| 3/19/2004 12:00:00 AM

Petroleo si, pero.

Un nuevo contrato petrolero definirá la suerte del país en esta materia. Todo depende de su acogida entre los inversionistas.

Hace ya varios años que se habla de la preocupante reducción de la producción y de las reservas de petróleo. De hecho, si la tendencia se mantiene, Colombia pasará a ser importador neto de crudo a partir de 2007, con un fuerte impacto sobre las finanzas públicas y la balanza de pagos. Se estima que en esta eventualidad, el Estado dejaría de percibir alrededor de $2,5 billones anuales entre 2003 y 2014, en tanto que la disminución de divisas petroleras sería del orden de US$19.000 millones.

El tiempo pasa y, aunque se ha avanzado en algunos aspectos, como la flexibilización de la contratación entre Ecopetrol y los particulares, así como la del sistema de regalías para estimular proyectos pequeños y medianos y la agilización del proceso de licencia ambiental, el país no atrae la inversión extranjera que necesita para reactivar la exploración de petróleo. Actualmente, se perforan menos de 30 pozos al año, cuando se requiere un mínimo de 60 para garantizar la sostenibilidad petrolera del país.

Además, Colombia ha perdido competitividad petrolera. Mientras que en 1999, el país ocupaba el puesto 12 en el ranking de la IHS, hoy ocupa el número 31. Las razones son múltiples. Por una parte, las condiciones geológicas no son las mejores. Mientras que la probabilidad de éxito de un pozo en Colombia es de 15%, en Venezuela es de 80%. Históricamente, los yacimientos que se descubren son pequeños, inferiores a los 20MMbl. De otra parte, la rentabilidad relativa para el inversionista -que resulta del tipo de contrato que se ofrece, y de los riesgos en que debe incurrir, como de seguridad, políticos y jurídicos- ha dejado de ser atractiva, a lo cual se suma la ausencia de una importante canasta de proyectos.

Con el ánimo de darle un nuevo impulso a la actividad de perforación en el país, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), entidad que surgió de la escisión de Ecopetrol y que es la nueva administradora de estas reservas, prepara un nuevo contrato.

En él, a diferencia de los esquemas anteriores, el Estado ya no participa como socio, el 100% de la producción, después de regalías, es del contratista y hay una mayor flexibilidad operativa. De la misma manera que en el contrato anterior, el contratista deberá pagar unas regalías en especie, las cuales son escalonadas para estimular los proyectos pequeños y medianos y deberá cancelar unos impuestos al Estado.

Adicionalmente, el contrato establece unas contraprestaciones o derechos económicos para el Estado por medio de la ANH, cuando el precio internacional del crudo sea superior a un precio base o cuando la producción acumulada sea mayor a 5MMbl de hidrocarburos líquidos.

El contrato ha sido muy bien recibido por todas las partes, en la medida en que elimina la participación del Estado y da mayor autonomía operativa. Sin embargo, a juicio de varios potenciales inversionistas, el punto de los derechos económicos le resta atractivo pues limita la capacidad de recompensa por precios altos en un país con grandes riesgos -geológicos y demás- y baja rentabilidad y prospectividad.

Si bien en el tema de riesgo geológico es poco lo que se puede hacer, el Estado sí puede trabajar en la prospectividad con el fin de atraer más inversionistas. Ni siquiera un contrato que ofreciera las mejores condiciones económicas posibles sería atractivo si no hay proyectos en qué invertir.

Para garantizar la sostenibilidad petrolera, el país requiere perforar 60 pozos al año. Pero para que esto sea posible, es necesario identificar dónde podrían estar estos pozos, mediante una canasta de proyectos. Es decir, para que los inversionistas lleguen, el Estado tiene que hacer un calentamiento de áreas que, a juicio de los expertos, podría costar US$600 millones. Ecopetrol va a invertir alrededor de US$135 millones este año, lo que deja un faltante de US$465 millones que tiene que salir a buscar.

Si el Estado no tiene los recursos, se podría pensar en formas que les permitan a los inversionistas privados hacer esta labor. Una alternativa que propone Alejandro Martínez, presidente de la ACP, es que se extienda al sector petrolero el beneficio fiscal que en la reforma tributaria se le dio al sector empresarial por la reinversión de utilidades. Aquí la diferencia es que se hablaría de activos no productivos y habría que ver cómo se homologa a la norma ya existente.

Otra forma podría ser la emisión de bonos petroleros que permitan financiar la actividad de calentamiento de áreas y que puedan pagarse con el producto de los hallazgos.

De otra parte, en cuanto al retorno, las principales quejas están en el government take, que se considera muy alto, ya que en ausencia de las contraprestaciones económicas que establece el nuevo contrato, el cubrimiento del riesgo pasaría del 55% del contrato anterior al 60%. Con las contraprestaciones, este se reduce a un 58%.

El otro punto que molesta a los inversionistas extranjeros es el de la inseguridad jurídica. No hay confianza en el sistema judicial y tampoco en el arbitramento colombiano.

Los anteriores son puntos que vale la pena tener en cuenta, si realmente se quiere reactivar la exploración en el país. No hay que olvidar que en materia de inversión, la competencia es con un gran número de países que están detrás de lo mismo, el inversionista extranjero. Hay que encontrar la manera de mejorar la competitividad relativa de los proyectos. Para muchos, esto se lograría con un contrato de concesión limpio, basado en regalías e impuestos. Pero aún así, no sería suficiente.

Las decisiones que se tomen en este momento son determinantes y el país debe decidir si verdaderamente quiere ser o no productor de petróleo. Lo cierto es que estamos en un círculo vicioso en el que el riesgo alto, la rentabilidad baja y la prospectividad baja llevan a poca exploración, la cual a su vez redunda en una menor prospectividad.
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