Economía

Aprietan a las petroleras por las inversiones pendientes

Bogotá,D.C, 25 de marzo de 2018. Por Ómar G. Ahumada Rojas. Foto ECOS.- Con un barril de petróleo Brent (referencia de Europa) que este martes está en 70,1 dólares, cifra 2,5 veces superior al nivel más bajo que tuvo hace dos años (27,8 dólares el 20 de enero del 2016) por el desplome en su cotización, el Gobierno está llamando al orden a las diferentes petroleras que operan en el país, para que realicen las inversiones a las que se comprometieron en las rondas petroleras del 2012 y del 2014, respectivamente.

Para tal fin, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) adelanta una exhaustiva revisión a los contratos de exploración y producción firmados con ocasión de esos dos procesos competitivos y está comenzando a declarar incumplimientos en algunos casos, porque el dinero que las firmas dijeron que iban a ejecutar no lo han inyectado, específicamente, en la perforación de pozos exploratorios, que es la que confirma o descarta el potencial de las áreas asignadas.

En diálogo con EL TIEMPO, el presidente de la entidad, Orlando Velandia Sepúlveda, reveló que en dichas rondas se asignaron en el pasado 76 bloques, de los cuales efectivamente solo siete están operando, lo que significa que ni el 10 por ciento de las áreas ha tenido la inversión prometida.

Así respondió el funcionario a recientes comentarios de la industria sobre las mayores exigencias en el proceso de asignación de áreas en la cuenca Sinú-San Jacinto (Córdoba, Sucre y Bolívar) –que está en marcha– para el que se presentaron solamente seis firmas, luego de que al lanzamiento fueron 21 directivos petroleros. “Uno va aprendiendo de las experiencias y en las rondas del 2012 y del 2104 vinieron muchas compañías que tenían una muy buena capacidad financiera, pero poco interés real y efectivo de explorar. Y lo tengo que decir: en la mayoría de los pozos, ni el 10 por ciento de los contratos materializaron las inversiones en las dos rondas”, agregó.

En las revisiones que está haciendo, la ANH ha encontrado que algunas empresas han argumentado problemas con las comunidades y con la licencia ambiental, sobre los cuales la entidad está verificando en qué casos esta situación es real y en cuáles no. “Estamos verificando la veracidad de la información y el estado de las licencias ambientales. De lo contrario, estamos comenzando a declararles el incumplimiento a algunas compañías”, reiteró el funcionario.

No obstante, recalcó que en la mayoría del sector se viene reactivando la inversión y eso se vio en que en el 2017 hubo 54 pozos exploratorios, frente a 21 del 2016.

En la mayoría de los pozos, ni el 10 por ciento de los contratos materializaron las inversiones en las dos rondas

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Más exigencia

Sobre las causas de esa situación, Velandia sostiene que en el pasado los programas exploratorios eran poco exigentes y muchas firmas se presentaron, pero varias no tenían el interés efectivo de producir y ahora lo que se necesita son compañías de mejor calidad y que operen los campos.

“Estamos presionando a las compañías que llevan años sin actividad a que nos devuelvan los campos o a que hagan las inversiones”, señaló al recalcar que la excusa de los bajos precios ya no es válida.

Debido a este precedente, para el proceso Sinú-San Jacinto se exigió un compromiso mínimo en la inversión adicional que ofrecen las petroleras, que la mayoría de veces define al adjudicatario del área.

Adicionalmente, la ANH le da los últimos ajustes al registro de empresas, a fin de lanzar, al finalizar el primer semestre, el proceso competitivo permanente, que saldrá mínimo con otras 20 áreas, cuyos tamaños estarán entre las 50.000 y 60.000 hectáreas.

 

Para el próximo consejo directivo de la ANH se prevé tener listo el reglamento e inmediatamente se publica el listado de áreas.

Para este proceso, la ANH revisa si mantiene el requisito mínimo de inversión adicional. De otra parte, Velandia Sepúlveda dijo que sin contar los dos problemas del mes pasado en el Meta, la producción de crudo habría estado cercana a los 900.000 barriles, pues el mayor precio es un jalonador directo e inmediato para las empresas.

En abril, las reglas para el ‘offshore’

¿Por qué ha tardado la minuta de exploración en el mar?

El tiempo que hemos empleado es porque las mismas empresas han pedido espacios, tiempo y mesas de trabajo. La preocupación que tenemos es que las cosas nos queden bien hechas. Lo fundamental es que las empresas vean que están los elementos regulatorios para que puedan tener la tranquilidad de invertir en el país. Esperamos que el próximo mes de abril, a mediados, la minuta definitiva esté aprobada por el Consejo Directivo.

¿Qué cambios trae?

Cambian los períodos de exploración y producción. Además, inicialmente no contemplaba el tribunal de arbitramento, casi el punto de mayor discusión de las empresas. Afortunadamente, se logró un término adecuado, es decir, contemplar ya la posibilidad de esa herramienta, para resolver diferencias en los contratos.

¿Y los tiempos?

Teníamos 30 años, de los cuales eran 6 de exploración y 24 de producción. Ahora serán 9 años de exploración y 30 de producción, pero incorporamos un elemento, y es que esos 30 años los contamos desde la declaración de comercialidad, porque entendemos que todavía no está la infraestructura de transporte. A partir de ese momento, tendrá hasta cinco años para hacer esos desarrollos.