| 7/22/2005 12:00:00 AM

Cada barril cuenta

El cambio en la política de hidrocarburos ha permitido que se desarrolle una nueva clase de petroleras colombianas, que hoy producen el 3% del crudo y ya están empezando a explorar.

Rancho Hermoso S.A. produce hoy alrededor de 5.000 barriles diarios de petróleo (bdp) en dos campos en Casanare: Rancho Hermoso y Entre Ríos; tiene un proyecto exploratorio y dos semiexploratorios, acaba de pedir a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) una pequeña área en los Llanos Orientales llamada Río Cravo y está pendiente de otras hectáreas en Hato Bueno, Putumayo, para explorar.

Por su parte, el Grupo Petrotesting tiene una producción conjunta que alcanza los 8.000 bdp. Tiene tres contratos exploratorios y también solicitó a la ANH, junto con Colregistros, un área en el Valle del Magdalena Medio para hacer exploración. Además, acaba de internacionalizarse al liderar un consorcio al que le adjudicaron recientemente un contrato por US$645 millones para el desarrollo de unos campos de gas en México.

¿Qué tienen en común estas empresas? Que son petroleras pequeñas, de capital colombiano, que tienen su origen en pozos que habían sido perforados por Ecopetrol en la década del 80 y que estuvieron abandonados por años, pues su explotación no era viable económicamente para la estatal petrolera.

La transformación en la mentalidad que han vivido el país y la industria en los últimos años ha motivado varios cambios regulatorios (la adopción de un esquema de regalías variables, un nuevo modelo contractual, la escisión de Ecopetrol y la creación de la ANH) que, unidos a una excelente coyuntura de precios elevados (bordeando los US$60 el barril), han permitido el nacimiento de una industria petrolera local, fenómeno que todavía es incipiente.

Como producto de las 7 licitaciones de campos descubiertos no desarrollados que ha hecho Ecopetrol desde 1996, hay en el país alrededor de 20 campos pequeños operados por compañías colombianas como Petrotesting, Rancho Hermoso S.A., Inaquímicas, Kappa, Petronorte, Petrocol, Holsan, Unión Temporal Andina (Celsa, Inversiones Valin, Sature y Rancho Hermoso), Ismocol, Coltanques, Petrocolombia, Mohave, Unión Temporal Mocan (Conequipos, Move, Montec, AFE Ingeniería), Drilling and Workover Services DWS.

Estas 'petroleras colombianas' producen en conjunto alrededor de 15.000 bdp, el 3% de la producción total del país. Y según un sondeo realizado por Dinero, durante estos nueve años han invertido más de US$40 millones en esos campos. Aunque parece poco, el bajo nivel de reservas probadas vuelve prioritario para el gobierno el desarrollo de estos campos menores, pues cualquier barril contribuye a que el país no pierda su autosuficiencia, que está prevista por ahora para 2010.

Lo mejor es que estas empresas, que iniciaron produciendo en campos descubiertos no desarrollados e inactivos, han crecido en experiencia y hoy están dispuestas a asumir mayor riesgo e invertir más capital al emprender proyectos de exploración. De los 57 contratos de este tipo firmados desde agosto de 2004 por la ANH, 15 han sido contratados con empresas pequeñas y en su mayoría colombianas. Según Armando Zamora, presidente de la ANH, el objetivo a mediano plazo es que la participación de las pequeñas sea cada vez mayor, "pero este proceso será gradual y tomará mucho tiempo", dice.



El proceso

Durante años, Colombia se convenció de que era un país petrolero y de que el camino era atraer a las grandes compañías multinacionales. Sin embargo, Colombia es un país donde predominan los campos pequeños (menos de 40 millones de barriles MB) y en su historia solo ha tenido tres grandes descubrimientos (de más de 1.000 MB) después de largas etapas de alta exploración: La Cira Infanta en 1904, Caño Limón en 1986 y Cusiana y Cupiagua en 1992.

Según Ecopetrol, el 38% de las reservas probables de petróleo del país está en yacimientos inferiores a 10 MB, que no son atractivos para grandes compañías petroleras por economías de escala, pero constituyen una oportunidad rentable de negocio para otro tipo de inversionistas.

A medida que el país se dio cuenta de esto y fue más evidente el agotamiento de las reservas ante la ausencia de grandes descubrimientos, se fue produciendo un cambio de visión para atraer a inversionistas y compañías medianas y pequeñas.

Los primeros intentos se realizaron en 1996 cuando se adjudicó uno de 4 campos inactivos (Valdivia Almagro en Casanare a Petrotesting). En 1997, la ronda de campos descubiertos no desarrollados no tuvo éxito, pues coincidió con precios del petróleo que rondaban los US$10 por barril y procesos similares en Brasil y Venezuela. Y en la segunda ronda de este tipo en 1999, en la que se volvieron a ofrecer los mismos campos, solo un consorcio ofreció por Rancho Hermoso.

El consorcio estaba conformado por empresas de jubilados de Ecopetrol como ISP, Move, Var y otras como Invepetrol, Termotécnica, Industrias IVOR y Disnaequipos.

El poco éxito de estas rondas y la caída continua de las reservas de petróleo del país llevaron al gobierno a modificar la legislación petrolera para abrirles paso a las pequeñas empresas. Así se adoptó un esquema de regalías variables, en el cual a los pozos de menos de 5 MB se les bajó el nivel de regalías de 20 a 8% de la producción, se flexibilizó el modelo contractual y se hizo la búsqueda de campos candidatos. La acogida fue total, pues en 2003 se presentaron más de 70 ofertas. De los 13 contratos ofrecidos, se adjudicaron 12, y de ellos, 5 quedaron en manos de Petrotesting. En total, 24 compañías colombianas y una venezolana fueron las beneficiarias finales de este proceso, pues hacían parte de consorcios o uniones temporales como UT Mocan, UT Andina, UT II IB. A Petrotesting se le asignaron Puerto Barco, Río de Oro, La Rompida (Magdalena Medio), Chenche (Tolima) y La Punta (Casanare), lo cual le permitió continuar su consolidación. Pero compañías tradicionales del sector de servicios, como Ismocol y DWS Ltda., también se transformaron en operadoras. Dado el éxito de este proceso, en 2004 se ofertaron 11 campos más para los cuales se presentaron 21 compañías colombianas y 3 venezolanas con más de 50 ofertas. Se acaban de adjudicar 7 contratos. Las venezolanas Vetra (de ex funcionarios de PDVSA) y Sadeven fueron las beneficiadas. La primera con Arjona en Cesar y la segunda con Berlín y Bravo también en Cesar. La ronda permitió que nuevas compañías colombianas, tradicionales en el sector de servicios petroleros, se convirtieran en operadores. Es el caso de Cosacol, reconocida en la industria de transporte y oleoductos, que se hizo a La Mugrosa (Santander) y Serinpet a El Playón (Santander).

Estas compañías tendrán 8 meses para evaluar sus campos y, si deciden continuar, tendrán 10 años para desarrollarlos y recuperar la inversión. Inicialmente, tendrán que invertir cerca de US$500.000, pero muchas ya han expresado la intención de perforar pozos, lo cual multiplica el capital requerido.

Con estos procesos, la industria nacional ha revivido cerca de 20 campos cerrados durante años, de los 220 campos que tiene el país en producción hoy, convirtiéndolos en un excelente negocio para todos, ya que las regiones también se benefician pues estos inversionistas le dan trabajo a compañías de servicios y contratistas igualmente pequeños.

Y aunque cada vez es más difícil la identificación de campos, pues se están llenando las áreas conocidas donde había descubrimientos, todavía hay una gran cantidad de campos inactivos en los cuales buscar, comenta un vocero de Ecopetrol. Por esto, se espera que en el último trimestre de este año se presente una nueva ronda de licitaciones.



Nuevo ímpetu

Con la creación de la ANH en junio de 2003, como entidad dedicada en forma exclusiva a la administración de los recursos petroleros, se ha despertado un renovado interés por parte de los empresarios colombianos para explorar directamente nuevos pozos, una actividad que tradicionalmente realizaban para terceros. Por esto, al lado de multinacionales como Occidental, Repsol, Drummond, Hocol, BHP Billiton y Petrobras, entre otras, vemos hoy adjudicadas nuevas áreas -aunque mucho más pequeñas- para exploración a compañías colombianas como UT Esperanza (Geoproduction Oil & Gas Co.), Petrocolombia, Consorcio Petrotesting - Colregistros, Petróleos Colombianos, Alpha Consultores, Erazo Valencia, Integral de Servicios Técnicos, Hupecol, Parko Services y Rancho Hermoso.

"Estamos recibiendo cerca de 10 solicitudes por mes (la mitad es exitosa). Por tanto, estamos pensando hacer unas rondas más estructuradas cuando se den los primeros resultados de la parte exploratoria de este tipo de campos", afirma Armando Zamora, presidente de la ANH.

Con la exploración, el riesgo y las inversiones son mucho más altos. Mientras la inversión para reactivar un pozo puede estar entre US$300.000 y US$2 millones, la de exploración se ubica entre US$1 y US$6 millones.

Para el senador Hugo Serrano, las compañías colombianas no tienen el capital suficiente para participar en este proceso exploratorio. "Invertir en exploración entre US$0,5-1 millón es ridículo. Están esperando que las grandes perforen. Las empresas colombianas no tienen capital y muchas están constituidas con la cédula", afirma Serrano.

Sin embargo, para los empresarios de la industria, como Augusto Martínez, presidente de Petrocolombia, cada nueva empresa que se contrate es un nuevo promotor que gana el país. "Con el nuevo modelo no vamos a depender de loterías, sino de muchos pequeños esfuerzos que sumados nos van a llevar a no perder la autosuficiencia", afirma Zamora, de la ANH.

De hecho, según Ecopetrol, que realiza una labor casi de acompañamiento con los empresarios, estos están haciendo bien las cosas y contratan la mejor gente, se mueven, se nota que quieren ser grandes.

Pero el gobierno está consciente de que se necesitan recursos para la exploración. Por eso, creó el primer fondo de capital de riesgo para la industria.

Según Eduardo Elejalde, socio de Latin America Enterprise Fund Managers LAEF, la administradora seleccionada, el fondo, que ya cuenta con US$57,5 millones (de los US$100 millones que pretende), comenzó a evaluar el primer proyecto y podría hacer su primera inversión en menos de tres meses. Además, está en una labor de mercadeo internacional para llegar a los US$100 millones.

La importancia del fondo, que financiará hasta el 50% de los proyectos, es que comenzó a vincular el mercado de capitales con esta industria y ya obtuvo compromisos de algunos inversionistas institucionales (US$25 millones de Ecopetrol, alrededor de US$15 millones de 4 AFP y los restantes US$17,5 millones de inversionistas de la industria).

Independientemente de que se siga desarrollando este esquema, que ha comenzado a sumar barriles, el país debe continuar buscando grandes pozos. Estos esfuerzos no son excluyentes. Si bien estas empresas no van a resolver el problema de corto plazo, el desarrollo de unos empresarios nacionales será fundamental en el mediano plazo. Y, finalmente, cada barril cuenta.
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