidente en julio de 2015. Desde ese puesto, Ángel es el encargado de la vocería de las empresas mineras en el país.

Hector E. Guzmán LujánAbogado de la Universidad Externado de Colombia, Especialista en Derecho Ambiental y Candidato a Doctor en Derecho de la misma Universidad, Máster en Gestión Política y Medio Ambiental de la Universidad Carlos III de Madrid. Se ha desempeñado como Coordinador de los Programas Acercar Transporte, Zopra y DGA, en la Cámara de Comercio de Bogotá CCB- Corporación Ambiental Empresarial CAEM. En la actualidad labora como Procurador Judicial II en la Procuraduría General de la Nación, trabajando en temas de Justicia Transicional y Restitución de Tierras, e interviniendo en los procesos ante las Salas Civiles Especializadas de los Tribunales de Tierras de Cartagena y Bogotá.


Brigitte LG Baptiste Directora del Instituto de Investigación de Recursos Biológicos Alexander von Humboldt. Bióloga de la Universidad Javeriana, de donde se graduó con una tesis sobre la ecología de la pesca en el Amazonas. Realizó una maestría en conservación y desarrollo tropical en la Universidad Internacional de Florida, gracias a una beca de la Comisión Fulbright, y un doctorado en economía ecológica y manejo de recursos naturales en la Universidad Autónoma de Barcelona. Baptiste ha estado vinculada al Instituto Alexander von Humboldt, que protege la biodiversidad en Colombia y es una corporación civil sin ánimo de lucro vinculada al Ministerio de Ambiente, desde su fundación en 1993. Fue investigadora, coordinadora de los programas de investigación y subdirectora científica del Instituto, bajo las órdenes de Cristian Samper (quien luego sería director del Smithsonian Institute en Washington), Fernando Gast y Eugenia Ponce de León. En 2010 fue nombrada directora del Humboldt por la entonces Ministra de Ambiente y Vivienda, Beatriz Uribe. Como directora del Instituto Humboldt, Baptiste es la representante de Colombia ante varios organismos internacionales en materia ambiental como la Convención sobre el Comercio Internacional de Especies (CITES).

Carlos Gustavo ArrietaAbogado de la Universidad de los Andes y Magister en Leyes-L.L.M. de Havard University. Se ha desempeñado como conjuez de la Corte Constitucional, Magistrado del Consejo de Estado, Procurador General de la Nación y actualmente es socio y abogado litigante de Arrieta, Mantilla & Asociados Ltda.

Carlos Costa Posada Ingeniero Civil y Máster en Ingeniería Civil de la Universidad de Los Andes en Bogotá y Ph.D. en Sistemas de Información Geográfica de la Universidad de Cambridge en Inglaterra. Actualmente es el Decano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de La Salle en Bogotá. Ha sido Ministro de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial de Colombia, Director General del Instituto de Hidrología Meteorología y Estudios Ambientales de Colombia -IDEAM- y Experto Senior del Banco Mundial, entre otros. Su experiencia profesional ha transcurrido entre la academia, la gestión pública, las negociaciones internacionales y la consultoría internacional, en temas como el desarrollo sostenible, el cambio climático y la gestión del riesgo de desastres. Ha sido miembro de la Junta directiva del Fondo de Adaptación al Cambio Climático de las Naciones Unidas; Miembro del Grupo de expertos en Biodiversidad y Cambio Climático de la Convención de las Naciones Unidas sobre Diversidad Biológica y Miembro fundador del Comité Andino para la Prevención y Atención de Desastres – CAPRADE. Actualmente es el Presidente de la Junta directiva de la Asociación de Facultades de Ingeniería de Colombia- ACOFI- y Vicepresidente de la junta directiva de la Asociación Colombiana de Ingeniería Sanitaria y Ambiental- ACODAL-.

Alejandro Martínez VillegasAbogado cartagenero egresado de la Pontificia Universidad Javeriana, con especialización en Derecho Petrolero de la Universidad de Dundee (Escocia) y por varios años abogado asesor de empresas mineras. Profesor universitario de pregrado en derecho minero y petrolero, y de postgrado en el análisis y prospectiva del petróleo. Ex Viceministro de Minas y Energía, ex Presidente de la Asociación


Colombiana del Petróleo, columnista del periódico Portafolio y actualmente con oficina de consultoría en asuntos públicos y de gobierno.

David Arce RojasAbogado de la Universidad Javeriana, con especialización en la Universidad de Dundee Escocia, RU, profesor de la materia por más de 20 años en las distintas escuelas de leyes de las universidades de Colombia, conferencista nacional e internacional sobre asuntos energéticos y presidente de Arce Rojas Consultores.

Rubén Darío LizarraldeAbogado y socio-economista de la Pontificia Universidad Javeriana. Realizó un máster en Gerencia de la Universidad de Miami y un curso en Alta Dirección Empresarial en la Escuela de Negocios (Inalde) de la Universidad de La Sabana. Adicionalmente, realizó un Transformative Business Leadership, en el Centro de Liderazgo Gestión. En 1977 ingresó como gerente y director Administrativo Nacional de la Corporación de Ahorro y Vivienda “Colmena”, y en 1981 pasó a ser vicepresidente Administrativo de la Federación de Aseguradores Colombianos (Fasecolda). Posteriormente se desempeñó como viceministro de Desarrollo Económico y en 1982 fue vicepresidente Administrativo de la Compañía Colombiana Automotriz. En 1984 fue nombrado asistente por Colombia y Perú en el Banco Interamericano de Desarrollo y en la Corporación Financiera Interamericana en Washington, cargo que desempeñó hasta 1987. En 1988 fue nombrado tesorero General y posteriormente secretario de Hacienda de la Alcaldía de Bogotá en la administración de Andrés Pastrana Arango. En 1994 fue nombrado gerente general de la Empresa Industrial Agraria de la Palma (Indupalma), cargó que ocupó por 19 años. En 2013 fue nombrado Ministro de Agricultura y Desarrollo Rural y actualmente se desempeña como presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol).

Luis Fernando Macías Gómez Abogado de la Universidad Externado de Colombia, Abogado Ecuatoriano: Homologación Título Universidad San Francisco de Quito. Máster en Estudio de las Sociedades latinoamericanas, opción Ciencias Políticas: Instituto de Altos estudios de América Latina, Universidad de París III. Máster en Doctrinas y Filosofía Política: Universidad de Paris. Máster Interactivo en Derecho Ambiental: Universidad del País Vasco. Candidato a PhD: Universidad de París III. Co tutela Universidad Externado de Colombia. Actualmente es docente de la Universidad Externado de Colombia, Universidad Nacional de Colombia y Colegio Mayor de Nuestra Señora del Rosario. Socio fundador y consultor en Macías & Gómez Asociados.

Francisco José Lloreda Mera Es presidente Ejecutivo de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), es abogado de la Universidad Javeriana de Bogotá, con maestrías en Administración Pública de la Universidad de Columbia en Nueva York y en Políticas Públicas en América Latina de la Universidad de Oxford en Inglaterra, y Doctorado en Política de la Universidad de Oxford, en Inglaterra. Lloreda Mera se desempeñó como Alto Consejero Presidencial para la Seguridad y la Convivencia. Cuenta con una amplia experiencia en el sector público, donde se desempeñó como Ministro de Educación Nacional, Ministro de Desarrollo


Económico ad-hoc, y Embajador de Colombia ante el Gobierno de los Países Bajos en La Haya, donde fue Representante Permanente ante la Organización para la Prohibición de Armas Químicas, e interlocutor ante la Corte Penal Internacional. Lloreda Mera fue además Director del diario El País de Cali y Director Ejecutivo de la Federación Colombiana de Municipios. Como Presidente Ejecutivo de la ACP, Lloreda Mera lidera uno de los gremios más importantes y con mayor incidencia en el desarrollo económico del país.

Gerardo Viña VizcaínoBiólogo Marino, experto en limnología control de contaminación, sostenibilidad ambiental y desarrollo productivo y especialista en gerencia proyectos y auditoria empresarial. Laboró por 18 años en la industria del petróleo con OXYCOL y ECOPETROL DCC como coordinador de asuntos ambientales y planeación de contingencias en el oleoducto Caño Limón-Coveñas; con BP EXPLORATION en planeación de contingencias, monitoreo Ambiental y gerencia de HSE en el proyecto OCENSA; de igual forma, fue Auditor Senior para el grupo BP en las operaciones de América Latina. Entre agosto de 1999 y febrero de 2003 fue Director General de Desarrollo Sostenible del Ministerio del Medio Ambiente y Viceministro (e), liderando las Políticas de Producción Más Limpia y Gestión Integral de Residuos, además de la gestión ambiental urbana y los procesos de licenciamiento ambiental incluida la emisión de 75 guías de gestión ambiental sectorial entre otras actividades. Entre marzo de 2003 y febrero de 2013, se desempeñó como Socio de la unidad de Desarrollo Energético & Ambiental de Araujo Ibarra & Asociados, desarrollando labores de asesoría empresarial integral de proyectos de desarrollo en infraestructura, petróleos, energía y planificación estratégica de proyectos del sector público y privado.

Representó al país en los Convenios de Basilea, Rotterdam y Estocolmo de Naciones Unidas y presidió la Conferencia de las partes del Programa del Gran Caribe durante 2 años. Así mismo, durante 5 años fue miembro del grupo de Expertos del PNUD sobre Sistemas de Contabilidad Ambiental Empresarial y del grupo de Expertos de la Comisión Mundial de Impacto Ambiental de la IAIA. Profesor de Política Ambiental en las Maestrías de Derecho de los Recursos Naturales del Externado de Colombia y de Ingeniería Ambiental de las Universidades Industrial de Santander y SABANA, y miembro de juntas directivas de organizaciones como ICONTEC, INGEOMINAS, Centro Nacional de Producción Más Limpia y el Consejo Colombiano de Seguridad y ACODAL entre otras. Actualmente se desempeña como Asesor Empresarial, liderando procesos de emprendimientos en competitividad agroindustrial, desarrollo productivo, planificación socio-ambiental, auditoría de integridad técnica y gerencia de proyectos, entre otras actividades relacionadas.

Carrera 5 No. 15-80 piso 16Bogotá, D. C., Colombia

PBX: (1) 5878750 Ext: 11621 http:procuraduria.gov.co/iemp/index.jsp