La suerte está echada

| 4/27/2001 12:00:00 AM

La suerte está echada

El cambio de la política petrolera está produciendo resultados y las perspectivas mejoran. Sin embargo, no hay fiesta, pues los beneficios grandes solo se verían después del año 2009.

Cuando el petróleo habla, la economía colombiana se estremece. Un documento elaborado por la presidencia de Ecopetrol está causando verdadera conmoción en el medio petrolero de nuestro país. El informe describe un panorama optimista y muy diferente al de agotamiento de reservas y decadencia de la producción que Colombia había llegado a aceptar en los últimos años como su realidad inevitable. Según Ecopetrol, las perspectivas de hallazgos de crudo habrían cambiado fundamentalmente y Colombia se acercaría a un panorama despejado en materia petrolera. En los últimos 15 meses se han firmado 46 contratos para explorar 60 pozos, con inversiones que se acercan a los US$500 millones. Los nuevos prospectos indicarían que el país podría volver a producir 779.000 barriles diarios en el año 2010, un volumen similar al de la plena producción de Cusiana en 1999. Si los escenarios calculados por Ecopetrol se hacen realidad, el perfil de la balanza de pagos y de las cuentas fiscales del país cambiarían en forma sustancial para ese momento. Colombia habría encontrado una base sobre la cual sembrar crecimiento económico de largo plazo.

¿Puede ser cierto un cambio de perspectivas tan radical? Los descubrimientos de petróleo han alterado sorpresivamente el panorama económico del país en más de una oportunidad. Ocurrió en 1984, cuando el petróleo apareció para poner fin a la grave crisis económica de la primera mitad de esa década. También ocurrió a comienzos de los años 90, cuando el temor al empobrecimiento que traería la apertura económica fue reemplazado por una percepción generalizada de riqueza, pues la exportación de crudo contribuyó a revaluar el peso, abarató las importaciones y facilitó el endeudamiento en dólares.



En Colombia, una proyección oficial de exportaciones de crudo es mucho más que un documento técnico. Esta información afecta en forma dramática la percepción de la gente sobre su futuro económico. El efecto final no es necesariamente positivo. Un nuevo optimismo podría revivir las malas prácticas de los años 90 y llevar al traste el esfuerzo que se está haciendo por restablecer la disciplina fiscal. Son muchas las preguntas que se plantean. ¿Qué tan sólida es la perspectiva petrolera que plantea Ecopetrol? Si ella es cierta, ¿cuándo comenzaría a recibir ingresos el país? Por otra parte, ¿cómo evitar que esto nos desvíe de la ruta de disciplina de gasto que estamos tratando de implementar? Dinero analiza esta controversia, que estará en el centro del debate sobre la economía colombiana en los próximos años.



Un cambio de actitud



Al comenzar este gobierno, el panorama petrolero de Colombia era desolador. La exploración había caído de un promedio de 32 pozos por año entre 1990 y 1993, a 13 pozos en 1994-1998 y a solo 2 en 1999. De haber seguido ese ritmo, el país tendría que importar petróleo a partir del 2003, con efectos muy negativos sobre las cuentas fiscales y la balanza de pagos.



Por fortuna, hubo un cambio de fondo en la política. En su gestión como ministro de Minas, Luis Carlos Valenzuela logró cambiar las condiciones del contrato petrolero para estimular la exploración por parte de las compañías privadas. Carlos Caballero Argáez mantuvo firme la política durante su paso por el Ministerio, y Alberto Calderón, el presidente de Ecopetrol, desarrolló toda una estrategia de búsqueda de inversión aprovechando el nuevo marco regulatorio. Estos esfuerzos han logrado revertir la tendencia. Aunque varios factores contribuyeron al cambio, quizás el más importante fue la modificación de los contratos de asociación en 1999, que hizo más atractiva la inversión para el asociado. En los nuevos contratos, Ecopetrol participa con el 30% de la inversión en exploración y con el 30% de la inversión en el desarrollo. Además, mediante un manejo flexible del llamado factor R (la regla que determina la participación de la compañía asociada frente a Ecopetrol en el crudo que se encuentra), se permite al asociado recuperar más rápidamente su inversión.



Se eliminó además la obligación de presentar el estudio de impacto ambiental para trabajos de prospección sísmica, excepto cuando haya que construir vías y desapareció la obligación de solicitar licencia ambiental para cada uno de los pozos de perforación. Ahora, con la creación de un Area de Interés para Perforación Exploratoria, una licencia única cubre todos los pozos en esa zona. También se avanzó en el tema de las regalías pagadas a las regiones con el establecimiento del régimen escalonado. El esquema anterior establecía un 20% en regalías, independientemente del tamaño del pozo. Bajo el nuevo régimen, el porcentaje de las regalías que el asociado tiene que pagar está entre un 5% y un 20%, dependiendo de la cantidad producida.



Un elemento fundamental es el cambio de actitud de Ecopetrol en su estrategia de búsqueda de nuevos socios. En lugar de sentarse a esperar que lleguen compañías interesadas, el presidente de Ecopetrol sale a vender el país. No le ofrece todo a todo el mundo, sino que hace un trabajo de venta más especializado que en el pasado.



Los contratos de la Ronda 2000 (el paquete de contratos firmados el año pasado, que incluye tanto contratos de perforación como producción incremental), para perforación y de producción incremental (para recuperar el petróleo remanente en los pozos de Ecopetrol) son todos resultado de la nueva estrategia.



Sin embargo, a pesar de los esfuerzos, Ecopetrol ha podido atraer principalmente el interés de las compañías pequeñas y medianas. Los nuevos contratos benefician particularmente los pozos pequeños de 100 millones de barriles, mientras que castiga los pozos grandes de más 1.000 millones de barriles. Mientras que el valor esperado de los pozos pequeños pasó de 7% a 17%, en los grandes se redujo.



Por otra parte, la complejidad geológica de Colombia, la falta de competencia en la industria de servicios petroleros, la incertidumbre legal y la rigidez de los controles ambientales hacen que la industria colombiana sea la de mayores costos de transacción en el mundo.



Finalmente, está el tema de la seguridad. Lo ocurrido este año, cuando el oleoducto Caño Limón-Coveñas solo ha podido operar en un mínimo de capacidad y ha sido necesario pagar multas por incumplimientos en despachos, es un pésimo indicador para las compañías privadas internacionales. El riesgo político del país afecta fuertemente las inversiones en Colombia, sobre todo si se trata de los campos grandes, donde las condiciones son menos favorables para la explotación.



Juego de probabilidades



El renovado impulso en firma de contratos y la perforación explican las nuevas perspectivas de exportación de petróleo. La firma de más contratos implica la perforación de más pozos y, finalmente, el descubrimiento de más petróleo.



En el año 2001 se van a perforar 20 prospectos. De estos, 7 han sido identificados como de gran impacto y 5 de ellos podrían tener reservas superiores a los 900 millones de barriles (MBLS), cantidad similar a la que en su momento se encontró en Cusiana. Para revertir la tendencia decreciente de la producción y asegurar el autoabastecimiento de los siguientes 10 años, Colombia necesita volver al nivel de producción de 800.000 barriles diarios que tuvo en 1999. Esto se lograría si al menos 1 de los 5 prospectos grandes se hiciera realidad.



De acuerdo con la experiencia histórica, la probabilidad de encontrar petróleo en Colombia es del 15%. Ecopetrol ha estimado en 60% la probabilidad de tener éxito en al menos 1 de los 5 grandes prospectos. La probabilidad de ser exitoso en al menos 1 de los 7 prospectos de gran impacto es de 78% y la probabilidad de ser exitoso en 2 de ellos es de 41%.



Utilizando estas probabilidades, y con algunos supuestos adicionales sobre el número de contratos firmados y pozos perforados por año, así como de logros en los contratos de la Ronda 2000 y de producción incremental, Ecopetrol construyó tres escenarios, a los cuales otorgó probabilidades de éxito de 80%, 50% y 0%. Estos escenarios han sido denominados P80, P50 y P0, respectivamente.



Aquí solo nos referiremos al P80, que es el escenario más probable. En este escenario, Ecopetrol supone lo siguiente:



1. se firman 30 contratos por año; y se perfora igual número a partir del 2005.



2. al menos en 1 de los 5 prospectos grandes se encuentra petróleo; y



3. al menos 1 de cada 5 de los proyectos de producción incremental de la Ronda 2000 tiene resultados positivos. Esto es equivalente a que el país encuentre 3.400 millones de barriles en reservas.



En caso de que este escenario se materialice, quedaría garantizado el autoabastecimiento del país hasta más allá del año 2010. Además, para el año 2010 el país estaría produciendo 779.000 barriles diarios de petróleo y tendría reservas remanentes de 2.773 millones de barriles. Dos temas merecen ser examinados con particular atención. El primero está en la asignación de probabilidades de encontrar petróleo en cada uno de los 7 prospectos identificados. Es necesario entender bien las implicaciones prácticas del ejercicio que se está haciendo. Una probabilidad de 15% de encontrar petróleo significa que, al perforar un número muy grande de campos, 15 de cada 100 van a tener petróleo. Sin embargo, aquí no se va a hacer un número indefinido de ensayos, sino que se van a explorar 7 campos de alto potencial. Es perfectamente posible que se perforen los 7 y no aparezca petróleo. Este concepto puede ser totalmente claro para los técnicos, pero se desdibuja rápidamente cuando, a partir de allí, se hacen unas proyecciones macroeconómicas que comienzan a circular entre el público no especializado.



Por otra parte, en el ejercicio de Ecopetrol, la secuencia de los hechos (probabilidad-éxito-perforación-hallazgo-explotación) se da como una continuidad, que al parecer sucede en tiempos muy cortos. Este supuesto riñe con la experiencia pasada. Por ejemplo, debido a dificultades de distinto orden, pasaron 8 años entre el momento en que se encontró el petróleo de Cusiana y el comienzo de su explotación. Y, como apunta Alejandro Martínez, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleos, "en el siglo XX solo hubo 3 hallazgos grandes, Cira e Infantas (Centro), Caño Limón y Cusiana". Otro supuesto débil está en la incorporación de la producción del pozo Guando desde el 2001. Los expertos consideran que la producción de Guando no debería incorporarse en las proyecciones sino después de que se conozcan los resultados de nuevas exploraciones, lo que solo tendrá lugar a finales del año.



Este supuesto sobre Guando es crítico en el corto plazo, pues de él depende que Ecopetrol mantenga su autosuficiencia a partir del año 2003. Si no ocurre, Ecopetrol tendría que comprarles crudo a las asociadas a precios internacionales para poder cubrir la demanda interna, con efectos negativos sobre la balanza de pagos y las cuentas macro.



No hay fiesta



En ningún caso vamos a tener petróleo para hacer fiestas en el corto plazo. Incluso si hay un éxito sobresaliente, los resultados solo comenzarán a verse a partir del año 2006. En el corto plazo es inevitable aceptar las consecuencias del agotamiento de los grandes hallazgos del pasado y de la baja actividad exploratoria de finales de los años 90. Lo cierto es que el país pasará de producir 679.000 barriles diarios en el 2000, a 449.000 en el 2004, que será el año de menor producción. De hecho, la diferencia grande entre el catastrófico escenario P0, que supone el agotamiento de la producción de petróleo en el país, y los otros dos se da a partir del año 2006, que es el momento en el que se invierte la curva de producción. Incluso si se produjera el optimista escenario P50 de Ecopetrol, que supone éxito en 2 de los 7 prospectos de alto impacto, la situación fiscal entre el 2002 y el 2006 es difícil.



Por otro lado, la producción de Ecopetrol, sumada a lo que recibe por regalías de las compañías asociadas, es suficiente para abastecer la demanda interna en todos los años. Sin embargo, entre el 2003 y el 2006, el petróleo de Ecopetrol (producción más regalías) no alcanza para la exportación, lo que se sentirá en las cuentas fiscales y externas del país. En cualquier caso, se está hablando de un aporte de Ecopetrol a las finanzas públicas y a la balanza de pagos bastante menor que el recibido en los años de bonanza y en el año 2000. La cuenta corriente, por ejemplo, que en el 2000 fue superavitaria en 0,2% del PIB, a partir del 2001 se invierte.



Implicaciones



En la década de los 90, con los desarrollos de Cusiana y Cupiagua, el país se montó en un escenario macro radicalmente diferente al que traía. En los primeros años de la década, la perspectiva de los ingresos esperados por petróleo generó una revaluación del peso sin precedentes (enfermedad holandesa). Posteriormente, el gasto se disparó, tanto en el gobierno central como en las regiones que reciben las regalías. El endeudamiento tomado para pagar el excesivo gasto se llevará buena parte de los recursos que un nuevo éxito petrolero pudiera traer. El cambio en la política petrolera lleva a que hoy enfrentemos un panorama petrolero más despejado. Sin embargo, los frutos de esta gestión solo se verán al final de la década. En el corto plazo, el país tendrá que pagar las consecuencias de un pobre desempeño petrolero entre 1994 y 1999. De acuerdo con Abraham Korman, presidente de Asocodis, "si Colombia hubiera tenido una política de contratos adecuada, hoy tendría reservas suficientes para mantener una producción de por lo menos 800.000 barriles diarios durante toda la década". Esta falta de acción tuvo un costo aproximado de US$5.840 millones.



Dado este panorama, Colombia no puede contar con el petróleo como mecanismo de financiación de una expansión de la economía para los próximos años. En el mejor de los casos, entre el 2003 y el 2006 Ecopetrol podrá abastecer la demanda interna, pero no tendrá excedentes para exportar. Esto significa que el próximo gobierno no tendrá grandes rentas petroleras y deberá encontrar fuentes alternas de financiación y dinamismo económico. La política petrolera ha sido, sin duda, uno de los grandes éxitos de este gobierno. Pero no puede cantarse victoria antes de tiempo. Ecopetrol tiene que hacer más esfuerzos para evitar que el hueco en los próximos 4 años sea muy grande. Es importante aumentar los estímulos en las áreas contratadas, extender los contratos de asociación en el tiempo, y cerrar la operación por Ecopetrol de los pozos ineficientes.



Para tener un impacto verdaderamente perdurable, se requiere continuidad. Durante el último año de este gobierno y durante todo el gobierno siguiente, Ecopetrol tiene que seguir con la tarea de reconstruir las reservas y asegurar la producción para no tener que importar petróleo. La diferencia de los años 90, cuando las rentas petroleras sirvieron de herramienta de resolución de conflictos políticos con la guerrilla y con los políticos regionales, en esta década no habrá recursos para politiquear sin costo. Si los diálogos con la guerrilla conducen a paralizar o dar marcha atrás a la modernización de la política petrolera, la bonanza petrolera no llegaría a finales de la década, sino que se pospondría o probablemente nunca aparecería. Las dificultades de seguridad de corto plazo de Ecopetrol, ilustradas por lo ocurrido durante el primer trimestre con la clausura de las exportaciones por el oleoducto de Caño Limón, aumentarían enormemente. En cualquier caso, el país no puede seguir desperdiciando, como hasta ahora, los recursos del Fondo Nacional de Regalías. Este es un tema de reforma para trabajar. La nueva perspectiva petrolera debería ser la base para la programación de desarrollo en esta década. Es la oportunidad para que el país deje de pensar en el petróleo como simple fuente de recursos fiscales y de divisas y encuentre alternativas rentables que utilicen más intensamente nuestros recursos laborales y agrícolas. O incluso los propios recursos petroleros, en desarrollos petroquímicos más agresivos. Sin bonanzas cambiarias por muchos años, los incentivos para exportar son más estables y sólidos. Sin gasto público desbordado por los almuerzos gratis, el crédito y el capital para el sector empresarial podrán fluir más libremente. El reto que el nuevo panorama petrolero representa para el sector privado es enorme. En sus manos, y no en el azar petrolero, estarán las posibilidades de reconstruir la competitividad y el empleo.
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