VIRAJE PETROLERO

ESTA SEMANA ARRANCA LA QUE SE PODRIA llamar una nueva era en la política petrolera colombiana. Con una serie de cuatro seminarios -el primero de los cuales tendrá lugar en Bogotá este lunes 18 de abril- Ecopetrol pretende promover internacionalmente una licitación para adjudicar 21 bloques para la exploración de un área de cerca de 3'800.000 hectáreas. Después del seminario de Bogotá se harán presentaciones en tres grandes centros de la industria petrolera mundial: Houston (Texas), el 21 de abril; Calgary (Canadá), el 25 de abril, y Londres el 3 de mayo. Pero más alla del tamaño del área licitada o de las expectativas que puedan existir, lo más interesante de este proceso es dar a conocer las nuevas reglas del juego que se aplicarán a los contratos de asociación a partir de ahora, como resultado de un viraje de la política petrolera colombiana.
Y ese viraje, que implica una reforma a los contratos de asociación en su modelo original, responde al cambio de circunstancias de la industria petrolera mundial, cuyo panorama se ha visto afectado, entre otros aspectos, por la apertura petrolera de vastas regiones de la antigua Unión Soviética y de China, por la caída de los precios internacionales del crudo y por la dificultad cada día mayor de realizar hallazgos importantes. De ahí que el nuevo régimen busque, ante todo, elevar la competitividad de Colombia como país propietario del recurso y facilitar la atracción de inversión privada para el desarrollo de todos los frentes de producción de hidrocarburos.
Probablemente ninguna industria ha tenido que irse amoldando a las circunstancias sociales, políticas y económicas mundiales como la del petróleo. El primer esquema que se utilizó en todas partes, incluida Colombia, fue el de los llamados contratos de concesión. Mediante estos contratos los gobiernos otorgaban una extensa zona a una compañía petrolera, por un tiempo bastante largo, para ejercer los derechos exclusivos de exploración y explotación.
Con el correr del tiempo y el mayor deseo de participación e intervención de parte de los países propietarios del recurso, las reglas del juego fueron cambiando. En Colombia se abolió a partir de 1974 el régimen de las concesiones y se estableció que Ecopetrol sería la entidad encargada de la exploración y explotación de hidrocarburos.
Esos trabajos los podría realizar de manera directa o mediante la celebración de contratos de asociación operación, de servicios o de cualquiera otra naturaleza distintos de los de concesión. Y ese modelo sirvió para reactivar la exploración petrolera -que se encontraba estancada desde mediados de la década de los 60- y conducir a importantes descubrimientos a nivel mundial, como los de Caño Limón y Cusiana.
El esquema de los contratos dé asociación que rigió hasta ahora establecía que es la compañía asociada la que tiene que incurrir en todos los costos durante la etapa de la exploración. Sólo en el caso que se encuentre petróleo en cantidades importantes y se declare la comerciabilidad del campo, Ecopetrol reconoce la mitad de esos costos. Es decir, que si no había petróleo, no había reembolso. Y en la etapa de explotación, el petróleo se repartía entre Ecopetrol y la compañía asociada -después de pagadas las regalías- por mitades hasta alcanzar una producción acumulada de 60 millones de barriles. A partir de ahí, la participación de la compañia asociada se iba reduciendo hasta quedar en el 30 por ciento cuando se superaban los 150 millones de barriles de producción acumulada.
Pero ese modelo cumplió su ciclo y era necesario introducir un esquema más flexible que estimulara la inversión en exploración en una coyuntura mundial difícil. De ahí que la nueva política está fundamentada en tres pilares básicos: un nuevo esquema de distribución, una reducción en los costos del transporte y la agilización en el manejo del tema ambiental.
El nuevo esquema de distribución -que se podría definir como el más importante de los tres- tiene a su vez dos elementos básicos. El primero tiene que ver con la etapa de exploración y el segundo, con la de explotación. En materia de exploración, Ecopetrol reconocerá a partir de ahora no sólo el 50 por ciento de los costos de los pozos exploratorios productores y comerciales, sino también de los no productores. Este egreso adicional se podrá financiar con el éxcedente generado por los ingresos adicionales que obtendrá con la modificación de las reglas del juego en la etapa de explotación.
En materia de explotación el eje del nuevo esquema es el llamado Factor R. Es un parámetro internacionalmente reconocido que permite relacionar la rentabildad de los campos con la distribución de la producción. La gran bondad del factor es que introduce un elemento de flexibilidad que permite la explotación de campos de baja producción, que de otra manera no serían explotables. Y, además, dispara los ingresos de Ecopetrol en aquellos casos en que un campo resulte altamente productivo.
El modelo de distribución del Factor R deriva de la aplicación de una fórmula que tiene en cuenta la totalidad de los ingresos acumulados del asociado y los divide por el número que resulte de sumar las inversiones y los costos acumulados. Si el resultado de la división es menor a uno -es decir, que las inversiones y costos acumulados son superiores a los ingresos acumulados- el asociado de Ecopetrol tendrá derecho a tomar el 50 por ciento de la producción después de pagar las regalías.
Si, por el contrario, el resultado es superior a uno, se presentan dos situaciones: cuando el número es igual o superior a dos, el asociado tendrá derecho al 25 por ciento de la producción después de pagar las regalías. Y si el número es mayor a uno pero inferior a dos, el porcentaje de producción que le corresponde al asociado será igual al número que resulte de dividir 50 por el resultado de la fórmula del Factor R.
La consecuencia de la aplicación del esquema del Factor R es que el gobierno tendría ingresos superiores a los actuales en todos los casos en que el resultado de la fórmula fuera superior a 1.8. Y es precisamente ese excedente el que permitiría reconocer los costos de los pozos exploratorios no productivos.
La reducción de los costos de transporte es otro de los pilares de la nueva política. En la actualidad, el costo de transportar un barril de petróleo desde Casanare es en promedio de siete dólares. El aumento en los volúmenes de producción permitirá construir nuevos oleoductos o utilizar de manera más eficiente la red existente y, así, reducir el costo a la mitad. De hecho, el Ministerio de Minas ya dio el primer paso en ese sentido implementando una primera reducción. La idea detrás de la medida es nivelar las tarifas locales con las internacionales y facilit ar la comercialización del petróleo colombiano, que se encuentra casi todo en el interior del país.
Finalmente, el tercer pilar de la nueva política está relacionado con el tema del medio ambiente. Este se ha vuelto crítico y no fueron pocos los problemas que la industria petrolera tuvo con el Inderena en los últimos meses. La nueva ley del medio ambiente creó el Ministerio del ramo, que a su vez tendrá una unidad de gestión ambiental para atender las actividades relacionadas con la industria petrolera. La ley también estableció el concepto de la licencia ambiental única y le otorgó a ese Ministerio la competencia privativa para el caso de la industria petrolera. El único problema es que el plazo que la ley le concede a ese Ministerio para otorgar las licencias es -sumando todos los términos- de 255 días hábiles, lo que se traduce en 51 semanas. Es decir, un año. Y teniendo en cuenta los antecedentes de ineficiencia del Inderena -cuyo personal se trasladó en masa al Ministerio- no es un buen augurio para la celeridad del proceso. Es de esperar que todo el esfuerzo que se está haciendo para presentar una política petrolera más competitiva no se vea frustrado por el talón de Aquiles de la inefectividad de la burocracia ambiental.
Este es, sin duda, un esfuerzo del gobierno por atraer a las grandes petroleras para adelantar la exploración de un territorio donde a lo mejor pueden existir importantes yacimientos sin descubrir. El contrapeso de esa iniciativa puede estar en los ataques terroristas, la burocracia ambiental y el efecto eventual de decisiones como la reciente terminación del contrato con la Shell. Pueda ser que lo primero pese más que lo segundo en las reuniones donde se toman las decisiones de las compañías petroleras. -