ESTADO MANTIENE PARTICIPACIÓN MÍNIMA DEL 50% EN NUEVO CONTRATO PETROLERO

Bogotá, 27 may (SNE). Contrario a lo que muchos creen, la participación del Estado en los nuevos contratos petroleros no será inferior al 50 por ciento.

Si bien en el nuevo contrato hay una mayor flexibilidad para el inversionista e incluso no se requiere de un contrato de asociación con Ecopetrol, el Estado mantiene una alta participación a través de los impuestos y las regalías.

De acuerdo con el director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Armando Zamora, la participación del Estado con el nuevo contrato oscila entre el 50 y 60 por ciento y, dependiendo de la participación que tenga la estatal petrolera, dicha participación puede subir al 80 ó 100 por ciento.

“De los ingresos que se obtienen en una producción, en promedio el 50 por ciento corresponde a costos y el restante 50 por ciento se distribuye entre la utilidad del inversionista (25 por ciento) y las regalías e impuestos (25 por ciento)”, dijo Zamora.

El funcionario explicó que la participación del Estado, o “state take” como se le conoce internacionalmente, se mira después de costos, lo que quiere decir que para el caso de Colombia con el nuevo contrato es mínimo del 50 por ciento, que corresponde a regalías e impuestos.

Hay varias alternativas para la participación del Estado. Si Ecopetrol invierte sola, la participación es del 100 por ciento teniendo en cuenta que es una empresa estatal; si invierte en asocio con otra empresa, la participación disminuye dependiendo del porcentaje de participación.

Adicionalmente, cuando los precios del petróleo sean altos, es decir que estén por encima de los 27 dólares, el Estado recibirá un ingreso adicional correspondiente al 30 por ciento del excedente en el precio.

Es decir, si el precio es de 30 dólares barril, la Agencia Nacional de Hidrocarburos recibirá 30 por ciento de los 3 dólares de diferencia entre el precio promedio (27 dólares) y la cotización actual.

Lo anterior hace que la participación del Estado también se incremente proporcionalmente.

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 y 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 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.

MÁS INDEPENDENCIA

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.

Así, la empresa estatal mantendrá su actividad de exploración y producción directa sobre los bloques que tiene hoy asignados y los que le sean entregados 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.

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.

“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”, explicó el director de la Agencia.