| 10/2/2009 12:00:00 AM

Boom petrolero, negocio de muchos

Aunque no hay grandes hallazgos todavía, Colombia logro prolongar su autosuficiencia petrolera y la producción llegará pronto a récords históricos. ¿Esos recursos irán a aumentar la competitividad o, más bien, el despilfarro?

Sin anuncios espectaculares, Colombia está experimentando un boom petrolero que le permitirá producir un millón de barriles diarios en 2015, un nivel que supera incluso el que tuvimos cuando estaban en pleno rendimiento grandes pozos como Cusiana o Caño Limón, y generaría una contribución alrededor de los US$8.000 millones a la balanza cambiaria para ese año, si los precios del petróleo se mantienen en los niveles actuales. Será una bonanza diferente de las del pasado, pues el petróleo ya no lo concentran un solo yacimiento, una región o unas pocas empresas, sino que está distribuido en el país e involucra a más de 140 compañías petroleras de todos los tamaños.

"El aumento en la actividad petrolera es excepcional en la historia de Colombia", afirma Armando Zamora, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), responsable de la estrategia de atracción de inversión extranjera hacia el sector, que aumentó de US$495 millones, en 2004, a US$3.409 millones el año pasado. Como lo dice Alejandro Martínez, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), "la política de estimular inversiones en exploración está dando buenos resultados".

Mientras a finales de los años 90 se pensaba que para 2006 la producción interna podría ser inferior a las necesidades del país, hoy se estima que ese momento de desabastecimiento solo llegaría en el año 2017. Sin embargo, es necesario recordar que Colombia sigue siendo "un país con petróleo y no un país petrolero", como afirma el ex ministro de Minas, Luis Ernesto Mejía. Es una abundancia relativa en comparación con el pasado, pero si no es administrada con cuidado, podría esfumarse fácilmente.

La bonanza plantea importantes retos para el país. Por una parte, contribuirá a mantener la presión revaluacionista sobre el peso colombiano. Por otra, el impacto regional será amplio, pues los pozos están distribuidos en varios departamentos, de modo que las presiones regionales para incrementar el gasto público local serán muy fuertes. La bonanza petrolera debería llevar a un replanteamiento a fondo del sistema de asignación de regalías a las regiones, introducido por la Constitución de 1991, con el fin de lograr que estos recursos aporten a la competitividad general del país y no se presten al despilfarro en las regiones donde el petróleo ha aparecido.

El modelo funcionó

Todo esto ha sido posible gracias al cambio en el contrato petrolero en Colombia, a partir del año 2003; a la transformación institucional que convirtió a Ecopetrol en una petrolera más, al abandonar el papel de formulador de la política que tuvo en el pasado y a la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, encargada de estimular la exploración de petróleo.

Las cifras son contundentes. A partir de 2005, la producción petrolera en Colombia comenzó a revertir la caída iniciada en 1999. En los dos últimos años, el país dio un salto, al pasar de 561.000 barriles por día, en 2007, a 660.000 barriles en lo corrido de 2009, con la expectativa de cerrar este año con una producción de 700.000 barriles. Las regiones beneficiadas presentan una amplia diversidad y van desde los campos offshore en el Caribe hasta los Llanos Orientales.

El cambio en el modelo de contratación en Colombia se dio simultáneamente con una afortunada combinación de factores en el entorno internacional. El aumento de los precios del petróleo, por encima de sus niveles de largo plazo, ha llevado a que la explotación de crudos pesados sea rentable. Esto permitió que áreas importantes en Colombia, caracterizadas por este tipo de crudos, aumentaran su atractivo.

Además, en los últimos años ha ocurrido un rápido avance de la tecnología para la exploración y explotación de crudos pesados. En la exploración, los sistemas de sísmica en 4D que se utilizan en la actualidad ofrecen una información mucho más precisa que la disponible hace apenas pocos años. Algo similar ha ocurrido en la explotación, donde los sistemas de inyección de vapor han permitido incrementar sustancialmente la recuperación de crudos pesados, pues elevan los porcentajes de recuperación y permiten trabajar a mayores profundidades.

Todo ello elevó las probabilidades de encontrar yacimientos nuevos, permitió una mayor producción de los pozos ya existentes e incrementó las posibilidades de lograr explotaciones rentables a partir de pequeños descubrimientos. La dinámica de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en la entrega de bloques permitió materializar este potencial. Hace cinco años, solo el 12% de las tierras aptas para exploración de petróleo estaban colocadas en el mercado. Hoy, está en estudio, explotación o producción cerca del 45% del total.

Así, mientras en 1999 Cusiana llegó a representar el 54% de la producción petrolera, hoy las dos terceras partes de la producción corresponden a yacimientos antiguos que se están revitalizando y, solo una tercera parte -en el corto plazo-, se refiere a yacimientos nuevos. "Los nuevos descubrimientos van a aportar 100.000 barriles día", explica Zamora.

La actividad combinada de Ecopetrol y las compañías extranjeras es la clave que permitió lograr los resultados. La transformación de Ecopetrol, que hoy actúa como una empresa petrolera que compite en un entorno de mercado, se reflejó en un incremento de las inversiones en desarrollo de campos que llega a US$2.800 millones, en comparación con una inversión total de la empresa que era de US$500 millones en 2003, según explica Javier Gutiérrez, presidente de la compañía. Así, Ecopetrol pasó de perforar directamente un pozo en 2004, a 15 pozos en 2008. En el mismo periodo, pasó de producir 367.000 barriles diarios, a 447.000 el año pasado. La meta este año es perforar 30 pozos y producir 457.000 barriles.

Más jugadores

Si bien, el 58% de la producción petrolera del país está hoy en manos de Ecopetrol y sus asociadas, el 42% restante es alimentado por compañías de todos los tamaños y nacionalidades. Hoy existe un espacio muy favorable para la explotación por parte de empresas pequeñas, en campos con reservas totales de entre 2 y 3 millones de barriles, que resultan atractivos para ellas pero no para las gigantes.

Un caso muy interesante dentro del nuevo modelo, el cual ilustra las posibilidades de incrementar el rendimiento de los pozos, es el de Pacific Rubiales Energy, que en 2007 inició trabajos en el campo Rubiales, del cual es socio Ecopetrol. La producción de Rubiales en 2007 era de 14.000 barriles diarios, mientras que hoy alcanza los 75.000 barriles diarios, con una expectativa de llegar a 170.000 a finales de 2010. El campo Rubiales fue descubierto en 1982, pero su desarrollo había sido limitado por tratarse de un crudo pesado, cuya extracción resultaba muy costosa frente a los precios internacionales de la época.

La llegada de Pacific Rubiales en 2004 cambió la situación, pues esta firma aportó la experiencia de ingenieros, geólogos y expertos que durante 25 años estuvieron vinculados con Pdvsa en Venezuela y conocían las últimas tecnologías para desarrollar crudos pesados. Buena parte de ellos había trabajado en la Franja Orinoco, donde se ha obtenido incrementos de la producción en los últimos 25 años, al mismo tiempo que se ha reducido el impacto ambiental. "El campo Rubiales tiene características muy parecidas a los de Venezuela, particularmente los de la franja del Orinoco, y se pudo utilizar la tecnología que por muchos años habíamos aplicado exitosamente allí", asegura José Francisco Arata, presidente de Pacific Rubiales Energy. 

Rubiales es un caso destacado, pero no el único. Dentro de los nuevos jugadores hay empresas de países como la India (Reliance), Argentina (Tecpecol), Estados Unidos (Columbus) y Canadá (Pacific Rubiales, Canacol y Petrominerales). Eso, sin incluir a los grandes que ya estaban,como Occidental, BP y Chevron Texaco.

Aunque la mayoría de empresas están en fase exploratoria, hay algunas que han logrado encontrar yacimientos nuevos. Petrominerales, por ejemplo, tuvo su primer descubrimiento en 2006 en los Llanos Orientales, en el campo conocido como Corcel, ubicado entre Meta y Casanare, donde hoy extrae 18.000 barriles al día. En 2008 inició el desarrollo del campo Mapuche, en Casanare, donde produce unos 3.000 barriles día.

Otras empresas han logrado aumentar sus niveles de producción. Tal es el caso de Rancho Hermoso, adquirida el año pasado en un 100% por Canacol Energy, listada en la Bolsa de Toronto y con sede en Calgary, Canadá. Las primeras operaciones desarrolladas por esta compañía se circunscriben a los campos Rancho Hermoso y Entrerríos, ambos en asocio con Ecopetrol. Estos dos campos tienen una producción estimada de 3.000 barriles diarios de petróleo. Félix Betancourt, gerente de Rancho Hermoso, explica que con nuevas inversiones en tres pozos productores más antes de diciembre de este año, esperan llevar a 6.000 barriles diarios la producción. Estas inversiones se estiman en unos US$15 millones.

 Canacol participa también con el 10% en el bloque Ombu, operado por Emerald Energy, ubicado en las inmediaciones de San Vicente del Caguán, donde la compañía tiene expectativas positivas.

 De acuerdo con Betancourt, existe un claro interés de inversionistas canadienses por explorar en territorio colombiano, pues "los canadienses piensan que Colombia es el país con mayor estabilidad jurídica y mejores condiciones fiscales y legales para el desarrollo de negocios petroleros".

Otras compañías se están concentrando en la fase exploratoria, como es el caso de Columbus Energy, empresa de capital estadounidense que entró hace tres años a Colombia. La firma participa actualmente en tres bloques como operador, aunque tiene en total 9 bloques asignados. De ellos, 8 están en los Llanos Orientales y uno en Putumayo. Columbus es filial de Remora Energy de Estados Unidos, especializada en servicios petroleros. Los campos asignados a esta compañía tendrán un desarrollo grande en exploración en los años 2010 y 2011.

Columbus planea invertir en Colombia cerca de US$50 millones en los dos primeros años de desarrollo de los campos asignados en las rondas de 2008. La compañía tiene ya en producción, Oropéndula, un campo de 1.500 barriles diarios de petróleo, en donde continúan las exploraciones.

Los retos

La ANH sigue adelante con su agenda y en 2010 habrá una nueva ronda de colocación de áreas. "Vamos a ofrecer casi todas las áreas disponibles en el país", afirma Armando Zamora. "Nuestra expectativa para 2010 es más modesta que en rondas anteriores, porque todavía no hemos salido de la crisis. Las empresas grandes están reenfocando sus inversiones hacia áreas de menor riesgo, y las áreas que vamos a ofrecer tienen menos información y están en zonas de difícil acceso. Sabemos que no se va a colocar ni la mitad el año entrante, pero las que no se coloquen se ofrecerán periódicamente cada uno o dos años. Mientras tanto, se seguirá adquiriendo información geológica sobre ellas".

El nuevo modelo plantea grandes retos en dos áreas. Por una parte, resolver cuellos de botella que obstaculizan el crecimiento adicional de la producción. Por otra, el manejo de las regalías a las regiones será el foco de intensa controversia.

El principal cuello de botella en los próximos años es la falta de infraestructura para el transporte del petróleo que se produce en regiones alejadas.

Ecopetrol ha tomado la iniciativa en este frente. A mediados de septiembre se reunió con las compañías medianas y pequeñas para buscar anticipar sus necesidades de transporte. Como explica Pedro A. Rosales, vicepresidente ejecutivo Downstream de Ecopetrol, "la alternativa para los pequeños es ir creciendo la infraestructura y habilitar puntos de acceso. Se ha ampliado la capacidad de descargaderos como Araguaney y Apiay, cerca de Yopal, que son alternativas más cercanas para llevar el petróleo y conectarlo al oleoducto a través de tubos de menor tamaño".

Ecopetrol también tiene proyectos de inversión por US$350 millones para hacer más eficiente el transporte de volúmenes agregados en los oleoductos de los Llanos. Hay en curso inversiones por US$1.200 millones para aumentar la capacidad de los oleoductos en un millón de barriles. Dentro de estas inversiones están el oleoducto de Rubiales (US$530 millones), el Poliducto Andino (US$300 millones), el Oleoducto Colombia (US$100 millones) y la Estación cerca al Porvenir (US$34 millones).

El tema del manejo de las regalías, por su parte, será complicado. Rudolf Hommes, ex ministro de Hacienda, es contundente al respecto: "Las bonanzas siempre nos han hecho daño, pues no se planean. Cusiana se fue y no pasó nada", afirma. Insiste en que si va a haber un boom se debe manejar en forma prudente para que este se traduzca en desarrollo. "Tenemos que ponernos de acuerdo en cómo vamos a invertir estos recursos de modo equitativo. No estoy de acuerdo con que tengan que ir donde aparezca el hidrocarburo, pues el recurso es de todos. Las finanzas departamentales son muy desorganizadas, no hay planeación y hay gran despilfarro y corrupción. Lo ideal sería invertir en educación para los niños y en infraestructura, para terminar lo que nunca se ha hecho. Hay que invertir en crear riqueza", propone.

Por su parte, Mauricio Cárdenas, senior fellow and director Latin America initiative, de Brookings Institution, afirma que "la bonanza de los años noventa se fue al gasto corriente y el peso se apreció, agravando los problemas de competitividad. Tenemos que aprender de nuestras propias experiencias. El problema es que las rentas petroleras entran al presupuesto general y no hay forma de direccionarlas para un propósito específico. Se requeriría una nueva institucionalidad que refleje un consenso y pueda generar mayor ahorro", señala. Cárdenas propone que los futuros excedentes de la renta petrolera total (por encima de su nivel actual, que debe estar por los lados de $10 billones) se deberían utilizar para desmontar los impuestos parafiscales, sin que el Sena y el ICBF vean reducidos sus ingresos, y en el desarrollo de infraestructura de transporte.

Alejandro Gaviria, decano de Economía de la Universidad de los Andes, considera que hay que empezar por modificar el tema de las regalías. "Las bonanzas no han sido un factor de desarrollo, pues generan presiones muy complejas y una rapiña a nivel regional. Hay que limitar las transferencias que se hacen a las regiones por habitante, darle más flexibilidad al Fondo Nacional de Regalías, para que el Gobierno Central recupere la potestad de la inversión y revisar la ley de coberturas plenas", señala. Gaviria ha estudiado en detalle el caso de Casanare, que durante los últimos diez años ha recibido alrededor de $9 billones en rentas petroleras sin que estos recursos se hayan traducido en una reducción sustancial de la pobreza, más empleo formal ni más ahorro. Gaviria explica que si bien prohibir la inversión en otros proyectos productivos mientras no se tengan coberturas plenas en educación, salud y agua potable es una medida bien intencionada, está generando ineficiencias e inversiones disfrazadas. Por esto, hay que volver a pensar en un Fondo de Estabilización Petrolera.

Juan Camilo Restrepo, ex ministro de Hacienda, reafirma esta última apreciación: "el país requiere con apremio volver a establecer un fondo de estabilización de los fondos petroleros".

Los expertos coinciden en que, dada la dificultad de modificar el sistema de regalías, que requiere cambios constitucionales, esta debería ocurrir antes que la bonanza se materialice, pues cuando los recursos tengan dueño será más difícil hacer cualquier cambio sobre su destinación.

Colombia está ante una gran oportunidad. Puesto que el aumento de producción va a ocurrir de manera relativamente pausada, el país tiene la posibilidad de prepararse para aprovechar los recursos que dejará el petróleo con el fin de mejorar la competitividad. El modelo petrolero está funcionando y sus resultados podrían ser incluso muy superiores a los que hemos visto hasta ahora, en el caso de que se confirme un hallazgo importante en los próximos años. Si no avanzamos en el fortalecimiento del marco institucional para manejar la bonanza, corremos el riesgo de que todo este esfuerzo se vea opacado por resultados indeseables, como revaluación, inflación, mayor gasto público y, lo peor, más corrupción y violencia en las regiones.

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