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| 2/9/1998 12:00:00 AM

COMBUSTIBLES DE DISCORDIAS

La decisión de la BP de solicitar la comercialidad de los pozos de Floreña y Pauto revive la saga del Piedemonte.

El controvertido contrato de asociación Piedemonte volvió a ser noticia la semana pasada cuando se reveló que la British Petroleum _BP_ solicitó a Ecopetrol la comercialidad de los campos de Pauto y Floreña, cobijados por dicho contrato. A pe-sar de que la solicitud indica la voluntad de la petrolera de perforar y explotar estos pozos, la verdad es que la controversia en torno al contrato, que había desaparecido de los radares de los colombianos en los últimos meses, está más viva que nunca pues los puntos fundamentales del debate están aún por resolver. El contrato del Piedemonte saltó a la luz pública el año pasado a raíz de los intentos infructuosos del gobierno de modificar los términos del contrato para favorecer a la BP, la cual argumentaba que la modalidad de explotación contemplada en el contrato original no le ofrecía la rentabilidad adecuada. Bajo el esquema de repartición 'escalonada', aplicado en el contrato del Piedemonte, una vez la producción acumulada _no de un pozo sino de toda el área incluida en el contrato_ rebasara los 60 millones de barriles de petróleo la participación de la BP descendería gradualmente del 50 por ciento de la producción hasta el 30 por ciento a partir de los 150 millones de barriles de producción acumulada. Según la BP, dado que sólo en Pauto y Floreña _que apenas representan el 10 por ciento del área total del bloque_ hay reservas estimadas de 120 millones de barriles de petróleo (además de 700 gigapies cúbicos de gas), no había incentivos para realizar más exploración e incluso se podía comprometer la explotación de los campos ya encontrados. La multinacional aducía que los términos del contrato se debían modificar para reflejar los cambios en materia de reglamentación petrolera que se han llevado a cabo en Colombia desde la firma del mismo. Bajo los contratos actuales la repartición de la producción entre Ecopetrol y sus socios se basa en el llamado Factor R, el cual depende de la rentabilidad del pozo y no de la producción acumulada.Finalmente, sin embargo, el encarnizado debate que se desató a raíz de las declaraciones de la BP no desembocó en cambios al contrato original. Por este motivo muchos se sorprendieron cuando se anunció la decisión de la compañía británica de solicitar la comercialidad de los campos. No obstante la verdad es que, aunque el contrato original sigue intacto, aún no se sabe bajo qué términos se realizará la explotación de los pozos. Ecopetrol tiene 90 días para estudiar la solicitud de la BP y determinar si declara la comercialidad de los pozos. A partir de ese momento las dos empresas asociadas se sentarían a negociar los aspectos específicos del desarrollo de los campos. Según voceros de la BP, éstos incluirían la determinación del hidrocarburo principal _la rentabilidad de la BP sería mayor si se determina que es gas y no un hidrocarburo líquido_ y la repartición de la producción. Las negociaciones sin duda serán seguidas con lupa por quienes se oponen a cualquier modificación a los contratos. En días pasados varios congresistas se pronunciaron en torno del tema de la repartición, aseverando que los términos de ésta están claramente establecidos en el contrato y que por lo tanto no están sujetos a ningún cambio. Además sostienen que el hidrocarburo principal de los pozos es el condensado, el cual es claramente un líquido. Finalmente argumentan que cualquier modificación al contrato de la BP tendría que ser extendida a todas las demás asociaciones que operan bajo el esquema escalonado. Otro aspecto que parecía más previsible pero que, igual, desatará controversia, es la decisión de la BP de devolver el 50 por ciento del área incluida en el bloque en marzo próximo. El acuerdo estipula que cumplidos seis años de la firma del mismo la empresa asociada tiene que devolver la mitad del total del bloque adjudicado que no haya sido explorada. Aunque la petrolera tiene la opción de pedir una prórroga para seguir explorando ha decidido devolver las áreas. Dadas las precarias condiciones de rentabilidad que ofrece el contrato actual para realizar exploración adicional no es sorprendente que la empresa haya tomado esta decisión. Y sería lógico pensar que devolverá un 25 por ciento adicional en dos años, según lo establecido en el contrato, y aún más territorio posteriormente. Fuentes consultadas por SEMANA aseguran que la empresa devolvería las áreas y buscaría que le volvieran a ser adjudicadas más adelante bajo el nuevo esquema de asociación.Sin embargo, dado que las áreas en cuestión son algunas de las de mayor potencial petrolero y gasífero en el país, ésta podría resultar siendo una apuesta riesgosa para la BP. Por una parte, no hay ninguna certeza de que le vuelvan a ser adjudicadas. Es indudable que la BP constituye un candidato idóneo para realizar exploración en el área, pues conoce la región mejor que cualquier otra petrolera y ya tiene operaciones importantes en la misma. Además, como el mayor inversionista extranjero en Colombia, tiene un poder político considerable. Finalmente, la devolución de las áreas está contemplada en el contrato original. No obstante, podría ser difícil para el gobierno justificar ante la opinión pública que se le vuelva a entregar el mismo bloque a la misma empresa bajo condiciones más favorables.
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