Cinco cambios fundamentales brindan mayor flexibilidad y oportunidad a los inversionistas

LISTO NUEVO ESQUEMA DE CONTRATACIÓN PETROLERA EN COLOMBIA

Bogotá, 13 abr. (SNE).- A mediados de año pasado el Gobierno tomó una decisión fundamental para el desarrollo del sector petrolero del país: modificar la estructura orgánica de la Empresa Colombiana de Petróleos convirtiéndola en una sociedad pública por acciones ciento por ciento estatal y crear la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) para administrar los recursos petroleros de propiedad de la Nación.

A partir de ese momento, se habló de un nuevo esquema de contratación petrolera cuyo objetivo fundamental es incentivar a los inversionistas privados para que exploren en el suelo colombiano.

Dicho esquema se convirtió desde entonces en una noticia esperada por los diferentes agentes del sector petrolero, tanto dentro como fuera del país. De hecho, hubo quienes llegaron el 2 de enero de este año a la recién creada Agencia Nacional de Hidrocarburos a mirar los nuevos esquemas de contratación para invertir. Pero aunque la estructura del esquema ya se había concebido, faltaban pequeños detalles.

Hoy, cuando ya es un hecho que la ANH es la reguladora y generadora de las políticas que marcarán el futuro del sector de hidrocarburos en Colombia, el nuevo contrato petrolero está listo y sólo falta presentar la minuta del contrato.

Son cinco cambios fundamentales que tendrá el nuevo esquema de contratación con respecto al que rige actualmente, todos con la intención de hacer más atractiva la inversión y ganar competitividad frente a otros países con potencial petrolero.

A riesgo propio

El primero, es que desaparece la participación directa del Estado, es decir, el contrato de asociación como tal. Hasta hoy la empresa que exploraba el campo debía asumir los costos sola, pero si se le declaraba la comercialidad Ecopetrol le devolvía el 30 por ciento de la inversión a cambio de entrar a participar con dicho porcentaje en la explotación del descubrimiento. Ahora, la empresa invierte sola y si le declaran la comercialidad sigue sola y asume todos los gastos así como recibe todos los ingresos.

"No necesariamente el Estado invierte. La empresa que solicite un área invierte a su propio riesgo pero a cambio recibe la totalidad de los derechos de producción, después de regalías", explica el director de la ANH, Jorge Armando Zamora.

Ello implica que la base económica de contraprestación para la Nación son las regalías y los impuestos, lo cual lo hace desde el punto de vista económico muy claro y favorable para los inversionistas.

Con respecto a las regalías se mantiene el actual esquema, es decir, regalías variables de 5 a 25 por ciento que varían de acuerdo al nivel de producción de los campos.

Pero también se contempla un esquema adicional de participación para la Nación que serían ingresos extraordinarios cuando los precios del petróleo estén por encima de cierto nivel.

En ese momento la Nación recibiría el 30 por ciento del diferencial con respecto al precio base. Por ejemplo, actualmente el precio base es de 26 dólares barril, para el crudo de referencia WTI, si la cotización es de 34 dólares, la Nación recibe 30 por ciento de los 8 dólares de diferencia, es decir 2,4 dólares por barril.

En consecuencia habrá un ingreso adicional para la Nación cuando el precio internacional del petróleo supere el precio base, que será un precio ajustado anualmente de acuerdo a la inflación, aumento de costos en el sector petrolero y las tendencias globales de los precios del petróleo.

Asignación de áreas

La segunda diferencia es el método de asignación de áreas. Hasta hoy Ecopetrol ponía a disposición unas áreas que él mismo había "calentado", es decir, había estudiado y consideraba que eran explotables. Con esa información salía a ofrecer unos bloques, en algunos casos directamente a un grupo de compañías o en otros a través de licitaciones.

Con el nuevo contrato la asignación es directa y no está sometida a concursos o licitaciones. La empresa que esté interesada en un área lo manifiesta por escrito y la Agencia lo adjudica sin mayor demora.

"Si hay varias empresas interesadas, el primero que la solicite tiene el derecho de explorarla si cumple con los requisitos de capacidad técnica y financiera, esto es para incentivar la asignación de áreas", dice Zamora.

La oferta que se hace -agrega- no es económica sino en términos de actividad exploratoria y si la actividad que ofrece la primera es satisfactoria desde el punto de vista de la Agencia y es una empresa seria y tiene la capacidad, se le asigna el área.

Pero ¿qué pasa si llega después otra empresa que también quiere esa área? Pues que simplemente llegó tarde y deberá mirar otros prospectos, porque la idea es incentivar a que muchas empresas puedan participar en la exploración del suelo colombiano.

"Para eso tenemos 80 millones de hectáreas disponibles para contratación y con ello en lugar de tener dos empresas disputándose un área tendremos la posibilidad de contar con dos empresas en dos áreas diferentes", insistió el director de la Agencia.

Estado juez, no parte

El Estado dejó de ser juez y parte de la contratación petrolera desde el mismo momento en el que se expidió el Decreto 1760 del 26 de junio de 2003 mediante el cual modificó la estructura orgánica de la Empresa Colombiana de Petróleos y se creó la ANH.

El Estado ya no va a tomar parte en las decisiones de la Empresa como hasta ahora, porque cada inversionista es autónomo de tomar las decisiones que desee en la forma de explorar y explotar y en las inversiones que realice.

"El Estado, a través de la Agencia, va a asegurar que los compromisos que adquieren las empresas se cumplan pero no necesita tener participación en las decisiones financieras y técnicas de los inversionistas, éstas son ahora potestad de cada uno según su mejor criterio, siempre y cuando se realicen dentro de la mejor práctica industrial", advierte Zamora.

El seguimiento al contrato -añade- es no intrusivo, es decir, cada empresa puede invertir donde quiera porque la participación del Estado sólo es de vigilancia y control.

Estos cambios le generan y garantizan independencia a los inversionistas quienes deberán asumir directa y totalmente los riesgos que asuman.

En tal sentido, Ecopetrol participará como un competidor más y se deberá ceñir a las mismas condiciones. De hecho, el Estado ahora puede invertir pero a través de la estatal petrolera que ya tiene unas áreas propias y que además podrá solicitar otras nuevas sola o en asocio con otras empresas particulares.

En tal sentido la empresa mantendrá su actividad de exploración y producción directa sobre los bloques que tiene hoy asignados y los que le sean asignados en el futuro por la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

Ecopetrol S.A. seguirá administrando los contratos firmados y los que se firmaron hasta el 31 de diciembre de 2003, lo que significa que prospectos de alto impacto como Niscota, Capachos, Mundo Nuevo, Acevedo, VillaRica, Tángara y el propio Gibraltar entre otros, siguen formando parte de su portafolio de inversiones, al igual que los grandes campos productores como Caño Limón, Cusiana y Cupiagua.

Extensión del contrato

Con el nuevo contrato petrolero los inversionistas tendrán seis años para explorar y 24 para explotar el campo, es decir, dos años más con respecto a los 22 que actualmente se conceden.

Pero adicionalmente, se brinda la posibilidad de extender automáticamente el contrato hasta por diez años, siempre y cuando la compañía cumpla con unas condiciones mínimas como la actividad permanente y continuada en el campo respectivo y un plan de recuperación adicional activo.

Esta prórroga tendrá un beneficio económico para el país, toda vez que la Agencia Nacional de Hidrocarburos deberá recibir 10 por ciento del valor de la producción, después de regalías, cuando se trate de crudo líquido y 5 por ciento cuando sea gas o crudo pesado.

El inversionista tendrá derecho a esta prórroga si se solicita entre 1 a 4 años antes de terminación y deberá estar produciendo regularmente y tener activo proyectos de recobro mejorado o programas de perforación.

Canon superficiario

Con el fin de incentivar la devolución de áreas, el nuevo esquema de contratación contempla un canon "superficiario", similar al que se utiliza en los contratos de carbón.

Dicho canon contempla cobrar un monto representativo por la utilización del suelo a partir de la segunda fase exploratoria y hasta la terminación del período de exploración.

El costo del canon variará de 25 centavos de dólar por hectárea hasta 1,50 dólares por hectárea.

"Con este canon superficiario lo que buscamos es que las compañías no se queden indefinidamente con áreas sin explorarlas ni explotarlas impidiendo que otras sí lo hagan. Por eso se estimula la devolución de áreas. Una vez la compañía determina dónde va a explotar, pues devuelve lo demás", explica el director de la Agencia.

Con estos cambios, que se presentarán en los próximos días, pretenden abrirle espacio a todos los potenciales inversionistas. De hecho ya hay empresas de todo tipo (pequeñas, nacionales, intermedias independientes y grandes multinacionales) que se han mostrado interesadas en invertir.

"Ya hay un gran portafolio de todo tipo de empresas, pero los que se han movido más rápido y han querido reservar áreas con mayor rapidez son colombianas, conformadas por personas que han tenido experiencia en la industria y que tienen mucha fe de que las áreas tienen gran potencial hidrocarburífero", asegura Zamora.

Inmediatamente salga este nuevo esquema de contratación, entrará en vigencia. "Nosotros esperamos empezar a firmar contratos en el mes de abril. Hay una fila de empresas que están solicitando áreas y que están esperando a que el contrato esté listo para la firma", puntualiza.