El contrato de asociación es definido en sentencia de la Corte Constitucional C- 994/01 de la siguiente manera:
El objeto del contrato de asociación consiste en la ejecución conjunta de actividades propias de la industria petrolera y la consecuente repartición de los costos y riesgos de los mismos en la proporción pactada por las partes contratantes. Así mismo, en virtud de este contrato las partes pueden convenir que los hidrocarburos producidos pertenecerán a cada parte contratante en las proporciones estipuladas en el mismo.
En Colombia, la posibilidad del contrato de Asociación surgió con la Ley 20 de 1969 en donde se autorizaba al Gobierno Nacional a declarar cualquier área petrolífera del país como reserva nacional y aportarla a ECOPETROL para que la explorara, explotara o administrara directamente o en asociación con el capital público o privado, nacional o extranjero. 6
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La mayor inconformidad provenía de la participación del Estado en la renta petrolera. La cifra oficial del gobierno, incluyendo todos los impuestos pagados por las compañías, era del 39%.Los cálculos más contestatarios la reducían al 19%. Debe recordarse que para esta época los grandes países productores ya recibían más del 50%.
http://www.ecopetrol.com.co/especiales/Libro60anios/esp/cap10.htm
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ley 20 1969 Artículo 12. El Gobierno podrá declarar reserva nacional cualquier área petrolífera del país y aportarla, sin sujeción al régimen ordinario de contratación y de licitación, a la Empresa Colombiana de Petróleos para que la explore, explote o administre directamente o en asociación con el capital público o privado, nacional o extranjero. Lo dispuesto en el inciso primero de este artículo no afecta las expectativas de derecho creadas por propuestas formuladas con anterioridad a la providencia que declare la reserva de la zona respectiva.
La filosofía del contrato de asociación consiste en que el socio privado realice bajo su propio riesgo las inversiones exploratorias. En caso de encontrarse un campo productivo, su explotación la hace asociado y no individualmente, con ECOPETROL, (Montana,
http://www.banrepcultural.org/blaavirtual/faunayflora/orinoco/orinoco14a.htm ) ya que este entra a participar en la inversión. Las regalías se pagan siempre antes de la repartición de la producción. La operación se maneja por medio de un comité ejecutivo conformado por un representante de cada parte, que controla y supervisa todas las operaciones durante la vigencia del contrato.
Se parte de la base de que el propietario del subsuelo es el Estado, y ECOPETROL funciona como su intermediario. Sin embargo, los hidrocarburos una vez son extraídos pertenecen a cada una de las partes, y así el asociado puede contabilizar las reservas descubiertas como de su propiedad.
Evolución
El contrato de asociación sufrió distintas reformas a lo largo del tiempo, básicamente en cuestiones de repartición de utilidades, teniendo en cuenta las diferentes realidades económicas y geológicas que el país atravesó.
En la primera etapa de aplicación de esta modalidad de contrato, la producción se repartía por partes iguales una vez se hubiera medido el petróleo y descontado las regalías. Rodolfo Segovia establece en el Libro de los 60 años de ECOPETROL en su capitulo 10 que:
De encontrar hidrocarburos explotables comercialmente a juicio de Ecopetrol, la Empresa entraba a participar con la mitad de las inversiones para el desarrollo de lo descubierto, reembolsaba en petróleo la mitad del costo de los pozos de exploración que resultasen productores y recibía el 50% del producido después de regalías, fijadas estas en el 20% que Ecopetrol recibía para trasladar al Estado. No se contempló mayor participación de la Nación
por aumento de precios del petróleo. (http://www.ecopetrol.com.co/especiales/Libro60anios/esp/cap10-3.htm)
Con el descubrimiento de campos de gran magnitud como fue Caño Limón, se vieron en la necesidad de desarrollar un sistema en donde Colombia recibiera mayor participación de las ganancias. Por esto se aplicó el sistema de distribución de producción escalonada. En este, una vez deducidos los porcentajes correspondientes a la regalía, los hidrocarburos se repartirían según una tabla presentada en el decreto 2782 de 1989. El escalonamiento aplicaba mas que todo a los campos de mayor producción y por esto no muchos se vieron afectados por la medida ya que si producía menos de 60millones de barriles, seguía aplicando el 50 – 50.
Cada parte contractual entraba a contribuir en los gastos directos de la operación conjunta en la proporción señalada en la tabla de distribución de la producción y en los gastos indirectos en la misma proporción establecida para los gastos directos. (Mena, 2007. P.138)
Además, el decreto contenía una cláusula que formalizaba la obligación de transferencia tecnológica por los asociados, que con el tiempo se convertiría en una
suma exacta de dinero pactada al suscribirse el contrato. También se añadió la cláusula de control ecológico que recordaba la “obligación de cumplir con lo dispuesto por el Código Nacional de Recursos Naturales Renovables y de Protección de Medio Ambiente”, así como establecer planes de contingencia específicos para
atender emergencias. (Segovia, http://www.ecopetrol.com.co/especiales/Libro60anios/esp/cap10-3.htm)
Esta distribución escalonada se sustituyó en 1994 por la fórmula denominada factor “R” debido a que el modelo colombiano no estaba siendo competitivo y se debían tomar medidas para aliviar esta contingencia. Como lo explica Margarita Mena de Quevedo en su libro Jaque Mate a ECOPETROL:
La fórmula de Factor R significa que la producción se divide entre la Asociada y ECOPETROL de acuerdo con la rentabilidad del área contratada, y no con base en la producción acumulada. Para el efecto, se toman en cuenta los ingresos, las inversiones, los costos directos de exploración y los gastos de operación acumulados de la Asociada” y por medio de una fórmula matemática se reparte la producción.
Según Segovia:
La aplicación del Factor R significaba entonces que si la producción de un contrato pasaba de 60 millones de barriles equivalentes, el escalonamiento descendente en la porción del petróleo a disposición del asociado no comenzaba a aplicarse hasta tanto este no hubiese recuperado su inversión (Factor R = 1). Se intentaba suavizar el desestimulante escalonamiento haciendo que la distribución de la producción dependiera no solo de la
producción acumulada sino también de los factores económicos en cada caso. Al límite inferior de la escala no podía llegarse mientras el asociado no hubiese recuperado el doble de su inversión, sin importar que ya hubiera alcanzado un recobro de más de 150 millones de barriles. El factor R con nuevas escalas se aplicó también a los contratos de riesgo compartido.( http://www.ecopetrol.com.co/especiales/Libro60anios/esp/cap10 -3.htm)
Esta fórmula fue muy criticada debido a su complejidad ya que no es fácil identificar todos los conceptos que ella contiene. ECOPETROL dijo que la aplicación de esta fórmula traería una distribución mas equilibrada de los beneficios económicos de la explotación de hidrocarburos para ambas partes. Sin embargo, esta fórmula de reparto hizo que se redujera la real participación del Estado, prácticamente volviendo a un 50 – 50. La formula sufrió varias modificaciones en el tiempo.
El contrato de asociación tenía un plazo máximo de 28 años a partir de su fecha efectiva (día calendario en que venciera el término de 60 días calendario contados desde la fecha de firma del contrato) y no existía posibilidad de prórroga. El contrato además contaba con dos períodos: uno de exploración que duraba 6 años y otro de explotación que comprendía 22 años.
Solo Riesgo
En el contrato de asociación, si Ecopetrol decidía no aceptar la comercialidad del área propuesta por el asociado, este podía optar por explotar hasta recuperar por su cuenta y riesgo (solo riesgo) el 200% de su inversión con el petróleo del campo descubierto,
también después de regalías. Se especificaba sin embargo, que en cualquier momento Ecopetrol podía entrar a participar en la operación del campo descubierto y desarrollado a solo riesgo por el asociado, a cambio de reembolsarle sus inversiones.
Participación en Riesgo
Esta modalidad se creó con el objeto de anticipar la exploración de ciertos campos que ECOPETROL tenía destinados para sí. Aquí se comparte el riesgo exploratorio participando con el “15% de las inversiones en perforación a partir del segundo pozo exploratorio o tercer año del contrato, y como contraprestación, obtendría una mayor proporción de la producción en comparación con el contrato de Asociación estándar.” (Mena, 2007. P.164) La participación que tendría ECOPETROL después de descontadas las regalías, sería del 55% hasta llegar a 10 millones de barriles de producción acumulada; después de esto le correspondía el 60%.
Riesgo Compartido
En esta modalidad, ECOPETROL era el operador y participaba con el 50% de la inversión en exploración. “La licitación se definía a favor de la compañía que ofreciera a ECOPETROL el mayor porcentaje de producción sobre el 50% estándar o el Factor R.” (Mena, 2007. P.165)