| 12/1/1997 12:00:00 AM

Al mejor postor

El mecanismo de subastas para fomentar la exploración petrolera pasará su prueba de fuego con el "remate" de los primeros lotes.

Si bien los esfuerzos de Colombia por estimular la inversión en el sector petrolero no tienen comparación con la estrategia adoptada por el gobierno venezolano, son un paso muy importante para fomentar la exploración de zonas no tradicionales y aumentar las posibilidades de descubrir nuevos yacimientos petroleros, aunque no sean de la magnitud de Caño Limón, Cusiana o Cupiagua.



La flexibilización de los contratos fue muy bien recibida en el sector, aunque el júbilo por la medida se vio ensombrecido ante los anuncios del presidente Samper de incluir el tema petrolero en los acuerdos de paz, una decisión que crea gran incertidumbre en la industria debido a las posiciones extremistas que ha adoptado históricamente la guerrilla sobre este punto, en especial el Ejército de Liberación Nacional, ELN.



Dejando ese manto de duda a un lado, los industriales extranjeros y nacionales están atentos a las acciones que tome Ecopetrol para poner en marcha las reformas. Y en este campo, la decisión más importante es el paquete de lotes que ponga en subasta.



La elección de las primeras áreas que van a salir a subasta en el nuevo esquema puede constituirse en un termómetro de la eficacia de las nuevas medidas. El poder de "convocatoria" que tengan los campos se va a reflejar no sólo en el número de aspirantes, sino en el precio que van a pagar por obtener el derecho de explotarlos. Además, no se debe olvidar que en el mundo entero hay una lucha entre los países para capturar inversión extranjera y que Venezuela, que en últimas jalonó la flexibilización en Colombia, representa una fuerte competencia.



En este último punto, el mecanismo de subasta tiene una ventaja: le permite al inversionista incluir en el precio no sólo la rentabilidad y las posibilidades del proyecto, sino valorar el riesgo de invertir en el país, bien sea orden público o ausencia de infraestructura. En otras palabras, este factor le permitiría "nivelar" los costos de inversión entre dos países. Así, lo más probable es que por un campo de iguales características en Colombia y Venezuela, ofreciera un menor valor en nuestro país.



Esto obedece a la más cruda realidad económica. Una empresa invierte en donde puede obtener mejores beneficios. Y para Colombia es mejor sujetarse a las leyes de la oferta y la demanda, y no esperar mientras su actividad exploratoria cae y las reservas de petróleo disminuyen.



Con la nueva reglamentación se espera que las petroleras miren más allá de las cuencas de los llanos, el valle del Magdalena y Putumayo, en donde ya hay reservas probadas y conocimiento del área, y empiecen a estudiar zonas sedimentarias "abandonadas".



De acuerdo con Ecopetrol, la exploración petrolera está concentrada sólo en cuatro de las 18 cuencas sedimentarias del país, lo que hace que Colombia sustente su actual nivel de reservas en unos pocos yacimientos de gran magnitud que aportan cerca del 70% tanto de las reservas actuales como de la producción nacional.



Las reglas



Los estímulos económicos para compensar los mayores costos y el tiempo empleado en el descubrimiento y explotación del yacimiento permiten prever que los inversionistas se interesarán en zonas de bajo nivel de información geológica, complejidad técnica y operacional, y ubicadas en territorios con poca infraestructura.



En general, se aprobó la aplicación del factor R para la especificación de campo en los contratos de adhesión, riesgo compartido, campos pequeños y áreas inactivas, cuando antes se aplicaba sobre el contrato.



El factor R relaciona los ingresos y costos de un proyecto. Su aplicación por campo implica que el asociado disfrutará más tiempo del 50% de la producción después de pagar regalías, en vez de entregar participaciones crecientes a Ecopetrol. Esto ocurre porque el cálculo se hace sobre la producción de cada campo y no sobre la suma de los campos de un contrato. Además, plantea un reembolso de los costos directos de exploración en términos reales en dólares de Estados Unidos.



Sin embargo, la subasta es el mayor avance, ante todo al permitir que se ofrezcan áreas en las que no hay interés privado. El otro gran cambio es fijar en 25% la participación de Ecopetrol en la producción de las áreas inactivas y en 5% en los campos pequeños.



Para Luis Fernando Alarcón, gerente de Petrocolombia, las nuevas reglas de juego son atractivas y podrían animar a las empresas nacionales a entrar al negocio.



Pero la política no se restringe al campo petrolero. También incluye modificaciones en los contratos para explotación de hidrocarburos gaseosos, productos que eran considerados de escasa viabilidad debido a que tienen un ritmo de recuperación del capital muy lento y tasas de retorno muy bajas, que no eran compensadas con las políticas anteriores.



A diferencia de lo que sucede con el petróleo, cuya demanda absorbe los incrementos en la producción, en gas apenas se está creando el mercado. La red de distribución y de transporte ha contribuido a despejar el panorama, aunque la publicidad también empieza a jugar un papel determinante.Como explica Luis Fernando Sandoval, gerente de Gases de Occidente, el trabajo para promover el consumo en Cali y cambiar la mentalidad frente a este hidrocarburo es una tarea ardua.



"Cambiar la mentalidad es la meta, por ello la promoción de consumo de gas natural no debe centrarse en uso en estufas, sino también para calentadores, hornos y aires acondicionados", dice Sandoval al referirse a las estrategias que utilizará su empresa a partir de enero.



Por ahora, Gases de Occidente pretende mostrar el gas como un combustible seguro y más económico, pues "a diferencia de la energía eléctrica, a mayor consumo de gas, menor es el costo del metro cúbico de gas", asegura.



De otro lado, en general la producción y la demanda de gas están equiparadas. Esta característica del mercado, unida a que muchas veces las condiciones locales hacen que sea necesario desarrollar una infraestructura básica, retardan el inicio de producción y comercialización del hidrocarburo gaseoso.



Por esta razón fue bien recibida la decisión de dar un período de cuatro años de retención, tiempo que les permitirá a las compañías desarrollar el mercado una vez hayan descubierto yacimientos de gas.



Para Alberto Calderón, presidente de Naturgas, debido al alto nivel de reservas de gas no es probable que se produzca un efecto inmediato en la actividad exploratoria, pero las nuevas medidas sí dan un parte de tranquilidad a los inversionistas sobre el futuro de este hidrocarburo.



De esta manera, se espera que los cambios sean una señal clara para que se agilice la sustitución de energía eléctrica a gas. Esto es más importante en la construcción de grandes proyectos como las térmicas, que tienen una alta demanda de combustible.



A pesar de las críticas que ha recibido la política petrolera por parte del sindicato de Ecopetrol y de funcionarios de la Contraloría, los incentivos a los inversionistas parecen ser la única forma de dinamizar la exploración, con el consiguiente estímulo económico regional. Falta ver a favor de quién opera la ley de oferta y demanda en la práctica.
¿Tiene algo que decir? Comente

Para comentar este artículo usted debe ser un usuario registrado.

EDICIÓN 531

PORTADA

La Bolsa de Valores necesita acciones urgentes

Con menos emisores, bajas rentabilidades y desbandada de personas naturales, la Bolsa busca recuperar su atractivo. Finca raíz, su nueva apuesta. ¿Será suficiente?