| 5/31/1998 12:00:00 AM

Petróleo para chicos

Las nuevas modalidades de contratación petrolera abren excelentes oportunidades para las compañías pequeñas.

A los inversionistas pequeños les llegó la oportunidad de hacer dinero con el petróleo. Dentro de un panorama de hidrocarburos cada vez menos favorable para Colombia, la nueva modalidad de contratación por subasta que ha iniciado Ecopetrol les ha abierto la posibilidad de explotar campos demasiado pequeños para las multinacionales.



Si se cumplen las expectativas, los pequeños inversionistas podrían ser parte de la clave para que Colombia no pase a ser un importador neto a partir del año 2004.



Se abre la subasta



Los grandes hallazgos de Caño Limón, Cusiana y Cupiagua estimularon la idea de que somos un país petrolero. Caímos en la complacencia y Colombia perdió la iniciativa en materia de exploración, la cual bajó aceleradamente, de más de 60 pozos por año en 1990 a apenas 20 en 1997.



Como resultado, las reservas remanentes son bajas en la actualidad. Con un aumento en la demanda de hidrocarburos líquidos estimado en un 4% anual, Colombia se convertiría en importador neto de petróleo a partir del año 2004. Esto es grave, porque el país ya gastó los recursos de la supuesta bonanza petrolera y los años que vienen estarán dedicados a repagar la inversión que se hizo para sacar el petróleo de estos campos. La gran pregunta es con qué se van a hacer esos pagos.



Pero esta situación está cambiando. En octubre de 1997 la Junta Directiva de Ecopetrol aprobó una serie de proyectos de diferentes magnitudes y modalidades, destinados a estimular la participación de inversionistas grandes y pequeños en exploración y producción.



Para que no entremos en déficit de hidrocarburos, es necesario que entre los años 1998 y 2010 se descubran entre 3.000 y 5.000 millones de barriles de nuevas reservas. Con base en la información geológica disponible, se estima un potencial de hidrocarburos de 37.000 millones de barriles de reservas (MBE), de los cuales 24.000 corresponden a áreas activas y 13.000 millones a áreas inactivas.



El reto es grande, pues la inversión requerida para los hallazgos es de US$4.000 millones en los próximos 5 años. Para generar nuevas opciones que permitan incrementar la base actual de las reservas, Ecopetrol va a realizar dos rondas de licitación que serán adjudicadas en julio y septiembre de 1998, en las cuales se ofrecerán 36 proyectos para exploración y explotación de hidrocarburos, en las que podrán participar inversionistas de todos los tamaños.



Los nuevos proyectos



El contrato de asociación en el que Ecopetrol y la compañía operadora van 50%-50%, ha estimulado el desarrollo de los grandes campos, pues funciona bien sólo en áreas activas donde es posible explotar grandes economías de escala, infraestructura disponible, madurez del mercado y un buen nivel de conocimiento geológico.



Por este motivo, la exploración petrolera se ha concentrado en sólo 4 de las 18 cuencas sedimentarias que hay en el país: los Llanos Orientales (incluyendo Piedemonte), los valles superior y medio del Magdalena y la región del Putumayo, y otras cuencas medianamente exploradas como las del Catatumbo y el valle inferior del Magdalena.



Sin embargo, esta fórmula ha dejado de lado otros negocios, que no son atractivos para las estas compañías por su pequeño tamaño y elevado riesgo, pero que pueden ser desarrollados por compañías medianas y pequeñas. Este es el caso de los descubrimientos de hidrocarburos gaseosos, la exploración y producción en áreas inactivas, la exploración en áreas con potencial para campos pequeños y el desarrollo de producciones incrementales en campos que ya se están agotando, pero cuya producción podría aumentar con nueva tecnología.



Con los procedimientos tradicionales y el nivel de escala de las grandes compañías petroleras, nunca es posible sacar el 100% del petróleo de un campo, pues los costos no lo permiten. La estructura de costos también hace que los campos menores, que en Colombia oscilan entre 10 millones y 20 millones de barriles, no sean atractivos.



Para poder sacar este petróleo y aprovechar la capacidad técnica y humana que existe en el país, Ecopetrol se ingenió una serie de proyectos bajo condiciones especiales, algunos de los cuales ya salieron a licitación pública y el resto lo harán próximamente.



Por otro lado, a raíz de la apertura petrolera de Venezuela se conformaron consorcios dispuestos a invertir en ese país, pero que no lograron cumplir las exigencias. Ellos están dispuestos a venir a Colombia a explorar las diferentes opciones que Ecopetrol está ofreciendo en exploración y explotación.



Exploración



Las nuevas modalidades de contratación pueden resultar muy productivas en las áreas inactivas y en los campos menores.



Para las áreas inactivas alejadas de la infraestructura existente, hay poca información geológica disponible. Además, conllevan una gran complejidad técnica, pues los tiempos y costos de exploración son enormes. Los riesgos también son mayores que en los campos más grandes. Para la exploración de estas áreas se están ofreciendo estímulos económicos que están por encima de las condiciones que brinda el actual contrato de asociación del 50%-50%.



Por su parte, los campos menores, que en Colombia oscilan entre 10 y 20 millones de barriles, sólo son atractivos para compañías pequeñas, que trabajan con una estructura de costos bajos. Muchos de estos campos han sido descubiertos por las compañías grandes, que al dimensionar su tamaño deciden que no son rentables y los devuelven a Ecopetrol. Estos están ubicados en áreas que ya han sido estudiadas en el Magdalena medio, los Llanos y el Huila.



En el esquema que se está planteando, la compañía hace la inversión y Ecopetrol se reserva un mínimo del 5% de la producción, después del 20% de las regalías que van a las regiones. La licitación se resuelve por una subasta, en la que se escoge a la empresa que le dé a Ecopetrol el mayor monto, por encima de ese 5%. Si la firma operadora encuentra más petróleo del que se pensaba, el exceso es para el operador que asumió el riesgo.



Explotación



Los campos que revirtieron a Ecopetrol porque ya están en su etapa de descenso pueden generar importantes reservas incrementales, aunque sólo bajo un nuevo esquema de riesgo. Estos tienen reservas ya descubiertas, de modo que no hace falta la actividad exploratoria, pero es necesario aplicar tecnologías de punta que permitan optimizar la operación y mejorar el recobro de hidrocarburos.



Este tipo de trabajo se adecúa más fácilmente a un contrato en el cual el inversionista aporta tecnología y capital y obtiene como retribución una participación sobre la producción incremental. La compañía o el consorcio invierten bajo su propio riesgo. En la licitación se establece cuánto por encima del 25% está dispuesta la compañía a entregarle a Ecopetrol.



PetroColombia, en unión con Halliburton y Western Atlas, es el único consorcio que ya tiene un proyecto de producción incremental, en Tibú, en el Norte de Santander. Este es un campo antiguo que está declinando.



Por otro lado, hay campos descubiertos pero no desarrollados, en los cuales con sísmica y sensores remotos se ha detectado una estructura que puede o no tener petróleo. Estos campos van a ser licitados bajo el esquema de contrato de servicios de producción, interesante para compañías medianas y/o pequeñas. Las incógnitas geológicas son enormes. La licitación la decide quién le paga más a Ecopetrol por barril producido y transportado, como tarifa por servicios. Existe un rango que varía con el precio internacional.



Las licitaciones



La primera ronda de licitaciones de 17 proyectos ya se abrió y éstos serán asignados en julio de este año. Han solicitado precalificación 57 compañías en las opciones de áreas activas, áreas inactivas, contratos de riesgo compartido y producción incremental. Entre las compañías interesadas están BP, Amoco, Texas, Shell, Oxy, Chevron, Total, Esso, Conoco, Arco y 19 compañías de Uruguay, Estados Unidos, Canadá, República Checa, Japón y Venezuela.



La segunda ronda consiste de 19 proyectos y salió al público el pasado 26 de mayo. Para fomentar la participación del capital nacional en la segunda ronda de proyectos que se van a licitar, se han destinado 5 proyectos en la opción de campos descubiertos no desarrollados, los cuales se ofrecerán a compañías nacionales, que podrán presentar sus ofertas de manera individual o en consorcios con otras empresas nacionales o extranjeras. Sólo hay una compañía nacional, Inaquímica, que pertenece al Grupo Empresarial Bavaria. Es una de las compañías inversionistas en Volcanera.



El éxito en estas nuevas iniciativas le puede representar al país seguir siendo autosuficiente en petróleo a partir del año 2004. Colombia no sólo no tendría que importar petróleo, lo que desde el punto de vista de la balanza comercial es una excelente noticia, sino que podría compensar la caída en las regalías a las regiones que ocurriría con el descenso de la producción proyectado hasta ahora.
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