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LOS PRIMEROS CUATRO CONTRATOS DE LA NUEVA POLÍTICA PETROLERA Bogotá, 25 jun (SNE).- Están listos para la firma
los primeros cuatro contratos de la nueva política petrolera.
El ministro de Minas y Energía, Luis Ernesto Mejía,
anunció que el martes de esta semana se aprobaron en el
Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)
cuatro contratos para la exploración y explotación
de áreas en el Magdalena Medio.
"Tres de dichos contratos tienen capital colombiano y la
otra es una firma extranjera que lleva muchos años explorando
en el país", explicó el jefe de la cartera energética.
Uno de los contratos denominado Yamú, está ubicado
en los Llanos Orientales y le permitirá a la empresa Winchester
de Estados Unidos, con capital colombiano, explorar y explotar
74.000 hectáreas.
Esperanza, ubicado en el Valle Inferior
del Magdalena, es otro de los contratos aprobados, cuya extensión es de 44.000
hectáreas y estará a cargo de la Unión Temporal
Esperanza conformada por Geoproductions Oil y Rayl Oil Company,
sucursales colombianas de empresas americanas.
Por su parte, la empresa colombiana Petrocolombia,
podrá explorar
y explotar el campo Mapuiro, ubicado en la cuenca de los Llanos
Orientales y cuya extensión es de 16.000 hectáreas.
Guataqui, ubicado en el Valle Medio del
Magdalena y con una extensión
de 45.000 hectáreas, conforma el cuarteto de campos y éste
lo podrá explorar y explotar la firma Argosi de origen americano.
Estos contratos que ya fueron aprobados
podrán ser firmados
en las próximas semanas, una vez se completen todos los
requisitos de pólizas y otras formalidades como los documentos
de Cámara de Comercio, pues sólo cuentan con 30 días
después de la aprobación.
De acuerdo con el director de la Agencia
Nacional de Hidrocarburos (ANH), Jorge Armando Zamora, esta es
una muy buena noticia para
el país y es el primer paso para lograr la meta de firmar
como mínimo 20 nuevos contratos este año. Estos contratos
tendrán compromisos hasta por 28 millones de dólares.
También se conoció que hay listos otros dos contratos
para ser aprobados pues ya se terminaron las negociaciones y está pendiente
que pase al Consejo Directivo de la ANH.
Así mismo, el ministro Mejía dijo que esto se suma
a la operación que se viene haciendo en el Bloque Tayrona
en la costa afuera colombiana, donde se rescató a ExxonMobil
como inversionista en exploración y producción y
se cuenta con la participación de Petrobras.
"Ya se hicieron las operaciones de sísmica en tres
dimensiones y de barrido en baja frecuencia. Ya los buques vinieron,
hicieron su operación y se fueron. En este momento estamos
en la etapa de análisis de la información obtenida
y pronto estaremos definiendo cuáles serían los lugares
más adecuados para perforar", explicó el Ministro.
De hecho se tiene previsto que el 31 de
julio se firme este contrato entre Ecopetrol, Petrobras y ExxonMobil,
que será el más
grande durante este año.
"Tenemos confianza de que se logrará la meta de 20
contratos firmados este año. De hecho ya se han dado a conocer
30 intenciones para realizar contratos con la nueva política
petrolera", aseguró el director de la Agencia.
POLÍTICA PETROLERA
Los cambios buscan atraer la inversión privada y ganar
competitividad internacionalmente. En tal sentido hay cinco cambios,
fundamentalmente con respecto al contrato de asociación
que venía operando.
El primero, es que desaparece la participación directa
del Estado. Hasta hoy la empresa que exploraba el campo debía
asumir sola los costos, 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", explicó Zamora.
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.
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.
Además, 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, 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 no es 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.
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 su agotamiento, 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.
Y 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.
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