| 3/1/1994 12:00:00 AM

¡Fuga de petróleo!

Las condiciones tributarias colocan a Colombia como el país menos competitivo del mundo para invertir en petróleo. El acoso de la guerrilla y del Inderena ha ensombrecido el panorama aún más. La caída en los precios internacionales tampoco ayuda.

Alrededor del petróleo siempre ha existido un mito nacionalista xenofóbico, que el país no ha logrado superar. A finales de los años sesenta se establecieron unas condiciones desventajosas que se reflejaron en la parálisis de la inversión extranjera, hasta tal punto que una década después, a finales de los años setenta, el país se había convertido en importador neto de hidrocarburos. Por ese entonces el gobierno ya se había dado cuenta del problema y le proporcionó estímulos nuevamente a la inversión extranjera. El principal de esos estímulos fue el reconocimiento a las compañías asociadas del precio internacional del petróleo. Esta decisión revivió el contrato de asociación y fue la base para el descubrimiento de Caño Limón que convirtió al país nuevamente en exportador. Esto sucedió en 1983, siete años después de adoptada la nueva política.

Desde mediados de los ochenta, y particularmente con la caída del comunismo a finales de la década pasada, no obstante que esta ideología nacionalista xenofóbica fue derrotada en todos los campos de la economía nacional, en hidrocarburos pasaba exactamente lo opuesto por el miedo y la cobardía de los gobiernos de turno ante las amenazas del sindicato de Ecopetrol y de la guerrilla. En el resto de la economía se eliminaron los permisos previos de inversión extranjera, se abrieron todos los sectores, se liberó el control de cambios, pero en hidrocarburos no hubo revolcón. Todo lo contrario, desde 1989 las condiciones para invertir en el sector petrolero se han vuelto cada vez más onerosas.

En este año, como resultado de las presiones sindicales y guerrilleras, la entonces ministra de Minas, Margarita Mena de Quevedo, introdujo cambios en los contratos de asociación mediante el Decreto 2782. Estos cambios consistieron en que la participación de Ecopetrol aumentaba a medida que los campos descubiertos eran más grandes, de la siguiente forma:

Anteriormente la participación en los contratos entre la asociada y Ecopetrol era 50-50 sin importar el tamaño del pozo, lo cual, por fortuna, era el caso del contrato de Santiago de las Atalayas que cubre a Cusiana y a Cupiagua, pues de lo contrario no habría tenido lugar la costosa exploración que allí se dio. El cambio en los términos se hacía al mismo tiempo cuando 86 países en el mundo modificaban sus legislaciones para hacer más atractiva la inversión extranjera al sector petrolero.

Además este decreto desestimuló la nueva exploración en gran escala. Los campos grandes son los verdaderamente interesantes para las compañías extranjeras, especialmente las de mayor tamaño. Es la expectativa de ganarse la lotería, lo que inclina la balanza en la toma de decisiones de estas compañías. Esto es todavía más cierto en el caso de estructuras geológicas difíciles. Como resultado de lo anterior, el ritmo de exploración ha bajado ostensiblemente.

En Colombia solamente se han hecho tres descubrimientos grandes: Cira-Infantas a principios de siglo con 750 millones de barriles, Caño Limón con 1.000 millones de barriles y Cusiana-Cupiagua con por lo menos 2.000 millones de barriles entre ambos. Hasta ahora solamente se ha explorado el 30%, del área sedimentaria del país, que es donde es posible encontrar petróleo. Falta todavía un 70% por explorar, por lo cual se puede decir que existe un gran potencial que no se está aprovechando. Para rematar, en 1992 se aprobó una reforma tributaria claramente gravosa para las compañías petroleras. Como dice Alejandro Martínez, director ejecutivo de la Asociación Colombiana de Petróleo (antiguo Centro de información de la Industria Petrolera -CIIP) "el ministro de Hacienda fue completamente fiscalista en esta reforma. Uno de sus efectos colaterales fue un gran incremento en los impuestos pagados por las petroleras". En el cuadro adjunto se muestra cómo la legislación tributaria colombiana es discriminatoria contra la inversión extranjera y particularmente contra el sector petrolero. Hay países donde se garantiza que los impuestos no subirán durante el término de los contratos; en caso de que aumenten, los gobiernos compensan a las compañías por otras vías, por ejemplo, dándoles una mayor participación en la producción.

Entre los tributos establecidos en esta reforma el más antitécnico de todos es el de una suma fija en pesos constantes por barril. El impuesto, que se fijó inicialmente en $600 por barril en julio de 1992, debería incrementarse cada año con la inflación. El gobierno en forma por demás arbitraria decidió en enero de 1993 que aplicaría la totalidad de la inflación del año anterior y no únicamente la inflación causada en la porción del año en que estuvo vigente el nuevo impuesto. De esta manera, hoy en día, este impuesto asciende a $900 por barril, que con la revaluación del peso representa más de US$1 por barril, cifra exageradamente alta con precios del petróleo de US$13 por barril, como los actuales.

El actual ministro de Hacienda escogió el camino irresponsable de obtener recursos adicionales con un tributo de fácil aprobación en el Congreso, sacrificando todos los cánones de la técnica tributaria y de paso, dándole un golpe adicional a las posibilidades de inversión en exploración. Este impuesto representó, además, un cambió adicional en las reglas de juego, después del miope decreto de la ministra Mena, en un sector cuyo horizonte de tiempo es el largo plazo y donde la permanencia de reglas y condiciones es de vital importancia.

El ministro de Hacienda, Rudolf Hommes, se defiende diciendo que "esta contribución está destinada a mejorar la seguridad en las zonas de guerrilla, que tanto afectan a las petroleras". Pero no parece que el impuesto haya servido para mayor cosa: mientras que en 1992 hubo 58 atentados al oleoducto, en 1993 se registraron 54. En lo que va corrido de este año ya van más de siete atentados. Sólo por el pozo de Caño Limón, entre Ecopetrol, Oxy y Shell se cancelaron en 1993 cerca de $40.000 millones por concepto de este impuesto.

Pero como si fuera poco, en la nueva ley de regalías éstas quedaron fijadas en 20% de la producción, cuando antes existía la posibilidad de negociarlas en los contratos de asociación. Perdió así margen de maniobra el gobierno nacional para futuras negociaciones.

Lo cierto de todo es que se han dado las condiciones para que en este momento la participación del gobierno colombiano en la producción petrolera en los contratos de asociación sea la más alta del mundo: alrededor de 88.7%, según un estudio de la firma Arthur D. Little, actualizado por el anterior CIIP. Colombia sencillamente ha dejado de ser competitiva.

Esta participación es ridículamente alta con un precio internacional deprimido. '`Con un precio del petróleo de US$13 por barril, no existe capital de riesgo a nivel mundial", dice el gerente de una compañía de exploración. "Las petroleras exploran con sus excedentes de caja, que en este momento escasean. Las compañías buscan los países que ofrecen las mejores condiciones para la inversión extranjera, y Colombia hoy en día está en nada."

Otra cosa dice Juan María Rendón, presidente de Ecopetrol. '`Eso no es cierto. El negocio del petróleo no está muy bien a nivel mundial por los bajos precios. La exploración ha bajado en todo el mundo, no sólo en Colombia". Hoy en día el precio del petróleo está por debajo en términos reales que en 1973, lo que ha golpeado duramente los estados financieros y presupuestos de las multinacionales del petróleo. Y las perspectivas son de que los precios sigan por debajo de US$15/b a mediano plazo.

Pero la impresión que existe es que Ecopetrol y el Ministerio de Minas sí están preocupados por la disminución en el ritmo de exploración, al punto de que están estudiando cambios marginales en las condiciones de los contratos, para incentivar nuevamente la exploración. En abril se abre una licitación en la cual Ecopetrol va a ofrecer áreas de exploración que se había reservado para sí. Se realizarán presentaciones en Houston, Londres y Calgary (Canadá) con el propósito de promocionar el país. El criterio es que gane la licitación quien realice la inversión más alta y con mayor rapidez.

A pesar de que una reciente decisión del Consejo de Estado tumbó el Decreto 2782 del Minminas, el que imponía la participación escalonada según el tamaño del campo, toco parece indicar que en los campos grandes la participación de Ecopetrol (70%) no dismiuirá. "La Junta de Ecopetrol es la que determina los porcentajes de participación en los contratos de asociación", dice Rendón. "Lo que tumbó el Consejo de Estado fue un decreto que simplemente transcribía lo que hacemos en la junta. Las participaciones no van a cambiar en la licitación", afirma Rendón.

Las petroleras, por su parte, aducen que dado que los impuestos sólo pueden modificarse por Ley de la República, la única manera de mejorar la competitividad de Colombia, en un contexto de escaso capital de riesgo a nivel mundial, es aumentando la participación de la asociada en el contrato, o por lo menos incrementar esa participación al principio del contrato, para que la compañía recupere en un menor plazo la inversión realizada.

Lo que ha mantenido vivo hasta ahora el interés en Colombia ha sido el descubrimiento de Cusiana y las perspectivas de que haya mucho más petróleo en el piedemonte llanero. Desde el punto de vista geológico todo parece indicar que los hallazgos de la BP son una mínima parte de lo que hay en realidad en el subsuelo. El problema es que la exploración en esta región es sumamente difícil por las condiciones del suelo y el petróleo se encuentra a enormes profundidades. Cuando a nivel mundial el promedio de profundidad de un pozo es de 5.000 pies, Cusiana tiene 15.000 pies. La compañía Maxxus perforó 19.000 pies en Volcaneras y solamente llegó al nivel en que se encuentra gas. Invirtió US$38 millones, cuando la exploración de un pozo no debe costar más de US$10 millones. Caño Limón tiene 7.000 pies de profundidad.

El costo de explorar en Colombia era usualmente de US$2 ó US$3 por barril, pero la geología del piedemonte llanero ha dificultado las operaciones. "Si el costo sube por encima de US$ 5 por barril la participación del gobierno asciende a 100% y no es económico explotar el campo", dice un reciente estudio de la Universidad de Aberdeen (Escocia).

Para rematar, Colombia es el único país del mundo con el problema de la guerrilla, que ha extendido su radio de acción cada vez más, infiltrándose en la población y, muchas veces, en las mismas administraciones municipales. La guerrilla representa un sobrecosto que ya está incorporado en los presupuestos de las compañías petroleras. Este sobrecosto fluctúa entre un 5% y 15%, dependiendo de las condiciones de cada compañía y el lugar donde trabajan.

El ejército ha hecho mayor presencia en las regiones petroleras y se han evitado algunos atentados contra el oleoducto, pero de todas maneras hay zonas donde ha sido imposible hacer sísmica-paso inicial de la exploración petrolera- como en el Contrato Samoré, de Oxy-Shell. El vacío del Estado ha sido llenado por las petroleras, a las que la población les exige la construcción de acueductos y vías. En muchos casos la guerrilla no permite que los empleados de las compañías permanezcan en los campamentos, tumba los helicópteros que se utilizan para hacer sísmica, secuestra a los ingenieros, vuela las instalaciones de los campos y no cesa de acosar a las compañías.

Como consecuencia de las difíciles condiciones contractuales, impositivas y de orden público poco atractivas, varias compañías han abandonado el país: Maxxus vendió su interés en el contrato Recetor (pozo Volcaneras) y cerró su oficina; Sun Oil se fue, lo mismo que Elf Aquitaine, que aparentemente va a concentrar sus intereses en Rusia. Pero lo más grave, las grandes compañías como Exxon, Texaco y Mobil no están haciendo exploración. Oxy y Shell han limitado al máximo sus actividades. La única compañía verdaderamente comprometida con nuevas inversiones en este momento es la British Petroleum (BP).

La BP, además de su participación en el contrato de Santiago de las Atalayas (Cusiana y Cupiagua), posee el 100% del contrato Piedemonte y le compró a Maxxus su participación en el contrato Recetor (ambos en exploración), donde están los pozos Volcaneras y Liria II. Además tiene otros dos contratos declarados comerciales: Río Chitamena y Tauramena. Algunos de estos contratos son en asociación con otras compañías como Triton y Total, pero el operador es la BP.

Lo cierto es que Cusiana-Cupiagua es el yacimiento más grande que posee la BP en el mundo en este momento. El valor de la acción de la compañía en los mercados internacionales depende en buena medida del descubrimiento de Cusiana. Pero, además, las finanzas de Ecopetrol y del gobierno nacional también están comprometidas con la suerte del proyecto.

La BP está cumpliendo con su cronograma en la primera etapa para producir 150.000 b/d al finalizar 1995. Actualmente la producción es de 40.000 b/d. El objetivo de la segunda etapa es producir entre 500.000 y 600.000 b/d en 1997 y construir el oleoducto. El problema que afronta la compañía en este momento, y que han tenido todas las demás petroleras, es que los términos de los contratos, en el tiempo, son muy estrictos. En estos momentos ya han corrido cinco años del contrato de Cusiana y la BP tiene solamente 17 años para sacar la mayor cantidad de petróleo posible.

Al mismo tiempo los costos están siendo más altos de lo presupuestado inicialmente. La perforación está costando US$ 60.000 diarios por taladro y la BP tiene seis taladros trabajando. Para alcanzar la meta de producir 600.000 b/d en 1997 deben utilizar por lo menos 15 taladros. "Este es un caso típico donde Ecopetrol debería extender los términos del contrato", dice un ejecutivo del sector. "Con precios del petróleo tan bajos y términos tan estrictos la BP necesita más tiempo para que la inversión sea rentable".

En este momento la BP se encuentra ante la coyuntura de determinar la capacidad del oleoducto, porque tiene que hacer los pedidos de tubería para construirlo. La decisión fluctúa entre un oleoducto con capacidad de transportar 400.000 b/ d, 500.000 b/d o 600.000 b/d y la verdad es que no se ha podido determinar a ciencia cierta el tamaño del pozo. Pero hay quienes dicen que lo más difícil para la BP va a ser construir, dentro del cronograma previsto, el oleoducto en un área infestada de guerrilla.

Como si fuera poco, otro gran problema que enfrentan las petroleras es el de los permisos ambientales. El Inderena ha sido como un péndulo. Pasó de una laxitud total hace cinco años, cuando se otorgaban permisos de explotación con una simple carta, al otro extremo, donde se cierran pozos que ni siquiera se han abierto. Muchas veces el Inderena demora los permisos hasta un año, lo que retrasa el cumplimiento de los contratos. No existen criterios entre los técnicos del Inderena y se habla mucho de mordidas. Mientras tanto al lado de los pozos el Inderena no sanciona la quema y tala sistemática de bosques, el sobrepastoreo de las tierras y la deforestación de los colonos. Mientras la destrucción ecológica del país avanza a pasos agigantados, las autoridades ambientales sólo se fijan en las petroleras, que por lo general son serias en el cumplimiento de las normas exigidas.

Aunque en la ley de creación del Ministerio del Medio Ambiente se fijan plazos máximos para cada trámite, el resultado son 345 días hábiles, o sea 14 meses para obtener un permiso de explotación de un pozo. Mientras se hace el empalme entre el Inderena y el nuevo Ministerio no se han otorgado nuevos permisos y se han cerrado todas las oficinas regionales. Todos los trámites se han centralizado en Bogotá. El resultado es que han corrido dos meses sin que se haya aprobada una sola licencia. El nuevo Ministerio tiene la facultad de cancelar, por causas ecológicas, permisos del Ministerio de Minas.

El nuevo Ministerio del Medio Ambiente piensa manejar el problema creando una unidad exclusivamente para hidrocarburos y por otro lado, se otorgarán licencias globales para cada campo, no para cada pozo como en este momento. Ojalá sea cierto tanta belleza.

Las esperanzas de las grandes petroleras internacionales para volver a invertir y explorar en forma agresiva, es que en la licitación de abril hayan modificaciones más que marginales en las condiciones de los contratos de asociación. La opinión de los directivos de las grandes petroleras es que la licitación de abril, si mantiene las actuales escalas de participación, no estaría incentivando mayormente la entrada de las compañías pequeñas y desestimularía la inversión exploratoria de los grandes capitales, que tienen en la mira campos tipo Cusiana. Existe la creencia de que entre Arauca y Putumayo hay varios de ellos.

Las condiciones de la próxima licitación serán la prueba de fuego para el futuro de la exploración y producción petrolera en el país. Si no se da un cambio en los parámetros actuales se podría llegar en 10 o 15 años a las lamentables condiciones de los setenta: un país sentado sobre grandes yacimientos de petróleo sin explotar e importando el crudo. Pero, aunque no se cumpla este escenario pesimista, el interés del país es estimular la inversión al máximo en este sector. Colombia es y continuará siendo muy pobre y necesita explotar este valioso recurso natural para fortalecer las finanzas públicas y el sector externo de la economía.

Increíblemente hay muchos colombianos que consideran que después de Cusiana no hay que hacer más esfuerzos exploratorios y de inversión. Cuando la lógica más elemental dice que entre más petróleo se tenga y se explote, mejor para el país.
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