Bogotá, D.C, 26 de febrero de 2018. Texto revista Dinero. Foto Ecos.-Con mejores precios del petróleo, la ANH se alista para nuevas rondas y para capitalizar los cambios contractuales que se hicieron en épocas de vacas flacas.
El aumento en los precios del petróleo se ha convertido en la mejor noticia para la economía colombiana a comienzos de 2018. Sin embargo, algunos analistas han sido críticos y consideran que esta tendencia es coyuntural y que el país tiene que desarrollar una estrategia para no caer de nuevo en una enfermedad holandesa que agrave la crisis de la industria y el agro.
Dinero conversó con Orlando Velandia, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), quien explica la estrategia y cuáles son sus preocupaciones.
¿Cuál es el precio ideal para el crudo colombiano?
Arriba de US$50 está bien. 80% de nuestros campos tienen costos por debajo de US$42.
¿Qué pasó cuando se derrumbaron los precios?
Tomamos las medidas en el momento justo. En el plan de desarrollo 2015-2018 se nos dio la posibilidad y facultades de flexibilizar los contratos petroleros. Eso nos permitió tomar una serie de medidas.
¿En qué consistieron?
En flexibilizar los tiempos para que las compañías cumplieran los compromisos contractuales, también existe la posibilidad del traslado de sus obligaciones entre bloques de la misma compañía y flexibilizar un tema de garantías. Ello no desmejora las condiciones económicas del contrato.
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¿Qué efecto tuvieron?
El primer efecto fue que más de 120 contratos se acogieron a esas medidas de unos 360 que están vigentes y logramos salvar inversiones por más de US$1.200 millones. Me refiero a mantener viva la obligación.
¿Cómo se materializaron?
En 2016, Colombia cayó y tocó fondo y solo hicimos 21 pozos exploratorios. Como el compromiso era ampliar unos meses los términos para que ejecutaran, a partir del segundo semestre de 2016 comienza una recuperación en el precio. Por eso pasamos de 21 a 54 pozos en 2017. Y de tener 27 taladros en campo operando pasamos a más de 120 en 2017. Lo peor que hubiera podido pasar es que nos hubiera cogido la recuperación de precios de 2017 sin contratos.
¿Por qué?
Hoy estaríamos ofertando áreas para entregar esos contratos. Y en eso se pueden perder años. Mire lo que ganamos en tiempo. Estaríamos empezando ‘a calentar’ áreas, ofertarlas y reasignar 100 contratos.
¿Y las inversiones en 2017?
En 2017 las inversiones llegaron a US$4.000 millones en el sector, cuando en 2016 fueron de US$1.900 millones. El objetivo era que la gente no se fuera con precios caídos.
¿Cuáles son las metas para 2018?
Si se mantienen los precios, llegar a 65 pozos exploratorios; en producción estar por encima de 860.000 barriles y en inversión llegar a los US$5.000 millones.
¿Se han vendido bloques?
En algunas compañías sí, pero no fue muy generalizado. Es un negocio entre privados, pero la agencia tiene que autorizar la operación. No fueron más de diez.
¿Qué pasó con los off shore?
Es tal vez de lo más rescatable en épocas de bajos precios, pues no hubo ninguna cuenca frontera en el mundo que haya hecho tanta inversión exploratoria como la que se hizo en el caribe colombiano. Hicimos, desde 2013, más de 120.000 kilómetros de sísmica en esa zona, lo que no habíamos hecho en toda la historia del Caribe colombiano.
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Pero la duda es el costo de sacar esos recursos…
Hay una cosa cierta: no basta con encontrar el hidrocarburo, también hay que mirar si es rentable, de lo contrario se pueden quedar allá atrapados. El gas que está allí es aprovechable si se dan varios elementos. Lo primero, que el país dé claras señales contractuales y fiscales para que se viabilice ese negocio. Por ejemplo, permitir que se estructuren y se unan varios descubrimientos para hacer evaluaciones económicas. Lo segundo es dar las señales fiscales y allí viene la aprobación de las tres zonas francas para el off shore que también manda una señal fiscal. Otro factor es revisar los términos de la minuta contractual, que es el proceso en el que estamos hoy.
¿Qué está pasando con los contratos en el sector?
Discutimos el reglamento de la contratación petrolera en Colombia y terminó con la promulgación del Acuerdo 2 de 2017.
¿Cuáles son los principales cambios?
Ajustarlos a la coyuntura de precios y hacer los derechos económicos más progresivos. Además, eliminamos la famosa tabla de precios unitarios.
¿Y las asignaciones?
Ese tema cambió. Veníamos manejando un esquema de rondas cada dos o tres años. Ahora es un esquema permanente de asignación. Un proceso competitivo pero permanente. En la medida en que nosotros vayamos actualizando nuestro mapa de tierras, avanzaremos en la asignación de nuevas áreas. El otro mecanismo excepcional es la asignación directa que estamos reglamentando.
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¿Qué ronda viene?
A mediados de marzo se cierra el proceso por las áreas del bloque Sinú - San Jacinto. En abril estaremos asignando los 15 bloques.
¿Qué esperan en inversión?
Los programas exploratorios mínimos más o menos exigen inversiones por unos US$300 millones.
Hay preocupación por temas como las consultas populares, las licencias ambientales y la seguridad física. ¿Qué está viendo allí el Gobierno?
Hemos avanzado en el tema ambiental, si llega la paz mejoraremos la seguridad física, pero hoy el tema social es el punto más crítico.
¿Qué hacer?
El argumento de la comunidad es que es un tema ambiental: van a acabar el agua, los recursos y no los queremos acá. Cuando uno se sienta con los ciudadanos lo que más les preocupa es el empleo, la demanda de bienes y servicios, las retribuciones económicas para su región y, finalmente, el tema ambiental. Si las motivaciones son esas, entonces hay que buscar los mecanismos para solucionarlas.
¿Y los no convencionales?
Se llama prospección en yacimientos en roca generadora y allí tenemos varias áreas ofertadas. No será una licencia para fracking, será una licencia para que busque yacimientos en roca generadora y determine qué mecanismo de estimulación requiere, no necesariamente tiene que ser fracking. Estamos viendo qué potenciales hay y qué técnica es la adecuada. Hay siete áreas que están en exploración en el Magdalena Medio y en el valle inferior del Magdalena.
